Управляемый роторный инструмент



Управляемый роторный инструмент
Управляемый роторный инструмент
Управляемый роторный инструмент
Управляемый роторный инструмент
Управляемый роторный инструмент
Управляемый роторный инструмент
Управляемый роторный инструмент
Управляемый роторный инструмент
Управляемый роторный инструмент
Управляемый роторный инструмент
Управляемый роторный инструмент
Управляемый роторный инструмент
Управляемый роторный инструмент
Управляемый роторный инструмент
Управляемый роторный инструмент

 

E21B44 - Системы автоматического управления или регулирования процессом бурения, т.е. самоуправляемые системы, осуществляющие или изменяющие процесс бурения без участия оператора, например буровые системы, управляемые ЭВМ (неавтоматическое регулирование процесса бурения см. по виду процесса; автоматическая подача труб со стеллажа и соединение бурильных труб E21B 19/20; регулирование давления или потока бурового раствора E21B 21/08); системы, специально предназначенные для регулирования различных параметров или условий бурового процесса (средства передачи сигналов измерения из буровой скважины на поверхность E21B 47/12)

Владельцы патента RU 2435015:

СОНДЕКС ЛИМИТЕД (GB)

Группа изобретений относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Управляемый роторный инструмент, выполненный с возможностью монтирования в забойном буровом устройстве для корректировки направления бурения устройства, при этом управляемый роторный инструмент содержит трубчатый внешний корпус, по меньшей мере, один управляемый толкатель, подвижно закрепленный на корпусе для перемещения между выдвинутым положением, в котором управляемый толкатель касается стенки скважины, образованной буровым устройством, и убранным положением, в котором управляемый толкатель не касается стенки скважины, трубчатый вал, смонтированный внутри корпуса и выполненный с возможностью подсоединения на первом и втором своих концах к буровой колонне для передачи вращающего усилия к буровому долоту, при этом вал образует канал для прохождения бурового раствора к буровому долоту, камеру давления, образованную между валом и корпусом и соединяющуюся, по меньшей мере, с одним упомянутым управляемым толкателем для осуществления перемещения управляемого толкателя из убранного положения в выдвинутое положение, и поршень, подвижно смонтированный в трубчатом валу и выполненный с возможностью перемещения посредством заранее определенных изменений давления бурового раствора между первым осевым положением, в котором внутренняя часть вала соединяется непосредственно с камерой давления, что вызывает перемещение, по меньшей мере, одного упомянутого управляемого толкателя в выдвинутое положение для соприкосновения со стенкой скважины и корректировку направления бурения бурового устройства, и вторым осевым положением, в котором внутренняя часть вала не соединяется непосредственно с камерой давления для предотвращения перемещения одного или каждого упомянутого управляемого толкателя в выдвинутое положение. Обеспечивает надежную работу устройства при высоких давлениях бурового раствора. 2 н. и 25 з.п. ф-лы, 15 ил.

 

Настоящее изобретение относится к управляемым роторным инструментам для встраивания в буровое устройство и относится, в частности, но не исключительно, к таким инструментам, которые используются в индустрии бурения нефтяных и газовых скважин.

Известны управляемые роторные инструменты для встраивания в буровое устройство для корректировки направления бурения бурового устройства. Такие инструменты спроектированы для встраивания в буровую колонну и обычно содержат трубчатый внешний корпус для контакта со стенкой скважины, формируемой буровым устройством, содержащим инструмент, и пустотелый вал для передачи усилия с поверхности к буровому долоту бурового устройства. Вал образует канал для доставки бурового раствора к буровому долоту. Управляемый роторный инструмент этого типа раскрыт в заявке на патент WO 92/09783.

Предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения стремятся улучшить конструкцию управляемого роторного инструмента.

Согласно аспекту настоящего изобретения, предложен управляемый роторный инструмент, выполненный с возможностью монтирования в забойном буровом устройстве для корректировки направления бурения устройства, при этом управляемый роторный инструмент содержит:

трубчатый внешний корпус;

по меньшей мере, один управляемый толкатель, подвижно закрепленный на корпусе для перемещения между выдвинутым положением, в котором управляемый толкатель касается стенки скважины, образованной буровым устройством, и убранным положением, в котором управляемый толкатель не касается стенки скважины;

трубчатый вал, смонтированный внутри корпуса и выполненный с возможностью подсоединения на первом и втором своих концах к буровой колонне для передачи вращающего усилия к буровому долоту, при этом вал образует канал для прохождения бурового раствора к буровому долоту;

камеру давления, образованную между валом и корпусом и соединяющуюся, по меньшей мере, с одним упомянутым управляемым толкателем для осуществления перемещения управляемого толкателя из убранного положения в выдвинутое положение; и

поршень, подвижно смонтированный в трубчатом валу и выполненный с возможностью перемещения посредством заранее определенных изменений давления бурового раствора между первым осевым положением, в котором внутренняя часть вала соединяется непосредственно с камерой давления, что вызывает перемещение, по меньшей мере, одного упомянутого управляемого толкателя в выдвинутое положение для соприкосновения со стенкой скважины и корректировку направления бурения бурового устройства, и вторым осевым положением, в котором внутренняя часть вала не соединяется непосредственно с камерой давления для предотвращения перемещения одного или каждого упомянутого управляемого толкателя в выдвинутое положение.

Инструмент может дополнительно содержать направляющее средство на одном упомянутом поршне и упомянутом валу и определяющее направляющую дорожку, и ведомое направляющее средство на другом упомянутом поршне и упомянутом валу, при этом направляющая дорожка имеет, по меньшей мере, первую направляющую часть для зацепления ведомого направляющего средства для удержания поршня в его первом осевом положении, когда давление бурового раствора увеличивается, и, по меньшей мере, вторую направляющую часть для зацепления ведомого направляющего средства для удержания поршня в его втором осевом положении, когда давление бурового раствора увеличивается, и первое смещающее средство, перемещающее поршень из упомянутых первого и второго осевых положений.

Это обеспечивает преимущество, гарантирующее, что инструмент работает надежно даже при высоких давлениях бурового раствора.

Направляющая дорожка может иметь, по меньшей мере, одну третью направляющую часть, расположенную так, что упомянутое первое смещающее средство перемещает поршень в его третье осевое положение, когда давление бурового раствора уменьшается ниже первого заранее определенного уровня.

Первая, вторая и третья направляющие части могут быть взаимосвязаны так, что повторное приложение давления бурового раствора выше второго заранее определенного уровня заставляет поршень перемещаться поочередно в его первое и второе осевые положения.

Это обеспечивает преимущество, позволяющее инструменту переключаться более надежно между прямым и направленным режимами бурения даже в случае изменения давления бурового раствора в широких пределах.

В предпочтительном варианте осуществления направляющая дорожка содержит, по меньшей мере, один непрерывный паз вокруг поверхности направляющего средства, упомянутые первая, вторая и третья направляющие части выходят из этого паза, и упомянутое ведомое направляющее средство содержит, по меньшей мере, один ведущий штифт для зацепления с упомянутой ведущей дорожкой так, что осевое движение упомянутого поршня между упомянутым первым и упомянутым третьим осевыми положениями и между упомянутым вторым и упомянутым третьим осевыми положениями вызывает перемещение одного или каждого штифта вдоль упомянутого паза.

Инструмент может дополнительно содержать муфту для разъемного соединения корпуса и вала для его вращения.

Это обеспечивает преимущество, максимизирующее эффективность инструмента во время прямого режима бурения путем уменьшения трения скольжения инструмента в скважине во время прямого режима бурения.

Муфта может содержать, по меньшей мере, один кулачок, соединенный с упомянутой камерой давления, и подвижно прикрепленный к упомянутому корпусу и смещенный по оси от одного или каждого упомянутого управляемого толкателя, при этом, по меньшей мере, один упомянутый кулачок выполнен с возможностью разъемно зацеплять упомянутый трубчатый вал.

Это обеспечивает преимущество, состоящее в автоматической активации муфты, когда инструмент переключается из режима прямого бурения в режим направленного бурения. Путем обеспечения осевого смещения кулачков относительно управляемых толкателей обеспечивается преимущество в том, что управляемые толкатели и кулачки более восприимчивы к увеличениям давления раствора в камере давления, делая в то же время более простым смещение управляемых толкателей и кулачков посредством возвратных пружин в их положение, соответствующее прямому режиму бурения.

Инструмент может дополнительно содержать второе смещающее средство для смещения, по меньшей мере, одного кулачка для зацепления с упомянутым валом.

Муфта может содержать первый полый элемент муфты, смонтированный к одному упомянутому корпусу и упомянутому трубчатому валу и имеющий множество выступов, расположенных по кругу на его торцевой поверхности, второй полый элемент муфты, смонтированный на другом упомянутом корпусе и упомянутом валу и имеющий множество углублений для зацепления с упомянутыми выступами, и третье смещающее средство для перемещения первого и второго элементов муфты в положение зацепления, в котором выступы и углубления зацепляются друг за друга, предотвращая относительное вращение упомянутого корпуса и упомянутого вала, при этом упомянутые первый и второй элементы муфты выполнены с возможностью отсоединяться друг от друга, когда внутренняя часть вала соединяется непосредственно с упомянутой камерой давления.

Это обеспечивает преимущество в том, что муфта является более прочной.

Инструмент может дополнительно содержать средство ограничения потока, размещенное на каждом конце упомянутой камеры давления для ограничения потока раствора из упомянутой камеры давления для того, чтобы вызвать разность давлений внутри и снаружи упомянутой камеры давления.

Это обеспечивает преимущество, состоящее в возможности замены относительно менее прочных уплотнений в камере давления, которые могут неожиданно выйти из строя, что потребует извлечения инструмента из скважины для замены уплотнений, на относительно более прочные ограничители потока, которые выступают в роли протекающих уплотнений камеры давления. Это затем дополнительно обеспечивает преимущество в функционировании в качестве смазанных подшипников в режиме прямого бурения. Средство ограничения потока также вызывает падение давления, которое может быть определено на поверхности, или посредством подходящего инструмента для измерения во время бурения (MWD), для проверки того, что инструмент находится в направленном режиме бурения.

По меньшей мере, одно упомянутое средство ограничения потока может содержать внешний элемент и внутренний элемент, размещенный внутри упомянутого внешнего элемента так, что раствор должен протекать через зазор между упомянутыми внешним и внутренним элементами.

По меньшей мере, одно упомянутое средство ограничения потока может содержать лабиринтный блок.

По меньшей мере, один из упомянутых первого и второго элементов муфты может составлять единое целое с упомянутым внутренним элементом, и другой из упомянутых первого и второго элементов муфты может составлять единое целое с упомянутым внешним элементом.

Инструмент может дополнительно содержать средство индикации ориентации для индикации ориентации корпуса относительно трубчатого вала.

Это обеспечивает преимущество в обеспечении непрерывной индикации ориентации корпуса относительно вала, что в соединении с инструментом для измерения во время бурения (MWD), смонтированного в буровом устройстве, позволяет определять ориентацию управляемых толкателей относительно скважины во время работы бурового устройства.

Средство индикации ориентации может содержать, по меньшей мере, один магнит, закрепленный неподвижно относительно одного из упомянутых корпусов и упомянутого вала, и, по меньшей мере, одного магнитного датчика, неподвижно закрепленного на другом упомянутом корпусе и упомянутом валу.

По меньшей мере, один упомянутый магнитный датчик может быть датчиком Холла.

Инструмент может дополнительно содержать множество упомянутых магнитов, при этом не все упомянутые магниты расположены на одинаковом расстоянии вокруг оси вращения упомянутого вала относительно упомянутого корпуса.

Инструмент может дополнительно содержать множество упомянутых магнитных датчиков, при этом не все из упомянутых датчиков расположены на одинаковом расстоянии вокруг оси вращения упомянутого вала относительно упомянутого корпуса.

По меньшей мере, один упомянутый управляемый толкатель приспособлен для избирательной блокировки.

Это обеспечивает преимущество в возможности простой модификации поведения направленного бурения инструмента.

По меньшей мере, один упомянутый управляемый толкатель может быть съемным или подвижно смонтированным в канале в упомянутом корпусе посредством средства фиксации и может быть приспособлен для удаления снаружи из упомянутого канала посредством удаления упомянутого средства фиксации.

Это обеспечивает преимущество в возможности простой модификации или замены, или блокировки, то есть делая неактивным, или активации, если были перед этим заблокированы, управляемых толкателей на месте бурения.

Инструмент может дополнительно содержать третье смещающее средство для перемещения, по меньшей мере, одного упомянутого управляемого толкателя в выдвинутое положение.

Инструмент может дополнительно содержать, по меньшей мере, один тормозящий толкатель, выполненный с возможностью выступать из упомянутого внешнего корпуса для зацепления со стенкой скважины.

Инструмент может дополнительно содержать четвертое смещающее средство для выдвижения, по меньшей мере, одного упомянутого тормозящего толкателя из упомянутого корпуса.

В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения, представлен способ управления управляемым роторным инструментом, как определено выше, при этом способ содержит этапы, на которых прилагают усилие к ведущему валу бурового устройства, включающего в себя инструмент, для приведения в действие бурового долота бурового устройства.

Способ может дополнительно содержать этап, на котором корректируют направление бурения бурового устройства путем перемещения упомянутого поршня из упомянутого второго осевого положения в упомянутое первое осевое положение.

По меньшей мере, один упомянутый поршень толкателя может быть использован для приложения бокового усилия к буровому долоту.

По меньшей мере, один упомянутый поршень толкателя может быть использован для изгиба инструмента со стабилизатором, расположенным между инструментом и буровым долотом.

Сейчас будут описаны предпочтительные варианты осуществления изобретения, только в качестве примера и ни в каком ограничивающем смысле, со ссылкой на прилагающиеся чертежи, на которых:

Фиг.1A является видом бокового поперечного сечения первой части управляемого роторного инструмента первого варианта осуществления настоящего изобретения;

Фиг.1B является видом бокового поперечного сечения второй части инструмента, показанного на Фиг.1A;

Фиг.1C является видом бокового поперечного сечения третьей части инструмента, показанного на Фиг.1A;

Фиг.1D является видом бокового поперечного сечения четвертой части инструмента, показанного на Фиг.1A;

Фиг.1E является подробным видом поперечного сечения магнитного датчика ориентации инструмента, показанного на Фиг.1A;

Фиг.1F является подробным видом поперечного сечения муфты части инструмента, показанной на Фиг.1C;

Фиг.1G является подробным видом поперечного сечения вдоль линии X-X на Фиг.1C;

Фиг.2 является открытым видом направляющего средства инструмента на Фиг.1A до Фиг.1G;

Фиг.3 является видом осевого поперечного сечения датчика ориентации инструмента на Фиг.1A до Фиг.1G;

Фиг.4A и Фиг.4B являются импульсными диаграммами, показывающими сигналы, полученные от датчика ориентации Фиг.3;

Фиг.5 является подробным видом поперечного сечения кулачка и вала инструмента на Фиг.1A до Фиг.1G;

Фиг.6 является видом поперечного сечения части инструмента второго варианта осуществления изобретения;

Фиг.7 является видом поперечного сечения части управляемого роторного инструмента третьего варианта осуществления настоящего изобретения; и

Фиг.8 является видом с торца управляемого роторного инструмента на Фиг.7.

На Фиг.1A до Фиг.1G показан управляемый роторный инструмент 2 первого варианта осуществления настоящего изобретения. Инструмент 2 должен работать в буровом агрегате около низа колонны. Он также может работать а) непосредственно за буровым долотом с инструментом для измерения во время бурения (MWD) и со стабилизатором над ним между MWD и инструментом 2, или b) может работать в скважинном агрегате выше первого стабилизатора колонны (предпочтительно арбузного типа) с секцией гибкой трубы на обоих концах стабилизатора, и действовать так, чтобы отклонять долото, а не толкать долото при приведении в действие. В дополнение, если инструмент 2 является достаточно гибким, то инструмент может также быть использован для отклонения долота непосредственно во время работы в режиме (а), описанном выше, и может требовать стабилизатора (предпочтительно арбузного типа) между ним и буровым долотом, и может также требовать короткой секции муфты между стабилизатором и долотом. Если MWD расположен прямо над инструментом, то или стабилизатор колонны должен быть непосредственно сверху MWD или более предпочтительно между MWD и инструментом так, что агрегат инструмента является достаточно хорошо центрированным в скважине.

Инструмент 2 имеет полый вал 4, формирующий ведущий вал для встраивания в буровую колонну для передачи вращения с поверхности на буровое долото (не показано), подсоединенное к нижнему концу 6 ведущего вала 4. Ведущий вал 4 определяет канал 8 для доставки бурового раствора к буровому долоту. Ведущий вал 4 закреплен с возможностью вращения посредством верхних подшипников 10,12 и нижних подшипников 14, 16 во внутреннем корпусе 18.

Внешний корпус 20 имеет камеру 22 давления, в которой подвижно закреплен ряд управляемых толкателей 24. Каждый из управляемых толкателей 24 подвижно закреплен в щели в стенке корпуса 20 так, что поступление бурового раствора под давлением в камеру 22 давления прилагает направленную наружу силу к внутренним поверхностям управляемых толкателей 24 и приводит управляемые толкатели 24 в контакт со стенкой скважины (не показана), сформированной инструментом, противодействуя действию пружин 28. Управляемые толкатели 24 расположены так, что они могут быть удалены снаружи из щелей в стенке корпуса 20 посредством стандартных инструментов, что позволяет легко заменять или настраивать управляемые толкатели 24 на месте бурения без необходимости перемещения инструмента 2 в специализированную мастерскую.

Пара кулачков 30 также подвижно смонтированы в стенке внешнего корпуса и показаны более подробно на Фиг.1F. Кулачки 30 приводятся в зацепление с пазом 32 в полом валу посредством пружин 34 для предотвращения вращения корпуса 20 относительно вала 4. Поступление раствора под давлением в камеру 22 давления вызывает приложение давления бурового раствора на кулачки 30, что заставляет кулачки 30 выходить из паза 32, обеспечивая относительное движение между валом 4 и внешним корпусом 20, когда инструмент находится в режиме прямого бурения. Кулачки 30 смещены по оси относительно управляемых толкателей 24, в результате чего управляемые толкатели 24 выдвигаются из корпуса почти сразу, как придут в соприкосновение с буровым раствором под давлением, потому что управляемые толкатели 24 должны перемещаться на меньшую дистанцию, чем в случае с предшествующими конструкциями, в которых управляемые толкатели 24 и кулачки 30 были интегрированы друг с другом.

Фиг.5 является видом поперечного сечения, показывающим один из двух кулачков 30 в полном зацеплении с ведущим пазом 32 в валу 4. Паз 32 развальцован с одной стороны, чтобы позволить кулачку 30 легко войти в паз 32 и дать дополнительное время кулачку 30 для перемещения в паз 32, в то время как вал 4 немного поворачивается по часовой стрелке с поверхности с инструментом выше забоя.

Ограничители 36, 38 потока расположены на верхнем и нижнем концах камеры 22 давления соответственно. Ограничители 36, 38 потока имеют обычно одинаковую конструкцию, так что только верхний ограничитель 36 потока будет описан подробно. Верхний ограничитель 36 потока состоит из внутреннего цилиндрического элемента 40, прикрепленного к валу 4, и внешнего цилиндрического элемента 42, прикрепленного к корпусу 20. Внутренний цилиндрический элемент 40 концентрически расположен внутри внешнего цилиндрического элемента 42 так, что образуется узкий зазор 44 между элементами 40,42, через который может вытекать маленький процент раствора в камере 22 давления (обычно меньше 5%). Таким образом, ограничители 36,38 потока образуют протекающие уплотнители для камеры 22 давления и могут заменить менее прочные уплотнения, а также выступать в роли смазывающих подшипников, когда корпус 20 вращается относительно вала 4 в режиме прямого бурения. Ограничители 36,38 потока также вызывают падение давления, которое может быть определено с поверхности для проверки того, что инструмент находится в режиме прямого бурения. Подшипники 10, 12, 14, 16 расположены с каждой стороны ограничителей 36, 38 потока для минимизации боковых усилий, прилагаемых на ограничители 36, 38 потока, и таким образом также уменьшают крутящий момент на внешнем агрегате, когда инструмент 2 находится в направленном режиме.

Датчик 46 ориентации для индикации ориентации корпуса 20 относительно вала 4 показан с большими подробностями на Фиг.1E и содержит ряд размещенных равномерно постоянных магнитов 48, расположенных вокруг корпуса 20, и пары нерегулярно расположенных постоянных магнитов 40, расположенных на корпусе 20 вплотную к управляемым толкателям 24. Пара датчиков 52 Холла (на Фиг.1E показан только один из них) смонтирована на валу 4 напротив магнитов 48, 50 для обеспечения сигнала, показывающего ориентацию внешнего корпуса 20, и тем самым управляемых толкателей 24 относительно вала 4. Этот сигнал может быть использован в соединении с MWD инструментом (не показан) на ведущем валу 4 для обеспечения непрерывной индикации ориентации корпуса 20 относительно верхней части скважины, даже во время использования инструмента 2 в буровом устройстве.

Сигналы, полученные с датчиков 52 Холла, показаны с большей подробностью на Фиг.4A и Фиг.4B. Из-за нерегулярного расположения постоянных магнитов 50 верхняя временная диаграмма импульсов, полученных от датчика 52 Холла, будет содержать нерегулярный импульс 54, соответствующий расположению управляемых толкателей 24. Фиг.4A и Фиг.4B показывают пару сигналов, полученных для вращения по часовой стрелке и против часовой стрелки вала 4 относительно корпуса 20 соответственно. Таким образом, можно видеть, что относительное положение иррегулярных импульсов 54, полученных от каждого датчика 52 Холла, может также показывать направление вращения вала 4.

Поршень 56 подвижно закреплен в корпусе 5 поршня, который образует часть полого вала 4, и имеет ряд отверстий 58 в своей стенке для выхода бурового раствора из канала 8 через поршень 56 в камеру 22 давления, когда отверстия 58 совмещены с каналами 60, когда поршень 56 находится в своем самом нижнем положении в корпусе 20. Поршень 56 подсоединен к корпусу 5 посредством ведущей части 62, образованной во внешней поверхности поршня 56. Ведущая часть 62 показана более подробно на Фиг.2 и имеет непрерывное углубление 64 вокруг его окружности, захватывающее набор ведущих штифтов 66 в корпусе 5 поршня, и последовательность первых 68, вторых 70 и третьих 72 пазов, выступающих из непрерывного углубления 64. Поршень 56 толкается в направлении стрелки A на Фиг.1C посредством пружины 74 сжатия так, что когда давление бурового раствора не приложено, ведущие штифты 66 вводятся в зацепление с первыми пазами 68 посредством пружины 74 сжатия.

Для активации инструмента 2 в его режиме прямого бурения, как показано на Фиг.1C, находящийся под давлением буровой раствор проходит вниз по каналу 8 корпуса 5 поршня. До приложения давления раствора ведущие штифты 66 входят в чередующиеся первые пазы 68 ведущей части 62 под действием пружины сжатия 74. При приложении давления раствора давление раствора перемещает поршень 56 в направлении против стрелки A на Фиг.1C, преодолевая действие пружины 74 сжатия, заставляя ведущие штифты 66 перемещаться из первых пазов 68 вдоль углубления до вхождения во вторые пазы 70. Это затем позволит поршню 56 переместиться на незначительное расстояние вдоль корпуса 5 поршня, заставляя конец 63 поршня 56 упереться в прорезанный выступ 65 на нижнем конце 67 корпуса 5 поршня для предохранения ведущих штифтов от срезания. Поршень 56 будет двигаться вниз и упрется своим торцом на нижнем конце в уступы, образованные развальцовкой нижнего конца нижней секции корпуса 5 поршня. В этом положении отверстия 58 в поршне не соединяются с каналами 60 раствора, ведущими в камеру 22 давления, и таким образом находящийся под давлением раствор не попадет в камеру 22 давления. В результате управляемые толкатели 24 остаются втянутыми в корпус 20 посредством пружин 28, в то время как тормозящие толкатели 76 являются выдвинутыми из корпуса 20 посредством пружин 78 для зацепления со стенкой скважины, как показано более подробно на Фиг.1G. В то же время кулачки 30 выдвигаются пружинами 34 и остаются в зацепленном состоянии с пазом 32 в корпусе 5 поршня так, что внешний корпус 20 вращается вместе с валом 4.

Для переключения инструмента 2 в его режим направленного бурения давление раствора прекращается, в результате чего поршень 56 перемещается в направлении стрелки A на Фиг.1C под действием пружины 74 сжатия для приведения ведущих штифтов 66 в зацепление с чередующимися первыми пазами 68, следующими за вторыми пазами 70, вместо предшествующих вторым пазам 70. Когда давление раствора прилагается опять, поршень 56 движется против стрелки A на Фиг.1C, преодолевая действие пружины 74 сжатия, заставляя ведущие штифты 66 перемещаться вдоль углубления 64 до вхождения в третьи пазы 72. В результате поршень 56 может затем двигаться дальше вдоль корпуса 5 поршня, пока выступ 69 развальцованных пазов на нижнем конце поршня 56 не упрется в прорезанный выступ 65 на нижней секции 67 корпуса 5 поршня, приводя отверстия 58 в стенке поршня в соединение с каналами 60 раствора. Поршень 56 будет перемещен вниз дважды на расстояние, на которое он был перемещен для активации инструмента 2 в режиме прямого бурения, поскольку развальцованный профиль торца поршня 56 будет теперь проходить мимо уступов в канале корпуса 5 поршня. Это позволит находящемуся под давлением буровому раствору поступать в камеру 22 давления и выталкивать управляемые толкатели 24 из корпуса 20, преодолевая действие пружин 28. В то же время кулачки 30 выходят из пазов 32 в корпусе 5 поршня, в результате чего вал 4 может вращаться относительно корпуса 20. Управляемые толкатели 24 приводятся в соприкосновение со стенкой скважины, что вызывает отклонение от траектории бурового устройства. В то же время буровой раствор может протекать из камеры 22 давления через ограничители 36, 38 потока, в результате чего будет происходить падение давления, которое может быть определено на поверхности или с помощью MWD инструмента. Таким образом это обеспечивает индикацию того, что инструмент 2 находится в режиме направленного бурения.

Для переключения инструмента 2 обратно в режим прямого бурения давление раствора прекращается, в результате чего поршень 56 перемещается под действием пружины 74 сжатия вдоль канала корпуса 5 поршня для приведения ведущих штифтов 66 в зацепление с чередующимися первыми пазами 68, следующими за третьими пазами 72, предшествующими вторым пазам 70. В результате этого отверстия 58 в стенке поршня 56 не будут больше соединяться с каналами 60 раствора, в результате чего управляемые толкатели 24 и кулачки 30 втянутся посредством пружин 28, 34 соответственно. Если опять приложить давление раствора, то поршень 56 перемещается, преодолевая действие пружины 74, для приведения штифтов 66 в зацепление со вторыми пазами 70.

Каждый раз когда поршень 56 двигается вверх и вниз, он будет вращаться на 30 градусов каждый раз в одном направлении во время, по меньшей мере, части осевого перемещения. Вращение поршня 56 является средством, необходимым для достижения конечного результата поршня 56, останавливающегося после 55 мм или 110 мм перемещения. Перемещение 55 мм не приводит к совмещению отверстий 58 в поршне 56 с каналами 60 раствора в корпусе 5 поршня, в то время как перемещение 110 мм вызывает совмещение этих двух наборов отверстий 58, 60, и таким образом часть потока отклоняется в камеру 22 давления. Последовательность протекания и прекращения потока может бесконечно приводить каждый раз либо к неотклонению либо к отклонению потока. Таким образом, это означает, что состояние инструмента 2 будет или прямым или направленным с каждым чередующимся включением и выключением буровых насосов. Поток затем может меняться вверх и вниз по желанию, когда клапан находится в первом закрытом положении, и клапан будет оставаться закрытым в кольцеобразный зазор, как это всегда происходит, когда нет потока. Если поток остановлен и затем пущен повторно, поршень 56 клапана будет проходить 110 мм и клапан будет открываться в камеру 22 давления, между внутренним и внешним агрегатами. Когда он открыт, высокий минимальный поток требуется для удержания его от перекрытия боковых отверстий, и в этом состоянии на поршне 56 необходимо смонтировать полый наконечник. Было рассчитано, что приблизительно 1-1/4” должно быть достаточно в большинстве случаев, но размер будет сильно различаться в зависимости от скорости потока и плотности раствора.

Фиг.6 показывает часть инструмента второго варианта осуществления изобретения, в которой общие для варианта осуществления на Фиг.1A по Фиг.1G части обозначены одинаковыми ссылочными числами, но увеличенными на 100. Инструмент 2 на Фиг.6 имеет простой поршень 156, движущийся вверх и вниз, при этом не совершающий спирального движения по отношению к валу 104, и таким образом нет шарикоподшипникового агрегата и нет спирального паза снаружи верхней части поршня 156. Имеется выточенное углубление 164 на верхней части поршня 156, в котором сидит подпружиненный фиксирующий штифт 166, когда клапан, образованный поршнем 156, находится в закрытом положении. Штифт 166 действует в соединении со спиральной пружиной и фрикционным уплотнением для остановки поршня 156, увлекаемого вниз потоком раствора. Угол на стороне углубления или конструкция торца штифта 166 может быть изменен для изменения силы, требуемой для того, чтобы позволить поршню 156 двигаться вниз. Поршень 156 удерживается в верхнем положении, и клапан является закрытым в камеру 122 давления с помощью спиральной пружины 174, но имеется механизм подпружиненного фиксирующего штифта.

Дополнительный вариант осуществления изобретения показан на Фиг.7, и части, общие для варианта осуществления на Фиг.1A по Фиг.1G, обозначены одинаковыми ссылочными числами, но увеличенными на 200. Инструмент 202 имеет муфту 230, объединенную с верхним ограничителем 236 потока. Муфта 230 состоит из зацепляющих зубьев 290, 292, образованных на торцевых поверхностях внутреннего 240 и внешнего 242 цилиндрических элементов соответственно, которые образуют верхний ограничитель 236 потока, имеющий зазор 244. В режиме прямого бурения внешний элемент 242 муфты прижат посредством пружины 234 сжатия к внутреннему элементу 240 муфты так, что эти зубья 290, 292 цепляются друг за друга и заставляют корпус 220 вращаться вместе с валом 204. В режиме направленного бурения, однако, внешний элемент 242 муфты выведен посредством бурового раствора в камере 222 давления из зацепления с внутренним элементом 240 муфты, преодолевая действие пружины 274 сжатия так, что вал 204 может вращаться относительно корпуса 220. Фиг.8 показывает вид с торца двух ведущих колец 240, 242 муфты, сцепленных вокруг ведущего вала 204. Ведущие зубья 290, 292 являются очень толстыми для сопротивления быстроизнашивающим нагрузкам, возникающим из-за работы в среде раствора.

Специалисту в данной области техники будет очевидно, что указанные выше варианты осуществления были описаны только для примера, и ни в каком ограничивающем смысле, и что различные изменения и модификации являются возможными без выхода за пределы объема изобретения, как это определено прилагаемой формулой изобретения. Например, ведущая часть 62, имеющая углубление 64 и пазы 68, 70, 72, показанная на Фиг.2, может быть обеспечена на ведущем кольце вместо развальцовывания непосредственно в поршне 56. Также управляемые толкатели 24 могут быть обеспечены роликами для уменьшения осевого зацепления скважинного агрегата, когда инструмент 2 находится в режиме прямого бурения. В дополнение ограничители 36, 38 потока могут быть заменены лабиринтовым уплотнением.

1. Управляемый роторный инструмент, выполненный с возможностью монтирования в забойном буровом устройстве для корректировки направления бурения устройства, при этом управляемый роторный инструмент содержит:
трубчатый внешний корпус;
по меньшей мере, один управляемый толкатель, подвижно закрепленный на корпусе для перемещения между выдвинутым положением, в котором управляемый толкатель касается стенки скважины, образованной буровым устройством, и убранным положением, в котором управляемый толкатель не касается стенки скважины;
трубчатый вал, смонтированный внутри корпуса и выполненный с возможностью подсоединения на первом и втором своих концах к буровой колонне для передачи вращающего усилия к буровому долоту, при этом вал образует канал для прохождения бурового раствора к буровому долоту;
камеру давления, образованную между валом и корпусом и соединяющуюся, по меньшей мере, с одним упомянутым управляемым толкателем для осуществления перемещения управляемого толкателя из убранного положения в выдвинутое положение; и
поршень, подвижно смонтированный в трубчатом вале и выполненный с возможностью перемещения посредством заранее определенных изменений давления бурового раствора между первым осевым положением, в котором внутренняя часть вала соединяется непосредственно с камерой давления, что вызывает перемещение, по меньшей мере, одного упомянутого управляемого толкателя в выдвинутое положение для соприкосновения со стенкой скважины и корректировку направления бурения бурового устройства, и вторым осевым положением, в котором внутренняя часть вала не соединяется непосредственно с камерой давления для предотвращения перемещения одного или каждого упомянутого управляемого толкателя в выдвинутое положение.

2. Инструмент по п.1, дополнительно содержащий направляющее средство на одном упомянутом поршне и упомянутом вале и определяющее направляющую дорожку, и ведомое направляющее средство на другом упомянутом поршне и упомянутом вале, при этом направляющая дорожка имеет, по меньшей мере, первую направляющую часть для зацепления ведомого направляющего средства для удержания поршня в его первом осевом положении, когда давление бурового раствора увеличивается, и, по меньшей мере, вторую направляющую часть для зацепления ведомого направляющего средства для удержания поршня в его втором осевом положении, когда давление бурового раствора увеличивается, и первое смещающее средство, перемещающее поршень из упомянутых первого и второго осевых положений.

3. Инструмент по п.2, в котором ведущая дорожка имеет, по меньшей мере, одну третью направляющую часть, расположенную так, что упомянутое первое смещающее средство перемещает поршень в его третье осевое положение, когда давление бурового раствора уменьшается ниже первого заранее определенного уровня.

4. Инструмент по п.3, в котором первая, вторая и третья направляющие части являются взаимосвязанными так, что повторное приложение давления бурового раствора выше второго заранее определенного уровня заставляет поршень перемещаться поочередно в его первое и второе осевые положения.

5. Инструмент по любому из пп.2-4, в котором направляющая дорожка содержит, по меньшей мере, один непрерывный паз вокруг поверхности направляющего средства, и упомянутые первая, вторая и третья направляющие части выходят из этого паза, и упомянутое ведомое направляющее средство содержит, по меньшей мере, один ведущий штифт для зацепления с упомянутой ведущей дорожкой так, что осевое движение упомянутого поршня между упомянутым первым и упомянутым третьим осевыми положениями и между упомянутым вторым и упомянутым третьим осевыми положениями вызывает перемещение одного или каждого штифта вдоль упомянутого паза.

6. Инструмент по любому из пп.1-4, дополнительно содержащий муфту для разъемного соединения корпуса и вала для его вращения.

7. Инструмент по п.6, в котором муфта содержит, по меньшей мере, один кулачок, соединенный с упомянутой камерой давления, и подвижно прикрепленный к упомянутому корпусу и смещенный по оси от одного или каждого упомянутого управляемого толкателя, при этом, по меньшей мере, один упомянутый кулачок выполнен с возможностью разъемно зацеплять упомянутый трубчатый вал.

8. Инструмент по п.7, дополнительно содержащий второе смещающее средство для смещения, по меньшей мере, одного кулачка для зацепления с упомянутым валом.

9. Инструмент по п.6, в котором муфта содержит первый полый элемент муфты, смонтированный к одному упомянутому корпусу и упомянутому трубчатому валу и имеющий множество выступов, расположенных по кругу на его торцевой поверхности, второй полый элемент муфты, смонтированный на другом упомянутом корпусе и упомянутом валу и имеющий множество углублений для зацепления с упомянутыми выступами, и третье смещающее средство для перемещения первого и второго элементов муфты в положение зацепления, в котором выступы и углубления зацепляются друг за друга, предотвращая относительное вращение упомянутого корпуса и упомянутого вала, при этом упомянутые первый и второй элементы муфты выполнены с возможностью отсоединяться друг от друга, когда внутренняя часть вала соединяется непосредственно с упомянутой камерой давления.

10. Инструмент по п.1, дополнительно содержащий средство ограничения потока, размещенное на каждом конце упомянутой камеры давления для ограничения потока раствора из упомянутой камеры давления для того, чтобы вызвать разность давлений внутри и снаружи упомянутой камеры давления.

11. Инструмент по п.10, в котором, по меньшей мере, одно упомянутое средство ограничения потока содержит внешний элемент и внутренний элемент, размещенный внутри упомянутого внешнего элемента так, что раствор должен протекать через зазор между упомянутыми внешним и внутренним элементами.

12. Инструмент по любому из пп.10-11, в котором, по меньшей мере, одно упомянутое средство ограничения потока содержит лабиринтный блок.

13. Инструмент по любому из пп.9, 10, 11, в котором, по меньшей мере, один из упомянутых первого и второго элементов муфты может составлять единое целое с упомянутым внутренним элементом, и другой из упомянутых первого и второго элементов муфты может составлять единое целое с упомянутым внешним элементом.

14. Инструмент по любому из пп.4, 7-11, дополнительно содержащий средство индикации ориентации для индикации ориентации корпуса относительно трубчатого вала.

15. Инструмент по п.14, в котором средство индикации ориентации содержит, по меньшей мере, один магнит, закрепленный неподвижно относительно одного из упомянутых корпусов и упомянутого вала, и, по меньшей мере, одного магнитного датчика, неподвижно закрепленного на другом упомянутом корпусе и упомянутом валу.

16. Инструмент по п.15, в котором, по меньшей мере, один упомянутый магнитный датчик является датчиком Холла.

17. Инструмент по п.15, дополнительно содержащий множество упомянутых магнитов, при этом не все упомянутые магниты расположены на одинаковом расстоянии вокруг оси вращения упомянутого вала относительно упомянутого корпуса.

18. Инструмент по любому из пп.15-17, дополнительно содержащий множество упомянутых магнитных датчиков, при этом не все из упомянутых датчиков расположены на одинаковом расстоянии вокруг оси вращения упомянутого вала относительно упомянутого корпуса.

19. Инструмент по п.1 или 7, в котором, по меньшей мере, один упомянутый управляемый толкатель приспособлен для избирательной блокировки.

20. Инструмент по п.19, в котором, по меньшей мере, один упомянутый управляемый толкатель может быть съемным или подвижно смонтированным в канале в упомянутом корпусе посредством средства фиксации и может быть приспособлен для удаления снаружи из упомянутого канала посредством удаления упомянутого средства фиксации.

21. Инструмент по любому из пп.1-4, 7-11, 15-17, дополнительно содержащий третье смещающее средство для перемещения, по меньшей мере, одного упомянутого управляемого толкателя в выдвинутое положение.

22. Инструмент по любому из пп.1-4, 7-11, 15-17, 20, дополнительно содержащий, по меньшей мере, один тормозящий толкатель, выполненный с возможностью выступать из упомянутого внешнего корпуса для зацепления со стенкой скважины.

23. Инструмент по п.22, дополнительно содержащий четвертое смещающее средство для выдвижения, по меньшей мере, одного упомянутого тормозящего толкателя из упомянутого корпуса.

24. Способ управления управляемым роторным инструментом в соответствии с любым одним из пп.1-23, содержащий этапы, на которых прилагают усилие к ведущему валу бурового устройства, включающего в себя инструмент, для приведения в действие бурового долота бурового устройства.

25. Способ по п.24, дополнительно содержащий этап, на котором корректируют направление бурения бурового устройства путем перемещения упомянутого поршня из упомянутого второго осевого положения в упомянутое первое осевое положение.

26. Способ по п.25, в котором, по меньшей мере, один упомянутый поршень толкателя используется для приложения бокового усилия к буровому долоту.

27. Способ по любому из пп.24 и 25, в котором, по меньшей мере, один упомянутый поршень толкателя используется для изгиба инструмента со стабилизатором, расположенным между инструментом и буровым долотом.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин на девонские отложения. .

Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к бесклиновым способам бурения многозабойных скважин. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к технологии бурения скважин, а именно к способам проведения, крепления и освоения многозабойных нефтяных скважин. .

Изобретение относится к технологии бурения скважин, а именно к способам проведения, крепления и освоения многозабойных нефтяных скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначено для предохранения безмуфтовой длинномерной трубы колтюбинговых установок от воздействия максимального крутящего момента при работе с винтовыми забойными двигателями.

Изобретение относится к области разработки месторождений жидких и газообразных полезных ископаемых путем бурения эксплуатационных горизонтальных скважин в продуктивном пласте.

Изобретение относится к строительству многозабойных скважин, в частности к технологии бурения дополнительного ствола из эксплуатационной скважины. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу вскрытия нефтегазовых пластов многоствольными горизонтальными скважинами. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству кустов нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к автоматизированным бурильным установкам. .

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для автоматического контроля скорости потока закачиваемых в скважину по напорной магистрали жидкостей.

Изобретение относится к способу и программному продукту для разработки схемы размещения шпуров для походки каверны в горной породе. .

Изобретение относится к способу определения направления схемы размещения шпуров в расчете кривой туннеля, подлежащем исполнению в блоке управления буровой установки.

Изобретение относится к оборудованию, используемому для ремонта уже пробуренных скважин. .

Изобретение относится к установкам для бурения нефтяных скважин и предназначено для измерения и сохранения параметров бурения в ходе процесса бурения или каротажа.

Изобретение относится к способу выполнения операции бурения на буровой площадке, имеющей буровую вышку, выполненную с возможностью продвижения бурового инструмента в геологическую среду
Наверх