Направленное бурение с применением вращающегося корпуса и селективно отклоняющегося приводного вала

Авторы патента:

E21B7/06 - изменение направления буровой скважины

Владельцы патента RU 2602851:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Система управления направлением бурильной компоновки в стволе скважины, содержащая утяжеленную бурильную трубу инструмента, корпус, установленный вблизи конца и по меньшей мере частично за пределами утяжеленной бурильной трубы инструмента, отклоняющийся приводной вал, соединенный с буровым долотом и по меньшей мере частично установленный в корпусе; и двигатель, соединенный с корпусом, при этом двигатель, когда активирован, независимо вращает корпус. Обеспечивается создание управляемой по направлению движения бурильной компоновки с диаметром, по существу одинаковым с диаметром бурильной колонны, с возможностью прохода через скважинное оборудование. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится в общем к операциям бурения скважин и - конкретнее к направленному бурению с применением вращающегося корпуса и селективно отклоняемого приводного вала.

С усложнением операций бурения и соответствующим повышением трудности достижения углеводородных коллекторов увеличивается потребность точного определения местоположения бурильной компоновки как по вертикали, так и по горизонтали. Часть данной операции требует управления направлением движения бурильной компоновки, либо для предотвращения проходки конкретных пластов или для пересечения продуктивных пластов. Управление направлением движения бурильной компоновки включает в себя изменение направления, в котором нацелена бурильная компоновка/буровое долото. Обычно указанное выполняется с применением механизмов, входящих в контакт со стволом скважины для отклонения бурильной компоновки от центральной осевой линии в стволе скважины или для удержания участка бурильной компоновки в стационарном положении. К сожалению, данные механизмы, входящие в контакт, могут создавать проблемы, в частности, когда должны проходить через важные механические устройства, например, противовыбросовые превенторы, которые могут являться важными для обеспечения безопасности во время операций бурения.

ЧЕРТЕЖИ

Некоторые специфические являющиеся примером варианты осуществления изобретения можно понять из следующего описания и прилагаемых чертежей.

На фиг. 1 показана схема примера буровой системы согласно аспектам настоящего изобретения.

На фиг. 2 показана схема примера буровой системы согласно аспектам настоящего изобретения.

На фиг. 3 показана схема примера буровой системы согласно аспектам настоящего изобретения.

На фиг. 4 показана блок-схема последовательности операций примера способа бурения согласно аспектам настоящего изобретения.

Хотя изобретение показано и описано в виде являющихся примерами вариантов осуществления, данные примеры не налагают ограничений на изобретение, и никаких таких ограничений не предполагают. Изобретение может претерпевать значительные модификации, замены и иметь эквиваленты по форме и функциям, понятные специалисту в данной области техники, применяющему данное изобретение. Показанные и описанные варианты осуществления изобретения являются только примерами и не исчерпывают объема изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится в общем к операциям бурения скважин и, конкретнее, к направленному бурению с применением вращающегося корпуса и селективно отклоняющегося приводного вала.

Иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения подробно описаны в данном документе. Для ясности описываются не все признаки фактической реализации. Понятно, что при разработке любого такого фактического варианта осуществления могут приниматься решения, зависящие от реализации, для достижения конкретных целей последней, которые могут меняться в вариантах реализации. Кроме того, понятно, что такая разработка может являться сложной и затратной по времени, но представлять собой рутинное мероприятие для специалиста в данной области техники, применяющего настоящее изобретение.

Для лучшего понимания настоящего изобретения ниже приведены примеры его конкретных вариантов осуществления. Никоим образом нельзя считать данные примеры ограничивающими или определяющими объем изобретения. Варианты осуществления настоящего изобретения можно применять в горизонтальных, вертикальных, наклонно-направленных, с боковыми стволами, с п-образными компенсаторами, пересечениями, байпасами (бурится в обход прихваченного на промежуточной глубине инструмента с входом обратно в ствол) или иных нелинейных стволах скважин в подземных пластах любого типа. Варианты осуществления можно применять в нагнетательных скважинах, и эксплуатационных скважинах, в том числе эксплуатационных скважинах добычи минерального сырья, например сероводорода, углеводородных или геотермальных скважинах, а также при строительстве стволов скважин для туннелей при переходе рек и других скважин для строительства туннелей вблизи поверхности или скважинных п-образных трубопроводов, используемых для транспортировки текучих сред, например, углеводородов. Варианты осуществления, описанные ниже, не являются ограничительными в отношении реализации.

Согласно аспектам настоящего изобретения в данном документе описаны системы и способы управления направлением движения бурильной компоновки в стволе скважины. Один пример системы содержит корпус и отклоняющийся приводной вал, соединенный с буровым долотом и по меньшей мере частично установленный в корпусе. Как описано в данном документе, приводной вал можно выполнить отклоняющимся, если продольная ось приводного вала выполнена с возможностью отклонения от продольной оси компоновки управления направлением движения. Угол отклонения отклоняющегося приводного вала может соответствовать углу бурения бурильной компоновки. Система может также включать в себя двигатель, соединенный с корпусом, который, когда приведен в действие, независимо вращает корпус относительно бурильной колонны. Как описано ниже, с помощью независимого встречного вращения корпуса относительно бурильной колонны во время операций бурения угловое положение отклоняющегося приводного вала и бурового долота можно сохранять геостационарным, при этом не требуется входа в контакт корпуса со стенкой ствола скважины.

На фиг. 1 показана схема примера буровой системы 100 согласно аспектам настоящего изобретения. Буровая система 100 включает в себя буровую установку 102, смонтированную на поверхности 101 над стволом 104 скважины в подземном пласте 103. В показанном варианте осуществления бурильная компоновка 105 устанавливается в стволе 104 скважины и может соединяться с буровой установкой 102. Бурильная компоновка 105 может содержать бурильную колонну 106 и компоновку 107 низа бурильной колонны (КНБК). Бурильная колонна 106 может содержать множество деталей, свинченных между собой. КНБК 107 может содержать буровое долото 109, устройство 108 измерений во время бурения (MWD) и компоновку 114 управления направлением движения. Компоновка 114 управления направлением движения может управлять направлением бурения ствола 104 скважины. Как понятно специалисту в данной области техники в отношении данного изобретения, ствол 104 скважины должен буриться в направлении, перпендикулярном торцу 110 инструмента, которым является буровое долото 109, такое направление соответствует продольной оси 116 бурового долота. Соответственно, управление направлением движения, в котором бурится ствол 104 скважины, может включать в себя регулирование угла между продольной осью 116 бурового долота 109 и продольной осью 115 компоновки 107 управления направлением движения, и регулирование угловой ориентации бурового долота 109 по отношению к компоновке 107 управления направлением движения.

Согласно аспектам настоящего изобретения, описанным ниже, компоновка 114 управления направлением движения может включать в себя отклоняющийся приводной вал (не показан), который обеспечивает отклонение продольной оси 116 бурового долота 109 от продольной оси 115 компоновки 114 управления направлением движения. Аналогично, компоновка 114 управления направлением движения может включать в себя корпус встречного вращения (см., например, фиг. 2, элемент 201), который удерживает угловую ориентацию бурового долота 109 по отношению к компоновке 114 управления направлением движения. Компоновка 114 управления направлением движения может принимать управляющие сигналы с блока 113 управления на поверхности для определения направления бурения. Блок 113 управления может содержать систему обработки информации с обрабатывающим и запоминающим устройством и может поддерживать связь с компоновкой 114 управления направлением движения с помощью системы телеметрии. В некоторых вариантах осуществления, как описано ниже, блок 113 управления может передавать управляющие сигналы на компоновку управления направлением движения для изменения положения продольной оси 115 бурового долота 109, а также для управления встречным вращением участков компоновки 114 управления направлением движения для удержания торца инструмента в геостационарном положении. Кроме того, другие компоненты КНБК 107, в том числе устройство 108 измерений во время бурения, могут поддерживать связь с блоком 113 управления и принимать команды с него.

В некоторых вариантах осуществления бурильная колонна 106 может вращаться для бурения ствола 104 скважины. При вращении бурильная колонна 106 может в свою очередь вращать КНБК 107 и буровое долото 109 в одном направление вращения с бурильной колонной 106 и со скоростью вращения, равной скорости вращения бурильной колонны 106. Такое вращение может обеспечивать вращение компоновки 114 управления направлением движения вокруг ее продольной оси 115 и вращение бурового долота 109 вокруг его продольной оси 116, а также продольной оси 115 компоновки 114 управления направлением движения. Вращение бурового долота 109 вокруг его продольной оси 116 требуется для проходки пласта буровым долотом 109, но вращение бурового долота 109 вокруг продольной оси 115 компоновки 114 управления направлением движения может являться нежелательным в некоторых случаях, поскольку изменяет угловую ориентацию бурового долота 109 по отношению к компоновке 114 управления направлением движения. Например, когда продольная ось 116 бурового долота 109 смещена от продольной оси 115 компоновки 114 управления направлением движения, как показано на фиг. 1, буровое долото 109 может вращаться вокруг продольной оси 115 компоновки 114 управления направлением движения, исключая точное бурение бурильной компоновкой под нужным углом и в нужном направлении.

На фиг. 2 показана схема примера компоновки 200 управления направлением движения согласно аспектам настоящего изобретения, которую можно применять, отчасти, для удержания угловой ориентации оси бурового долота относительно продольной оси компоновки 200 управления направлением движения в операциях бурения. Как описано ниже, компоновка 200 управления направлением движения может включать в себя корпус 201, которому можно сообщать встречное вращение для удержания оси бурового долота с точной (геостационарной) угловой ориентацией по отношению к продольной оси компоновки 200 управления направлением движения. Компоновка 200 управления направлением движения может содержать отклоняющийся приводной вал 202, по меньшей мере частично установленный в корпусе 201 и соединенный с буровым долотом 203. Приводной вал может являться отклоняющимся, если продольная ось приводного вала выполнена с возможностью отклонения от продольной оси компоновки управления направлением движения. Дополнительно, приводной вал может являться отклоняющимся, даже если в заданное время может выставляться соосно с продольной осью компоновки управления направлением движения и при этом не смещаться. Двигатель 204 может соединяться с корпусом 201 и при активировании независимо вращать корпус 201 относительно утяжеленной бурильной трубы 205 инструмента. Утяжеленная бурильная труба 205 инструмента может соединяться, напрямую или не напрямую, с бурильной колонной так, что, когда бурильная колонна вращается в первом направлении с первой скоростью, утяжеленная бурильная труба 205 инструмента вращается с бурильной колонной, т.e. в первом направлении с первой скоростью.

Отклоняющийся приводной вал 202 может напрямую или не напрямую соединяться с утяжеленной бурильной трубой 205 инструмента. Корпус 201 может устанавливаться вблизи конца утяжеленной бурильной трубы 205 инструмента и может вращаться независимо от утяжеленной бурильной трубы 205 инструмента. В некоторых вариантах осуществления двигатель 204 может представлять собой электрический или гидравлический двигатель, который может по меньшей мере частично располагаться в утяжеленной бурильной трубе 205 инструмента. Гидравлические двигатели могут включать в себя гидравлические забойные двигатели, генерирующие крутящий момент с использованием потока текучей среды, например, бурового раствора, проходящего вниз через компоновку управления направлением движения. Как показано на фиг. 2, двигатель 204 может иметь выходной вал 206, соединенный с корпусом 201 и вращающий его. В некоторых вариантах осуществления, двигатель 204 может принимать электроэнергию источника питания, например, батарей или забойного гидравлического генератора (не показано), установленных в утяжеленной бурильной трубе 205 инструмента, или от элемента КНБК, соединенного с утяжеленной бурильной трубой 205 инструмента. В некоторых других вариантах осуществления двигатель 204 может приводиться в действие напрямую буровым раствором. Как описано ниже, двигатель 204 может располагаться в утяжеленной бурильной трубе 205 инструмента или за пределами утяжеленной бурильной трубы инструмента, например, в корпусе 201.

Как можно видеть, отклоняющийся приводной вал 202 может по меньшей мере частично устанавливаться в корпусе 201. Отклоняющийся приводной вал 202 может крепиться в корпусе 201 в точках 207 центрирования, которые могут содержать подшипники /уплотнения и могут удерживать участок отклоняющегося приводного вала 202 по центру в корпусе 201 вдоль продольной оси 208 компоновки 200 управления направлением движения. Между точками 207 центрирования может располагаться отклоняющий механизм 209, установленный вокруг отклоняющегося приводного вала 202 в корпусе 201. Отклоняющий механизм 209 может создавать отклонение участка отклоняющегося приводного вала 202 от продольной оси 208 компоновки 200 управления направлением движения, что в комбинации с центрованными участками отклоняющегося приводного вала 202 в точках 207 центрирования, может создавать угол 210 отклонения в отклоняющемся приводном вале 202.

В некоторых вариантах осуществления отклоняющий механизм 209 может вращательно крепиться в корпусе 201 и поддерживать угол 210 отклонения отклоняющегося приводного вала 202 и заданный угол. В таких вариантах осуществления отклоняющий механизм 209 может содержать диск, вращательно закрепленный в корпусе 201, с эксцентричным отверстием, смещенным на заданное расстояние от продольной оси 208 компоновки 200 управления направлением движения. Расстояние отклонения можно определить как величину радиального отклонения участка отклоняющегося приводного вала 202 в отклоняющем механизме 209 от продольной оси 208 компоновки 200 управления направлением движения. Расстояние отклонения в комбинация с расстоянием между отклоняющим механизмом 209 и по меньшей мере одной из точек 207 центрирования может определять угол 210 отклонения. В других вариантах осуществления отклоняющий механизм 209 может представлять собой регулируемый отклоняющий механизм, обеспечивающий изменение угла 210 отклонения в корпусе 201. Например, в некоторых вариантах осуществления расстояние отклонения может меняться на забое скважины для изменения угла 210 отклонения отклоняющегося приводного вала 202. Расстояние отклонения может меняться на забое с применением, например, дополнительного забойного двигателя или исполнительных механизмов (не показано), которые могут менять расстояние отклонения в ответ на управляющий сигнал с поверхности. Как понятно специалисту в данной области техники, рассматривающему данное изобретение, создание угла 210 отклонения отклоняющегося приводного вала 202 может создавать отклонение продольной оси 212 бурового долота 203 относительно продольной оси 208 компоновки 200 управления направлением движения. Соответственно, при изменении угла 210 отклонения меняется положение продольной оси 212 бурового долота 203, а также угол отклонения ствола скважины, который бурится с компоновкой 200 управления направлением движения.

Во время операций бурения бурильная колонна, соединенная напрямую или не напрямую с утяжеленной бурильной трубой 205 инструмента, может вращаться в первом направлении 211 на первой скорости, при этом обеспечивая вращение отклоняющегося приводного вала 202 и бурового долота 203 также в первом направлении 211 с первой скоростью. Конкретно, буровое долото 203 может вращаться вокруг своей продольной оси 212 и продольной оси 208 компоновки 200 управления направлением движения. Для поддержания угловой ориентации оси бурового долота 203 относительно продольной оси 208 компоновки 200 управления направлением движения корпус 201 может вращаться во втором направлении 213 относительно утяжеленной бурильной трубы 205 инструмента, противоположном первому направлению 211 со второй скоростью одинаковой с первой скоростью. Благодаря встречному вращению корпуса 201 относительно утяжеленной бурильной трубы 205 инструмента корпус 201, регулируемый отклоняющий механизм 209 и буровое долото 203 могут оставаться геостационарными, т.e. по существу стационарными по отношению к стволу скважины с угловой ориентацией относительно продольной оси 208 компоновки 200 управления направлением движения. Соответственно, угловая ориентация продольной оси 212 бурового долота 203 относительно продольный оси 208 компоновки 200 управления направлением движения может поддерживаться, обеспечивая бурение бурильной компоновкой в направлении продольной оси 212 бурового долота 203, а не в направлении продольной оси 208 компоновки управления направлением движения.

На фиг. 3 показана схема другого примера компоновки 300 управления направлением движения согласно аспектам настоящего изобретения. Аналогично компоновке 200 управления направлением движения фиг. 2 компоновка 300 управления направлением движения может содержать корпус 301 независимого вращения и отклоняющийся приводной вал 302, который соединен с буровым долотом 303 и по меньшей мере частично установлен в корпусе 301. Дополнительно, двигатель 304 может соединяться с корпусом 301, в том числе через выходной вал 306 от двигателя 304. Компоновка 300 управления направлением движения может дополнительно содержать утяжеленную бурильную трубу 305 инструмента, соединенную с отклоняющимся приводным валом 302 и установленную вблизи конца корпуса 301. В отличие от компоновки 200 управления направлением движения, где отклоняющийся приводной вал 202 соединен напрямую с утяжеленной бурильной трубой 205 инструмента, отклоняющийся приводной вал 302 может соединяться не напрямую с утяжеленной бурильной трубой 305 инструмента через карданный вал 310. Как понятно специалисту в данной области техники для данного изобретения, утяжеленная бурильная труба 305 инструмента может соединяться с отклоняющимся приводным валом 302 так, что когда утяжеленная бурильная труба 305 инструмента вращается в первом направлении с первой скоростью, отклоняющийся приводной вал 302 вращается в первом направлении с первой скоростью.

Как можно также видеть, компоновка 300 управления направлением движения может иметь отклоняющий механизм 309 и точку 307 центрирования, установленные вокруг отклоняющегося приводного вала 302 в корпусе 301. Как понятно специалисту в данной области техники, для данного изобретения угол отклонения отклоняющегося приводного вала 302 можно также определять по отношению расстояния отклонения отклоняющегося приводного вала 302 от продольной оси 308 компоновки 300 управления направлением движения к расстоянию между механизмом 309 и точкой 307 центрирования.

Согласно аспектам настоящего изобретения в данном документе описан способ управления направлением движения бурильной компоновки в стволе скважины, в котором можно применять компоновки управления направлением движения, аналогичные описанным выше и показанным на фиг. 2 и 3. На фиг. 4 показана блок-схема последовательности операций одного являющегося примером способа. Этап 401 может включать в себя позиционирование отклоняющегося приводного вала в стволе скважины. Отклоняющийся приводной вал может соединяться с буровым долотом и по меньшей мере частично устанавливаться в корпусе. В некоторых вариантах осуществления отклоняющийся приводной вал может соединяться с утяжеленной бурильной трубой инструмента, и корпус может устанавливаться вблизи конца утяжеленной бурильной трубы инструмента. Этап 402 может включать в себя вращение отклоняющегося приводного вала и бурового долота в первом направлении с первой скоростью. Отклоняющийся приводной вал и буровое долото могут вращаться бурильной колонной. Этап 403 может включать в себя вращение корпуса во втором направлении противоположном первому направлению со второй скоростью. В некоторых вариантах осуществления вторая скорость может быть одинаковой с первой скоростью для поддержания угловой ориентации бурового долота относительно продольный оси корпуса. В некоторых вариантах осуществления корпус может вращаться с помощью двигателя, соединенного с корпусом. Двигатель может устанавливаться в утяжеленной бурильной трубе инструмента и включать в себя выходной вал, который вращает корпус относительно утяжеленной бурильной трубы инструмента. Двигатель может представлять собой электрический двигатель или гидравлический двигатель.

В некоторых вариантах осуществления способ может дополнительно содержать изменение угловой ориентации бурового долота с помощью вращения корпуса в первом направлении с первой скоростью. Вместо вращения корпуса во втором направлении со второй скоростью, вместе с тем, корпус может вращаться в первом направлении с первой скоростью до достижения буровым долотом заданной угловой ориентации относительно продольной оси компоновки управления направлением движения. Корпус может также вращаться во втором направлении или первом направлении с любой скоростью, отличающейся от первой скорости, для изменения угловой ориентации. Когда заданная угловая ориентация достигнута, корпус может вращаться во втором направлении со второй скоростью для поддержания заданной угловой ориентации бурового долота.

В некоторых вариантах осуществления угол отклонения отклоняющегося приводного вала может фиксироваться в корпусе. Данное можно выполнять, применяя отклоняющий механизм, описанный выше, или другой механизм, что понятно специалисту в данной области техники в отношении данного изобретения. В некоторых других вариантах осуществления способ может включать в себя изменение угла отклонения отклоняющегося приводного вала в корпусе. Данное можно также выполнять с помощью регулируемого отклоняющего механизма, аналогичного описанному выше.

Как понятно специалисту в данной области техники, в отношении данного изобретения компоновка управления направлением движения и способ, описанный в данном документе, обеспечивают создание управляемой по направлению движения бурильной компоновки с диаметром, по существу, одинаковым с диаметром бурильной колонны. С исключением любых наружных выступающих частей, например, исполнительных механизмов и т.п., компоновка управления направлением движения, описанная в данном документе, может проходить через важное скважинное оборудование, например противовыбросовые превенторы, без его повреждения. Поэтому, настоящее изобретение успешно адаптируется для решения упомянутых задач и реализации указанных преимуществ и в других аспектах. Частные варианты осуществления, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и практически реализовать отличающимися, но эквивалентными способами, понятными специалисту в данной области техники, использующему идеи, изложенные в данном документе. Кроме того, не налагается ограничений по деталям конструкции или конструктивным решениям, показанным в данном документе, кроме указанных в формуле изобретения, приведенной ниже. Поэтому очевидно, что частные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, можно менять или модифицировать, и все такие вариации рассматриваются относящимися к объему и сущности настоящего изобретения. Также термины в формуле изобретения имеют свое простое общепринятое значение, если иное ясно и четко не указано заявителем. Неопределенные артикли "a" или "an", примененные в формуле изобретения, означают в данном документе один или больше одного элемента, который предваряют. Дополнительно, термины "соединение" или "соединенный" или любая обычная вариация их применения в подробном описании или формуле изобретения не ограничивается прямым соединением. Два элемента могут соединяться не напрямую и считаться соединенными в объеме подробного описания и формулы изобретения.

1. Система управления направлением бурильной компоновки в стволе скважины, содержащая:
утяжеленную бурильную трубу инструмента;
корпус, установленный вблизи конца и по меньшей мере частично за пределами утяжеленной бурильной трубы инструмента;
отклоняющийся приводной вал, соединенный с буровым долотом и по меньшей мере частично установленный в корпусе; и
двигатель, соединенный с корпусом, при этом двигатель, когда активирован, независимо вращает корпус.

2. Система по п. 1, дополнительно содержащая утяжеленную бурильную трубу инструмента, в которой:
отклоняющийся приводной вал соединен с утяжеленной бурильной трубой инструмента; и
корпус установлен вблизи конца утяжеленной бурильной трубы инструмента.

3. Система по п. 2, в которой двигатель установлен в утяжеленной бурильной трубе инструмента или корпусе инструмента.

4. Система по п. 1, 2 или 3, в которой двигатель представляет собой электрический двигатель или гидравлический двигатель.

5. Система по п. 2, в которой утяжеленная бурильная труба инструмента соединена с бурильной колонной так, что, когда бурильная колонна вращается в первом направлении с первой скоростью, утяжеленная бурильная труба инструмента и отклоняющийся приводной вал вращаются в первом направлении с первой скоростью.

6. Система по п. 5, в которой двигатель, когда активирован, независимо вращает корпус, по меньшей мере вращая корпус во втором направлении, противоположном первому направлению, со второй скоростью, одинаковой с первой скоростью.

7. Система по п. 1, в которой угол отклонения отклоняющегося приводного вала поддерживается в корпусе.

8. Система по п. 1, в которой угол отклонения отклоняющегося приводного вала является изменяющимся в корпусе.

9. Способ управления направлением бурильной компоновки в стволе скважины, содержащий:
позиционирование отклоняющегося приводного вала в стволе скважины, при этом отклоняющийся приводной вал соединен с буровым долотом и по меньшей мере частично установлен в корпусе, установленном вблизи конца и по меньшей мере частично за пределами утяжеленной бурильной трубы инструмента;
вращение отклоняющегося приводного вала и бурового долота в первом направлении с первой скоростью;
вращение корпуса во втором направлении, противоположном первому направлению, со второй скоростью.

10. Способ по п. 9, в котором вторая скорость является одинаковой с первой скоростью, и при этом вращающийся корпус поддерживает угловую ориентацию бурового долота по отношению к продольной оси бурильной компоновки.

11. Способ по п. 9, в котором:
отклоняющийся приводной вал соединен с утяжеленной бурильной трубой инструмента;
корпус установлен вблизи конца утяжеленной бурильной трубы инструмента;
отклоняющийся приводной вал и буровое долото вращаются бурильной колонной;
и корпус вращается двигателем, соединенным с корпусом.

12. Способ по п. 11, в котором двигатель установлен в утяжеленной бурильной трубе инструмента или корпусе инструмента.

13. Способ по п. 11 или 12, в котором двигатель представляет собой электрический двигатель или гидравлический двигатель.

14. Способ по п. 9, дополнительно содержащий изменение угловой ориентации бурового долота по отношению к бурильной компоновке с помощью вращения корпуса в первом направлении или втором направлении со скоростью, отличающейся от первой скорости.

15. Способ по п. 9, в котором угол отклонения отклоняющегося приводного вала фиксируется в корпусе.

16. Способ по п. 9, дополнительно содержащий изменение угла отклонения отклоняющегося приводного вала в корпусе.

17. Система управления направлением бурильной компоновки в стволе скважины, содержащая:
утяжеленную бурильную трубу инструмента, соединенную с бурильной колонной;
корпус независимого вращения, установленный вблизи конца и по меньшей мере частично за пределами утяжеленной бурильной трубы инструмента;
отклоняющийся приводной вал, соединенный с утяжеленной бурильной трубой инструмента и по меньшей мере частично установленный в корпусе;
отклоняющий механизм, частично расположенный вокруг отклоняющегося приводного вала в корпусе, при этом отклоняющий механизм управляет углом отклонения отклоняющегося приводного вала; и
двигатель, расположенный в утяжеленной бурильной трубе инструмента, при этом двигатель, когда активирован, вращает корпус независимого вращения.

18. Система по п. 17, в которой двигатель представляет собой электрический двигатель или гидравлический двигатель.

19. Система по п. 17, в которой утяжеленная бурильная труба инструмента соединена с бурильной колонной так, что, когда бурильная колонна вращается в первом направлении с первой скоростью, утяжеленная бурильная труба инструмента и отклоняющийся приводной вал вращаются в первом направлении с первой скоростью.

20. Система по п. 19, в которой двигатель, когда активирован, по меньшей мере вращает корпус независимого вращения во втором направлении, противоположном первому направлению со второй скоростью одинаковой с первой скоростью.

Группа изобретений относится к области направленного бурения. Скважинный отклоняющий инструмент выполнен с возможностью работы в стволе скважины и содержит вал, блок электроники, физически и электрически связанный с блоком гидравлики.

Способ изоляции притока пластовых вод в скважине // 2580532

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водяным конусом.

Устройство и способ посадки скважины в целевой зоне // 2571457

Изобретение относится к средствам для геонавигации в процессе бурения наклонно-направленных или горизонтальных скважин для разведки нефти и газа. Техническим результатом является повышение точности определения направления скважин в процессе бурения по заданной траектории наклонно-направленных или горизонтальных скважин.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами // 2555163

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности теплового воздействия на залежь при малых постоянных и переменных толщинах нефтяного пласта.

Способ проводки горизонтальной скважины в пласте малой толщины // 2544938

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проводке горизонтальной скважины в продуктивном пласте малой толщины. При осуществлении способа определяют средний угол наклона пласта к горизонту, по каротажным кривым соседних скважин и данным бурения на входе в пласт определяют значения показателей каротажа в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта, после входа в продуктивный пласт назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа.

Гибкий соединитель для бурения с погружным пневмоударником // 2530952

Группа изобретений относится к области бурения направленных скважин. Система обеспечения изгиба в стволе скважины содержит гибкий соединитель, имеющий первый компонент, образующий угол изгиба относительно второго компонента посредством универсального соединителя, и пружинный узел, регулируемый для изменения изгибной жесткости первого компонента относительно второго компонента.

Универсальный шарнир высокой нагрузки для скважинного роторного управляемого бурового инструмента // 2526957

Изобретение относится к устройствам для направленного бурения. Техническим результатом является создание компактной системы бурения скважины, содержащей универсальный шарнир с высокой несущей способностью.

Долото для управляемого направленного бурения, система бурения и способ бурения криволинейных стволов скважин // 2513602

Изобретение относится к буровому инструменту и может быть использовано при наклонно-направленном бурении скважин. Предложен корпус долота, содержащий задний конец, направляющую секцию и разбуривающую секцию.

Буровая система // 2479706

Изобретение относится к области бурения, а именно к буровой системе, используемой при строительстве ствола скважины для последующей добычи углеводородов. .

Способ проводки ствола скважины через глинистые неустойчивые горные породы // 2474669

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

Управление наклонно направленным бурением при помощи сгибаемого приводного вала // 2607827

Группа изобретений относится к области наклонно направленного бурения. Устройство содержит вал, проведенный через осевое отверстие; подшипники, установленные внутри осевого отверстия и выполненные с возможностью принимать и удерживать вал для вращения в осевом отверстии; и одну или более камер повышенного давления, расположенных в кожухе продольно, причем каждая камера содержит удлиненный трубчатый канал, проходящий продольно по длине кожуха, причем каждая камера повышенного давления выполнена с возможностью отклонения в ответ на повышение давления жидкости и приложения продольной изгибающей силы к кожуху, при этом приложение продольной изгибающей силы приводит к соответствующему отклонению вала через его контакт с подшипниками. Обеспечивается увеличение скорости проходки скважины, улучшение управления углом и направлением бокового участка траектории бурения. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 10 ил.

Устройство для гидромеханического управления направленным роторным бурением // 2612403

Устройство предназначено для использования при бурении наклонно-направленных и горизонтально-направленных интервалов при строительстве скважин. Устройство содержит трубчатый корпус, толкатель, трубчатый вал, камеру давления, направляемые штифты, поршень с направляющей дорожкой, имеющей первую, вторую и третью взаимосвязанные направляющие части для зацепления направляемых штифтов, первое смещающее средство, перемещающее поршень, муфту, жестко установленные на муфте кулачки, неподвижно смонтированные в трубчатом корпусе пазы для зацепления с кулачками, второе смещающее средство для перемещения муфты с кулачками в положение зацепления, в котором кулачки и пазы зацепляются друг за друга, кулачки и пазы выполнены с возможностью отсоединения друг от друга, нижняя часть трубчатого корпуса выполнена с искривленной частью, трубчатый вал установлен с возможностью осевого движения внутри трубчатого корпуса и состоит из последовательно герметично соединенных долотного вала, нижнего вала, поршневого вала и верхнего вала. Долотный вал соединен с нижним валом посредством шарнирного соединения. Нижний вал соединен с поршневым валом посредством нижнего шлицевого соединения. Поршневой вал выполняет роль поршня и соединен с верхним валом посредством верхнего шлицевого соединения. Между искривленной частью трубчатого корпуса и долотным валом установлена шаровая опора с возможностью осевого перемещения вместе с долотным валом относительно искривленной части трубчатого корпуса. В шарнирном соединении долотного вала с нижним валом установлен механизм индикации. В корпусе с осевой подвижностью установлен плунжер, образуя с корпусом камеру давления, соединяющуюся с управляемым толкателем. Внутренняя полость устройства, образованная между корпусом и валом, отделена от внешней среды через разделитель, установленный в корпусе с осевой подвижностью. Обеспечивается повышение надежности управляемого роторного инструмента. 11 ил.

Поворотное анкерное крепление компонентов буровых инструментов // 2615534

Группа изобретений относится к компонентам бурильных колонн для буровых работ, а именно к узлу скважинного инструмента, вращательному анкерному устройству и буровой установке. Технический результат заключается в повышении надежности вращательного анкерного механизма, обеспечении эффективной передачи крутящего момента между геологическим горизонтом и корпусом при его продольном движении вдоль стенок скважины. Узел скважинного инструмента содержит практически не вращающийся корпус, выполненный для практически соосного, относительно вращающегося монтажа на бурильной трубе; анкерный элемент, выполненный для устойчивого к вращению зацепления со стенкой буровой скважины, чувствительный к радиально направленному контакту со стенкой буровой скважины; анкерное соединение, обеспечивающее разъемное соединение анкерного элемента с корпусом таким образом, чтобы изменение радиального расширения анкерного соединения было синхронно связано с изменением радиального зазора между корпусом и анкерным элементом. Анкерное соединение содержит множество функционально связанных монтажных соединений, установленных на корпусе для вращения вокруг соответствующих осей крепления, которые практически параллельны друг другу, с фиксированным пространственным взаимным расположением. С анкерным соединением соединен приводной механизм для инициирования радиального расширения анкерного соединения за счет приложения движущей силы к анкерному соединению. Угловая ориентация усилия воздействия по отношению к корпусу является переменной в зависимости от изменения радиального расширения анкерного соединения. Анкерное соединение содержит одно и более жестких соединений постоянной длины и поддающееся изменению соединение, которое является динамически изменяемым как по длине, так и по угловой ориентации в зависимости от изменения радиального расширения анкерного соединения. 3 н. и 25 з.п. ф-лы, 9 ил.

Оптимизированное вращение бурильной колонны во время наклонно-направленного бурения в скользящем режиме // 2616053

Группа изобретений относится к способу управления вращением и к устройству для вращения бурильной колонны. Технический результат заключается в преодолении статического трения с наименьшим потреблением энергии. Согласно способу управления вращением бурильной колонны, присоединенной к буровому долоту внутри ствола, определяют угловую скорость по меньшей мере части бурильной колонны, определяют пороговое значение угловой скорости для предотвращения статического трения, определяют минимальный входной крутящий момент для приложения к бурильной колонне для поддержания угловой скорости на пороговом значении угловой скорости или выше него, после чего генерируют управляющий сигнал для двигателя верхнего привода по меньшей мере частично на основании минимального входного крутящего момента. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 ил.

Способ разработки залежей углеводородов // 2621248

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождений углеводородов. По способу предусматривают разработку залежи углеводородов в условиях низкопроницаемых, маломощных коллекторов. Залежь углеводородов вскрывают многозабойной скважиной с одним вертикальным стволом и несколькими горизонтальными стволами. Вертикальным стволом вскрывают начальное положение флюидальных контактов. Искусственный забой вертикального ствола располагают на 10-15 м ниже флюидальных контактов. Горизонтальными стволами увеличивают зону дренирования залежи углеводородов. Из горизонтального ствола добывают углеводородное сырье. Вертикальный ствол служит для проведения геофизических исследований скважины. Входную воронку лифтовой колонны располагают выше технологического «окна» горизонтального ствола. Этим обеспечивают возможность использования геофизического оборудования для вертикальных скважин. В результате из одной скважины добывают углеводородное сырье и одновременно проводят геофизический контроль за внедрением подошвенных вод. 1 ил., 1 пр.

Системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации // 2622280

Предложены системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации. Способ включает определение первого планируемого местоположения (107) интенсификации притока в пределах формации по меньшей мере частично на основании заранее заданной модели формации. Скважина в формации может быть пробурена с помощью скважинного инструмента (204) с блоками (206) LWD/MWD. Для обновления модели формации используют измерения в режиме реального времени и определяют альтернативное местоположение (301) интенсификации притока. Оборудование ВНА изолировано от оборудования (205) интенсификации притока путем установки сбрасываемого шара на место установки шара между блоком LWD и оборудованием интенсификации притока. Второе местоположение интенсификации притока может быть определено на основании данных, полученных от ВНА после интенсификации притока формации в альтернативном местоположении интенсификации притока. Технический результат заключается в сокращении времени проведения операции. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил.

Регулируемый стыковочный ниппель для использования с устройством отклоняющего клина в стволе скважины // 2627058

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Система ствола скважины содержит верхний отклоняющий клин, расположенный внутри основного ствола скважины и определяющий первый и второй каналы, пролегающие в продольном направлении через верхний отклоняющий клин; нижний отклоняющий клин, расположенный внутри основного ствола и отстоящий от верхнего отклоняющего клина на предопределенное расстояние, при этом нижний отклоняющий клин определяет первую обсадную колонну, сообщающуюся с нижней частью основного ствола, и вторую обсадную колонну, сообщающуюся с боковым стволом; и стыковочный ниппель, содержащий корпус, наконечник стыковочного ниппеля, расположенный на дистальном конце корпуса, и переходную муфту, расположенную вокруг корпуса, при этом один из наконечника стыковочного ниппеля и переходной муфты подвижен вдоль оси для того, чтобы изменять длину наконечника стыковочного ниппеля. Верхний и нижний отклоняющие клинья скомпонованы так, чтобы направлять стыковочный ниппель либо в боковой ствол, либо в нижнюю часть основного ствола, основываясь на длине наконечника стыковочного ниппеля по сравнению с предопределенным расстоянием. Обеспечивается точный вход более чем в один боковой ствол многоствольной скважины. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 25 ил.

Узел отклонителя для бокового ствола скважины // 2627774

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Узел отклонителя содержит верхний отклонитель, расположенный внутри основного ствола скважины и определяющий первый и второй каналы, которые проходят в продольном направлении через верхний отклонитель, причем второй канал имеет большую ширину, чем ширина первого канала; и нижний отклонитель, расположенный внутри основного ствола и отстоящий от верхнего отклонителя на заданное расстояние, причем нижний отклонитель определяет первый проход, который связан с нижней частью основного ствола, и второй проход, который связан с боковым стволом. Указанные верхний и нижний отклонители выполнены с возможностью направления узла с закругленной головкой в боковой ствол или в нижнюю часть основного ствола в зависимости от длины наконечника с закругленной головкой узла с закругленной головкой, сравниваемой с заданным расстоянием. Обеспечивается безошибочное направление узла с закругленной головкой в основной ствол скважины или боковой ствол скважины. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 23 ил.

Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии // 2632836

Изобретение относится к способам для промывки нефтегазоконденсатных скважин с использованием жидкостей и газов. Техническим результатом является повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии включает установку в скважине высокопрочных НКТ, механического якоря, поворотного и герметизирующего устройств, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов. Ниже отклонителя последовательно устанавливают разъединитель, циркуляционный узел, пакер и воронку. Герметизируют устья скважины. Устанавливают гидромониторную насадку, узел управления траекторией ствола, навигационную систему, рабочий койл (гибкая НКТ), устройство перераспределения потока, обратный клапан, подающий койл. Осуществляют подачу аэрированной жидкости в межколонное пространство НКТ/койл или одновременно в межколонное пространство НКТ/койл и во внутреннее пространство койла или раздельную закачку жидкости и газа по данным двум пространствам. Аэрированная жидкость попадает в боковой ствол и вместе с продуктами разрушения горной породы по проведенному стволу возвращается в скважину и поднимается на устье по межколонному пространству НКТ/обсадная колонна. На поверхности промывочную жидкость дегазируют, очищают от углеводородов и продуктов разрушения горной породы. При необходимости проводят ее дополнительную химическую обработку и возвращают по круговой циркуляции в скважину. Осуществляют перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство через отклонитель в контакт с горной породой. Осуществляют проводку плановой протяженности радиального ствола на депрессии, когда в процессе проходки по пласту обеспечивается забойное давление ниже пластового или равное ему, что определяется плотностью промывочной жидкости, сниженной за счет аэрации и при необходимости пенообразованием до необходимых значений и контролируемой расчетным соотношением газа и промывочной жидкости, подаваемой с поверхности с возможностью менять такое соотношение в соответствии с измеряемым в боковом стволе фактическим забойным давлением. После проходки по пласту рабочий койл с насадкой извлекается из пласта и проводится промывка скважины на депрессии до полного выноса шлама. Посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводится в другую плоскость. Цикл работ повторяют для следующего бокового ствола. Фрезерование окон для всех боковых стволов проводится заранее перед проведением основной операции по проходке боковых стволов посредством кольцевого фрезерования колонны или гидропескоструйной резки отдельных окон. При проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством снабжения рабочего койла узлом управления траекторией ствола и навигационным оборудованием. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Регулируемый забойный двигатель для наклонно-направленного бурения // 2640058

Регулируемый скважинный изогнутый инструмент для присоединения к бурильной колонне содержит цилиндрический первый корпус, определяющий первую продольную ось, цилиндрический второй корпус, определяющий вторую продольную ось, подшипниковый узел, содержащий внутреннее кольцо и наружное кольцо, присоединенное к указанному первому корпусу, причем внутреннее кольцо присоединено к указанному второму корпусу, подшипниковый узел содержит поворотное соединение между внутренним и наружным кольцами, обеспечивающее возможность поворота указанного второго корпуса относительно указанного первого корпуса вокруг оси, перпендикулярной первой продольной оси, и первый линейный привод, закрепленный в пределах указанного первого корпуса на первом радиальном расстоянии от первой продольной оси и направленный для перемещения, параллельного первой продольной оси. Первый линейный привод функционально присоединен к внутреннему кольцу для приложения осевого усилия к нему таким образом, чтобы приведением в действие первого линейного привода обеспечивать поворот указанного второго корпуса относительно указанного первого корпуса. Обеспечивает возможность управления углом изгиба во время нахождения инструмента в скважине. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 9 ил.