Управление наклонно направленным бурением при помощи сгибаемого приводного вала

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.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[001] В настоящем описании изобретения представлены система и способ для направленного бурения подземных скважин и, в частности, управления углом и направлением бурения при помощи выбираемого изгиба вала внутри управляющего узла, связанного с буровым долотом.

[002] В некоторых известных бурильных операциях, для вращения бурового долота используется забойный двигатель, соединенный с бурильной колонной. Типичный забойный двигатель представляет собой двигатель объемного типа, который приводится в движение потоком бурового раствора, обычно называемого "шлам". Этот раствор закачивают вниз с поверхности через забойный двигатель, а затем к буровому долоту, при этом буровой раствор вытекает в ствол скважины через форсунки бурового долота. Буровой раствор вымывает частицы и обломки разбуренной породы из режущей поверхности бурового долота и выносит их на поверхность.

[003] Иногда возникает необходимость в направленном бурении под некоторым углом или даже в горизонтальном направлении, отклоняясь от вертикали, находящейся прямо под буровой установкой. Один из традиционных способов направленного бурения заключается в создании небольшого угла изгиба над забойным двигателем и опорой бурового долота. Если при бурении бурильную колонну вращают с поверхности, буровое долото создает прямую скважину увеличенного диаметра. Если бурильную колонну не вращают с поверхности, а вращение производится только забойным двигателем, все равно, буровое долото будет продвигаться в направлении изгиба и создавать скважину, которая отклоняется от вертикальной оси в направлении изгиба.

[004] Один из недостатков традиционного способа направленного бурения состоит в том, что полярные координаты нижнего конца длинной бурильной колонны могут быть неизвестны из-за упругой вращательной деформации бурильной колонны между поверхностью и забойным двигателем. Эта неопределенность может приводить к отклонению бурового долота в сторону от целевого направления. Это потребует корректировки полярных координат бурильной колонны для возврата бурового долота к целевому направлению.

[005] Еще один недостаток известного способа направленного бурения состоит в том, что если бурильная колонна имеет кривой переходник, то скорость бурения прямых участков скважины, которые могут составлять основную часть длины обычной скважины, снижается по сравнению с бурильной колонной без кривого переходника, поскольку в этом случае для сохранения прямолинейной траектории бурения скважина должна быть большего диаметра из-за необходимости вращения бурильной колонны с установленным под углом буровым долотом.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[006] В настоящем описании изобретения представлены система и способ для направленного бурения подземных скважин и, в частности, управления углом и направлением бурения при помощи выбираемого изгиба вала внутри управляющего узла, связанного с буровым долотом.

[007] В определенных вариантах реализации изобретения, описано устройство, в которое входит кожух, ограничивающий осевое отверстие, вал, проведенный через осевое отверстие, подшипники, установленные в осевом отверстии и выполненные с возможностью принимать и удерживать вал для вращения в осевом отверстии, и одна или более камеры повышенного давления, размещенные в кожухе в продольном направлении и установленные таким образом, чтобы отклонять кожух под воздействием повышенного давления. Отклонение кожуха вызывает соответствующее отклонение вала через подшипники.

[008] В определенных вариантах реализации изобретения, описана система, которая включает бурильную колонну, буровое долото, установленное на дальнем конце бурильной колонны, и управляющее устройство, установленное между бурильной колонной и буровым долотом и выполненное с возможностью направлять буровое долото. Управляющее устройство имеет кожух, ограничивающий осевое отверстие, вал, проведенный через осевое отверстие, подшипники, установленные в осевом отверстии и выполненные с возможностью принимать и удерживать вал для вращения в осевом отверстии, и одну или более камер повышенного давления, размещенных в кожухе в продольном направлении и установленных таким образом, чтобы отклонять кожух при воздействии повышенного давления. Отклонение кожуха вызывает соответствующее отклонение вала через его связь с подшипниками.

[009] В определенных вариантах реализации изобретения, описан способ управления направлением движения бурового долота. В этот способ входит этап удерживания вала для вращения внутри кожуха управляющего узла с одним или более подшипниками, установленными внутри кожуха между кожухом и валом. Вал функционально связан с буровым долотом. В способ входят также этапы повышения давления одной или более камер повышенного давления, размещенных в кожухе в продольном направлении, и что приводит к отклонению кожуха и соответствующему отклонению вала через его контакт с одним или более подшипниками, которые передают силы бокового смещения от кожуха к валу.

[0010] В определенных вариантах реализации изобретения, описан регулируемый кривой переводник, с кожухом, у которого первый и второй концы выполнены с возможностью жесткой связи с первым и вторым элементами, соответственно, бурильной колонны и одной или более камер повышенного давления, размещенных в кожухе в продольном направлении и установленных таким образом, чтобы отклонять кожух в ответ на воздействие повышенного давления.

[0011] Отличительные особенности настоящего изобретения специалистам в данной области будет легко понять после прочтения представленного ниже описания предпочтительных вариантов реализации данного изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[0012] Приведенные ниже фигуры включены сюда для иллюстрации определенных аспектов данного описания, и их не следует рассматривать как исключительные варианты реализации изобретения. Описанный объект изобретения может быть подвергнут значительным модификациям, изменениям, комбинациям и равноценным заменам в части формы и функций так, как это будет очевидно для специалистов в данной области техники, извлекающих пользу из данного раскрытия изобретения..

[0013] Фиг. 1 иллюстрирует обычную бурильную колонну для бурения наклонной скважины.

[0014] Фиг. 2 иллюстрирует представленную в качестве примера бурильную колонну с управляющим узлом для бурения наклонной скважины с возможностью выбора угла и направления, в соответствии с определенными аспектами настоящего изобретения.

[0015] Фиг. 3A-3C иллюстрируют виды в разрезе приведенного в качестве примера управляющего узла, в соответствии с определенными аспектами настоящего изобретения.

[0016] Фиг. 4A-4B иллюстрируют действие приведенного в качестве примера гидравлического рукава в соответствии с определенными аспектами настоящего изобретения.

[0017] Фиг. 5-7 иллюстрируют дополнительные варианты реализации изобретения бурильной колонны с управляющим узлом, в соответствии с определенными аспектами настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0018] В настоящем описании изобретения представлены система и способ для направленного бурения подземных скважин и, в частности, управления углом и направлением бурения при помощи выбираемого изгиба вала внутри управляющего узла, связанного с буровым долотом.

[0019] Применение приведенных в качестве примера управляющих узлов, представленных ниже в данном описании изобретения, имеет некоторые характерные особенности, отличающие их от традиционной бурильной колонны, имеющей кривой переводник. Первая особенность заключается в том, что буровое долото можно направлять для бурения в любом направлении без необходимости поворачивать бурильную колонну с поверхности в конкретное угловое положение, что упрощает эксплуатацию бурового агрегата. Кроме того, буровое долото можно позиционировать для бурения под выбираемым углом внутри углового диапазона, вместо бурения под фиксированным углом, которое обеспечивает обычный кривой переводник, что создает дополнительный инструмент управления траекторией скважины

[0020] Другой аспект описанных в изобретении систем и способов заключается в том, что вертикальная скважина может быть меньшей, чем скважина, которую бурили с применением обычного кривого переводника. Если потребуется, управляющие узлы, описанные в изобретении, можно настроить так, чтобы буровое долото находилось на одной линии с центральной осью бурильной колонны, тем самым позволяя буровому долоту продвигаться прямо вниз, без необходимости вращать бурильную колонну для сохранения прямолинейного движения. Поскольку из скважины меньшего диаметра требуется удалять уменьшенное количество материала, буровое долото может продвигаться быстрее.

[0021] В данном описании изобретения, термин "забойный двигатель" относится не только к специфическим энергогенерирующим устройствам, которые обычно так называют, он также может охватывать все остальные системы и способы создания крутящего момента для движения бурового долота на нижнем конце бурильной колонны. Этот термин охватывает, путем примеров, но не ограничиваясь ими, другие типы двигателей, расположенных вдоль бурильной колонны, которые приводятся в движение электричеством или гидравлической жидкостью, так же как энергией, которая передается с поверхности через вращающийся вал.

[0022] В данном описании изобретения, термин "буровая труба" относится ко всем видам и типам труб, трубопроводов и трубных изделий, применяемых для связи между буровой установкой на поверхности и подземной системой внутри скважины.

[0023] Фиг. 1 иллюстрирует обычную бурильную колонну 10 для бурения наклонной скважины 22. Бурильная колонна 10 состоит из цепи соединенных буровых труб 11, которые соединены, в данном примере, с верхним концом силовой секции, например, забойного двигателя 12. Забойный двигатель 12 соединен с кривым переводником 14, выполненным с возможностью создавать фиксированный изгиб в бурильной колонне 10 с углом 34. В этом примере, опора бурового долота 16 присоединена к нижнему концу кривого переводника 14, а узел бурового долота 18 присоединен к нижнему концу подшипникового узла 16.

[0024] На Фиг. 1 видно, что прямая вертикальная скважина 22 создается вращением бурильной колонны 10, по мере того как буровое долото 18 продвигается через подземную формацию 20, тем самым продвигая бурильную колонну 10 вдоль оси 30, и пробуривая скважину диаметром 24. Если вращение бурильной колонны 10 с поверхности остановлено в позиции, показанной на Фиг. 1, тогда как буровое долото 18 продолжает резать породу за счет вращения, которое генерирует забойный двигатель, бурильная колонна 10 будет продвигаться по новой траектории 32, показанной пунктирной стрелкой. Радиальное направление, в котором будет продвигаться бурильная колонна 10, контролируется угловым положением кривого переводника 14. Поскольку угловое положение кривого переводника 14 регулируется вращением всей длины бурильной колонны 11, которая может достигать 20000 футов или более, может возникать некоторая неопределенность в угловом положении кривого переводника 14 и, следовательно, в радиальном направлении траектории 32, по которой будет продвигаться бурильная колонна 10.

[0025] Фиг. 2 иллюстрирует приведенную в качестве примера бурильную колонну 100 с управляющим узлом 110 для бурения наклонной скважины 122 с возможностью выбора угла и направления, в соответствии с определенными аспектами настоящего изобретения. В этом примере, забойный двигатель 102 присоединен к нижнему концу колонны буровых труб 11. Управляющий узел 110 может быть присоединен через подшипниковый узел 106 к нижнему концу забойного двигателя 102, при этом буровое долото 108 присоединено к нижнему концу управляющего узла 110. Конструкция управляющего узла 110 обсуждается более подробно со ссылкой на Фиг. 3A-3C. В определенных вариантах реализации изобретения, бурильная колонна 100 может включать линии управления (не показанные на Фиг. 2), проходящие от поверхности до управляющего узла 110. Поскольку способы и средства для введения линий текущего управления в глубину скважин для управления подземным оборудованием, в общем случае, специалистам в данной области известны, на фигурах в данном описании изобретения эти линии контроля для ясности опущены. В определенных вариантах реализации изобретения, управляющий узел 110 может получать управляющие команды от нижнего узла 107, который соединен с буровым долотом 108. Команды управляющего сигнала могут быть сформированы встроенным программированием или, иначе, они могут быть получены с поверхности при помощи телеметрических коммуникаций через буровой раствор.

[0026] Во время движения прямо вниз, управляющий узел 110 может быть избирательно настроен на нулевую степень отклонения от номинальной вертикальной оси 30. Получаемая в итоге скважина 122 имеет диаметр 124, который, в общем случае, соответствует диаметру бурового долота 108, и меньше, чем диаметр 24 скважины 22, пробуренной обычной направленной бурильной колонной 10. В точке, где желательно начать бурение в боковом направлении, или требуются другие отклонения от прямой скважины 22, можно задействовать управляющий узел 110 для перемены положения бурового долота 18 на угол, находящийся в указанном в качестве примера диапазоне, пределы которого показаны пунктирными линиями 132. В определенных вариантах реализации изобретения, угловая конфигурация управляющего узла 110 может быть выбрана в виде любого из значений, входящих в диапазон 134, и, в определенных вариантах реализации изобретения, ее можно регулировать непрерывно, по мере продвижения бурильной колонны 100, что дает возможность операторам более точно выбирать траекторию скважины 122.

[0027] Хотя описанный вариант реализации изобретения 100 относится к случаю, когда долото вращательного бурения 18 приводится в движение забойным двигателем 102 или т.п., специалистам в данной области должно быть понятно, что такие же концепции и конструкции можно применять для управления другими типами буровых механизмов, такими как гидроэрозионные агрегаты.

[0028] Фиг. 3A-3C иллюстрируют вид в разрезе представленного в качестве примера управляющего узла 150 в соответствии с определенными аспектами настоящего изобретения. Управляющий узел 150 может быть по существу аналогичным управляющему узлу 110 на Фиг. 2. Показанный на Фиг. 3A управляющий узел 150 может включать кожух 152, при этом ось 30 проходит через центр кожуха 152. Вал 158 может проходить через осевое отверстие 153 кожуха 152 и, в данном примере, может быть присоединенным верхним концом к колонне буровых труб 140. Вал 158 показан на Фиг. 3A недеформированным, или прямой формы. В определенных вариантах реализации изобретения, вал 158 может быть присоединен нижним концом к кожуху нижнего узла 142. В определенных вариантах реализации изобретения, канал для потока бурового раствора 155 проходит через вал 158.

[0029] Нижний узел 142 может включать один или более измерительных устройств, таких как датчик осевой нагрузки на долото (WOB) или датчик момента вращения долота (ТОВ). Нижний узел 142 может также включать комплект датчиков измерения забойных параметров в процессе бурения (MWD) с одним или более датчиков, настроенных на измерение таких параметров как давление или температура, так же как акселерометров для определения траектории скважины в трехмерном пространстве. Нижний узел 142 может также включать комплект датчиков каротажа в процессе бурения (LWD), с одним или более датчиками, настроенными на измерение параметров породы, таких как сопротивление, пористость, скорость распространения звука, или проницаемость для гамма-излучения. В определенных вариантах реализации изобретения, управляющий узел 110 может быть соединен с дополнительными управляющими узлами 150 или с другими инструментами управления.

[0030] В определенных вариантах реализации изобретения, вал 158 может быть соединен или другими способами стать составной частью другого вала (не показан на Фиг. 3A), который проходит через нижний узел 142 и в конечном счете соединен с буровым долотом 18, которое расположено ниже нижнего конца нижнего узла 142. В процессе бурения, кожух нижнего узла 142 может не вращаться, а может вращаться синхронно с буровым долотом 18.

[0031] Показанный на Фиг. 3A, кожух 152 может включать ряд камер повышенного давления 156, которые расположены продольно по окружности периферийной части кожуха 152. На Фиг. 3A видна только одна камера повышенного давления 156. Следует отметить, что количество, длина, расположение и ориентация камер повышенного давления 156 могут отличаться от конфигурации, указанной в приведенных в качестве примеров вариантах реализации изобретения, например, чтобы обеспечить большее отклонение и/или больше возможностей управления, без выхода за пределы объема описанного изобретения.

[0032] В примерах, представленных на Фиг. 3A-3C, вал 158 может быть закреплен для вращения внутри кожуха 152 двумя осесимметрично расположенными подшипниками 162A, 162B, установленными на каждом конце кожуха 152. В результате, вал 158 может вращаться и тогда, когда кожух 152, в общем случае, не вращается относительно скважины 122. В определенных вариантах реализации изобретения, один или более подшипников 162 могут быть заменены другим типом антифрикционных устройств, например, бронзовыми втулками. Кожух 152 показан на Фиг. 3A с открытым торцом, чтобы упростить объяснение компонентов. Тем не менее, специалистам в данной области должно быть ясно, что кожух 152 может иметь многие дополнительные особенности, опущенные для ясности, включая торцевые крышки, монтажные опоры, уплотнители и наружные узлы крепления, которые требуются для размещения и фиксации внутренних компонентов и присоединения внешних элементов, таких как колонна буровых труб 140.

[0033] В примере, показанном на Фиг. 3A, имеется ряд центраторов или стабилизаторов бурильной колонны 160, закрепленных на наружной поверхности кожуха 152, которые выступают наружу из кожуха 152 и выполнены с возможностью контакта с боковой стенкой 123 скважины 122. В определенных вариантах реализации изобретения, стабилизаторы 160 настроены на сопротивление вращению кожуха 152 вокруг оси 30 за счет трения o или частичного вдавливания в боковую стенку 123 скважины 122 и удержание буровой трубы 140 в центральном положении. В определенных вариантах реализации изобретения, наружные края стабилизаторов 160 могут быть изогнутыми, чтобы обеспечить определенную степень свободы вращения управляющего узла 150 вокруг оси, перпендикулярной оси 30. В определенных вариантах реализации изобретения, стабилизаторы 160 могут находиться во втянутом положении, когда имеется зазор между одним или более стабилизаторов 160 и боковой стенкой 123, и в выдвинутом положении, когда один или более стабилизаторов 160 вдавливаются в боковую стенку 123.

[0034] В определенных вариантах реализации изобретения, ряд камер повышенного давления 156 может быть гидравлически соединен с по меньшей мере одной линией управления 170, настроенной на подачу в камеры повышенного давления 156 гидравлической жидкости под давлением. В по меньшей мере одном из вариантов реализации изобретения, гидравлическая жидкость может представлять собой масло, воду или другой тип гидравлической жидкости. В определенных вариантах реализации изобретения, управляющий узел 150 может содержать между линией управления 170 и одной или более камер повышенного давления 156 трубу подачи жидкости, клапаны и другие устройства управления потоком, известные специалистам в данной отрасли, подходящие для подачи жидкости под выбранным давлением в одну или более камер повышенного давления 156. В определенных вариантах реализации изобретения, управляющий узел 150 может включать известные специалистам в данной области датчики, настроенные на регистрацию, например, обводов, положения и ориентации вала 158, которые подают сигналы, связанные с этими параметрами. В определенных вариантах реализации изобретения, управляющий узел 150 может содержать известные специалистам в данной области датчики, настроенные на регистрацию, например, давления и температуры жидкости в камерах повышенного давления 156, которые подают сигналы, связанные с этими параметрами. Управляющие устройства, датчики и другое оборудование, известные специалистам в данной отрасли, на представленных ниже фигурах опущены для ясности.

[0035] Следует отметить, что элементы управляющего узла 150 и бурильной колонны, показанные на Фиг. 3A-3C, так же как и в других вариантах реализации изобретения, показанных на других фигурах, схематичны по своей природе и вычерчены без точного соблюдения масштаба, поэтому не могут рассматриваться как ограничивающие объем изобретения. Скорее, отдельные элементы показаны в таком размере и расположены таким образом, чтобы обеспечить ясное понимание их функций и взаимосвязи с другими элементами, имеющими к ним отношение, и, таким образом, могут не отражать действительных размеров и конфигураций. Более того, определенные компоненты управляющего узла 150 и элементы бурильной колонны, известные специалистам в данной отрасли, опущены, чтобы избежать вуалирования элементов новизны данного изобретения.

[0036] На Фиг. 3B показан вид поперечного сечения всего управляющего узла 150 по линии сечения B-B, показанной на Фиг. 3A. В этом примере, кожух 152 содержит или иначе фиксирует три комплекта 157A, 157B, 157С, камер повышенного давления, в каждый из которых входят три камеры повышенного давления 156. В определенных вариантах реализации изобретения, количество комплектов камер повышенного давления 156 может быть больше или меньше трех, без выхода из объема данного изобретения. Более того, хотя показано, что в каждый комплект 157A-C входят три камеры повышенного давления 156, в других вариантах реализации изобретения, в некоторых или во всех комплектах 157A-C может содержаться больше или меньше трех (например, в том числе, одна) камер повышенного давления 156.

[0037] Хотя камеры повышенного давления 156 показаны как круглые или с иным образом закругленными профилями, в определенных вариантах реализации изобретения, они могут точно также иметь различную форму или конфигурацию, например, каналов, имеющих прямоугольный профиль. В неограничивающем примере, показанном на Фиг. 3B, каждый комплект 157А, 157B, 157С имеет три камеры повышенного давления 156, при этом комплекты 157А, 157B, 157С смонтированы вокруг вала 158 симметрично. В других вариантах реализации изобретения, тем не менее, комплекты 157А, 157B, 157С могут быть установлены симметрично или по другой схеме, включая радиально смещенные ряды камер повышенного давления 156. В некоторых вариантах реализации изобретения, множественные ряды камер повышенного давления 156 могут обеспечить преимущества в виде запаса на тот случай, если в одной из камер повышенного давления 156 возникнет утечка, или она выйдет из строя по другим причинам.

[0038] На Фиг. 3A и 3B видно, что между средней частью вала 158 и кожухом 152 имеется зазор, так что силы, приложенные к валу 158 со стороны кожуха 152, действуют на него только через подшипники 162А, 162В. В отсутствие приложенных сил, вал 158 возвращается к недеформированной или прямой форме, например к прямой форме, показанной на Фиг. 3A.

[0039] На Фиг. 3C показан управляющий узел 150 в период, когда он задействован для ориентации бурового долота 18 на угол 135 от номинальной вертикальной оси 30. В этом примере, жидкость под определенным давлением была подана в одну или более камер повышенного давления 156 в первом комплекте 157А через управляющую линию 170, в результате чего камера повышенного давления 156 изгибает кожух 152, что далее обсуждается более подробно со ссылкой на Фиг. 4B. Повышение давления в камере повышенного давления 156 создает перепад давления, который вынуждает эту конкретную камеру повышенного давления 156 изгибаться или иным образом искривляться, тем самым прилагая продольную изгибающую силу к кожуху 152, в котором она установлена. Под действием изгибающей силы, прилагаемой камерой повышенного давления 156, кожух 152 может начать изгибаться или отклоняться, реагируя на это воздействие, и такая изгибающая сила может передаваться валу 158 через подшипники 162A, B. Другими словами, когда кожух 152 изгибается, подшипники 162A, B могут воздействовать на вал 158 так, что он будет соответствующим образом изгибаться или отклоняться к искаженной форме, например к форме вала 158, показанной на Фиг. 3C. Следует учитывать, что повышение давления в более чем одной камере повышенного давления 156 в конкретном комплекте 157А-С, такое как повышение давления во всех камерах повышенного давления 156 конкретного комплекта, может увеличить продольную изгибающую силу, прилагаемую кожухом 152 к валу 158, и тем самым вызвать более значительное отклонение вала 158.

[0040] Следует отметить, что для изгиба кожуха 150 (и, посредством этого, вала 158) в выбранном направлении, можно одновременно повышать давление в одной или более камер повышенного давления 156 из многочисленных комплектов 157А, 157B, 157С. Например, повышение давления только в трех камерах повышенного давления 156 комплекта 157А может привести к изгибу кожуха 150 в направлении, указанном стрелкой 180. Во втором примере, где дополнительно к комплекту 157А повышают давление в одной или более камер повышенного давления 156 комплекта 157B, или создают в них иное давление, чем в комплекте 157А, кожух 150 может отклоняться в другом направлении, указанном стрелкой 182. Соответственно, вал 158 можно изгибать в любом направлении при помощи подходящего выбора камер повышенного давления 156, в которых следует повышать давление, и того, до какого уровня его следует повышать.

[0041] Специалистам в данной отрасли должно быть ясно, что для того, чтобы привести вал 158 в деформированную или изогнутую форму, аналогичную той, к которой приводит применение устройства, описанного в данном изобретении, можно применять другие конфигурации камер повышенного давления и гидравлических кожухов. В определенных вариантах реализации изобретения, может присутствовать нажимной механизм, такой как гидравлический цилиндр, который устанавливается как отдельный элемент внутри или снаружи кожуха 152. Описанные здесь варианты реализации изобретения являются только примерами способов сгибания кожуха 152 на выбранную величину в выбранном направлении, и посредством этого, сгибания вала 158 в том же направлении, и могут быть применены другие способы сгибания кожуха 152 без выхода за пределы объема описанного изобретения.

[0042] На Фиг. 4А-4B показано приведенное в качестве примера функционирование приведенного в качестве примера деформируемого кожуха 152 в соответствии с определенными аспектами настоящего изобретения. В этом примере, три комплекта камер повышенного давления 157А-С равномерно распределены вокруг периферийной части кожуха 152. На Фиг. 4А показан кожух 152 в недеформированной или прямой форме, когда давление в трех комплектах камер повышенного давления 157А-С примерно одинаково, или, иначе, ни в одной из камер повышенного давления 156 не повышали давление для сгибания кожуха 152.

[0043] На Фиг. 4B показан деформированный, или изогнутой формы кожух 152, когда в одной или более камер повышенного давления 156 в первом комплекте 157А давление повышают, тогда как в комплекты 157B и 157С давление не повышают. Как было показано, при нагнетании давления в одну или более камер повышенного давления 156 в первом комплекте 157А, кожух 152 начинает изгибаться или иным образом дугообразно деформироваться. Как будет понятно из дальнейшего, аналогичный эффект может проявиться, когда давление в первом комплекте 157А выше, чем во втором и/или третьем комплектах 157B и 157С; например, когда присутствует смещающее давление, в равной мере приложенное ко всем комплектам камер повышенного давления 157А, 157B, и 157С. Можно видеть, что сторона кожуха 152, которая содержит находящийся под повышенным давлением комплект 157А, удлинилась, что привело к изгибу кожуха 152. Как было кратко отмечено выше, повышение давления в комплекте 156А будет вызывать увеличение степени деформации вала 158.

[0044] Обратимся теперь к Фиг. 5-7, продолжая при этом рассматривать Фиг. 3A-3C. На Фиг. 5-7 показаны дополнительные, приведенные в качестве примера, варианты реализации изобретения бурильной колонны с управляющим узлом, в соответствии с определенными аспектами настоящего изобретения. На Фиг. 5 показана управляемая колонна для наклонного бурения 200, в которой верхний конец вала 258 управляющего узла 250 может быть присоединен к нижнему концу ротора 206 забойного двигателя 202, так что вал 258 вращается вместе с ротором 206. Забойный двигатель 202 содержит подшипниковый узел 204 на нижнем конце и гибкую муфту 208, присоединенную между ротором 206 и выходным валом 209. Нижний конец вала 258 может быть соединен с кожухом нижнего узла 216, так что весь нижний узел 206 вращается синхронно с валом 258 и буровое долото 18 жестко связано с нижним узлом 216. В данном варианте реализации изобретения, вал 258 вращается в деформированном или изогнутом виде, который создан давлением жидкости в одной или более камер повышенного давления 256. В определенных вариантах реализации изобретения, вал 258 может содержать ряд связанных элементов (не показанных на Фиг. 5), которые эффективно передают крутящий момент при вращении относительно друг друга вокруг осей, которые, в общем случае, перпендикулярны оси 30, так, чтобы изогнутая форма, показанная на Фиг. 5, сохранялась без упругой деформации индивидуальных элементов. Управляющий узел 250 содержит канал для потока бурового раствора 255, чтобы обеспечить подачу бурового раствора 210 в буровое долото 218 после прохождения через забойный двигатель 202. Вращение кожуха 252 управляющего узла 250 внутри скважины можно предотвратить введением стабилизаторов 160 в контакт со стенками скважины 122. Видно, что в данном примере диаметр скважины 122 по существу одинаков на вертикальном и наклонном участках, показанных на Фиг. 5.

[0045] На Фиг. 6 показан приведенный в качестве примера вариант реализации изобретения управляемой бурильной колонны 300, с забойным двигателем 302, который расположен ниже регулируемого изгибающего сегмента 350. Кожух 352 регулируемого изгибающего сегмента 350 жестко связан верхним концом с нижним концом колонны буровых труб 311, а нижним концом - со статором 304 забойного двигателя 302. Вал 306 забойного двигателя 302 соединен с буровым долотом 18. Регулируемый изгибающий сегмент 350 не содержит вала и кожух сгибается между недеформированной и деформированной формами, как, в целом, описано выше, для управления буровым долотом 218. Канал для потока бурового раствора 355 проходит через кожух 350, чтобы обеспечить подачу бурового раствора к забойному двигателю 302. В определенных вариантах реализации изобретения, колонна буровых труб 311 может быть смещена внутри скважины 122, как показано на Фиг. 6, чтобы приспособить деформированную или изогнутую форму кожуха 352. В определенных вариантах реализации изобретения, стабилизаторы 160 могут быть установлены на нижнем конце забойного двигателя 302, как показано на Фиг. 6, но они могут быть установлены и в других точках вдоль забойного двигателя 302 или нижнего конца колонны буровых труб 311, не выходя за пределы объема данного изобретения.

[0046] На Фиг. 7 показан другой вариант реализации изобретения управляемой бурильной колонны 400 с забойным двигателем 402, расположенным ниже регулируемого изгибающего сегмента 350 и управляющим узлом 250, расположенным ниже забойного двигателя 402. Кожух 352 регулируемого изгибающего сегмента 350 жестко связан с нижним концом колонны буровых труб 411 и со статором 404 забойного двигателя 402. Ротор 406 забойного двигателя 402 соединен с буровым долотом 218 через вал 258 управляющего узла 250. В определенных вариантах реализации изобретения, стабилизаторы 160 установлены на нижнем конце забойного двигателя 402 и на кожухе 258 управляющего узла 250. В определенных вариантах реализации изобретения, стабилизаторы 160 могут быть установлены в различных точках вдоль одного или обоих устройств - забойного двигателя 402 и управляющего узла 450. В определенных вариантах реализации изобретения, стабилизаторы 160 могут быть установлены только на одном из устройств - на забойном двигателе 402 или на управляющем узле 450.

[0047] В изложенном выше описании изобретения были представлены приведенные в качестве примеров системы и способы для управления бурильной колонной для движения в боковом направлении с применением управляющего узла, который позиционирует буровое долото под выбранным углом и в выбранном направлении. Управляющий узел содержит деформируемый элемент, который может быть неподвижным относительно скважины, или может составлять часть вращающейся сцепки между ротором забойного двигателя и буровым долотом. Описанные системы могут обеспечивать более быстрое бурение, поскольку диаметр вертикальной скважины может быть меньшим, чем диаметр, необходимый для обычной направленной бурильной колонны, и могут обеспечивать улучшенное управление углом и направлением бокового участка траектории бурения.

[0048] Следовательно, описанные системы и способы хорошо приспособлены для обеспечения выгод и преимуществ, как уже упомянутых, так и вытекающих из них. Описанные выше конкретные варианты реализации изобретения имеют исключительно иллюстративный характер, поскольку принципы, изложенные в данном описании, могут быть модифицированы и применены различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области, которым эти принципы окажутся полезными. Кроме того, никаких ограничений не наложено на показанные здесь особенности конструкции или устройства, помимо описанных ниже в формуле изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные варианты реализации изобретения, описанные выше, могут быть изменены, скомбинированы или модифицированы, и все такие вариации следует рассматривать как не выходящие за пределы объема и сущности настоящего изобретения. Иллюстративно описанные в изобретении системы и способы могут быть пригодны к применению в отсутствие любого элемента, который не был специально описан в изобретении, или любого необязательного элемента из описанных в изобретении. Хотя структуры и способы описаны в терминах "включающий в себя," "содержащий," или "включающий" различные компоненты или этапы, структуры и способы могут также "состоять по существу из" или "состоять из" различных компонентов и этапов. Все описанные выше цифры и диапазоны могут изменяться на некоторую величину. Всегда, когда описывается диапазон числовых значений с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон, попадающий внутрь данного диапазона, описан особо. В частности, каждый диапазон значений (в форме, "от около a до около b," или, эквивалентно, "от приблизительно a до b," или, эквивалентно, "от приблизительно a-b"), описанный в изобретении, следует понимать, как описывающий каждое число и диапазон, включенный внутрь более широкого диапазона значений. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют свои очевидные, обычные значения до тех пор, пока патентообладатель не определил иное ясно и недвусмысленно. Кроме того, элементы, указанные в формуле изобретения в единственном числе, определены здесь как представляющие один или большее количество соответствующих элементов. При наличии какого-либо несоответствия в использовании слова или термина в этом описании и одном или более патентов или других документов, которые могут быть включены в настоящий документ посредством ссылки, следует использовать определения, указанные в настоящем описании.

1. Устройство для направленного бурения подземных скважин, содержащее:

кожух, ограничивающий осевое отверстие;

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.

2. Устройство по п. 1, в отличающееся тем, что отклонение кожуха приводит к тому, что подшипники прилагают к валу боковые силы.

3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что дополнительно включает один или более стабилизаторов, соединенных с наружной частью кожуха и выполненных с возможностью входить в контакт с сегментом скважины и препятствовать вращению кожуха относительно скважины.

4. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что одна или более камер повышенного давления содержат:

первый комплект камер повышенного давления, продольно расположенных в кожухе;

второй комплект камер повышенного давления, продольно расположенных в кожухе, отведенный по окружности от первого комплекта камер повышенного давления; и

третий комплект камер повышенного давления, продольно расположенных в кожухе, отведенный по окружности от второго комплекта камер повышенного давления.

5. Устройство по п. 4, отличающееся тем, что первый, второй и третий комплекты камер повышенного давления эквидистантно расположены относительно друг друга.

6. Устройство по п. 4, отличающееся тем, что один или более из первого, второго и третьего комплектов камер повышенного давления выполнены с возможностью одновременного повышения давления, чтобы отклонять вал во множестве боковых направлений.

7. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что первый, второй и третий комплекты камер повышенного давления пригодны для повышения давления до различных степеней сжатия, чтобы отклонять вал во множестве боковых направлений.

8. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что кожух выполнен с возможностью соединения с буровой трубой.

9. Система для направленного бурения подземных скважин, которая содержит:

бурильную колонну;

буровое долото, расположенное на дальнем конце бурильной колонны; и

управляющее устройство, установленное между бурильной колонной и буровым долотом и выполненное с возможностью направлять буровое долото, причем управляющее устройство содержит:

кожух, ограничивающий осевое отверстие;

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.

10. Система по п. 9, которая дополнительно содержит забойный двигатель, установленный на бурильной колонне и имеющий статор, соединенный с бурильной колонной и кожухом управляющего устройства, при этом забойный двигатель дополнительно имеет ротор, функционально связанный с валом управляющего устройства, так что вращение ротора приводит к вращению вала.

11. Система по п. 10, которая дополнительно содержит один или более стабилизаторов, присоединенных к наружной поверхности кожуха и выполненных с возможностью входить в контакт с сегментом скважины и препятствовать вращению кожуха относительно скважины.

12. Система по п. 9, которая дополнительно содержит забойный двигатель, установленный на бурильной колонне и имеющий статор, соединенный с валом управляющего устройства, и ротор, функционально связанный с буровым долотом, так что вращение ротора приводит к вращению вала.

13. Система по п. 12, дополнительно содержащая один или более стабилизаторов, установленных вокруг забойного двигателя и выполненных с возможностью входить в контакт с сегментом скважины и препятствовать вращению статора относительно скважины.

14. Система по п. 9, в которой одна или более камер повышенного давления содержат:

первый комплект камер повышенного давления, продольно расположенных в кожухе;

второй комплект камер повышенного давления, продольно расположенных в кожухе, отведенный по окружности от первого комплекта камер повышенного давления; и

третий комплект камер повышенного давления, продольно расположенных в кожухе, отведенный по окружности от второго комплекта камер повышенного давления.

15. Система по п. 14, отличающаяся тем, что первый, второй и третий комплекты камер повышенного давления эквидистантно расположены относительно друг друга.

16. Система по п. 14, отличающаяся тем, что один или более из первого, второго и третьего комплектов камер повышенного давления выполнены с возможностью одновременного повышения давления, чтобы отклонять вал во множестве боковых направлений.

17. Система по п. 16, отличающееся тем, что первый, второй и третий комплекты камер повышенного давления пригодны для повышения давления до различных степеней сжатия, чтобы отклонять вал во множестве боковых направлений.

18. Способ управления буровым долотом, согласно которому осуществляется:

удерживание вала для вращения внутри кожуха управляющего узла при помощи одного или более подшипников, расположенных внутри кожуха между кожухом и валом, при этом вал функционально связан с буровым долотом;

повышение давления в одной или более камер повышенного давления внутри кожуха, причем каждая камера содержит удлиненный трубчатый канал, проходящий продольно подлине кожуха; и

отклонение одной или более камер повышенного давления в ответ на повышение давления жидкости и приложение продольной изгибающей силы к кожуху посредством одной или более камер повышенного давления,

отклонение кожуха в ответ на приложение продольной изгибающей силы посредством одной или более камер повышенного давления, и

отклонение вала через его контакт с одним или более подшипниками, которые передают силы бокового смещения от кожуха к валу.

19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что повышение давления в одной или более камер повышенного давления осуществляется путем подачи гидравлической жидкости в одну или более камер повышенного давления с по меньшей мере одной управляющей линией, коммуникативно с ней связанной.

20. Способ по п. 18, отличающийся тем, что одна или более камер повышенного давления содержат:

первый комплект камер повышенного давления, продольно расположенных в кожухе;

второй комплект камер повышенного давления, продольно расположенных в кожухе, отведенный по окружности от первого комплекта камер повышенного давления; и

третий комплект камер повышенного давления, продольно расположенных в кожухе, отведенный по окружности от второго комплекта камер повышенного давления.

21. Способ по п. 20, отличающийся тем, что дополнительно включает:

создание повышенного давления в одном или более из первого, второго и третьего комплектах камер повышенного давления одновременно, что может приводить к отклонению кожуха во множестве боковых направлений; и

отклонение вала во множестве боковых направлений через контакт с одним или более подшипниками.

22. Способ по п. 20, отличающийся тем, что дополнительно включает:

создание повышенного давления в одном или более из первого, второго и третьего комплектов камер повышенного давления до различных степеней сжатия, что может приводить к отклонению кожуха во множестве боковых направлений; и

отклонение вала во множестве боковых направлений через контакт с одним или более подшипниками.

23. Регулируемый изгибающий узел, в который входят:

кожух, у которого первый и второй концы выполнены с возможностью жесткого соединения соответственно с первым и вторым элементами бурильной колонны; и

одна или более камеры повышенного давления, расположенные 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.

24. Регулируемый изгибающий узел по п. 23, который дополнительно содержит канал для прохождения бурового раствора через кожух.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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

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.

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

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.

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

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.

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

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к отклоняющим устройствам для вырезки окна в обсадной колонне с целью последующего бурения бокового ствола. Устройство содержит закрепленный на колонне бурильных труб полый фрезер-райбер. К фрезеру-райберу на срезном элементе подвешен отклоняющий клин, снабженный узлом гидравлического крепления с распорным элементом и, по меньшей мере, одной плашкой, имеющей на внешней поверхности зубья. Канал подачи текучей среды выполнен в виде трубопровода, соединяющего внутреннюю полость фрезера-райбера и узел гидравлического крепления, содержащий ловильную гильзу с внутренним буртом и циркуляционными отверстиями и сопловой жиклер с центральным каналом и направленным против потока седлом для сбросового шара. Сопловой жиклер размещен внутри ловильной гильзы. Узел гидравлического крепления содержит гильзу цилиндра, скрепленную с распорным элементом отклоняющего клина, полый шток внутри гильзы цилиндра, резьбовой колпак, скрепленный с нижней частью гильзы цилиндра, кольцевой поршень, опорную втулку, в расточке нижней части гильзы цилиндра, упругую тягу, скрепленную с кольцевым поршнем и плашкой. Полый шток сообщен с трубопроводом, соединяющим внутреннюю полость фрезера-райбера и узел гидравлического крепления. Ловильная гильза снабжена собственным каналом для текучей среды, расположенным внутри ее боковой стенки и внутреннего бурта, вход канала внутри боковой стенки расположен на торце ловильной гильзы, направленном против потока текучей среды, выход канала во внутреннем бурте ловильной гильзы расположен на торце, направленном в сторону узла гидравлического крепления. Трубопровод для подачи текучей среды в узел гидравлического крепления соединен с выходом канала на торце ловильной гильзы через промывочное отверстие. Трубопровод в месте присоединения к ловильной гильзе снабжен штуцером, содержащим кольцевую канавку с уменьшенным поперечным сечением стенки штуцера, с возможностью отрыва трубопровода от штуцера натяжением бурильной колонны. Повышается надежность закрепления отклоняющего устройства, снижается аварийность, уровень вибрации, повышается режущая способность фрезера-райбера, обеспечивается чистое фрезерование с гладкими кромками, повышается точность вырезки окна за одну спуско-подъемную операцию. 2 з.п. ф-лы, 10 ил.

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.

Наверх