Интегрированная система кернового бурения

Система для кернового бурения подземного пласта, окружающего ствол скважины, содержит корпус инструмента, предназначенный для установки в стволе скважины вблизи пласта проходки ствола для отбора керна, двигатель, головку привода вращения, соединенную с двигателем, вращающийся инструмент, соединенный с головкой привода вращения одним концом и несущий буровое долото на другом конце, механизм привода, включающий в себя якорное крепление для закрепления в стволе скважины и аксиальный привод для перемещения корпуса инструмента и вращающегося инструмента. В состав инструмента входит направляющая для отталкивания вращающегося инструмента вбок от ствола скважины в окружающий пласт. При этом вращающийся инструмент является трубчатым инструментом кернового бурения, несущим кольцевое буровое долото. Полый вал проходит от головки привода вращения в корпус инструмента. Двигатель соединен с внешней поверхностью полого вала для привода головки вращения. Система также включает муфту привязки ориентации, окружающую вал. Технический результат заключается в повышении эксплуатационной надежности системы. 25 ил.

 

Область техники изобретения

Данное изобретение относится к извлечению кернов горной породы из боковой стенки пробуренной скважины. Конкретно изобретение относится к интегрированному устройству кернового бурения для выполнения данного процесса и анализа на забое полученного керна.

Предпосылки изобретения

Керновое бурение пласта требуется для подробного изучения и анализа вертикального сечения коллектора или других слоев горной породы. Для извлечения керна по возможности неповрежденным, его выбуривают из горной породы кольцевым керновым долотом. Центральная колонка горной породы проходит через центр долота для кернового бурения и по мере заглубления долота принимается полой цилиндрической керновой трубой над долотом для кернового бурения, где ее защищает ряд резиновых перегородок. Когда долото прошло достаточно глубоко для заполнения керновой трубы, его извлекают из ствола скважины и керн удаляют для изучения. При выполнении указанного можно легко идентифицировать последовательность залегания слоев горной породы.

Насколько возможно, образцы керна стараются отбирать неповрежденными в физически не измененном состоянии. Пластовый материал может представлять собой твердую горную породу, ломкую горную породу, конгломераты, рыхлый песок, углистые сланцы, вязкие горные породы или глины.

Типичный инструмент кернового бурения, используемый сегодня, раскрыт в публикации WO 2007/027683. В данном инструменте кернового бурения можно получать только относительно небольшие образцы керна и также только один керн можно отобрать до подъема инструмента на поверхность для анализа.

Другие примеры инструмента кернового бурения раскрыты в патентах США 2007/0215349, 4714119 и 5667025.

Описание изобретения

Данным изобретением создана система для кернового бурения подземного пласта, окружающего ствол скважины, содержащая корпус инструмента, предназначенный для установки в стволе скважины вблизи пласта проходки ствола для отбора керна и включающий в себя двигатель, головку привода вращения, соединенную с двигателем, вращающийся инструмент, соединенный с головкой привода вращения одним концом и несущий буровое долото на другом конце, механизм привода, включающий в себя якорное крепление для закрепления в стволе скважины и аксиальный привод для перемещения корпуса инструмента и вращающегося инструмента, и направляющую для перемещения вращающегося инструмента вбок от ствола скважины в окружающей пласт, при этом вращающийся инструмент является трубчатым инструментом кернового бурения, несущим кольцевое буровое долото.

Головка привода вращения предпочтительно выполнена с возможностью обеспечения отклонения оси инструмента кернового бурения от оси корпуса инструмента и может включать в себя регулируемое соединение, обеспечивающее изменение отклонения оси инструмента кернового бурения.

Инструмент может также включать в себя средство направления отклоненной оси в заданном направлении.

В одном варианте осуществления головка привода вращения имеет охватывающий соединитель, соединенный с инструментом кернового бурения, и полый вал, проходящий от головки привода вращения в корпус инструмента. В данном варианте двигатель может соединяться с внешней поверхностью полого вала для привода головки привода вращения. Система может также дополнительно содержать датчик углового положения для определения углового положения полого вала, предпочтительно, определяющий скорость вращения полого вала.

Якорное крепление обычно содержит, по меньшей мере, один комплект радиально выдвигающихся опор, зацепляющихся со стенкой ствола скважины при приведении в действие для закрепления корпуса инструмента в стволе скважины. Аксиальный привод может действовать против силы якорного закрепления, созданной опорами, приведенными в действие. В одном примере механизм привода содержит гидравлическую систему, опоры и аксиальный привод, содержащий поршни в цилиндрах, в которые подается рабочая жидкость гидросистемы. Система привода обычно содержит, по меньшей мере, два комплекта опор, которые можно попеременно приводить в действие для обеспечения перемещения корпуса инструмента в любом из направлений вдоль ствола скважины.

Наиболее предпочтительным является инструмент кернового бурения, содержащий внешнюю вращающуюся трубу, несущую кольцевое буровое долото и соединенную с головкой привода вращения, и внутреннюю керновую трубу для несения керна, выбуренного из пласта инструментом кернового бурения. Внутренняя керновая труба обычно не вращается с внешней вращающейся трубой и может быть соединена с валом, проходящим через головку привода вращения.

Может быть использована муфта привязки ориентации, окружающая вал, муфта и вал, созданные с деталями взаимного зацепления для предотвращения относительного вращения. Детали взаимного зацепления могут содержать шпонку и паз, обеспечивающие скольжение муфты относительно вала. Муфта является, предпочтительно, перемещающейся между первым положением, в котором она удерживается от вращения относительно корпуса инструмента, и вторым положением, в котором она удерживается от вращения относительно внешней вращающейся трубы, так что в первом положении муфта и вал могут вращаться с корпусом инструмента относительно внешней вращающейся трубы, а во втором положении могут вращаться с внешней вращающейся трубой относительно корпуса инструмента. Может быть использован электромагнит, выполненный с возможностью перемещения муфты между первым и вторым положениями. В одном варианте осуществления муфта имеет наклонную поверхность, и корпус инструмента имеет соответствующую наклонную контактную поверхность, при этом когда муфта находится в первом положении, действие контакта между наклонными поверхностями должно ориентировать вал в заданном угловом положении относительно корпуса инструмента.

Муфта и внешняя вращающаяся труба могут также быть снабжены деталями взаимного зацепления (такими как зуб и паз) для предотвращения относительного вращения.

Система защемления предпочтительно расположена на конце внутренней керновой трубы вблизи бурового долота на внешней вращающейся трубе и выполнена с возможностью применения регулируемого перемещения внутренней керновой трубы для отрыва выбуренного керна от пласта. В одном варианте осуществления система защемления содержит одну или несколько аксиальных прорезей в конце керновой трубы и наклонные поверхности взаимного зацепления на внутренней поверхности внешней вращающейся трубы и на внешней поверхности внутренней керновой трубы, причем вход в зацепление наклонных поверхностей осуществляется при относительном аксиальном перемещении внешней вращающейся трубы и внутренней керновой трубы и с помощью прорезей, обеспечивающих уменьшение в диаметре конца внутренней керновой трубы.

Корпус инструмента может дополнительно содержать насос для прокачки скважинной текучей среды вокруг бурового долота. В некоторых конструктивных исполнениях инструмент кернового бурения содержит внешнюю вращающуюся трубу, несущую кольцевое буровое долото, и внутреннюю керновую трубу для несения керна, выбуренного из пласта, насос, перекачивающий текучую среду вниз снаружи вращающейся трубы на буровое долото с возвратом по кольцевому пространству между внешней вращающейся трубой и внутренней керновой трубой. Устройство переработки шлама, приходящего от бурового долота, может быть размещено вблизи выпуска насоса.

Направляющая обычно содержит направляющую поверхность с наклоном относительно оси ствола скважины, и якорное крепление направляющей, выполненное с возможностью фиксирования направляющей на месте. Поверхность может иметь угол наклона, составляющий 3-20° относительно оси ствола скважины, обычно около 6°.

Якорное крепление может содержать, по меньшей мере, одну опору, которая может зацепляться со стенкой ствола скважины для фиксирования направляющей на месте. Опора может также действовать, толкая направляющую на стенку ствола скважины, для фиксирования ее на месте. В одном варианте осуществления якорное крепление приводит в действие гидравлическая система, включающая в себя насос и емкость в корпусе инструмента, соединенные с направляющей шлангом. В другом варианте якорное крепление приводится в действие вращением гайки, перемещающей клинья, действующие на опоры, для перемещения их радиально относительно направляющей. Гайку можно вращать посредством инструмента кернового бурения, на инструменте кернового бурения созданы детали, которые могут входить в зацепление с соответствующими деталями на гайке для обеспечения вращения гайки инструментом кернового бурения.

Направляющая может быть соединена с корпусом инструмента телескопическим креплением или стержнем, установленным с возможностью скольжения в фиксаторах на корпусе инструмента, фиксаторах, выполненных с возможностью фиксировать стержень на корпусе инструмента для удержания направляющей на заданном расстоянии от корпуса инструмента.

Датчик положения может быть использован для измерения разделения направляющей с корпусом инструмента, например датчик, определяющий положение меток на телескопическом креплении или скользящем стержне.

Система предпочтительно содержит систему ориентации направления направляющей поверхности в заданном направлении. Система ориентации может действовать, поворачивая корпус инструмента так, что направляющая поверхность становится обращенной в заданном направлении.

Также может быть использована система навигации для определения положения и ориентации корпуса инструмента, обычно содержащая магнитометры для определения положения относительно магнитного поля Земли и/или инклинометры для определения положения относительно гравитационного поля Земли. Система может дополнительно содержать средство определения любого смещения между положением направляющей и системы навигации.

В случае если система ориентации содержит муфту на направляющей, через которую выступает инструмент кернового бурения, инструмент кернового бурения может быть создан с деталью, которая может входить в зацепление с соответствующими деталями на муфте, так что вращение инструмента кернового бурения действует, поворачивая направляющую к заданному направлению.

Один или несколько протекторов керна можно вводить в инструмент кернового бурения для защиты низа полученного керна от пласта. В случае если многочисленные керны получают в одном инструменте кернового бурения, протектор керна можно устанавливать между каждым отдельным керном. Предпочтительная форма разделителя содержит концевую зону с фаской для облегчения введения в инструмент кернового бурения, центраторы для удержания его по центру в инструменте кернового бурения, и, по меньшей мере, одно уплотнение для контакта с внутренней поверхностью инструмента кернового бурения. В одном варианте осуществления протектор и инструмент кернового бурения дополнительно содержат детали взаимного зацепления (такие как радиально выдвигающиеся захватные устройства и паз, в который захватные устройства могут проходить) для надежного удержания протектора на месте в инструменте кернового бурения.

Система регулирования давления может быть соединена с внутренней частью инструмента кернового бурения и выполнена с возможностью поддержания давления внутри инструмента кернового бурения на заданном уровне, вне зависимости от давления среды, окружающей инструмент кернового бурения.

Предпочтительно, направляющая дополнительно содержит магазин с запасом протекторов, подлежащих введению в инструмент кернового бурения. В данном варианте направляющая может содержать управляемую заслонку, и инструмент кернового бурения может соединяться с управляемым механизмом заслонки для открытия заслонки, для доступа к протекторам инструмента кернового бурения, и закрытия заслонки для обеспечения входа в пласт инструмента кернового бурения.

Вал трансмиссии можно использовать для соединения головки привода вращения с инструментом кернового бурения. Вал трансмиссии может быть гибким по сравнению с инструментом кернового бурения и обычно имеет, по существу, одинаковую длину с инструментом кернового бурения. Один или несколько стабилизаторов можно устанавливать на валу трансмиссии. Направляющая должна обычно иметь контактную поверхность с длиной, по существу, одинаковой с длиной инструмента кернового бурения.

В другом варианте осуществления инструмент кернового бурения содержит чередующиеся жесткие и гибкие секции, которые в нормальном состоянии могут быть постоянно изогнутыми.

Могут быть использованы датчики для измерения механических параметров (таких как осевая нагрузка на долото, крутящий момент и/или скорость проходки) процесса кернового бурения.

Датчики могут также быть использованы для измерения параметров бурового шлама, полученного во время процесса кернового бурения, таких как крупность шлама, которые можно определять ультразвуковыми измерениями, измерениями плотности и/или фильтрации.

Дополнительные датчики могут быть использованы для измерения параметров керна, полученного с использованием инструмента кернового бурения. Датчик обычно размещают в направляющей. Датчик может содержать детектор гамма-излучения, дополнительно содержащий источник гамма-излучения. Датчик гамма-излучения и источник гамма-излучения могут быть установлены с противоположных сторон керна так, что линия, соединяющая датчик и источник, не проходит через центр керна. Датчик и источник можно выполнить с возможностью работы при вращении керна. Первый и второй датчики гамма-излучения могут быть размещены в разных местах в направляющей. Альтернативно, система может содержать систему для перемещения керна вбок во второе положение, в котором керн вращается при работе датчика и источника. Измеренный параметр керна можно использовать в томографическом процессе.

Дополнительные датчики могут быть использованы для измерения диаметра керна внутри инструмента кернового бурения, например ультразвуковой, механический или электрический датчик.

Другие датчики могут быть использованы для измерения тепловых характеристик керна внутри инструмента кернового бурения, и система может дополнительно содержать нагреватель для передачи тепла керну.

В другом варианте осуществления система содержит датчики для измерения срезающего усилия, требуемого для отделения керна от пласта с использованием инструмента кернового бурения. Инструмент кернового бурения может срезать керн, прикладывая крутящий момент к керну, при этом датчик измеряет крутящий момент для определения срезающего усилия. Другой датчик можно использовать для измерения максимальной величины растяжения, требуемой для отделения керна от пласта. В данном варианте система может содержать средство захвата керна и приложения растяжения до отделения керна от пласта.

Буровое долото может содержать концентрические кольца зубьев.

Система может включать в себя средство для установки пробки в ствол, из которого получен керн. Пробка может быть выполнена с возможностью уплотнения к обсадной колонне, окружающей ствол скважины. Система может дополнительно содержать средство выброса керна из инструмента кернового бурения.

Запоминающее устройство может быть применено для сохранения данных, относящихся к работе системы. Электрическая линия связи может быть создана для передачи данных работы системы на оборудование скважины на поверхности. Данным изобретением создана интегрированная система кернового бурения, содержащая устройство кернового бурения и интегрированную каротажную систему для анализа на забое керна, полученного из устройства кернового бурения.

Системы согласно изобретению имеют несколько признаков и преимуществ и создают различные способы, подлежащие выполнению, как должно быть ясно из следующей сущности изобретения.

Системы согласно изобретению обеспечивают извлечение длинных кернов из боковой приствольной зоны существующей скважины способом, предусматривающим один спускоподъем. Керн может иметь длину больше диаметра основного ствола скважины.

Интегральная система кернового бурения, включающая в себя направляющую, отклоняет инструмент кернового бурения к стенке скважины. Установку направляющей в стволе скважины и керновое бурение можно выполнить за один рейс в ствол скважины. Направляющая может быть установлена, за установкой следует процесс кернового бурения и направляющую снимают. Указанное можно повторно выполнять в одном рейсе.

Положение торца бурового инструмента на направляющей может быть выбрано до установки направляющей, спускоподъемные операции можно проводить на насосно-компрессорной трубе, бурильной трубе или гибкой насосно-компрессорной трубе, и забойный механизм выдвижения может сообщать смещение во время кернового бурения.

Изобретением создана интегральная бурильная машина для кернового бурения, которую можно эксплуатировать на тросовом кабеле, и выполненная с возможностью извлечения керна с отклонением от основного ствола скважины в диапазоне 1-45 градусов.

Систему трактора можно использовать для перемещения бурильной машины в стволе скважины, и трактор может прикладывать осевую нагрузку на долото для кернового бурения. Трактор обычно включает в себя несколько комплектов опор.

Направляющую несет бурильная машина для кернового бурения. Например, опора направляющей является телескопической. Направляющую можно ориентировать вращающимся элементом бурильной машины для кернового бурения. В одном примере вращающийся элемент является ориентирующим переводником. Альтернативно, вращающийся элемент является вращающейся компоновкой кернового бурения и головкой вращения. Инструмент кернового бурения может быть оборудован шпонкой в нижней части, которая может входить в зацепление с соответствующим приемным гнездом в направляющей. Направляющую может устанавливать радиальная гидравлическая система, где гидравлический шланг передает давление от бурильной машины для кернового бурения на направляющую для ее установки.

В одном варианте осуществления направляющую можно удерживать на неизменном расстоянии от фиксированной опоры трактора. Также, можно измерять расстояние между направляющей и бурильной машиной для кернового бурения или можно измерять перепад глубины от направляющей до бурильной машины.

Забойный двигатель, такой как электрический двигатель, вращает инструмент кернового бурения.

Может быть создана локальная забойная система циркуляции бурильного блока и предпочтительно забойная циркуляция может иметь режим реверса. Система переработки шлама может быть установлена вблизи циркуляционного насоса, например, в систему переработки может входить дробилка шлама. Система переработки может также выполнять анализ крупности шлама.

Внутренняя труба инструмента кернового бурения предпочтительно удерживается в правильном положении бурильной машиной, но может немного перемещаться вверх внутри инструмента кернового бурения. Керн может защемляться на ее конце, если необходимо. Внутренняя труба инструмента кернового бурения может фиксироваться на бурильной машине или на вращающейся системе для кернового бурения.

Положение торца бурильного инструмента внутренней трубы предпочтительно установлено на постоянное направление при фиксировании на бурильной машине. Также, смещение положения торца бурильного инструмента между внутренней трубой и бурильной машиной можно измерить при фиксировании на бурильной машине, так что положение торца бурильного инструмента внутренней трубы инструмента кернового бурения может быть известно во время кернового бурения.

Направляющая может быть оборудована каналом и механизмом селекции для смещения инструмента кернового бурения либо к каналу, либо к пласту. Разделяющие элементы могут храниться в канале направляющей, так что инструмент кернового бурения можно закупоривать разделителем керна. Разделитель предпочтительно оборудован уплотнениями и фиксаторами. Таким образом, канал потока из бурильной машины в инструмент кернового бурения может быть изолирован для работы с повышенным давлением, если необходимо.

В одном варианте осуществления бурильная машина для кернового бурения может подавать керн на поверхность под давлением.

Инструмент кернового бурения предпочтительно удерживается параллельно направляющей поверхности во время кернового бурения. Наклон головки вращения можно регулировать для обеспечения надлежащей параллельности инструмента кернового бурения направляющей поверхности. Также, гибкий вал трансмиссии (с карданными шарнирами) может быть установлен между инструментом кернового бурения и головкой вращения. Центраторы карданных шарниров могут быть установлены на гибком валу трансмиссии.

В одном примере инструмент выполнен в виде последовательности жестких и гибких секций. Жесткие секции обычно имеют длину, аналогичную длине направляющей поверхности. В случае если ствол, пройденный для отбора керна, прямой, керн в жесткой секции инструмента кернового бурения может быть ненарушенным.

Гибкие секции внутренней трубы могут быть выполнены в виде гофрированной трубы, и инструмент кернового бурения может быть выполнен в виде последовательности жестких и изогнутых секций. Внутренняя труба инструмента кернового бурения может быть оборудована секциями, изогнутыми в одной плоскости, в которой устанавливают изгиб внешней трубы. В данном варианте первая жесткая секция устанавливает угол набора кривизны для ствола кернового бурения. Первая секция обычно имеет длину, составляющую меньше половины длины другой жесткой секции. Можно использовать небольшой наддолотный подкалиберный стабилизатор, и ствол кернового бурения может иметь постоянную кривизну.

Инструмент кернового бурения может представлять собой цепь из прямых секций, и керн может составлять последовательность моноблоков, ненарушенных кернов, разделенных разделителями в изгибах. Моноблоки ненарушенных кернов могут быть криволинейными.

Инструмент кернового бурения может удерживаться прямым в основном стволе скважины с помощью надлежащего механического наведения бурильной машины для кернового бурения.

Разделители могут быть установлены между ненарушенными элементами керна.

Опорная часть бурильной машины для кернового бурения может нести каротажную систему в окрестности входа ствола кернового бурения для каротажа керна при его проходе перед данной каротажной системой. Каротажная система обычно обеспечивает каротаж естественного гамма-излучения керна. Экранирование может быть установлено в окрестности детектора гамма-излучения для уменьшения измерения шумового фонового излучения. Экран обычно выполнен из тяжелого металла. Шумовой фон можно вначале измерять без присутствия керна для устранения данного шума в итоговых измерениях. Один пример обеспечивает плотностной гамма-гамма каротаж керна. Измерение выполняют по эффекту обратного рассеяния, когда источник и детектор находятся с одной стороны керна. В случае если измерения выполняют по передаче излучения, источник и детектор находятся с противоположных сторон керна. Измерения можно выполнять с вращением инструмента кернового бурения. Прямая между источником гамма-излучения и приемником, предпочтительно, не проходит через центр керна. Направление пути гамма-излучения может представлять собой две разные хорды, проходящие через керн.

В другом варианте измеряют диаметр керна. Окружность внутренней керновой трубы может быть деформируемой и изменения в окружности можно измерить по изменению зазора между двумя трубами инструмента кернового бурения. Эхоимпульсный ультразвуковой приемопередатчик можно использовать для измерения разности зазора. В другом варианте внешняя труба деформируется внутренней трубой, обеспечивая прямое детектирование по данному внешнему изменению.

Один вариант осуществления изобретения обеспечивает отбор многочисленных коротких кернов в длинные инструменты кернового бурения. Также, по меньшей мере, некоторые элементы керна, сохраненные в керновой трубе, можно выбрасывать из керновой трубы в скважине, если они не нужны на поверхности. В одном варианте выброшенный керн (керны) можно помещать в ствол, пройденный для отбора керна.

Каротаж керна можно выполнять при его извлечении из ствола кернового бурения, когда керн находится в основном стволе скважины, предпочтительно при проходе керна перед каротажной системой.

Также предпочтительно выполнение зубьев кернового бурения со способностью бурения металла, цемента и горной породы, обеспечивающей керновое бурение за обсадной колонной.

Интегрированный способ изобретения включает в себя установку пробки в ствол, пройденный для отбора керна в боковой стенке после завершения его бурения. Ствол, пройденный для отбора керна, можно закупоривать, выбрасывая специальную пробку в ствол, пройденный для отбора керна; причем пробку, включающую в себя набухающий материал; пробку, включающую в себя систему механического расширения. Также можно использовать отверждаемую или затвердевающую текучую среду, например для частичного или полного заполнения ствола, пройденного для отбора керна.

Специальные каротажные технологии можно использовать для сбора специальной или углубленной информации. Специальную текучую среду кернового бурения можно помещать на надлежащем интервале в основном стволе скважины перед началом процесса кернового бурения.

Забойной электромеханической системой можно управлять с поверхности с помощью линий связи дистанционного управления. Связь между каротажной системой и бурильной машиной для кернового бурения предпочтительно выполняют по кабелю. Каротажный инструмент может также сохранять данные в забойном запоминающем устройстве, в данном варианте система может работать с использованием батареи.

Бурильная машина для кернового бурения предпочтительно обеспечивает выполнение измерений на забое крутящего момента и осевой силы на долото при керновом бурении(в обоих направлениях). Этим обеспечивают определение механических свойств горной породы. Бурильная машина для кернового бурения может также обеспечивать приложение к керну нагрузок в виде крутящего момента и/или осевой силы и измерение нагрузок (крутящего момента/аксиальной нагрузки).

Система кернового бурения может также обеспечивать детектирование смещения (аксиального или поворотного) керна, что можно использовать для получения прямых измерений механических свойств горной породы. Одним примером является определение диаграммы разрушения Кулона.

Режущие зубья могут быть выполнены с возможностью бурения керна с цилиндрическим уступом на оконечности, помогающим в данном определении. Механизм защемления может быть установлен с выбором защемления на конце керна с малым или большим диаметром керна. Это можно использовать для определения главного напряжения сжатия перпендикулярно оси ствола кернового бурения. Измерения можно выполнять для многочисленных стволов кернового бурения, пробуренных в различных направлениях в одном пласте. По меньшей мере, можно выполнить шесть независимых измерений, обеспечивающих определение главных напряжений в горной породе. Модуль Юнга можно получить по разрушению с выпучиванием на керне малого диаметра, используя аксиальную нагрузку на керн в керновой трубе (на основе формулы Эйлера). Коэффициент Пуассона можно получить для разрушения керна от радиальной нагрузки на керн между двумя противоположными радиальными контактами, когда аксиальная нагрузка приложена к керну.

Способ кернового бурения согласно изобретению предпочтительно основан на вращении инструмента кернового бурения забойным гидравлическим двигателем, таким как гидравлический двигатель Муано. Предпочтительно, двигатель и его трансмиссия являются пустотелыми, в данном варианте полнопроходной клапан может быть установлен в отверстии байпаса двигателя. Этим обеспечивается создание полнопроходного канала из керновой трубы до верха забойного двигателя. Также является предпочтительной возможность прохода керна через буровой двигатель и возможность залавливания керна с помощью оборудования на тросовой линии, проходящей через насосно-компрессорную трубу.

Система согласно изобретению может работать с углом отклонения на забое скважины. Угол отклонения для ствола кернового бурения может быть установлен на ноль, обеспечивая отбор керна уменьшенного диаметра или полного диаметра ствола на забое основного ствола скважины.

Дополнительно аспекты изобретения должны стать ясны из следующего описания.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 показан общий вид устройства кернового бурения согласно изобретению.

На фиг. 2 показана головка вращения устройства кернового бурения на фиг. 1.

На фиг. 3, 25 показана аксиальная толкающая система.

На фиг. 4a и 4b показан инструмент кернового бурения.

На фиг. 5 показана система циркуляции текучей среды.

На фиг. 6 показано устройство кернового бурения с направляющей отклонения.

На фиг. 7a и 7b показана альтернативная конструкция для обеспечения управления аксиальным положением направляющей отклонения.

На фиг. 8 показан ориентирующий переводник, обеспечивающий правильную ориентацию направляющей отклонения.

На фиг. 9a и 9b показано альтернативное конструктивное исполнение для ориентации торца долота направляющей.

На фиг. 10a и 10b показана конструкция, обеспечивающая угловую привязку керна внутри керновой трубы.

На фиг. 11a показана керновая труба, содержащая керн и разделитель/протектор.

На фиг. 11b показаны детали блока разделителя/протектора.

На фиг. 12a показана модифицированная направляющая отклонения с нишей для хранения разделителей.

На фиг. 12b показана конструкция ловушки кольца приема шпонки, обеспечивающая инструменту кернового бурения открытие дверцы ловушки в нишу для хранения разделителей.

На фиг. 13 показан инструмент кернового бурения, находящийся в зацеплении в нише хранения.

На фиг. 14a показана модифицированная керновая труба, обеспечивающая извлечение на поверхность керна под давлением.

На фиг. 14b показана пробка, которую можно использовать вместо разделителя.

На фиг. 15 показано устройство кернового бурения в работе.

На фиг. 16 показано модифицированное устройство, исключающее регулирование наклона головки вращения.

На фиг. 17 показан инструмент кернового бурения с комбинацией жестких и гибких секций.

На фиг. 18a показана овальная деформация внешней трубы в изогнутой секции.

На фиг. 18b показана форма изогнутой секции инструмента кернового бурения с гибкими секциями.

На фиг. 19a показан инструмент кернового бурения с возможностью использования для управления направлением ствола кернового бурения с отходом от основного ствола скважины по криволинейной траектории.

На фиг. 19b показана форма заранее изогнутой внутренней трубы внутри внешней трубы в ситуации, показанной на фиг. 19a.

На фиг. 20 показан диаметр керна и естественный изгиб в керновой трубе.

На фиг. 21 показана установка разделителя в керновой трубе при использовании гибких секций в керновой трубе.

На фиг. 22a показаны скважинные каротажные инструменты, используемые для анализа керна в условиях забоя скважины.

На фиг. 22b показано сечение фиг. 22a.

На фиг. 23a и 23b показаны способы определения диаметра керна в керновой трубе.

На фиг. 24 показано устройство кернового бурения, используемое для осуществления "залавливания керна с помощью инструмента на тросовом канате".

Вариант (варианты) осуществления изобретения

На фиг. 1 показан общий вид одного варианта осуществления изобретения. Устройство 1 кернового бурения включает в себя нижнюю головку 2 вращения, несущую инструмент 3 кернового бурения. Устройство кернового бурения также оборудовано средством создания осевой силы и смещения. Это предпочтительно выполняет система 4 трактора инструмента кернового бурения. Керновую трубу может отталкивать вбок в пласт направляющая 5 отклонения. Данную направляющую несет бурильная машина для кернового бурения на несущем механизме 6. В первом варианте реализации система кернового бурения установлена в скважине 9 на тросовом кабеле 7: данный кабель питает электроэнергией инструмент кернового бурения, а также обеспечивает телеметрию между инструментом и блоком 8 на поверхности.

На фиг. 2 головка вращения показана более подробно. Нижняя головка 2 вращения бурильной машины 1 для кернового бурения приводится в действие двигателем 10, если необходимо, через редуктор 11. Головка вращения может наклоняться относительно главной оси инструмента кернового бурения с помощью системы 12 наклона. Система наклона может также представлять собой изогнутый переводник постоянной кривизны, аналогичный по конструкции применяемым с забойным двигателем при управлении направлением наклонно направленного бурения. Азимут в плоскости, образованной осями нижней головки вращения и инструмента, можно также устанавливать специальным механизмом 13. Данный механизм может ориентировать изогнутый переводник (создающий наклон оси); другим решением является использование системы наклона, которая может работать во всех плоскостях.

Внутренняя система передачи крутящего момента выполнена совместимой с данным изменяемым наклоном головки. Головка вращения является полой и имеет на конце внутреннюю резьбу 14. Головку продолжает полый вал 15. Двигатель создает обычный привод вращения, соединяясь с внешней поверхностью 16 данного полого вала.

Угловое положение вала измеряет датчик 17 углового положения. Данное измерение имеет много преимуществ, которые описаны ниже.

На фиг. 3 показана аксиальная толкающая система, или "трактор". Трактор 4 бурильного блока 1 кернового бурения состоит, по меньшей мере, из одного комплекта опор 20, которые можно толкать радиально, прижимая к стенке ствола скважины, с помощью системы 21 радиального выдвижения. Данные опоры обеспечивают фиксирование инструмента кернового бурения в стволе скважины. Механизм 22 аксиального выдвижения обеспечивает действие выталкивания и втягивания для перемещения нижней части инструмента кернового бурения, включающей в себя головку вращения, керновую трубу и керн. Данное действие выталкивания и втягивания создает осевое смещение инструмента кернового бурения в стволе скважины. Гидравлическую систему создания давления с маслом 23 в качестве рабочей жидкости можно использовать для такой цели. Когда механизм выдвижения достигает полного выдвижения, опоры втягиваются, вес системы при этом несет инструмент кернового бурения, опирающийся на пласт вокруг керна, и/или тросовый кабель. Затем механизм выдвижения сокращается; опоры повторно поджимаются к стенке ствола скважины и можно начинать новое выдвижение для выталкивания. Систему используют таким способом для создания требуемой "осевой нагрузки на долото" во время кернового бурения.

Следует отметить, что в такой типичной системе толкание вперед для бурения осуществляет система трактора, а перемещение вверх можно выполнять, вытягивая тросовый кабель. Вместе с тем, система трактора может содействовать вытягиванию керна вверх из тесного ствола, пройденного керновым бурением.

Для эффективной работы в скважинах с большим отклонением от вертикали (или горизонтальных скважинах) может быть установлен второй комплект опор 24 под механизмом 22 аксиального выдвижения. С такой конструкцией система может затем перемещаться вперед и назад, независимо от силы тяжести.

Использование двойного комплекта опор также является хорошим способом противодействия прихвату опор в стволе скважины. Когда одна опора прихвачена в стволе скважины, другой комплект опор можно приводить в действие для удержания инструмента по центру скважины, и прихваченную опору можно затем подтянуть к центру скважины (или осевую силу можно также приложить трактором).

Инструмент кернового бурения показан на фиг. 4a и 4b. Инструмент 3 кернового бурения состоит в первую очередь из внешней вращающейся трубы 30, заканчивающейся режущими зубьями 31. Данную внешнюю вращающуюся трубу вращает нижняя головка вращения системы кернового бурения, описанная выше. Внешняя вращающаяся труба обычно заканчивается системой 32 соединения с головкой 2 вращения. Внутри внешней вращающейся трубы внутренняя керновая труба 33 несет керн 41, когда инструмент кернового бурения входит в пласт 42. Данная внутренняя труба обычно не вращается. Данная внутренняя статическая керновая труба выполнена тонкостенной. Зазор между внешней вращающейся трубой и внутренней статической керновой трубой весьма мал (обычно несколько миллиметров).

В нормальном конструктивном исполнении данная внутренняя статическая труба 33 обеспечивает скольжение керна вверх в инструмент 3 кернового бурения. Обычно имеется достаточное трение для удержания керна во внутренней статической трубе. В предложенном решении данная внутренняя статическая труба 33 соединена с валом 34, проходящим внутри канала головки 2 вращения и ее полого вала 15. Данный вал, продолжающий трубу, может удерживаться неподвижно механизмом 35 управления внутри устройства 1 кернового бурения. Данный признак обеспечивает удержание внутренней керновой трубы 33 в стационарном положении. Конкретно, внутренняя керновая труба остается статической, даже если трение вращения создается на ее внешней поверхности (например, прямое трение вследствие незначительного изгиба инструмента кернового бурения).

В некоторых конструктивных исполнениях данный механизм управления может сообщать некоторое перемещение внутренней керновой трубе для отрыва керна от пласта и удержания его в трубе. Это можно получать с помощью системы 36 защемления керна на нижней оконечности инструмента кернового бурения. Приложение регулируемого перемещения к внутренней керновой трубе обеспечивает отрыв керна от пласта на конце 43 керновой трубы. Регулируемое перемещение может представлять собой как втягивание керновой трубы, так и вращение трубы, срезающее керн с пласта.

Более подробно механизм защемления керна показан на фиг. 4b. Внутренняя керновая труба может быть оборудована, по меньшей мере, одним аксиальным разрезом 37, обеспечивающим некоторую деформацию ее среднего диаметра. В нормальных условиях данный диаметр может только уменьшаться, поскольку кольца 38 на внешней трубе предотвращают радиальное увеличение. Внутренняя керновая труба 33 может быть оборудована внешними коническими поверхностями 39, соответствующими комплементарной конической поверхности внешней трубы 40. Данную систему защемления керна можно использовать для предотвращения потери керна в стволе скважины, а также для отделения керна от пласта.

Как общая информация, предусмотрено, что инструмент кернового бурения имеет диаметр в диапазоне 1,5-3 дюйма (48-76мм). Инструмент кернового бурения обычно выполняют из ряда элементов по 30 футов (9м). Его суммарная длина может достигать 150 футов (45м).

Инструмент кернового бурения может быть сконструирован из секций инструмента обычного исполнения, разделенных более гибкими секциями. Предназначение и конструкция такого инструмента кернового бурения описаны ниже.

На фиг. 5 показана система циркуляции текучей среды в устройстве кернового бурения. Бурильная машина 1 для кернового бурения включает в себя насос 45 с приводом от двигателя 46: данный двигатель обычно является электродвигателем (находящимся внутри инструмента, спускаемого на каротажном кабеле), но можно использовать другие типы двигателей. Данный насос может являться, без ограничения этим, насосом Муано. Насос осуществляет циркуляцию скважинной текучей среды из основного ствола скважины вокруг зубьев инструмента кернового бурения. Данная циркуляция текучей среды обеспечивает охлаждение выбуривающих керн зубьев 21 на ведущей кромке инструмента кернового бурения. Циркуляция текучей среды также транспортирует шлам 47 из зоны 48 разрушения породы в основной ствол скважины.

В обычной практике циркуляции текучей среды текучую среду прокачивают вниз к режущему торцу в небольшое кольцевое пространство 49 между статической внутренней трубой и внешней вращающейся трубой, затем текучая среда возвращается в основную скважину через кольцевое пространство 50 между пластом и внешней вращающейся трубой инструмента кернового бурения. Вместе с тем в некоторых вариантах применения является предпочтительным использование циркуляции, реверсивной относительно описанной выше. Такую циркуляцию можно получить реверсом вращения насоса бурильной машины для кернового бурения. В данном варианте шлам достигает зоны всасывания 51 насоса, проходит через насос и, наконец, достигает выпускной камеры 52 насоса перед выпуском в основную скважину 9.

Для некоторых вариантов применения может быть установлена система 53 переработки шлама, как в зоне 51 всасывания, так и в выпускной камере 52.

Предложены следующие технологические процессы для системы переработки шлама (не ограничивающие): фильтрация более крупного шлама для предотвращения его перекачки в основную скважину, анализ крупности шлама, обеспечивающий характеризацию процесса бурения, а также определение свойств породы, дробление более крупного шлама для обеспечения его лучшей транспортировки, а также уменьшения повреждений насоса, если он установлен в зоне 51 всасывания.

На фиг. 6 показана направляющая отклонения бурения. Она действует как типичный отклоняющий клин и обеспечивает отталкивание вбок инструмента кернового бурения к стенке ствола скважины. Направляющая имеет наклонную поверхность 55 (под углом к оси скважины). Данный угол может находиться в диапазоне от 3 до 20 градусов, предпочтительно в пределах 6 градусов. В скважине диаметром 8,5 дюймов (216 мм), ширина направляющей отклонения/искривления может находиться в пределах 6 дюймов (152 мм).

На фиг. 6 направляющая оборудована механизмом 56, обеспечивающим ее фиксирование в статическом положении во время процесса кернового бурения. Предпочтительный вариант осуществления включает в себя опору 57, отталкивающую направляющую к одной стороне ствола скважины. В предпочтительном решении направляющая отталкивается к стороне ствола скважины, противоположной стороне выполнения кернового бурения. В таком способе любая боковая сила, создаваемая во время процесса кернового бурения, усиливает контакт со стенкой. При этом увеличивается способность противодействия аксиальному скольжению, поскольку сила трения увеличивается.

Механизмом управления установкой/уборкой радиальных опор направляющей может являться гидравлическая система. Гидравлический шланг 60 соединен с бурильной машиной 1 для кернового бурения и направляющей. Масло подается под давлением в данный шланг насосом 61 из емкости 62, емкость изолирована системой компенсации объема, такой как уплотненный скользящий поршень 67. Нормальное гидростатическое давление приложено к внешней поверхности данной системы компенсации объема, так что вся гидравлическая схема действует под давлением выше гидростатического. Перекачиваемое масло толкает радиальные поршни 63 в направляющей 5. Пружина 64 убирает поршни 63, когда клапан 65 открыт, и насос 61 не работает. Шланг делает петлю 66 под опорой, длина петли должна изменяться, когда меняется расстояние между направляющей и бурильной машиной кернового бурения.

Направляющая может быть соединена с системой кернового бурения телескопической системой 6. Данная система в нормальном состоянии выдвинута и сама стремится оставаться выдвинутой под действием либо силы тяжести, либо "пружины" 58. Система имеет останавливающий упор 59 ограничения своего хода. Телескопическая система обеспечивает постоянную связь между направляющей и системой кернового бурения, одновременно обеспечивая многочисленные перестановки направляющей в стволе скважины для многократного кернового бурения.

На фиг. 7a и 7b показана альтернативная конструкция, обеспечивающая управление аксиальным положением направляющей отклонения. Она основана на модификации телескопического механизма. В данной версии направляющую 5 несет комплект непрерывных стержней или труба 70, которые выдвигаются выше трактора. Данные стержни 70 можно фиксировать на бурильной машине для кернового бурения фиксаторами 71 и 72. Только один фиксатор работает в определенное время. С надлежащей координацией фиксирования и использования механизма 22 выдвижения можно увеличивать или уменьшать расстояние между инструментом кернового бурения и направляющей. В частности, во время кернового бурения фиксатор 71 застопорен, когда механизм 22 выдвижения толкает инструмент кернового бурения вниз, в результате направляющая и опоры 20 не перемещаются. Когда механизм выдвижения достигает полного выдвижения, фиксаторы 71 и 72 перевернуты, и опоры 20 и 24 разведены. Когда механизм выдвижения затем складывается, направляющая должна оставаться статической в стволе скважины. Конкретным преимуществом данного способа является то, что нагрузка на опору 20 уменьшается аксиальной нагрузкой направляющей.

Перед установкой направляющей отклонения на заданной глубине, направляющую необходимо ориентировать по нужному азимуту (или положению торца бурового инструмента, как известно в промышленности) для отбора керна из нужного пласта. На фиг. 8 показано одно предпочтительное конструктивное исполнение для выполнения ориентации. Ее можно получить с использованием ориентирующего переводника 75, размещенного под верхним комплектом опор 20 трактора. Данный переводник приводится в действие для выполнения ориентации системой 13, данная система состоит из двигателя 76 и, если необходимо, редуктора 77. Обычно жгут 78 электрических проводов и гидравлических шлангов может проходить через ориентирующий переводник, так что данный переводник может быть ограничен одним полным поворотом для предотвращения перекручивания проводов.

Когда верхние опоры прижаты к стволу скважины, поворот ориентирующего переводника передается на нижнюю часть бурильной машины для кернового бурения. Данный поворот также прикладывается к телескопической системе 6 и направляющей 5.

В такой конструкции ориентацию направляющей определяет напрямую блок 79 "навигации" бурильной машины для кернового бурения, поэтому данный блок навигации предпочтительно установлен под ориентирующим переводником. Блок навигации может состоять из трех магнитометров и трех инклинометров, обеспечивающих определение либо магнитных или гравитационных параметров.

В некоторых вариантах осуществления блок навигации может находиться над ориентирующим переводником; в таком варианте важным является измерение углового смещения ориентирующего переводника, например угловым датчиком 80.

Такое использование ориентирующего переводника можно комбинировать с многими типами направляющих и систем фиксирования направляющих (в частности предложенных конструктивных исполнений, описанных выше).

На фиг. 9a и 9b показано другое конструктивное исполнение для ориентации направляющей, не требующее ориентирующего переводника. В данном конструктивном исполнении инструмент 3 кернового бурения сам используется как поворотный механизм для направляющей. Внешняя труба 30 инструмента кернового бурения оборудована внешней шпонкой 85 на нижней части внешней поверхности сразу над режущими зубьями 31. Данная шпонка может соединяться с комплементарным пазом 87 в венце 86, прикрепленном к наклонной поверхности 55 направляющей отклонения. Вход в зацепление шпонки с пазом осуществляется с использованием большой фаски на оконечностях шпонки и паза.

Данный вход в зацепление возможен только когда телескопическая система полностью выдвинута. В данном положении, конец инструмента кернового бурения находится в пазе 88 направляющей 5. Когда шпонка инструмента кернового бурения соединена с пазом венца направляющей, направляющая поворачивается головкой вращения до достижения надлежащего положения торца инструмента.

На фиг. 10a и 10b подробно показан способ, которым внутреннюю керновую трубу можно поворачивать для среза керна с пласта. Во время кернового бурения выбуренный керн породы не должен вращаться. Внутренняя труба 33 не должна вращаться, и выбуренный образец 41 керна породы прикреплен к пласту 42 нижней поверхностью 43 стыка керна. Вместе с тем, в простой системе керна положение торца внутренней керновой трубы может быть неизвестным и может также смещаться в процессе кернового бурения.

В данном изобретении бурильная машина для кернового бурения выполнена с возможностью фиксирования положения торца внутренней трубы керна во время процесса кернового бурения. Дополнительно к этому для некоторых задач бурильная машина может также сообщать вращение данной внутренней керновой трубе, когда требуется.

В предпочтительной конструкции бурильной машины для кернового бурения положение торца бурового инструмента внутренней статической трубы 33 поддерживается постоянным относительно положения торца бурильного блока с помощью вала 34, проходящего внутри головки 2 вращения и ее вала 15 вращения. Верхняя оконечность данного вала 34 может быть оборудована шпонкой 90, скользящей в пазе 91 блока 92 привязки ориентации керна. Аксиальное перемещение можно сообщать данному блоку 92, и он может жестко удерживаться корпусом блока 1 или валом 15 вращения. Аксиальное перемещение может сообщать электромагнит 93.

Фиксирование блока 92 на валу 15 можно получать перемещением вниз с входом зуба 94 в зацепление с пазом диска 95, прикрепленного к валу 15.

При перемещении вверх блок 92 стыкуется с корпусом бурильного блока, следуя только одному положению торца бурильного инструмента. В предпочтительном варианте осуществления положение торца бурильного инструмента внутренней трубы 33 инструмента кернового бурения всегда соединяется с одним положением торца бурильного инструмента до и после повторной стыковки с корпусом инструмента посредством перемещения блока 92. Данную индивидуальную ориентацию торца бурильного инструмента можно легко получать с использованием наклонных контактных стыкующихся устройств 96 для уступа между блоком 92 привязки ориентации и корпусом бурильной машины 1. Такую методику обычно используют для придания одной ориентации залавливаемому устройству "измерений во время бурения" (такому как SLIMPULSE компании Schlumberger). Следует заметить, что угол наклонных контактных поверхностей стыка должен быть достаточным (возможно более 45 градусов) для надлежащей точности ориентации. Другие системы, основанные на использовании зуба, можно также рассматривать.

Поскольку имеется ряд прикреплений между блоком 92 привязки ориентации и внутренней трубой 33 инструмента кернового бурения, смещение торца бурильного инструмента существует между привязкой положения торца бурильного инструмента бурильной машины для кернового бурения и внутренней трубы 33. Паз 37 внутренней трубы можно рассматривать как привязку положения торца бурильного инструмента для керна. Внешняя маркировка, или паз 97 присутствует на внешнем корпусе бурильной машины для кернового бурения, данная маркировка привязана к нижней стороне наклонного контактного уступа 96. Смещение 98 следует определять на поверхности после установки инструмента кернового бурения в систему кернового бурения.

На фиг. 11a, 11b, 12a, 12b и 13 показана установка разделителя или защитного слоя снизу керна. После извлечения керна из пробуренного ствола отбора керна керн 41 содержится в керновой трубе 3. В некоторых обстоятельствах может быть весьма выгодной защита нижнего торца керна разделительным/защитным слоем 110, например стопорным устройством под керном (фиг. 11a).

На фиг. 11b подробно показаны разделяющие материалы 110. Данный блок разделения имеет большую фаску 118 сверху для облегчения установки в инструмент кернового бурения. Блок оборудован центрирующим механизмом, таким как дугообразная пружина 119 для центрирования в канале 112 направляющей. Данные дугообразные пружины могут становиться заподлицо с внешней поверхностью блока разделения благодаря пазам 120. Уплотнение 121 должно защищать керн от скважинной текучей среды после вставления блока 11 разделения во внутреннюю трубу 33 инструмента кернового бурения.

Как показано на фиг. 12a и 12b, направляющая отклонения может быть модифицирована для включения в нее материалов 110 разделения. Данный материал может храниться в канале 112 в направляющей. Низ инструмента 3 кернового бурения может входить в зацепление с данным стволом. Например, инструмент кернового бурения оборудован шпонкой или зубом 85 и вытягивается назад в "кольцо 113 захвата шпонки" венца 86. "Кольцо 113 захвата шпонки" оборудовано пазами (или зубьями) 114 для обеспечения входа в зацепление со шпонкой или зубом 85 инструмента кернового бурения. Данная конструкция обеспечивает соединение низа керновой трубы с некоторыми элементами направляющей и их поворот.

После входа в зацепление со шпонкой инструмент 3 кернового бурения поворачивается на несколько оборотов для открытия заслонки 115 сверху отверстия 112 направляющей. Заслонка 115 поворачивается вокруг своего поворотного шарнира 116. Вращение "кольца 113 захвата шпонки" 113 передается для перемещения заслонки 115 винтовым механизмом 117.

Затем керновая труба 3 опускается в контакт с направляющей 5, нижняя оконечность инструмента кернового бурения может затем входить в зацепление в канал 112. Инструмент кернового бурения толкается вперед для соединения захвата материала 110 разделения. Для осуществления данной операции механизм защемления керна 36 можно открыть и затем повторно закрыть на материале разделения.

На фиг. 13 показаны результаты, когда заслонка 115 открыта, инструмент 3 кернового бурения находится в зацеплении в канале 112 направляющей и захватил блок 110 разделения. Керн 41 переместился вверх в инструменте кернового бурения на длину блока 110 разделения.

На фиг. 14a и 14b показана система извлечения герметичного керна под давлением на поверхность. В данном варианте керновая труба может быть закрыта пробками, выдерживающими повышенное давление, на обеих оконечностях. С такой методикой керн не должен терять текучую среду во время подъема на поверхность. Давление, окружающее керн, также не снижается. При таком способе свойства керна (поры и разрывы), а также содержание текучей среды должны иметь минимальные изменения во время подъема на поверхность (а также хранения в керновой трубе).

Для осуществления данной задачи материал 110 разделения заменяют пробкой 125 с прочными уплотнениями 121. Внутреннее давление создает осевую силу, стремящуюся вытолкнуть пробку 125 из инструмента 3 кернового бурения. Механизм восприятия данной осевой силы состоит из радиальных упоров 127, входящих в зацепление с пазом 129, проходящим по окружности внутренней трубы 33 инструмента кернового бурения. Данные упоры выталкиваются радиально пружинами 128. Данная пробка должна быть установлена в канале 112 направляющей на месте материала разделения.

Клапан 126 установлен сверху керновой трубы. С предложенным конструктивным исполнением пробки данный клапан закрывает трубу 34, несущую внутреннюю статическую трубу 33, и может быть установлен в валу, несущем головку вращения или механизм ориентации внутренней статической трубы 3. Труба должна быть более прочной для выполнения данной функции работы под давлением.

Возможно поддержание давления внутри такой керновой трубой трубы на необходимом уровне. Для данной функции датчик 131 давления под клапаном обеспечивает мониторинг давления, окружающего керн. Насос 130 внутри бурильной машины для кернового бурения можно приводить в действие для компенсации любой потери давления под действием охлаждения во время извлечения керна из скважины.

Инструмент кернового бурения не должен испытывать изгиб или испытывать ограниченный изгиб (фиг. 15). Если это не соблюдается, керн жесткой породы может получить разрыв под действием изгиба, а порода из рыхлого пласта должна превращаться (по меньшей мере, частично) в порошок. Для минимизирования шансов возникновения указанного, инструмент 3 кернового бурения должен перемещаться в прямом направлении 136, которое должно быть, по существу, параллельным поверхности 55 направляющей 5 отклонения. Это можно легко получить с использованием короткого инструмента кернового бурения (менее 6 футов (1,8 м), например).

Направляющей отклонения нет необходимости закрывать весь ствол скважины. Минимально, она должна нести и направлять инструмент кернового бурения вблизи входа в пласт. Ее кромка 138 находится обычно на расстоянии одного диаметра инструмента кернового бурения от стенки ствола скважины. При таком расстоянии режущие зубья 31 инструмента 3 кернового бурения не имеют контакта с направляющей 5, что предотвращает взаимные повреждения.

Новая бурильная машина для кернового бурения может обеспечивать удержание головки вращения всегда надлежащим образом, совмещенной с керновой трубой, даже когда бурильная машина для кернового бурения перемещается на направляющей отклонения. Данного достигают, по существу, непрерывной регулировкой механизма 12 наклона головки 2 вращения.

На фиг. 16 показан способ исключения данной регулировки наклона головки вращения. Вал 140 трансмиссии вставлен между головкой 2 вращения и инструментом 3 кернового бурения. Вал, в основном, изогнут в зоне 141. Данная точка первоначально находится вблизи инструмента кернового бурения в начале проходки кернового бурения, и она находится вблизи головки вращения при полной проходке инструмента кернового бурения в пласт. Вал выполнен из трубы относительно малого сечения, обеспечивающей нужную податливость при изгибе. Данный вал может быть оборудован стабилизаторами 142 для обеспечения надлежащего совмещения двух осей в процессе кернового бурения.

С такой конфигурацией вал трансмиссии должен иметь длину, как у инструмента кернового бурения. Также, отклоняющая направляющую поверхность должна иметь длину, как у инструмента кернового бурения.

Новое изобретение позволяет извлекать керны с большей глубины (радиально на большем удалении от ствола скважины) в пласте, как показано на фиг. 17, когда используют комбинацию жестких и гибких секций в инструменте кернового бурения. Расстояние 135 можно увеличивать до нескольких футов (1фут=0,3м) в зависимости от выбранного способа.

Основным элементом данного решения является инструмент кернового бурения, выполненный из двух секций. Нижняя секция 150 (до 10 футов (3 м) является жесткой, как обычная керновая труба, часть верхней секции 151, вместе с тем, является податливой при изгибе (обычно до 90 футов (27 м). Податливость при изгибе можно получить либо с гибкостью по всей длине или с чередующимися жесткими секциями 152 и гибкими секциями 153 (такими как карданное соединение). Длина жестких секций 150 и 152 должна быть равна или меньше длины поверхности 55 направляющей 5 отклонения.

С такой конструкцией инструмент кернового бурения всегда надлежащим образом выставлен на направляющей отклонения перед входом в пласт. Этим обеспечивают перемещение инструмента кернового бурения в прямом направлении в пласте с отклонением, соответствующим углу направляющей. Следует также отметить, что угол отклонения обычно находится в пределах 4,5 градусов.

Гибкий инструмент кернового бурения может быть сконструирован из двух тонкостенных труб (вращающаяся внешняя труба 30 и статическая внутренняя труба 33), выполненных из гибкого материала (с низким модулем Юнга). Предпочтительные материалы включают в себя BeCu, Ti или композиты (волокно и смола).

На фиг. 18a и 18b показана форма изогнутой секции. Требование 154 по изгибу задает угол направляющей на расстоянии обычно 1 фут (0,3 м). Вращающаяся внешняя труба может слегка упруго деформироваться с образованием овальной формы сечения на изогнутом участке. При овальной деформации 155 может почти закрываться зазор 156 до внутренней статической трубы инструмента кернового бурения.

Для внутренней трубы сечение не должно видоизменяться под действием изгиба, поскольку керн не должен видоизменять своего сечения. Можно также добавлять разрезы в трубах для обеспечения большей изгибной податливости. На данную трубу не передают крутящий момент (или передают минимальной величины). В некоторых вариантах применения данная внутренняя труба не требует обеспечения гидравлической изоляции, если такое требование присутствует, разрезы могут быть герметизированы промежуточным слоем изоляции, или труба может быть выполнена с гофрированной поверхностью. Форма гофрированной поверхности может быть выполнена спиральной для обеспечения прохода потока между 2 трубами.

В данном варианте осуществления керновой трубы керн первоначально является прямым во время процесса бурения. Вместе с тем, когда инструмент кернового бурения извлекают из пласта, ему сообщают временный изгиб для повторного совмещения с осью основного ствола скважины. Данный изгиб также сообщают элементу отобранного керна. В зависимости от свойств керна это может отрицательно воздействовать на керн, создавая растрескивание в керне или сжатие пор. В варианте, где инструмент кернового бурения выполнен с чередованием жестких и гибких секций, может быть целесообразно не использовать керн в изгибающихся секциях для анализа. Обычно 6 футов (1,8 м) сохраняют прямыми, а 1 фут (0,3м) керна находится под действием изгиба и связанных с этим деформаций.

Если инструмент кернового бурения выполнен с жесткой нижней частью и гибкой верхней частью, изгиб распределяется на большое расстояние, так что деформации могут являться незначительными. Вместе с тем в слишком чувствительной горной породе деформации могут наводиться в длинной секции, но нижняя секция (обычно 6 футов (1,8 м)) должна быть полностью сохранена.

Жесткий и гибкий инструмент кернового бурения может быть модифицирован для управления направлением ствола, пройденного для отбора керна, отходящего от основного ствола скважины (фиг. 19a и 19б) по криволинейной траектории. С таким конструктивным исполнением возможно увеличение расстояния 135 между концом ствола, пройденного для отбора керна и основным стволом скважины. Например, в 30 футовом (9 м) инструменте кернового бурения данное расстояние может составлять 5-10 футов (1,5-3,0 м).

Для данного варианта применения инструмент кернового бурения, описанный выше, модифицирован, так что инструмент кернового бурения имеет естественную тенденцию к изгибу в одной плоскости. Это получают созданием постоянного изгиба в секции 153 с конструктивным исполнением, описанным выше.

В инструменте кернового бурения с жесткими и гибкими секциями 152 и 153 соответственно внутренняя статическая труба 33 имеет постоянное искривление в зоне 153 изгиба, данная труба имеет естественную форму 160.

Когда данная предварительно изогнутая труба 33 входит в инструмент 33 кернового бурения, она создает изгиб во внешней вращающейся трубе 30 так, что инструмент 3 кернового бурения имеет форму, аналогичную внутренней статической трубе (с меньшим изгибом, поскольку внешняя труба 30 противодействует изгибу, устанавливаемому внутренней трубой 33).

Инструмент кернового бурения должен затем находиться в стволе, пройденном для отбора керна, как показано на фиг. 19a. Ствол имеет естественную кривизну 161, поскольку торец 162 долота не перпендикулярен оси 163 ствола на забое, и инструмент кернового бурения касается стенки ствола на первом изгибе 164.

Теоретический угол набора кривизны соответствует углу 166 (между осью 165 долота и осью 163 ствола в конце ствола, разделенному на длину первой прямой секции 150). Угол набора кривизны является очень небольшим в типичной геометрии системы кернового бурения.

Например, для ствола диаметром 2,5 дюйма (64 мм) инструмента кернового бурения с внешним диаметром 2,0 дюйма (51 мм) и длины первой прямой секции 3 фута (0,9 м) интенсивность набора угла в данном примере может находиться в пределах 0,36 градусов на метр. Для кернового бурения общей длиной 30 футов (9 м) данное изменение в отклонении составляет 3,6 градуса. Это соответствует двойному расстоянию 135, так что оно может достигать 5 футов (1,5 м) от основного ствола скважины (с 30 футовым (9 м) инструментом кернового бурения).

Во время процесса кернового бурения внутренняя труба 33 сохраняется статичной, так что плоскость изгиба сохраняется, по существу, постоянной. Внешняя труба 30 вращается и осуществляет привод процесса бурения зубьями 31. Следует заметить, что длина секции 150 обычно составляет половину длины секции 152 для надлежащей установки в криволинейном стволе 161. Вращающаяся труба 3 испытывает трение со стволом на местах 153 изгиба. Также имеется трение между внутренней статической трубой 33 и внешней вращающейся трубой 3 на тех же местах изгиба. Места изгиба внутренней трубы 33 могут иметь локальное покрытие для лучшей стойкости к эрозии.

Форма инструмента 3 кернового бурения в криволинейном стволе 161 кернового бурения вначале задается действием изгиба внутренней трубы 33. Дополнительно к этому действие выпучивания должно усиливать тенденцию.

Следует также заметить, что, если необходимо, "наддолотный стабилизатор" 166 (или центратор с жесткими лопастями) может быть установлен на малом расстоянии от долота для обеспечения надлежащего наведения долота в криволинейном стволе. Его размеры должны быть совместимыми с критериями проектирования наклонно направленного бурения.

На фиг. 20 показан диаметр керна, а также его естественный изгиб. Внутренняя статическая труба 33 имеет внутренний диаметр 170 больше внутреннего диаметра 171 кольца коронки кернового бурения, образованного зубьями 31. Этим обеспечено, что диаметр керна 41 меньше диаметра внутренней трубы 33. Деформируемая внутренняя гильза 172 трубы 33 обеспечивает отсутствие болтанки керна в керновой трубе. Кривую 173 можно измерять в лаборатории как подтверждение полученного набора угла для ствола, пройденного для отбора керна.

На фиг. 21 инструмент 180 кернового бурения с предварительным изгибом удерживается прямым в основном стволе скважины с помощью расставленных систем 181 наведения, прикрепленных к телескопической конструкции 6.

Использование данного инструмента кернового бурения с предварительным изгибом требует специальной технологии для обеспечения исключения прохода керна, поднимающегося по керновой трубе, через изогнутую секцию. Каждый раз, когда в процессе кернового бурения выполнили проходку, равную длине первой прямой секции 150, новый керн достигает первого изгиба. После этого инструмент кернового бурения необходимо поднять из ствола, пройденного для отбора керна и вернуть в основную скважину в прямом положении. Только в данном прямом положении новый керн должен проталкиваться по гибкой секции (которая в это время удерживается прямой) в другие прямые секции (идеально до упора в уже хранящиеся керны).

Данное проталкивание вверх можно выполнять следующим образом.

Инструмент кернового бурения соединяется с направляющей 5 отклонения (как описано для способа ввода разделителя и показано на фиг. 13). Разделитель 110 добавляется снизу керна для обеспечения защиты и также исключения установки другого керна позже в изогнутую секцию 153 инструмента кернового бурения. Для обеспечения данного определения длины требуется выполнение надлежащего измерения аксиального смещения во время процесса кернового бурения, а также загрузка разделителей из направляющей.

Затем инструмент кернового бурения проталкивается вниз в канал 112, чтобы останавливающий упор 182 (несущий резервные разделители 110) выталкивал керны вверх внутри инструмента кернового бурения. Данные керны разделены ранее установленными разделителями 183 керна.

При таком смещении во время данного проталкивания керны никогда не проходят через изгиб инструмента кернового бурения. Они также всегда содержатся в прямой секции инструмента кернового бурения. Так предотвращается повреждение керна.

Для анализа керна на забое скважины могут быть выполнены измерения осевой нагрузки на долото и крутящего момента бурильной машиной кернового бурения во время процесса кернового бурения. В объединении со скоростью проходки кернового бурения данные параметры обеспечивают вычисление механических параметров горной породы, обеспечивая определение изменения свойств породы. Для оценки надлежащего крутящего момента при бурении необходимо вначале измерить крутящий момент, когда режущий инструмент не касается забоя: это крутящий момент при действии трения вращения вследствие небольшого зазора, имеющегося в инструменте кернового бурения.

Данный способ определения характеристик горной породы по параметрам бурения дает более точные результаты, чем получаемые при бурении скважин обычным буровым долотом, когда бурение только происходит в аналогичных условиях (тангенциальной линейной скорости, в особенности во время кернового бурения, но с обычным буровым долотом, параметры бурения зависят от места под торцом долота).

Обратную циркуляцию можно использовать для циркуляции шлама в малом кольцевом пространстве между вращающейся трубой и статической трубой. Поток загружен шламом, вырабатываемым режущими зубьями. Данный шлам, в итоге, достигает внутренней камеры инструмента кернового бурения. Анализ крупности шлама может быть выполнен, без ограничения этим, ультразвуковым средством, измерениями плотности и способом фильтрования, связанным с очисткой фильтра. Несколько данных способов можно объединять для более точного определения характеристик шлама. Использование данного анализа в соединении с данными проходки ствола для отбора керна обеспечивает характеризацию механических свойств горных пород, особенно если данный анализ связывают с измерениями осевой нагрузки на долото и крутящего момента, как описано выше.

В данном процессе кернового бурения шлам не транспортируется на большое расстояние, что исключает потери и видоизменение шлама во время процесса транспортировки.

Система скважинного каротажа керна в условиях забоя скважины показана на фиг. 22a и 22b. Направляющая отклонения может быть оснащена датчиками аналогично каротажу в необсаженном стволе, так что каротажную информацию можно определять прямо на керне до возникновения в керне нарушений вследствие изменений температуры и давления при "совершении рейса" из скважины, а также без риска потери поровой текучей среды во время подъема и хранения.

Для данной цели направляющая отклонения может быть оборудована камерой 200, несущей и/или содержащей детекторы и связанные с ними электронные блоки управления. Данная камера может быть встроена в направляющую или может представлять собой небольшой каротажный инструмент, параллельный инструменту кернового бурения, выходящему в основной ствол скважины из ствола, пройденного для отбора керна. Когда керн вытягивают назад в основной ствол скважины, керн проходит перед детекторами, обеспечивающими анализ керна относительно аксиального положения керна. Керн может вращаться во время процесса каротажа либо для целей отображения, либо томографии.

В качестве детектора можно использовать детектор 201 гамма-излучения для определения естественной радиоактивности керна. Данный детектор может быть выполнен на основе сцинтилляционного кристалла, связанного с трубкой фотоумножителя. Экран 202 может быть установлен на задней стороне детектора (и даже вокруг керна) для ограничения искажения измерений окружающей горной породой (которая может иметь сходные характеристики, поскольку может являться аналогичной горной породой). Экран может быть выполнен из свинца или другого тяжелого металла. Также, рекомендуется измерение фонового шума на данной глубине без керна в инструменте кернового бурения. Данный фоновый шум можно затем удалять из измерений, полученных, когда керн присутствует в инструменте кернового бурения.

Измерение гамма-излучения обеспечивают подтверждение, что керн отобран из надлежащего пласта. Это может быть важным в сложной геологии или геологии с разрывами или вблизи разлома. Данный тип контроля также особо важен при отборе керна при горизонтальном основном стволе скважины, когда ствол, пройденный для отбора керна, направлен вверх или вниз, особо важно обеспечение кернового бурения из надлежащего пласта.

Данное измерение является прямым контролем качества процесса. В случае неадекватного извлечения керна можно немедленно принять решение отобрать другой керн, особенно если отбирают многочисленные короткие керны.

Каротажная система может также быть оборудована для плотностного гамма-гамма каротажа с использованием радиоактивного источника гамма-излучения (обычно Cs132), обычно выполняемого каротажным инструментом на кабеле. Плотность можно измерять по обратному рассеянию, позволяющему установить источник на одной стороне с детектором (все в каротажном инструменте). Вместе с тем, возможна установка источника 203 гамма-излучения на противоположной стороне (в направляющей, например) детектора 204 гамма-излучения внутри каротажного инструмента.

Следует заметить, что измерение естественного гамма-излучения может искажаться в присутствии радиоактивного источника гамма-излучения. Достаточное расстояние и экранирование 205 должны обеспечивать ограничение искажения.

Измерение плотности можно выполнять при вращении керна (вращением бурильной машины для кернового бурения). Это обеспечивает определение анизотропии и неоднородной плотности в сечении керна. Данный анализ может даже становится процессом сканирования (томография) со следующим предпочтительным конструктивным исполнением.

Источник и детектор, расположенные с противоположных сторон керна.

Линия 206, проходящая от источника 204 к детектору 203, не проходит через центр 207 керна 41.

Разрешение томографии можно улучшить с использованием второго провода подсветки, это можно получить в одной из следующих систем.

Использование механического признака, обеспечивающего боковое смещение инструмента кернового бурения. Томографию керна можно тогда выполнять дважды, соответствующую двум путям подсветки.

Использование второго детектора плотности в каротажном инструменте для выполнения измерений, следующих двум хордам подсветки поперек керна.

Измерения плотности и томографические измерения дают важную информацию для калибровки характеристик керна при начальных условиях на забое скважины, таких как давление, температура и поровые текучие среды.

Другим измерением на забое скважины, предложенным в данном изобретении, является измерение диаметра керна (фиг. 23a и 23б). Обычно считают, что диаметр керна равен внутреннему диаметру режущей кромки инструмента кернового бурения. Вместе с тем, вследствие механических повреждений, это может не выполняться. Дополнительно к этому геометрия керна может изменяться во времени (после воздействия смачивания неадекватными текучими средами), при изменении давления и температуры. Анализ диаметра керна в различных условиях (например, сразу после кернового бурения, на поверхности и в лаборатории) дает качественный параметр контроля для "выдерживания" керна.

Данное измерение можно выполнять различными методиками. В одном конструктивном исполнении внутренняя статическая труба 33 может быть оборудована аксиальным пазом 210. Диаметр данной трубы может быть немного меньше внутреннего диаметра 171 коронки режущих зубьев 31, так что керн должен разводить внутреннюю трубу 33. Коническая секция 211 содействует данному разведению, когда керн проталкивается вверх в трубу 33. Когда внутренняя труба 33 разведена керном, паз 210 становится шире, а также увеличивается общий диаметр. Изменение диаметра трубы 33 можно определить внешними измерениями. В качестве одного предпочтительного способа промежуток между двумя трубами 30, 33 можно измерять ультразвуковым приемопередатчиком 212 (эхоимпульсный способ или ослабление резонанса), при этом должно измеряться время пробега по двум акустическим путям 213, 214. Разность между данными двумя измерениями, умноженная на скорость звука в текучей среде, обеспечивает определение величины зазора.

Другой способ измерения основан на механическом эффекте в сечении 215. В данном сечении труба 33 является немного овальной. Труба находится в контакте с двумя выступами 216, прикрепленными к внутренней трубе 33 с вырезом. Когда керн деформирует трубу 33, выступы 216 деформируют внешнюю трубу 30. Прямое определение овальности трубы 33 позволяет определить диаметр трубы 33. Данное определение овальности трубы 33 можно получить от пары датчиков 217, 218 расстояния (или смещения), прикрепленных на направляющей противоположно диаметру инструмента кернового бурения. Несколько типов детекторов можно использовать: датчик на основе линейно регулируемого дифференциального трансформатора, скользящий в контакте с поверхностью, или ультразвуковой датчик, описанный выше, или токовихревые датчики. Для данного варианта применения внешняя труба 33 должна иметь овальные сечения в некоторых местах по оси. Во время каротажа диаметра инструмент 3 кернового бурения должен медленно вращаться, когда сечения 215 находятся перед детекторами 217 и 218.

Можно также осуществлять каротаж тепловых характеристик керна. Для данного измерения температуру керна изменяют внешним нагревом или охлаждением. Измеряют эволюцию температуры относительно приложения изменений, реагирование температуры, как функции ступенчатого нагрева, обеспечивая определение удельной теплоемкости и теплопроводности керна, учитывая известную теплоизоляцию ствола скважины. Данная удельная теплоемкость и теплопроводности керна связаны с литологией, пористостью и свойствами текучей среды.

Возможное конструктивное исполнение для такого каротажа предусматривает установку нагревателя для перекачиваемой текучей среды в инструменте кернового бурения, обеспечивающего циркуляцию горячей текучей среды в кольцевом пространстве между двумя трубами 30, 33 инструмента кернового бурения. Реакцию керна измеряют каротажной системой с помощью температурного зонда или зонда теплового потока, находящегося в контакте с внешней поверхностью инструмента кернового бурения.

Нагрев можно получить способом индукции тока в керне при регулируемом генерировании тока. Индукция тока в инструменте 3 кернового бурения и керне 41 может быть напрямую установлена магнитной индукцией при передаче переменного тока в статических обмотках, прикрепленных к направляющей. Другой способ индукции тока состоит в создании вихревого тока (или тока Фуко). Это можно получить, установив большой статический магнит вблизи направляющей, и, вращая инструмент кернового бурения (и керн) перед магнитом, вихревой ток возникает в металле инструмента кернового бурения и керне.

Способ индуктивного нагрева можно модифицировать для индукции тока меньшей силы в корпусе инструмента кернового бурения и тока большей силы в самом керне. Для этого две керновых трубы необходимо выполнить немагнитными и в идеале из резистивного материала, никелевый сплав или нержавеющая сталь могут являться приемлемым решением. Теплопроводность каротажа, выполненного тепловым зондом, при этом является зависимой от удельного сопротивления керна. При этом величину нагрева детектируют по величине индуктивного тока в объеме керна.

Можно осуществлять каротаж удельного сопротивления керна, но требуется более глубокая модификация инструмента кернового бурения. Например, измерение индукционного удельного сопротивления керна может быть выполнено с проходом керновой трубы через две катушки, инструмент кернового бурения в идеале должен быть немагнитным и с высоким удельным сопротивлением. Может быть необходимо выполнение конструкции инструмента кернового бурения из композитного материала (такого как стекловолокно с эпоксидной матрицей).

В механике горных пород критерий оценки разрушения Кулона (фиг. 25) определяет критерий разрушения горной породы, требуемый уровень сдвига горной породы для получения разрушения увеличивается с напряжением сжатия в плоскости, перпендикулярной сдвигу.

Бурильная машина для кернового бурения согласно изобретению может обеспечивать данное определение. Инструмент кернового бурения входит в контакт с пластом во время любого процесса кернового бурения. Затем вращение инструмента кернового бурения останавливают, керн защемляют (фиг. 4), затем внутреннюю трубу фиксируют на внешней трубе (фиг. 10). Головка 2 вращения прикладывает крутящий момент к инструменту 3 кернового бурения, при этом измеряют крутящий момент. Крутящий момент медленно увеличивают до отрыва торца 43 керна на фиг. 10. После отрыва крутящий момент немедленно уменьшается. Пик крутящего момента во время фазы увеличения крутящего момента соответствует крутящему моменту отрыва для горной породы. Для улучшенного определения крутящего момента отрыва измеряют остаточный крутящий момент при низкой скорости вращения после проведения измерения при разрушении горной породы, который можно вычитать из пика крутящего момента (являющийся только фрикционным крутящим моментом).

Аппроксимированное соотношение обеспечивает расчет среднего подлежащего приложению крутящего момента для срезания поверхности 43. Знание модуля сдвига должно улучшать данный расчет. Во время испытаний керна сжимающую нагрузку на торец, являющуюся осевой нагрузкой на долото, может прикладывать бурильная машина для кернового бурения. Напряжение сжатия можно напрямую вычислить с использованием силы сжатия, и это, в свою очередь, обеспечивает определение одной точки на графике Кулона.

После первого испытания срезающего усилия керна нормальный процесс кернового бурения может повторно стартовать для короткой проходки. Затем можно выполнить испытание срезающего усилия нового керна для другой аксиальной нагрузки (осевой нагрузки на долото), обеспечивая определение другой точки на графике Кулона.

Обычно две точки достаточны для построения данного графика. Больше точек можно взять для большей точности, также для прямого определения потенциальной нелинейности реакции данной конкретной горной породы.

Специальное испытание может также быть выполнено для определения максимальной прочности при растяжении горной породы. Вновь, когда инструмент кернового бурения осуществил достаточную проходку горной породы, приводится в действие защемляющая система, прикладывают и измеряют тянущее усилие (отрицательную осевую нагрузку на долото), данное тянущее усилие медленно увеличивают при непрерывном измерении до получения отрыва (и значение измерения мгновенно падает до малой величины). Максимальное тянущее усилие используют для вычисления напряжения при растяжении, соответствующего отрыву.

Данные испытания обеспечивают построение графика в полном объеме (критерия оценки разрушения Кулона), показанного на фиг. 25.

Новая бурильная машина для кернового бурения может также определять напряжение в пласте. Следует помнить, что поле напряжений можно уменьшить до двух главных напряжений (ориентированных под углом 90 градусов друг к другу). Данные напряжения представляют шесть неизвестных (три амплитуды и три направления). На фиг. 26 это показано более подробно.

Для выполнения данных измерений режущие зубья 31 инструмента 3 кернового бурения модифицированы, как показано на фиг. 26a и 26b с выполнением двух рядов режущих кромок. Первая кромка 160 бурит внутренний диаметр 162. Вторая кромка 161 бурит внутренний диаметр 163, который меньше первого диаметра 162. На коротком отрезке длины керн имеет немного больший диаметр, чем керн, входящий в инструмент кернового бурения.

С такой формой конца керна поверхность отрыва во время испытания керна на срезающее или тянущее усилие находится в сечении 165, поскольку напряжения в нем выше, чем в сечении керна большего диаметра.

После отрыва керна в сечении 165 (с помощью способа, описанного выше), инструмент кернового бурения захватывает керн на участке большего диаметра 162, который еще прикреплен к пласту. Затем выполняют новое испытание срезающего усилия, срезая поверхность 164. Данное испытание дает один комплект измерений (осевой нагрузки на долото, крутящего момента) для отрыва, обеспечивающий вычисление точки данных (напряжение среза, сжатие).

Данный отрыв происходит для данного срезающего усилия/напряжения сжатия, но в объединении с напряжением сжатия в сечении 165 вследствие естественно присутствующих локальных напряжений в данном пласте. Данные поверхностные напряжения чаще всего являются напряжениями сжатия и создаются объединением главных напряжений на данном стыке.

С использованием теории кругов Мора отрыв происходит, когда более крупные круги достигают измеренной линии Кулона (определено по отрыву в малом сечении).

При выполнении данного испытания дважды в аналогичном или одном стволе, пройденном для отбора керна для различной осевой нагрузки на долото, возможно решение для амплитуды 166 и "положения торца бурильного инструмента" 167 данного напряжения в сечении 164 (положение торца бурильного инструмента в данном примере является углом ориентации данного напряжения в сечении).

Для полного решения проблемы главных напряжений (три амплитуды и три направления) в горной породе требуется шесть независимых измерений, два могут быть выполнены, как упомянуто выше (одинаковый или аналогичный ствол, пройденный для отбора керна) при двух осевых нагрузках на долото. Такие испытания необходимо выполнить в трех стволах кернового бурения, ориентированных в различных независимых направлениях. Для данной цели направляющую необходимо разместить в основном стволе скважины с тремя различными положениями торца бурильного инструмента, наклон ствола, пройденного для отбора керна, не может составлять 90 градусов от основного ствола скважины. Это означает, что срезанный торец для определения напряжения горной породы (амплитуды и угла) должен определяться на поверхностях, соответствующих граням пирамиды с тремя боковыми гранями. Зная напряжения на каждой из трех граней пирамиды, можно определить эквивалентное напряжение в твердом пласте. Для надлежащей точности по углам угол отклонения ствола, пройденного для отбора керна, должен быть достаточно адекватным (в пределах 30 градусов). Для практического осуществления данной задачи это означает, что инструмент 3 кернового бурения должен быть относительно небольшим, чтобы угол отклонения направляющей мог быть большим.

Наконец, можно определить коэффициент концентрации напряжения для зоны вблизи ствола, пройденного для отбора керна до удаленного ненарушенного объема пласта. Это может требовать оценки выбранных по умолчанию геометрических параметров ствола, пройденного для отбора керна, а также упругих свойств (модуль Юнга и коэффициент Пуассона).

Для полного решения проблемы упругие свойства и коэффициент для пороупругой среды можно определить в лаборатории с использованием керна для надлежащего лабораторного исследования.

Модуль Юнга можно получить в испытании на выпучивание тонкого керна. Для данной цели керн должен иметь большое отношение длины к диаметру. Керн не должен жестко поддерживаться в статической внутренней трубе 33 либо вследствие большего внутреннего диаметра над режущей секцией, либо вследствие использования достаточно деформируемой трубы 33. Поэтому бурильная машина требует модифицирования для создания возможности приложения аксиальной нагрузки к верхней оконечности керна. Это можно получить одним из следующих решений:

a) создание короткого инструмента кернового бурения, в котором керн достигает верха инструмента кернового бурения,

б) добавление механизма защемления для передачи нагрузки на керн на некотором расстоянии от нижней оконечности инструмента кернового бурения,

в) поршень с уплотнением можно толкать вниз в инструменте кернового бурения с помощью приложения гидравлического давления на верхнюю поверхность поршня.

На керн прикладывают (и измеряют) аксиальную нагрузку, медленно увеличивая от малой величины, до получения выпучивания (формула Эйлера). При разрушении аксиальная нагрузка резко уменьшается (на этом основан способ детектирования). Поскольку геометрия и сила известны, можно подсчитать модуль Юнга.

Для коэффициента Пуассона можно выполнить испытание керна нагрузкой. Основным испытанием определяют прочность на разрыв горной породы следующим образом: цилиндр горной породой радиально сжимают между двумя плитами. В условиях данной нагрузки легко заметить, что в аксиальной плоскости, проходящей по контактным линиям с плитами нагрузки, присутствует только растягивающее напряжение, перпендикулярное данной плоскости. Формула напрямую связывает данное растягивающее напряжение с радиальной нагрузкой и геометрией (не с упругими свойствами).

В данном изобретении механизм нагружения модифицируют следующим образом.

Параллельные плиты устанавливают в контакт с образцом горной породы на касательных контактных линиях. Затем данные плиты удерживаются статически. Затем прикладывают силу к образцу горной породы вдоль его главной оси. Это заставляет образец горной породы радиально расширяться вследствие эффекта Пуассона. Вместе с тем в одном радиальном направлении деформация блокирована двумя плитами. Затем возникает сжатие в контакте между горной породой и данными плитами. Теперь образец горной породы нагружают так, что растягивающая нагрузка возникает на аксиальной плоскости. Аксиальную нагрузку затем увеличивают до достижения разрыва при растяжении. Разрыв происходит при растягивающей нагрузке разрыва, известной из ранее измеренной диаграммы разрушения Кулона. Затем можно рассчитать радиальную контактную силу. Появление данной силы обусловлено ограниченной деформацией Пуассона, созданной аксиальной нагрузкой.

Данная формула связывает аксиальное нагружение, радиальное нагружение, коэффициент Пуассона, Модуль Юнга, диаметр и длину образца горной породы. В данном варианте единственной неизвестной является коэффициент Пуассона при измеренной аксиальной нагрузке.

Для выполнения данного испытания керн вновь сжимают аксиально (как в испытании на выпучивание). Вместе с тем, керн радиально заключен между двух касательных плоскостей. Керн также должен быть достаточно коротким для исключения выпучивания. На практике используют одинаковую трубу 33 для обоих испытаний. Разница между двумя испытаниями заключается только в длине керна. Для испытания на выпучивание керн должен быть длинным (возможно L/D>15) и для модифицированного испытания L/D находится в пределах 1.

Процесс каротажа керна в основном должны осуществлять, когда керн извлечен из пласта, керн скользит по направляющей отклонения и перед каротажной системой. Данный каротаж выполняют в условиях забоя в стволе скважины (давление и температура) и также после минимального времени воздействия бурового раствора.

С надлежащим конструктивным исполнением направляющей отклонения ствола (и поддержкой каротажного инструмента) направляющую отклонения можно фиксировать в стволе скважины на различной глубине (например, непосредственно под поверхностью). С соответствующим конструктивным исполнением направляющей возможен проход инструмента кернового бурения по направляющей так, что инструмент кернового бурения не отталкивается вбок и остается в основном стволе скважины. Инструмент кернового бурения может перемещаться вниз и затем вверх (способом, аналогичным используемому в процессе кернового бурения), так что керн скользит перед каротажной системой. В данной ситуации все каротажные измерения можно выполнять повторно, но в отличающихся условиях окружающей среды.

Показанная на фиг. 14 бурильная машина для кернового бурения согласно изобретению выполнена с возможностью приложения давления на верхнюю поверхность керна. Это можно получить, закрыв клапан 126 при работе насоса 130. Разделяющая пробка, показанная на фиг. 13, может быть установлена вначале в инструмент кернового бурения и может размещаться сверху керна.

С таким приложением давления керн выталкивается вниз из керновой трубы. Этим обеспечивают выброс керна из инструмента кернового бурения, когда керн считают неприемлемым.

Выброс можно выполнять внутрь ствола, пройденного для отбора керна: керн устанавливают обратно в его ствол (или любой выходящий ствол, пройденный для отбора керна). Данный процесс выброса керна является весьма полезным в объединении с каротажом керна на забое скважины. Если после каротажа керна оказывается, что керн не соответствует требованиям, его можно выбросить для исключения подъема на поверхность только для выбраковки керна.

Когда многочисленные небольшие керны сохраняют в колонковом буровом инструменте, важно выбрасывать только неприемлемый керн. Это означает необходимость контроля смещения керна. Контроль можно выполнять различными способами, некоторые из которых описаны ниже:

a) измеряют объем перекачиваемой текучей среды до получения надлежащего смещения;

b) устанавливают инструмент кернового бурения обратно на забой в стволе, пройденном для отбора керна, подают давлением насоса керн на забой ствола, пройденного для отбора керна. Поддерживают давление, создаваемое насосом и перемещают инструмент кернового бурения из ствола, пройденного для отбора керна, осуществляя мониторинг изменения глубины бурильной машины для кернового бурения;

c) используют каротажную информацию для определения момента прохода верха керна перед каротажной системой. Это требует перемещения инструмента кернового бурения так, что верх керна после выброса нижних кернов находится прямо перед каротажной секцией.

Специальную пробку, показанную на фиг. 14b, можно использовать для данной цели, поскольку она не допускает перемещения назад в инструмент кернового бурения.

Инструмент кернового бурения со специальными зубьями может прорезать обсадную колонну, цемент и затем горную породу. Этим обеспечивают отбор кернов за обсадной колонной. Очевидно, данный процесс можно объединять со всеми описанными выше специальными вариантами использования, применения и системой.

Для кернового бурения за обсадной колонной требуется прорезать окно в обсадной колонне. Данное окно обеспечивает связь между пластом и скважиной. Такая связь может являться нежелательной после кернового бурения. Бурильная машина для кернового бурения согласно изобретению может закупоривать данный ствол и окно. Для выполнения данного процесса специальную пробку (фиг. 13) можно взять из направляющей и вставить в верхнюю часть ствола, пройденного для отбора керна. Данные специальные пробки могут обеспечивать некоторую изоляцию следующими способами:

a) использование набухающего материала снаружи пробки. Данный материал должен набухать после установки пробки в ствол, пройденный для отбора керна;

b) использование каучукового элемента на периферии пробки. Данный элемент должен затем плотно устанавливаться в малый ствол, пройденный для отбора керна, таким образом, создавая уплотнение;

c) пробка содержит материал, который затвердевает при надлежащих условиях (например, с течением времени). Это обеспечивает установку пробки в обслуживаемый ствол, затем пробка "раздвигается", давая материалу войти в контакт с пластом и выполнить уплотнение;

d) пробка может "расширяться" внутри ствола, пройденного для отбора керна, для уплотнения. Например, расширение можно получить вращением элемента в пробке (после ее выброса) для обеспечения расширения;

e) ствол, пройденный для отбора керна, можно заполнять специальной текучей средой, которая может затвердевать. Для данной цели возможным способом является спуск инструмента кернового бурения на забой ствола, пройденного для отбора керна. Затем можно закачивать специальную текучую среду между двумя трубами инструмента кернового бурения, медленно извлекая инструмент кернового бурения из ствола, пройденного для отбора керна. Это обеспечивает управляемое заполнение ствола, пройденного для отбора керна данной специальной текучей средой. В некоторых вариантах можно закачивать цементный раствор в ствол, пройденный для отбора керна. Данную специальную текучую среду можно спускать в скважину в специальной емкости внутри бурильной машины для кернового бурения. Когда устройство кернового бурения спускают в скважину на насосно-компрессорной трубе, специальную текучую среду можно подавать в устройство кернового бурения по данной насосно-компрессорной трубе.

Бурильная машина для кернового бурения согласно изобретению обеспечивает каротаж керна на забое скважины, подлежащий выполнению после извлечения. Машина также обеспечивает выброс керна обратно в ствол, пройденный для отбора керна. Нормально, основной целью кернового бурения является контроль качества. Вместе с тем, можно использовать объединение кернового бурения, каротажа керна и выброса керна для получения специальной каротажной информации по горной породе без повреждений, связанных с процессом бурения. Это также способ получения улучшенных данных, таких как томография плотности или глубокое измерение.

Каротажный инструмент собирает различные типы данных. В одном режиме работы данные могут сохраняться в запоминающем устройстве (возможно внутри каротажной системы). Данные должны затем передаваться в управляющий компьютер на поверхности.

В другом конструктивном исполнении электрическая соединительная линия установлена между бурильной машиной для кернового бурения и каротажной системой. Электрическая соединительная линия аналогична гидравлической соединительной линии, описанной выше и показанной на фиг. 6. С помощью данной электрической соединительной линии можно устанавливать связь между каротажной системой и бурильной машиной для кернового бурения. Данные можно также передавать на поверхность и принимать с поверхности через систему связи бурильной машины для кернового бурения. Данная соединительная линия также обеспечивает подачу электропитания от бурильной машины для кернового бурения на каротажную систему.

При работе бурильной машины для кернового бурения на нескольких коротких интервалах является возможным подавать буровой раствор более высокого качества для колонкового бурения в требуемое место (торец бурильного инструмента). Поскольку бурильная машина для кернового бурения выполняет циркуляцию в замкнутом кольце между основным стволом скважины и стволом, пройденным для отбора керна, имеется минимальное смешивание текучей среды, изначально находящейся в стволе скважины с текучей средой кернового бурения. Этим обеспечивается извлечение кернов с минимальными повреждениями.

Бурильную машину с элементами искусственного интеллекта для кернового бурения можно спускать на насосно-компрессорной трубе, бурильной колонне или гибкой насосно-компрессорной трубе.

Бурильную машину для кернового бурения можно устанавливать внизу колонны насосно-компрессорных труб. Для данного варианта применения некоторые следующие функции бурильной машины для кернового бурения могут не требоваться:

a) функции скважинного трактора (описано выше и показано на фиг. 3) могут не требоваться. Этим обеспечивается более простая конструкция бурильной машины. Перемещения в стволе скважины должны получаться в процессе обычных операций в скважине с перемещением насосно-компрессорной трубы с поверхности (насосно-компрессорная труба может быть прикреплена к крюку буровой установки). Осевую нагрузку на долото для колонкового бурения должны получать приложением некоторого веса колонны на бурильную машину для кернового бурения. Реактивный крутящий момент от процесса кернового бурения должна воспринимать колонна, также как в бурении с забойным двигателем. Аксиальная толкающая система 22 (фиг. 2) может, вместе с тем, быть включена в работу для обеспечения плавного регулирования осевой нагрузки на долото и скорости проходки для кернового бурения;

b) ориентирующий переводник (описан выше и показан на фиг. 8) не требуется, если колонну насосно-компрессорных труб можно вращать с поверхности (ротором буровой установки, например). При работе с гибкой насосно-компрессорной трубой данный ориентирующий переводник является обязательным;

c) забойный насос для циркуляции также не требуется, поскольку циркуляцию для процесса кернового бурения может создавать насос на поверхности (например, насос типа триплекс буровой установки). Данная циркуляция, осуществляемая с поверхности, также обеспечивает циркуляцию специальной текучей среды для кернового бурения для минимизирования повреждений керна;

d) вращение вращающей головки 2, показанной на фиг. 2, может создавать гидравлический двигатель вместо двигателя 10, показанного на фиг. 2. Винтовой (объемный) забойный двигатель, используемый в качестве двигателя управления направлением бурения, является предпочтительным;

e) бурильная машина для кернового бурения может иметь связь с поверхностью телеметрией по типу измерений во время бурения. При таком режиме связь можно осуществлять в двух направлениях. При таком способе тросовый кабель 7, показанный на фиг. 1, не требуется.

С такими модификациями бурильная машина для кернового бурения, работающая на насосно-компрессорной трубе, не включает в себя функций, требующих электрооборудования высокой мощности.

Забойный механизм скважинного трактора может работать, обеспечивая плавное регулируемое смещение во время кернового бурения.

"Полнопроходную" бурильную машину для кернового бурения на насосно-компрессорной трубе можно использовать для залавливания керна тросовым оборудованием, как показано на фиг. 24.

Инструмент 3 кернового бурения обычно ограничен диаметром 2,5 дюйма (64 мм), требуемая для бурения мощность при этом также ограничена (в пределе 10 кВт). В бурильной машине для кернового бурения (описано выше) на насосно-компрессорной трубе гидравлический двигатель 220 может иметь диаметр 4,75 дюйма (121 мм) (или больше). Данный гидравлический двигатель может быть основан на конфигурации выступов в 4/5 или 7/8. Длина двигателя должна также быть ограничена (несколькими метрами).

В такой конфигурации имеется следующее.

Большое отверстие 222 байпаса может быть просверлено в роторе 221, диаметр данного отверстия может составлять 1,5 дюйма (38 мм) или больше. Орбиту ротора можно сохранять небольшой с сохранением мелкой спиральной полости.

Специальную упругую трубу используют в качестве полого вала 223 трансмиссии между ротором двигателя и головкой привода вращения 15 вала. Данная труба может также иметь большой канал, 1,5 дюйма (38 мм) или больше.

Полнопроходной клапан обеспечивает открытие или закрытие байпаса ротора двигателя.

Труба 34 (фиг. 4а), несущая внутреннюю статическую трубу 33 инструмента 3 кернового бурения, может быть удлинена трубой через трансмиссию и ротор двигателя.

В такой трансмиссии полнопроходной канал 226 проходит от верха двигателя к головке вращения.

Инструмент кернового бурения может быть основан на системе, описанной выше и показанной на фиг. 17, с жесткой секцией 152 и гибкой секцией 153. Вместе с тем он модифицирован так, что внутренний диаметр внутренней трубы равен внутреннему диаметру вала 34.

В такой бурильной машине 1 для кернового бурения, оборудованной таким инструментом 3 кернового бурения, керн может проходить через головку вращения и двигатель. С надлежащей кольцевой конструкцией машины в целом керн может проходить до верха бурильной машины. Керн может выталкиваться в залавливаемую статическую трубу 234. При заполнении труба с керном может быть заловлена оборудованием тросовой линии 225, проходящей в насосно-компрессорной трубе 227.

Для экономии времени труба временного хранения керна также присутствует в машине. Когда данная труба заполнена, клапанная система обеспечивает отвод текучей среды так, что керн выталкивается вверх в залавливаемую статическую трубу, труба временного хранения керна затем опорожняется. Тросовая линия может затем поднимать керн на поверхность, после чего спускают новую залавливаемую трубу. Во время данных спускоподъемных операций керновое бурение можно повторять.

1. Система для кернового бурения подземного пласта, окружающего ствол скважины, содержащая корпус инструмента, предназначенный для установки в стволе скважины вблизи пласта, предназначенного для отбора керна, и содержащий двигатель, головку привода вращения, соединенную с двигателем, вращающийся инструмент, соединенный с головкой привода вращения одним концом и несущий буровое долото на другом конце, механизм привода, содержащий якорное крепление для закрепления в стволе скважины и аксиальный привод для перемещения корпуса инструмента и вращающегося инструмента, и направляющую для перемещения вращающегося инструмента вбок от ствола скважины в окружающей пласт, при этом вращающийся инструмент является трубчатым инструментом кернового бурения, несущим кольцевое буровое долото, головка привода вращения имеет охватывающий соединитель, соединенный с инструментом кернового бурения, и полый вал, проходящий от головки привода вращения в корпус инструмента, и двигатель соединен с внешней поверхностью полого вала для привода головки привода вращения.

2. Система по п.1, в которой головка привода вращения выполнена с возможностью обеспечения отклонения оси инструмента кернового бурения от оси корпуса инструмента.

3. Система по п.2, в которой головка привода вращения содержит регулируемое соединение для изменения отклонения оси инструмента кернового бурения.

4. Система по п.2, в которой инструмент содержит средство направления отклоненной оси в заданном направлении.

5. Система по п.1, дополнительно содержащая датчик углового положения для определения углового положения полого вала.

6. Система по п.5, в которой датчик углового положения способен определять скорость вращения полого вала.

7. Система по п.1, в которой якорное крепление содержит, по меньшей мере, один комплект радиально выдвигающихся опор, зацепляющихся со стенкой ствола скважины для закрепления корпуса инструмента в стволе скважины.

8. Система по п.7, в которой аксиальный привод способен действовать против силы якорного закрепления, создаваемой опорами, приведенными в действие.

9. Система по п.8, в которой механизм привода содержит гидравлическую систему, опоры и аксиальный привод, содержащий поршни в цилиндрах, в которые подается рабочая жидкость гидросистемы.

10. Система по п.7, в которой механизм привода содержит, по меньшей мере, два комплекта опор, способных попеременно приводиться в действие для перемещения корпуса инструмента в любом из направлений вдоль ствола скважины.

11. Система для кернового бурения подземного пласта окружающего ствол скважины, содержащая корпус инструмента, предназначенный для установки в стволе скважины вблизи пласта, предназначенного для отбора керна, и содержащий двигатель, головку привода вращения, соединенную с двигателем, вращающийся инструмент, соединенный с головкой привода вращения одним концом и несущий буровое долото на другом конце, механизм привода, содержащий якорное крепление для закрепления в стволе скважины и аксиальный привод для перемещения корпуса инструмента и вращающегося инструмента, и направляющую для перемещения вращающегося инструмента вбок от ствола скважины в окружающей пласт, при этом вращающийся инструмент является трубчатым инструментом кернового бурения, несущим кольцевое буровое долото, инструмент кернового бурения содержит внешнюю вращающуюся трубу, несущую кольцевое буровое долото и соединенную с головкой привода вращения, и внутреннюю керновую трубу для несения керна, выбуренного из пласта инструментом кернового бурения, соединенную с валом, проходящим через головку привода вращения, и имеется муфта привязки ориентации, окружающая вал, причем муфта и вал снабжены деталями взаимного зацепления для предотвращения относительного вращения.

12. Система по п.11, в которой внутренняя керновая труба не способна вращаться с внешней вращающейся трубой.

13. Система по п.11, в которой детали взаимного зацепления содержат шпонку и паз, обеспечивающие скольжение муфты относительно вала.

14. Система по п.11, в которой муфта способна перемещаться между первым положением, в котором она удерживается от вращения относительно корпуса инструмента, и вторым положением, в котором она удерживается от вращения относительно внешней вращающейся трубы, так, что в первом положении муфта и вал способны вращаться с корпусом инструмента относительно внешней вращающейся трубы и во втором положении способны вращаться с внешней вращающейся трубой относительно корпуса инструмента.

15. Система по п.14, дополнительно содержащая электромагнит для перемещения муфты между первым и вторым положениями.

16. Система по п.13, в которой муфта имеет наклонную поверхность, и корпус инструмента имеет соответствующую наклонную контактную поверхность, при этом при первом положении муфты контакт между указанными наклонными поверхностями обеспечивает ориентацию вала в заданном угловом положении относительно корпуса инструмента.