Корпус переменной жесткости с фиксированным изгибом для направленного бурения

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Устройство для управления направлением бурения ствола скважины содержит внешний корпус, имеющий неравномерную жесткость, и внутренний корпус, расположенный по меньшей мере частично внутри внешнего корпуса, вращательно независимый от него и имеющий неравномерную жесткость, и приводной вал, расположенный по меньшей мере частично внутри внутреннего корпуса. Обеспечивается упрощение управления направлением ствола скважины. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение в целом относится к бурению скважин и, в частности, к корпусу переменной жесткости с фиксированным изгибом для направленного бурения.

Углеводороды, такие как нефть и газ, как правило, добывают из подземных пластов, которые могут быть расположены на суше или в море. Выполнение подземных работ и способы, применяемые для извлечения углеводородов из подземного пласта, могут быть сложными. Обычно подземные работы предполагают выполнение ряда различных этапов, таких как, например, бурение ствола скважины в требуемом месте расположения скважины, обработка скважины для оптимизации добычи углеводородов и осуществление необходимых этапов для добычи и переработки углеводородов из поземного пласта.

Бурение ствола скважины может включать введение бурового долота в пласт и вращение бурового долота для расширения ствола скважины. При некоторых операциях может возникнуть необходимость управления направлением, в котором ствол скважины расширяется путем изменения оси бурового долота по отношению к стволу скважины. Обычно это достигается с помощью сложных механизмов, что увеличивает расходы, связанные с буровыми работами.

ФИГУРЫ

Некоторые конкретные, приведенные в качестве примера, варианты реализации настоящего изобретения будут понятны частично со ссылкой на следующее описание и сопроводительные графические материалы.

На Фиг. 1 представлена схема, иллюстрирующая приведенную в качестве примера буровую систему, соответствующую аспектам настоящего изобретения.

Фиг. 2A и 2B представляют собой схемы, иллюстрирующие приведенный в качестве примера скважинный инструмент, соответствующий аспектам данного изобретения.

Фиг. 3A и 3B представляют собой схемы, иллюстрирующие приведенный в качестве примера скважинный инструмент, соответствующий аспектам данного изобретения.

Фиг. 4 представляет собой схему, иллюстрирующую приведенный в качестве примера корпус с неравномерной жесткостью, соответствующий аспектам данного изобретения.

Несмотря на то что варианты реализации данного изобретения были проиллюстрированы и описаны, а также изложены посредством ссылки на приведенные в качестве примера варианты реализации изобретения, эти ссылки не ограничивают изобретение, и такое ограничение не подразумевается. Раскрываемый объект изобретения допускает значительную модификацию, изменение и эквиваленты по форме и функции, что будет очевидно для специалистов в данной области техники, которые ознакомятся с настоящим описанием. Раскрытые варианты осуществления настоящего изобретения приведены лишь в качестве примеров и не исчерпывают объем изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Для ясности, в настоящем описании могут быть изложены не все особенности фактической реализации. Разумеется, следует иметь в виду, что при разработке любого такого фактического варианта реализации изобретения для достижения конкретных целей реализации приняты многочисленные специфичные для реализации решения, которые будут изменяться от одного варианта реализации изобретения к другому. Кроме того, следует иметь в виду, что такой процесс разработки может быть сложным и продолжительным, тем не менее, эта разработка будет рутинным мероприятием для специалистов в данной области техники, ознакомляющихся с данным описанием.

Для облегчения понимания настоящего изобретения приведены следующие примеры некоторых вариантов реализации. Приведенные ниже примеры ни в коем случае не следует рассматривать как ограничивающие или определяющие объем данного изобретения. Варианты реализации данного изобретения могут быть применимы к горизонтальным, вертикальным, отклоненным или другим нелинейным стволам скважины в любом типе подземного пласта. Варианты реализации изобретения могут быть применимы к нагнетательным скважинам, а также добывающим скважинам, включая углеводородные скважины. Варианты осуществления могут быть реализованы с использованием инструмента, подходящего для тестирования, извлечения и отбора проб вдоль секций пласта. Варианты осуществления могут быть реализованы посредством инструментов, которые, например, могут быть переправлены через канал потока в колонне труб или с использованием кабеля, тросовой проволоки, колонны гибких труб, скважинного робота и т.п.

Некоторые системы и методы обсуждаются ниже в контексте операций бурения и добычи нефти, в ходе которых получается информация относительно параметров и условий в скважине. Существует несколько способов сбора скважинной информации, включая каротаж во время бурения («КВБ») и измерение во время бурения («ИВБ»). При КВБ данные обычно собирают во время процесса бурения, таким образом избегая любой необходимости извлечения бурового снаряда для погружения проводного каротажного прибора. Следовательно, КВБ обеспечивает возможность оператору, осуществляющему бурение, вносить точные модификации или исправления в режиме реального времени для оптимизации производительности, при этом сводя к минимуму время простоя. Термин «ИВБ» обозначает измерение условий в скважине, относящихся к перемещению и расположению бурового снаряда во время продолжения бурения. КВБ более сосредоточен на измерении параметров пласта. Хотя существуют различия между ИВБ и КВБ, термины ИВБ и КВБ часто используют взаимозаменяемо. В настоящем описании термин КВБ будет использован с пониманием того, что этот термин включает сбор параметров пласта и сбор информации, относящейся к перемещению и расположению бурового снаряда.

Термины «соединять» или «соединяет», применяемые в данном документе, могут обозначать либо косвенное, либо прямое соединение. Например, два механически соединенных устройства могут быть соединены механически прямо, если механическое соединение подразумевает близкий или непосредственный физический контакт между двумя устройствами, или соединены механически косвенно, если каждое из двух устройств присоединено к промежуточному компоненту или конструкции. Термин «соединен с возможностью связи», применяемый в данном документе, обычно относится к электронному (или, в некоторых случаях, гидравлическому) соединению между двумя элементами, через которое они могут осуществлять электронную (или гидравлическую) связь. Электронное соединение обычно делает возможным поток электрической энергии и/или данных между элементами. Такая электронная связь может подразумевать проводную и/или беспроводную связь, например, с помощью Wi-fi, Bluetooth или другого беспроводного протокола, LAN, коаксиального кабеля, волоконно-оптического кабеля, проводных физических соединений, дорожек на монтажной плате или любой другой среды для передачи сигналов или их комбинации. Как и в случае прямых и косвенных физических соединений, первое устройство может быть прямо присоединено с возможностью связи ко второму устройству, например, прямым электронным соединением, или косвенно соединено с возможностью связи через промежуточные устройства и/или соединения.

На Фиг. 1 представлена схема приведенной в качестве примера подземной буровой системы 100, в которой ось бурового долота 118 может быть изменена в скважине с помощью корпуса переменной жесткости 124 в соответствии с аспектами настоящего изобретения. Система бурения 100 содержит буровую платформу 102, расположенную на поверхности 104. В показанном варианте реализации изобретения поверхность 104 содержит верхнюю часть пласта 106, содержащую одну или более породных толщ или слоев 106a-d, а буровая платформа 102 может быть в контакте с поверхностью 104. В других вариантах реализации изобретения, таких как операции морского бурения, поверхность 104 может быть отделена от буровой платформы 102 массой воды.

Буровая система 100 содержит буровую вышку 108, поддерживаемую буровой платформой 102 и имеющую талевый блок 138 для подъема и спуска бурильной колонны 114. Ведущая труба 136 поддерживает бурильную колонну 114 при ее спуске через роторный стол 142 в ствол скважины 110. Насос 130 может прокачивать буровой раствор через питающую трубу 134 в ведущую бурильную трубу 136, в скважину через внутреннюю часть бурильной колонны 114, через отверстия в буровом долоте 118, обратно на поверхность через кольцевое пространство 140, сформированное бурильной колонной 114 и стенкой ствола скважины 110. Оказавшись на поверхности, буровой раствор может выходить из кольцевого пространства 140 через трубу 144 и в сточный резервуар 132. Буровой раствор переносит буровой шлам из ствола скважины 110 в резервуар 132 и способствует сохранению целостности ствола скважины 110.

Буровая система 100 может содержать компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 116, присоединенную к бурильной колонне 114 рядом с бурильным долотом 118. КНБК 116 может содержать инструмент КВБ/ИВБ 122 и телеметрический прибор 120. Инструмент КВБ/ИВБ 122 может содержать приемники и/или передатчики (например, антенны, способные принимать и/или передавать один или более электромагнитных сигналов). По мере прохождения ствола скважины 110 при бурении пласта 106, инструмент КВБ/ИВБ 122 может получать данные измерений, касающиеся различных свойств пласта, а также ориентации и положения инструмента и прочих условий бурения. Телеметрический прибор 120 может быть присоединен к другим элементам КНБК 116, например, инструмент КВБ/ИВБ 122, и может передавать данные на поверхность и принимать данные с поверхности через поверхностный трансивер 146, данные соответствуют или направляются одному или более элементам КНБК 116. Телеметрический прибор 120 может передавать измерения или данные через один или более проводных или беспроводных каналов связи (например, трубу со встроенным кабелем или распространение ЭМВ). В альтернативном варианте телеметрический прибор 120 может передавать данные в виде серии импульсов или модуляций давления в потоке бурового раствора (например, телеметрия по гидроимпульсному каналу связи или гидросиреновому каналу связи) или в виде серии акустических импульсов, распространяющихся к поверхности через среду, такую как бурильная колонна 114.

В некоторых вариантах реализации изобретения система 100 может также содержать забойный двигатель 150 и корпус переменной жесткости 124, расположенный между забойным двигателем 150 и буровым долотом 118. В показанном варианте реализации изобретения забойный двигатель 150 и корпус переменной жесткости 124 расположены в КНБК 116 как можно ближе к буровому долоту 18. В других вариантах реализации изобретения забойный двигатель 150 и корпус переменной жесткости 124 могут располагаться в других зонах вдоль бурильной колонны 114, в том числе выше инструмента КВБ/ИВБ 122 и телеметрического прибора 120 в КНБК 116, и быть присоединенными к бурильной колонне 114 выше КНБК 116. Забойный двигатель 150 может вращать буровое долото 118, вызывая продвижение ствола скважины 116. В некоторых вариантах реализации изобретения забойный двигатель 150 может быть выполненным в виде забойного турбинного двигателя с турбиной с гидравлическим приводом, вращающейся в зависимости от потока бурового раствора через бурильную колонну 114. Турбина с гидравлическим приводом забойного двигателя 150 может содержать ротор и статор. Ротор может быть присоединен к буровому долоту 118 посредством гибкого приводного вала (не показан), проходящего через корпус переменной жесткости 124.

Корпус переменной жесткости 124 может частично контролировать продольную ось 128 бурового долота 118 по отношению к продольной оси 126 системы 100 выше корпуса переменной жесткости 124. В частности, корпус переменной жесткости 124 может селективно изгибаться для отклонения продольной оси 128 бурового долота 118 от продольной оси 126 системы 100 выше корпуса переменной жесткости 124 на угол 150, соответствующий углу изгиба корпуса переменной жесткости 124. Отклонение может происходить, потому что изгиб корпуса переменной жесткости 124 передается гибкому приводному валу (не показан) между двигателем 150 и буровым долотом 118. Отклоняя продольную ось 128 от продольной оси 126, корпус переменной жесткости 124 может изменять направление бурения системы 100, соответствующее продольной оси 128 бурового долота 118.

В соответствии с аспектами данного изобретения, корпус переменной жесткости 124 может селективно изгибаться в зависимости от нагрузки, приложенной к буровому долоту 118 буровой системой 100. Эту нагрузку можно рассматривать как «нагрузку на буровое долото» (НБД) и можно характеризовать массой элементов между буровым долотом 118 и талевым блоком 138 за вычетом любых сил трения, действующих на бурильную колонну 114 со стороны ствола скважины 110 и любых масс, удерживаемых талевым блоком 138. Угол изгиба корпуса переменной жесткости 124 может частично зависеть от НБД и характеристик жесткости корпуса переменной жесткости 124. Кроме того, как будет описано в деталях ниже, характеристики жесткости корпуса переменной жесткости 124 можно изменять внутри скважины, чтобы выбрать момент изгиба корпуса переменной жесткости 124 в ответ на НБД, величину изгиба и ориентацию изгиба по отношению к продольной оси 126.

Фиг. 2A и 2B представляют собой схемы, иллюстрирующие приведенный в качестве примера скважинный инструмент 200, соответствующий аспектам данного изобретения. Инструмент 200 содержит корпус переменной жесткости 202, расположенный между муфтой 204 и опорной частью 206, а приводной вал 208 по меньшей мере частично расположен внутри корпуса переменной жесткости 202. Муфта 204 может содержать одну или более поверхностей зацепления 210, посредством которых инструмент 200 может быть присоединен к другим элементам бурового снаряда, такими как забойный двигатель или бурильная труба. Приводной вал 208 может быть присоединен к забойному двигателю посредством адаптера 212, присоединен к концу приводного вала 208 и передающим вращающий момент от забойного двигателя на приводной вал 208. Другой конец приводного вала 208 может содержать переводник долота 214, которым во время работы может быть соединено буровое долото (не показано). Переводник долота 214 может быть частью приводного вала 208 или присоединенным к нему. Опорная часть 206 может содержать один или более подшипников 216 или других элементов, облегчающих вращение приводного вала 208 относительно корпуса переменной жесткости 202, муфты 204 и опорной части 206.

В показанном варианте реализации изобретения корпус переменной жесткости 202 содержит внешний корпус 218 и внутренний корпус 220, по меньшей мере частично расположенный внутри внешнего корпуса 218 и вращательно независимый от него. Внешний корпус 218 и внутренний корпус 220 могут содержать продолговатые трубчатые конструкции, выполненные из металла или другого материала, достаточно прочного, чтобы выдержать скважинные условия. В показанном варианте реализации изобретения внешний корпус 218 может вращаться относительно муфты 204 и внутреннего корпуса 218, который может независимо вращаться или быть вращательно зафиксированным на муфте 204. Устройство позиционирования 250 может вращать внешний корпус 218 относительно муфты 204 и внутреннего корпуса 218. В показанном варианте реализации изобретения устройство позиционирования 250 содержит регулировочное кольцо, которое может быть использовано для селективного вращательного отсоединения от муфты 204 так, чтобы угловая ориентация относительно муфты 204 могла быть изменена.

В некоторых вариантах реализации изобретения как внешний корпус 218, так и внутренний корпус 220 могут иметь неравномерные характеристики жесткости, характеризующиеся тем, что по меньшей мере одна часть внешнего корпуса 218 и внутреннего корпуса 220 имеет меньшее значение жесткости, чем другая часть корпусов 218 и 220 соответственно. Эти части могут быть расположены в любом осевом, кольцевом или угловом положении относительно продольных осей внешнего корпуса 218 и внутреннего корпуса 220. В показанном варианте реализации изобретения часть внутреннего корпуса 220 с меньшим значением жесткости содержит участок с насечками 220a на внутренней поверхности внутреннего корпуса 220. Аналогично, часть внешнего корпуса 218 с меньшим значением жесткости содержит участок с насечками 218a на внешней поверхности внешнего корпуса 218. Участки с насечками 220a и 220b соответствуют угловым частям соответствующих корпусов, в которых меньше конструкционного материала, чем в других угловых частях, таким образом сокращая жесткость или упругость корпусов на участках с насечками 220a и 220b. Участки с насечками 220a и 220b могут быть сформированы во время отливки или формирования другим способом внешнего корпуса 218 и внутреннего корпуса 220 или, например, после формирования внешнего корпуса 218 и внутреннего корпуса 220, например, путем удаления материала из конструкции корпуса.

Характеристики жесткости корпуса переменной жесткости 124 могут частично зависеть от относительной ориентации участков с насечками 220a и 220b, так что характеристики жесткости корпуса переменной жесткости 124 могут быть изменены путем вращения внешнего корпуса 218 относительно внутреннего корпуса 220. В показанном варианте реализации изобретения участки с насечками 220a и 220b могут быть расположены относительно друг друга так, чтобы предотвратить или позволить изгиб корпуса переменной жесткости 124 и управлять величиной угла изгиба на корпусе переменной жесткости 124. В частности, если участки с насечками 220a и 220b не имеют углового наложения, корпус переменной жесткости 124 может иметь значение жесткости, близкое к равномерному при всех угловых ориентациях, так что корпус переменной жесткости 124 не будет изгибаться в ответ на известную НБД. Напротив, если участки с насечками 220a и 220b имеют полное или частичное угловое наложение, корпус переменной жесткости 124 может иметь угловую часть с меньшим значением жесткости, чем у остальной части корпуса переменной жесткости 124, так что корпус переменной жесткости 124 сможет изгибаться в ответ на известную НБД. В особенности, угол изгиба корпуса переменной жесткости 124 в ответ на определенную НБД может быть максимальным, если имеется полное наложение между участками с насечками 220a и 220b.

В общем, величина угла изгиба корпуса 124 зависит от жесткости корпуса 124 и приложенной НБД. Для определенного значения жесткости величина угла изгиба положительно коррелируется с приложенной НБД с увеличением угла изгиба при увеличении НБД и наоборот. Для определенной приложенной НБД величина угла изгиба отрицательно коррелируется с жесткостью с уменьшением угла изгиба при увеличении жесткости и наоборот. В некоторых вариантах реализации изобретения величина угла изгиба корпуса 124 может быть известной для диапазона доступных значений жесткости корпуса 124 и для диапазона значений НБД. Для достижения желаемого угла изгиба может быть выбрана соответствующая комбинация жесткости и прилагаемой НБД. .

При использовании буровая система, содержащая инструмент 200 может быть расположена внутри ствола скважины, а бурение может производится с приложением НБД к буровому долоту, присоединенному к инструменту 200 и закачиванием бурового раствора в скважину для вращения забойного двигателя и бурового долота. В некоторых случаях инструмент 200 может начинаться с невыровненных участков с насечками 220a и 220b, так что корпус переменной жесткости 124 не изгибается в ответ на прилагаемую НБД. Это можно назвать «прямым» режимом, так как без изгиба корпуса переменной жесткости 124 бурильная колонна, КНБК и буровое долото в основном выровнены, и буровое долото будет бурить в целом по прямой линии. В определенной точке может возникнуть необходимость бурить под углом к текущему направлению, в котором выполняется бурение ствола скважины. В этой точке инструмент 200 может быть поднят на поверхность посредством бурильной колонны, и регулировочное кольцо 250 использовано для вращения внешнего корпуса 218 относительно внутреннего корпуса 220 для полного или частичного углового выравнивания участков с насечками 220a и 220b так, чтобы корпус переменной жесткости 124 изгибался в ответ на НБД. Это можно назвать режимом «направленного бурения», в котором изгиб корпуса переменной жесткости 124 заставляет буровое долото бурить под углом к остальной части бурильной колонны. Величина угла смещения может частично зависеть от величины выравнивания между участками с насечками 220a и 220b.

Фиг. 3A и 3B представляют собой схемы, иллюстрирующие другой приведенный в качестве примера скважинный инструмент 300, соответствующий аспектам данного изобретения. Как и инструмент, описанный выше, инструмент 300 содержит корпус переменной жесткости 302, расположенный между муфтой 304 и опорной частью 306, а приводной вал 308 по меньшей мере частично расположен внутри корпуса переменной жесткости 302. Также, как и в описанном выше инструменте, корпус переменной жесткости 302 содержит внешний корпус 318 и внутренний корпус 320, по меньшей мере частично расположенный внутри внешнего корпуса 320 и вращательно независимый от него. Однако в показанном варианте реализации изобретения внешний корпус 318 вращательно зафиксирован на муфте 304 внутри внутреннего корпуса 320, имеющего возможность вращения относительно внешнего корпуса 318. В этом варианте реализации изобретения устройство позиционирования 322 в виде электродвигателя включено в муфту 304 для вращения и позиционирования внутреннего корпуса 320 относительно внешнего корпуса 318. Электродвигатель может, например, получать энергию и команды от соответствующего источника питания и блока управления, расположенного внутри муфты 304 или за пределами муфты 304 в забойном двигателе. В других вариантах реализации изобретения устройство позиционирования 322 может содержать турбину гидропривода, зажимное устройство, селективно присоединяющего внутренний корпус 320 к приводному валу 308, или другие средства, понятные специалисту в данной отрасли при ознакомлении с настоящим описанием.

В показанном варианте реализации изобретения как внешний корпус 318, так и внутренний корпус 320 могут иметь неравномерные характеристики жесткости, характеризующиеся соответствующими угловыми частями 318a и 320a с меньшими значениями жесткости, вызванными продольными отверстиями, просверленными в конструкционном материале внешнего и внутреннего корпуса 318/320. Как и участки с насечками, описанные выше, продольные отверстия заменяют конструкционные материалы так, что имеется меньше конструкционного материала, противостоящего усилиям сжатия, например, НБД, что вызывает изгиб корпуса под действием таких усилий. Продольные отверстия могут быть сформированы во время отливки или формирования другим способом внешнего корпуса 318 и внутреннего корпуса 320 или, например, после формирования внешнего корпуса 318 и внутреннего корпуса 320, например, путем удаления материала из конструкции корпуса.

В некоторых вариантах реализации изобретения инструмент 300 может содержать блок управления 350, расположенный внутри муфты 304, частично управляющий и контролирующий относительную угловую ориентацию внутреннего корпуса 320 относительно внешнего корпуса 318, управляя двигателем 322. В частности, блок управления 350 может подавать сигнал электродвигателю 322 для вращения внутреннего корпуса 320, чтобы, например, заставить части 318a и 320a двигаться в сторону углового выравнивания или в противоположную сторону, или изменять градус углового выравнивания между частями 318a и 320a. В некоторых вариантах реализации изобретения датчики (не показаны) могут быть встроены во внутренний корпус 320 и/или внешний корпус 318, а блок управления 350 может получать результаты измерений от датчиков, которые могут быть использованы для определения относительной угловой ориентации внутреннего корпуса 320 и внешнего корпуса 318. Блок управления 350 может подавать сигнал электродвигателю 322 в ответ на команду от блока управления, расположенного в другом месте буровой системы, или же он может подавать сигнал двигателю 322 без внешней команды. В других вариантах реализации изобретения блок управления 350 может располагаться в других местах буровой системы, например, в скважине за пределами инструмента 300 или на поверхности.

Используемый в данном изобретении блок управления может содержать процессор, примеры которого включают микропроцессоры, микроконтроллеры, цифровые сигнальные процессоры (DSP), специализированные интегральные микросхемы (ASIC) или любые другие цифровые или аналоговые схемы, выполненные с возможностью интерпретирования и/или выполнения программных инструкций и/или обработки данных. Блок управления может также содержать элемент памяти, присоединенный с возможностью связи к процессору. Процессор может быть выполнен с возможностью интерпретирования и/или выполнения программных инструкций и/или данных, хранящихся в памяти. Примеры элементов памяти включают энергонезависимые носители, читаемые компьютером, которые могут содержать любую систему, устройство или аппарат, выполненные с возможностью удерживания и/или размещения одного или более модулей памяти; например, память может содержать память только для чтения, память с произвольной выборкой, твердотельную память или память на дисках. Каждый модуль памяти может содержать любую систему, устройство или аппарат, выполненные с возможностью хранения программных инструкций и/или данных в течение определенного периода времени (например, энергонезависимые носители, читаемые компьютером).

Как описано выше, внутренний и внешний корпус 320/318 могут иметь угловую ориентацию относительно друг друга для управления углом изгиба инструмента. Фиг. 3B иллюстрирует три примера ориентации. Ориентация (a) иллюстрирует корпус переменной жесткости 302, когда части 318a/320a или, соответственно, внешний и внутренний корпус 318/320 находятся в положении полного углового выравнивания. Эта ориентация может соответствовать максимальному углу изгиба корпуса переменной жесткости 302 в направлении, указанном стрелкой 306. Направление изгиба 306 совпадает с угловым центром зон наложения частей 318a/320a. Ориентация (b) иллюстрирует корпус переменной жесткости 302, когда части 318a/320a или, соответственно, внешний и внутренний корпус 318/320 находятся в положении частичного углового выравнивания. Поскольку участок каждой части 318a/320a вращательно наложен на части с более высокой жесткостью корпусов 318/320, эффективное значение жесткости корпуса переменной жесткости 302 выше, что означает, что угол изгиба меньше, чем в ориентации (a), когда приложена такая же НБД. Кроме того, направление изгиба 306 изменено вслед за угловым центром зон наложения частей 318a/320a. Ориентация (с) иллюстрирует корпус переменной жесткости 302, когда части 318a/320a или, соответственно, внешний и внутренний корпус 318/320 не находятся в положении углового выравнивания. Поскольку части 318a/320a полностью вращательно наложены на части с более высокой жесткостью корпусов 318/320, корпус переменной жесткости 300 в целом может выдерживать НБД без изгиба.

То есть, значения жесткости корпусов 318/320 могут быть определены и выбраны в соответствии с конкретными значениями НБД, которые, вероятно, будут встречаться в ходе операции бурения. В частности, части с меньшей жесткостью 318a/320a корпусов 318/320 могут быть сконструированы так, что когда они вращательно наложены друг на друга, общее значение жесткости достаточно низко, чтобы весь корпус переменной жесткости 302 изгибался в ответ на данную НБД. Аналогично, части с меньшей жесткостью 318a/320a и другие части корпусов 318/320 могут быть сконструированы или выбраны так, что когда части с меньшей жесткостью 318a/320a не выровнены, эффективное значение жесткости корпуса переменной жесткости 302 достаточно высоко, чтобы выдерживать НБД без изгиба. Что касается корпусов 318/320, значения жесткости частей 318a/320a может частично зависеть от количества, размера и ориентации продольных отверстий в корпусе 318a/320a, тогда как значение жесткости других частей корпусов 318/320 могут зависеть от характеристик конструкционных материалов, использованных для изготовления корпуса 318/320.

Возможны другие варианты реализации инструментов, содержащих корпуса переменной жесткости, кроме описанных выше. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения, как внутренний, так и внешний корпус могут иметь возможность вращения для обеспечения максимального контроля угла изгиба и направления. Кроме того, возможны другие варианты реализации корпусов переменной жесткости, кроме описанных выше. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере один из: внутренний или внешний корпус может быть изготовлен из множества материалов, некоторые из которых могут иметь другую жесткость, чем другие. Фиг. 4 представляет собой схему такого приведенного в качестве примера корпуса 400. В показанном варианте реализации изобретения корпус 400 характеризуется неравномерной жесткостью благодаря своей конструкции с применением множества материалов, каждый из которых ограничен угловыми диапазонами 402/404/406 корпуса 400. Каждый из материалов может иметь разную жесткость так, чтобы корпус 400 имел возможность углового ориентирования относительно другого корпуса, как описано выше, чтобы предоставить возможность изгиба и обеспечить несколько разных углов изгиба, соответствующих одной НБД. Хотя в корпусе 400 показаны три равных угловых диапазона 402/404/406, могут быть использованы другие количества материалов и угловых ориентаций. Кроме того, различные материалы могут содержать один и тот же основной материал с разными комбинированными добавками для изменения жесткости или сплавы, имеющие разное процентное содержание основных ингредиентов.

В других вариантах реализации изобретения корпус переменной жесткости может содержать единственную трубчатую конструкцию вместо конфигурации с внутренним и внешним корпусом, описанной выше. В таких вариантах реализации изобретения корпус может быть изготовлен из материала, жесткость которого может изменяться благодаря взаимодействию с внешними управляющими воздействиями. Например, корпус может быть изготовлен из материала с жесткостью, которая изменяется в ответ на тепловые или химические изменения, например, такие, которые происходят при погружении корпуса на глубину в ствол скважины и помещении в буровой раствор в стволе скважины. Корпус может также быть изготовлен из материала с жесткостью, реагирующей на электромагнитные управляющие воздействия. В таких случаях электрический сигнал, магнитное поле и/или электрическое поле могут создаваться на корпусе для изменения жесткости корпуса, чтобы обеспечить возможность изгиба корпуса.

В соответствии с аспектами настоящего изобретения приведенный в качестве примера аппарат для управления направлением бурения ствола скважины содержит внешний корпус, имеющий неравномерную жесткость, и внутренний корпус, расположенный по меньшей мере частично внутри, вращательно независимый от внешнего корпуса и имеющий неравномерную жесткость. Приводной вал может быть расположен по меньшей мере частично внутри внутреннего корпуса. В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере один из: внешний корпус или внутренний корпус может содержать трубчатую конструкцию c по меньшей мере одним из: множеством материалов с другой жесткостью и одной частью с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части.

В некоторых вариантах реализации изобретения часть трубчатой конструкции с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части, содержит по меньшей мере одну осевую, кольцевую или угловую часть трубчатой конструкции по меньшей мере с одним из: участком с насечками на ее поверхности и рядом продольных отверстий в ней. В некоторых вариантах реализации изобретения множество материалов с разными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере один композитный материал, расположенный на осевой, кольцевой или угловой части трубчатой конструкции. В некоторых вариантах реализации изобретения множество материалов с разными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере два материала, расположенных на различных осевых, кольцевых или угловых частях трубчатой конструкции.

В любом из вариантов реализации изобретения, описанных в двух предыдущих параграфах, аппарат может дополнительно содержать устройство позиционирования для вращения одного из: внутреннего корпуса и внешнего корпуса относительно другого из: внутреннего корпуса и внешнего корпуса, соответственно. В некоторых вариантах реализации изобретения устройство позиционирования содержит электродвигатель, присоединенный к внутреннему корпусу. В некоторых вариантах реализации изобретения устройство позиционирования содержит регулировочное кольцо, присоединенное к внешнему корпусу.

В соответствии с аспектами настоящего изобретения, приведенный в качестве примера способ управления направлением бурения ствола скважины может включать бурение ствола скважины в первом направлении в подземном пласте и изменение характеристики жесткости корпуса внутри ствола скважины. Ствол скважины может быть пробурен во втором направлении в подземном пласте, при этом второе направление основано по меньшей мере частично на измененной характеристике жесткости корпуса. В некоторых вариантах реализации изобретения изменение характеристики жесткости корпуса внутри ствола скважины включает вращение внутреннего корпуса, имеющего неравномерную жесткость, или внешнего корпуса, имеющего неравномерную жесткость, относительно внешнего корпуса, имеющего неравномерную жесткость, или внутреннего корпуса, имеющего неравномерную жесткость, соответственно.

В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере один из: внешний корпус и внутренний корпус содержит трубчатую конструкцию по меньшей мере с одним из: множеством материалов с другой жесткостью и одной частью с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части. В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере один из: внешний корпус и внутренний корпус содержит трубчатую конструкцию с по меньшей мере одним из: множеством материалов с другой жесткостью и одной частью с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части. В некоторых вариантах реализации изобретения изменение характеристики жесткости корпуса внутри ствола скважины включает одно из: изменение теплового состояния корпуса и изменение химического состояния корпуса, а также воздействие по меньшей мере одного из: электрического сигнала, магнитного поля и электрического поля на корпус.

В любом варианте реализации изобретения, описанном в двух предыдущих параграфах, бурение ствола скважины в первом направлении в подземном пласте может включать действие массы на буровое долото внутри ствола скважины и вращение бурового долота при помощи приводного вала, расположенного по меньшей мере частично внутри корпуса, а бурение ствола скважины во втором направлении в подземном пласте может включать действие такой же массы на буровое долото внутри ствола скважины и вращение бурового долота с помощью приводного вала. В некоторых вариантах реализации изобретения вращение бурового долота с помощью приводного вала включает вращение бурового долота с помощью забойного двигателя, присоединенного к буровому долоту через приводной вал.

В соответствии с аспектами настоящего изобретения, приведенная в качестве примера система управления направлением бурения ствола скважины включает корпус переменной жесткости и приводной вал, расположенный по меньшей мере частично внутри корпуса переменной жесткости. Забойный двигатель может быть присоединен к приводному валу и корпусу переменной жесткости. Буровое долото может быть присоединено к приводному валу. В некоторых вариантах реализации изобретения корпус переменной жесткости содержит внешний корпус, имеющий неравномерную жесткость; и внутренний корпус, расположенный по меньшей мере частично внутри внешнего корпуса, вращательно независимый от него и имеющий неравномерную жесткость.

В некоторых вариантах реализации изобретения система дополнительно содержит по меньшей мере одно из: регулировочное кольцо, присоединенное ко внешнему корпусу и электродвигатель, присоединенный ко внутреннему корпусу. В некоторых вариантах реализации изобретения. В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере один из: внешний корпус и внутренний корпус содержит трубчатую конструкцию по меньшей мере с одним из: множеством материалов с другой жесткостью и одной частью с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части. В некоторых вариантах реализации изобретения часть трубчатой конструкции с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части, содержит по меньшей мере одну осевую, кольцевую или угловую часть трубчатой конструкции по меньшей мере с одним из: участком с насечками на ее поверхности и рядом продольных отверстий в ней. В некоторых вариантах реализации изобретения множество материалов с разными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере один из композитных материалов, расположенных на осевой, кольцевой или угловой части трубчатой конструкции; множество материалов с разными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере два материала, расположенных на различных осевых, кольцевых или угловых частях трубчатой конструкции. В некоторых вариантах реализации изобретения корпус переменной жесткости содержит по меньшей мере одно из: сплав с памятью формы, пьезоэлектрический материал и пьезорезистивный материал.

Определенные варианты реализации, описанные ранее, являются иллюстративными, так как настоящее изобретение может быть модифицировано и реализовано другими, но эквивалентными способами, понятными специалистам в данной области техники, у которых есть возможность ознакомиться с настоящим описанием. Кроме того, описанные в контексте настоящего изобретения подробности конструкции или дизайна не предполагают ограничения, за исключением описанных ниже в формуле изобретения. Таким образом, следует понимать, что определенные иллюстративные варианты реализации, раскрытые ранее, могут быть изменены или модифицированы, при этом все такие изменения находятся в пределах объема и сущности настоящего изобретения. Кроме того, термины в формуле изобретения использованы в их простом, обычном значении, если обратное явным образом не указано заявителем. Под использованной в формуле изобретения формой единственного числа следует понимать один или большее количество элементов. Кроме того, термины «соединять» или «соединяемый» или любые распространенные варианты, применяемые в подробном описании или формуле изобретения, не предназначены для ограничения лишь прямым соединением. Наоборот, два элемента могут быть соединены косвенно и по-прежнему рассматриваться как соединенные в рамках объема подробного описания и формулы изобретения.

1. Устройство для управления направлением бурения ствола скважины, содержащее:

внешний корпус, имеющий неравномерную жесткость;

внутренний корпус, расположенный по меньшей мере частично внутри внешнего корпуса, вращательно независимый от него и имеющий неравномерную жесткость; и

приводной вал, расположенный по меньшей мере частично внутри внутреннего корпуса.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что по меньшей мере один из: внешний корпус или внутренний корпус содержит трубчатую конструкцию с по меньшей мере одним из:

множеством материалов с различной жесткостью, и

одной частью с меньшим количеством конструкционного материала, чем другая часть.

3. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что указанная часть трубчатой конструкции с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части, содержит по меньшей мере одну осевую, кольцевую или угловую часть указанной трубчатой конструкции по меньшей мере с одним из: участком с насечками на ее поверхности и рядом продольных отверстий в ней.

4. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что множество материалов с разными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере один композитный материал, расположенный на осевой, кольцевой или угловой части трубчатой конструкции.

5. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что множество материалов с разными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере два материала, расположенных на различных осевых, кольцевых или угловых частях трубчатой конструкции.

6. Устройство по любому из пп. 1-5, дополнительно содержащее устройство позиционирования для вращения одного из: внутреннего корпуса или внешнего корпуса

по отношению к другому из: внутреннего корпуса или внешнего корпуса, соответственно.

7. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что устройство позиционирования содержит электродвигатель, присоединенный к внутреннему корпусу.

8. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что устройство позиционирования содержит регулировочное кольцо, присоединенное к внешнему корпусу.

9. Способ управления направлением бурения ствола скважины, включающий этапы, в которых:

выполняют бурение ствола скважины в первом направлении в подземном пласте;

изменяют характеристики жесткости корпуса внутри ствола скважины, причем указанный корпус содержит внутренний корпус, имеющий неравномерную жесткость, и внешний корпус, имеющий неравномерную жесткость;

выполняют бурение ствола скважины во втором направлении в подземном пласте, при этом второе направление основано по меньшей мере частично на измененной характеристике жесткости корпуса.

10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что изменение характеристики жесткости корпуса внутри ствола скважины включает вращение одного из: внутреннего корпуса или внешнего корпуса по отношению к другому из: внутреннего корпуса или внешнего корпуса.

11. Способ по п. 9, отличающийся тем, что по меньшей мере один из: внешний корпус или внутренний корпус содержит трубчатую конструкцию с по меньшей мере одним из:

множеством материалов с различной жесткостью, и

одной частью с меньшим количеством конструкционного материала, чем другая часть.

12. Способ по п. 9, отличающийся тем, что изменение характеристики жесткости корпуса внутри ствола скважины включает по меньшей мере одно из:

изменение теплового состояния корпуса;

изменение химического состояния корпуса; и

воздействие на корпус по меньшей мере одного из: электрического сигнала, магнитного поля и электрического поля.

13. Способ по любому из пп. 9-12, отличающийся тем, что

бурение ствола скважины в первом направлении в подземном пласте включает приложение нагрузки на буровое долото внутри ствола скважины и вращение бурового долота с помощью приводного вала, по меньшей мере частично расположенного внутри корпуса; и

бурение ствола скважины во втором направлении в подземном пласте включает приложение такой же нагрузки на буровое долото внутри ствола скважины и вращение бурового долота с помощью приводного вала.

14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что вращение бурового долота с помощью приводного вала включает вращение бурового долота с помощью забойного двигателя, присоединенного к буровому долоту через приводной вал.

15. Система управления направлением бурения ствола скважины, содержащая:

корпус переменной жесткости, содержащий внешний корпус, имеющий неравномерную жесткость, и внутренний корпус, имеющий неравномерную жесткость;

приводной вал, расположенный по меньшей мере частично внутри корпуса переменной жесткости;

забойный двигатель, присоединенный к приводному валу и корпусу переменной жесткости; и

буровое долото, присоединенное к приводному валу.

16. Система по п. 15, отличающаяся тем, что

внутренний корпус расположен по меньшей мере частично внутри внешнего корпуса и вращательно независим от него.

17. Система по п. 16, дополнительно содержащая по меньшей мере одно из: регулировочное кольцо, присоединенное к внешнему корпусу, и электродвигатель, присоединенный к внутреннему корпусу.

18. Система по п. 15, отличающаяся тем, что по меньшей мере одно из: внешний корпус и внутренний корпус содержит трубчатую конструкцию с по меньшей мере одним из:

множеством материалов с различной жесткостью, и

одной частью с меньшим количеством конструкционного материала, чем другая часть.

19. Система по п. 18, отличающаяся тем, что часть трубчатой конструкции с меньшим количеством конструкционного материала, чем в другой части, содержит по меньшей мере одну осевую, кольцевую или угловую часть указанной трубчатой конструкции по меньшей мере с одним из: участком с насечками на ее поверхности и рядом продольных отверстий в ней.

20. Система по п. 18, отличающаяся тем, что множество материалов с различными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере одно из:

композитный материал, расположенный на осевой, кольцевой или угловой части трубчатой конструкции;

множество материалов с разными характеристиками жесткости содержат по меньшей мере два местоположения материала на различных осевых, кольцевых или угловых частях трубчатой конструкции.

21. Система по п. 15, отличающаяся тем, что корпус переменной жесткости содержит по меньшей мере одно из: сплав с эффектом запоминания формы, пьезоэлектрический материал и пьезорезистивный материал.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области горных работ, а именно к способам бурения скважин с отбором керна. Способ бурения скважин включает спуск в скважину забойного гидродвигателя, состоящего из статора и ротора, образующих рабочую камеру, колонковую трубу с керноприемником, и подачу промывочной жидкости.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения многоствольных скважин. Узел клина-отклонителя содержит клин-отклонитель, обеспечивающий наклонную поверхность и продольный желоб, образованный в наклонной поверхности, направляющий фрезер, соединенный с клином-отклонителем при помощи срезного винта и обеспечивающий одно или более лезвий, и несущую опору, расположенную внутри продольного желоба и создающую противоположные боковые стенки, которые формируют паз, выполненный с возможностью принимать одно из: одного или более лезвий.

Изобретение относится к буровой технике и может быть использовано в составе компоновок низа бурильной колонны при бурении наклонно-направленных, горизонтальных и многозабойных скважин роторным способом.

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, а именно используется для селективного входа бурового инструмента в боковой ствол (БС) после извлечения клина-отклонителя из основного ствола.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат – вовлечение в разработку зоны повышенной продуктивности, повышение охвата залежи за счет бурения дополнительных стволов с учетом плотности закачиваемого теплоносителя, увеличение коэффициента извлечения нефти.

Группа изобретений относится к созданию колебаний в скважине с помощью генераторов для обеспечения осевого перемещения бурильной колонны. Технический результат – повышение надежности работы генератора с обеспечением эффективности его применения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, увеличение добычи нефти в начальный период разработки, снижение риска попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти, увеличение коэффициента охвата.

Группа изобретений относится к скважинному отклоняющему устройству, скважинной системе и способу герметизации кольцевого зазора. Отклоняющее устройство содержит отклонитель, имеющий отклоняющую поверхность, и кольцевой уплотняющий узел, расположенный снаружи и продольно перемещаемый на отклоняющем устройстве в ответ на перепад давления, приложенного по всему кольцевому уплотняющему узлу.

Изобретение относится к средствам определения расстояния между скважинами. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния между скважинами.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения многоствольных скважин. Узел клина-отклонителя содержит клин-отклонитель, обеспечивающий наклонную поверхность и продольный желоб, образованный в наклонной поверхности, направляющий фрезер, соединенный с клином-отклонителем при помощи срезного винта и обеспечивающий одно или более лезвий, и несущую опору, расположенную внутри продольного желоба и создающую противоположные боковые стенки, которые формируют паз, выполненный с возможностью принимать одно из: одного или более лезвий.

Изобретение относится к буровой технике и может быть использовано в составе компоновок низа бурильной колонны при бурении наклонно-направленных, горизонтальных и многозабойных скважин роторным способом.

Изобретение относится к буровой технике и может быть использовано в составе компоновок низа бурильной колонны при бурении наклонно-направленных, горизонтальных и многозабойных скважин роторным способом.

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, а именно используется для селективного входа бурового инструмента в боковой ствол (БС) после извлечения клина-отклонителя из основного ствола.

Группа изобретений относится к области строительства скважин – образованию множества их стволов с проведением в них гидроразрыва. Технический результат – повышение эффективности строительства скважин за счет обеспечения надежного сообщения с каждым из стволов.

Изобретение относится к буровой технике и может быть использовано при бурении скважин, а именно наклонно-направленных скважин с протяженным горизонтальным участком.

Группа изобретений относится к скважинному отклоняющему устройству, скважинной системе и способу герметизации кольцевого зазора. Отклоняющее устройство содержит отклонитель, имеющий отклоняющую поверхность, и кольцевой уплотняющий узел, расположенный снаружи и продольно перемещаемый на отклоняющем устройстве в ответ на перепад давления, приложенного по всему кольцевому уплотняющему узлу.
Изобретение относится к бурению скважин, а именно к забуриванию боковых стволов из ранее пробуренных необсаженных скважин. Клин-отклонитель для забуривания боковых стволов из необсаженных скважин включает клин с направляющим желобом и продольным каналом, соединенный шарнирно поперечной осью с переходником с возможностью механического прижатия головки клина к стенке скважины, посадочный инструмент, выполненный в виде полой штанги, проходящей через продольный канал клина, и соединенный с переходником с возможностью только продольного перемещения и фиксации срезными элементами и шариками, причем шарики размещены в глухих радиальных отверстиях переходника, сообщенных с его каналом, и выполнены подпружиненными вовнутрь, размещенными соответственно в верхних и нижних рядах радиальных отверстий полой штанги, раздуваемый якорь, выполненный в виде продольно гофрированной трубы с цилиндрическими концами, жестко соединенный с переходником снизу и оснащенный башмаком, который соединен технологической трубой с переходником, оснащен снизу калибратором, а изнутри - седлом под ниппель полой втулки, которая выполнена с возможностью фиксации расположенным снизу замковым элементом в седле башмака, размещена в полой штанге с возможностью перемещения вниз с фиксацией срезными элементами.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности. Способ строительства многоствольной скважины, характеризующийся тем, что бурят основной ствол скважины от поверхности земли до пласта, забуривают боковой ствол из ранее пробуренного основного ствола, по завершении его бурения спускают в боковой ствол обсадную колонну, оборудованную в верхней части узлом для формирования многоствольного «стыка» не ниже третьего уровня сложности по классификации TAML.

Группа изобретений относится к области заканчивания скважин. Способ заканчивания стволов скважины, включающий перемещение клина-отклонителя и фиксатора якоря внутрь родительского ствола скважины, при этом фиксатор якоря прикрепляется к клину-отклонителю посредством разъемного соединения, а родительский ствол скважины облицован по меньшей мере частично обсадной колонной, которая содержит защелочное соединение; закрепление фиксатора якоря внутри родительского ствола скважины посредством стыковки защелочного профиля фиксатора якоря с защелочным соединением; отклонение бурового долота клином-отклонителем для бурения бокового ствола скважины, отходящего от родительского ствола скважины; перемещение оборудования бокового заканчивания внутрь бокового ствола скважины инструментом для спуска обсадной колонны-хвостовика, при этом оборудование бокового заканчивания содержит заканчивающий инструмент; отделение клина-отклонителя от фиксатора якоря разъемным соединением с использованием инструмента извлечения клина-отклонителя и тем самым открытие участка разъемного соединения, причем инструмент извлечения клина-отклонителя функционально связан с дистальным концом инструмента для спуска обсадной колонны-хвостовика; удаление клина-отклонителя из родительского ствола скважины посредством инструмента извлечения клина-отклонителя; и перемещение отклоняющего клина заканчивания внутрь родительского ствола скважины, причем этот отклоняющий клин заканчивания функционально скреплен с рабочей колонной, и присоединение отклоняющего клина заканчивания к фиксатору якоря посредством разъемного соединения.

Изобретение относится к системе и способу определения местоположения инструмента во время бурения. Техническим результатом является обеспечение непрерывного отслеживания местоположения инструмента с учетом деформирования узла нижней части бурильной колонны. Способ, согласно которому выбуривают скважину с помощью узла нижней части бурильной колонны (BHA), прикрепляемого к буровому долоту, определяют местоположение проведения замеров долота, получают данные измерений с помощью датчиков узла нижней части бурильной колонны, когда буровое долото поворачивается, обрабатывают данные измерений датчиков узла нижней части бурильной колонны с помощью модели во время бурения, чтобы отслеживать текущее местоположение долота относительно местоположения проведения замеров, причем эта модель учитывает деформацию узла нижней части бурильной колонны. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Устройство для управления направлением бурения ствола скважины содержит внешний корпус, имеющий неравномерную жесткость, и внутренний корпус, расположенный по меньшей мере частично внутри внешнего корпуса, вращательно независимый от него и имеющий неравномерную жесткость, и приводной вал, расположенный по меньшей мере частично внутри внутреннего корпуса. Обеспечивается упрощение управления направлением ствола скважины. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 8 ил.

Наверх