Направленное бурение путем изменения поперечного сечения ствола скважины

Группа изобретений относится к подземному стволу скважины и к способу его формирования. Подземный ствол скважины содержит внутреннюю стенку, сформированную в геологическом пласте, которая определяет удлиненное углубление. Стенка определяет форму поперечного сечения в плоскости, перпендикулярной оси, проходящей через углубление. Форма поперечного сечения содержит первую и вторую дуги окружности, обе с центром на оси, но имеющие разные радиусы. Подземный ствол скважины содержит также буровой инструмент, расположенный в углублении. Радиус первой дуги окружности больше, а радиус второй дуги окружности меньше радиуса поперечного сечения бурового инструмента. Технический результат заключается в снижении затрат энергии в скважине на формирование подземного ствола, увеличении срока службы инструмента. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 38 ил.

 

Уровень техники

Настоящая заявка относится к заявке на патент США № 15/935,316, поданной 26 марта 2018 г.; № 15/944,605, поданной 3 апреля 2018 г.; № 16/217,019, поданной 11 декабря 2018 г.; № 16/216,966, поданной 11 декабря 2018 г.; № 16/216,999, поданной 11 декабря 2018 г.; № 16/279,168, поданной 19 февраля 2019 г.; и № 16/284,275, поданной 25 февраля 2019 г., содержание которых полностью включено в настоящий документ посредством ссылки.

При осуществлении разведки или добычи подземных ресурсов, таких как нефть, газ или геотермальная энергия, а также в аналогичных областях деятельности, обычно формируют стволы скважин в грунте. Такие стволы скважин могут формироваться посредством взаимодействия с грунтом вращающегося бурового долота, выполненного с возможностью разрушения твердых подземных пород. По мере продолжения вращения ствол скважины может удлиняться, а буровое долото может подаваться в него на конце бурильной колонны.

Иногда может быть желательно изменять направление перемещения бурового долота относительно пути, который оно может естественным образом проходить через землю при формировании ствола скважины. Это может быть необходимо для направления его к ценным ресурсам или в сторону от препятствий, либо исключительно для предотвращения отклонения бурового долота от заданной траектории. Для осуществления такого управления были разработаны различные методы. Во множестве известных методов управления буровым долотом требуется прижатие к внутренней поверхности ствола скважины. Один такой метод включает отталкивание от внутренней стенки ствола скважины с помощью выдвижной в радиальном направлении накладки. Это толкающее усилие может смещать буровое долото в боковом направлении во внутреннюю стенку, расположенную напротив накладки. Выдвигание накладки может синхронизироваться по времени с вращением бурового долота для обеспечения согласованного управления. Для этого толкающего усилия часто требуется расход значительного количества энергии в скважине. Кроме того, количество требуемой энергии может увеличиваться по мере уменьшения желаемого радиуса кривизны ствола скважины. Таким образом, средство для формирования изгибающегося ствола скважины, и особенно изгибающегося ствола скважины, имеющего относительно небольшой радиус кривизны, которое обеспечивает меньшие затраты энергии в скважине и увеличивает срок службы инструмента, может представлять ценность.

Выдвигание накладки может осуществляться посредством гидравлического давления, создаваемого поршнем. Стандартный поршень может скользить в полом цилиндре для изменения содержащегося в нем объема. Такая комбинация поршня с цилиндром может образовывать определенный тип преобразователя, выполненного с возможностью преобразования энергии между давлением текучей среды и механическим движением. Например, в двигателе, энергия в виде расширяющегося газа, заключенного в цилиндре, может передаваться на поршень, заставляя его перемещаться. В насосе данная функция может быть обратной, когда усилие от поршня сжимает текучую среду в цилиндре.

В некоторых случаях может быть желательно определить максимальное расстояние, известное как «длина хода», на которое поршень может перемещаться в цилиндре. Это может быть выполнено различными способами. Например, в патенте США № 9 085 941, выданном Hall, et al., описан штифт, который может быть вставлен в канал в поршне. Во время поступательного перемещения поршня канал может входить в контакт со штифтом для предотвращения дальнейшего поступательного перемещения поршня. Штифт может быть выполнен с возможностью обеспечения поступательного перемещения поршня на заданное расстояние.

Другие устройства могут не только определять длину хода поршня, но также обеспечивать ее регулировку. В патенте США № 7 409 901 выданном Lucas, et al., описано то, как длина хода поршня может регулироваться вручную с помощью различных механических методов, таких как, например, регулировка хода эксцентричного кулачка, который вращается для приведения в действие поршня, или регулировка шарниров, кулачков или рычагов. Хотя такие методы могут обеспечивать выполнение своих предусмотренных функций, регулировка длины хода поршня с помощью более простых способов может представлять ценность.

На фиг. 1 показан вариант осуществления бурового долота 110, подвешенного на вышке 112 с помощью бурильной колонны 114. Хотя показана наземная вышка, также широко распространены конструкции, устанавливаемые на воде. Такая бурильная колонна может быть образована из множества секций бурильных труб, соединенных друг с другом торец к торцу, или, в других вариантах осуществления, могут применяться гибкие трубы. При вращении с вышки 112 или посредством погружного двигателя буровое долото 110 может входить в зацепление с подземным пластом 116 и разрушать его для образования ствола 118 скважины в нем. Буровой раствор может проходить вдоль бурильной колонны 114 и выходить на буровом долоте 110 для охлаждения и смазывания бурового долота 110, а также для выноса выбуренной породы на поверхность ствола 118 скважины через кольцевое пространство, окружающее бурильную колонну 114.

Иногда может быть желательно проводить измерения или выполнять различные функции внутри ствола скважины во время бурения. Считается, что определенные измерения и функции наиболее эффективны, когда они проводятся или выполняются максимально близко к концу бурильной колонны или на самом буровом долоте. Однако такие буровые долота часто подвержены значительному износу и повреждению во время бурения из-за тяжелых условий, возникающих во время бурения. Изношенные или поврежденные буровые долота частот нуждаются в замене, которая может быть дорогостоящей и затратной по времени. Оснащение буровых долот контрольно-измерительными приборами для проведения измерений или выполнения функций может существенно увеличивать стоимость и сложность замены.

Одним из более сложных аспектов оснащения такого бурового долота контрольно-измерительными приборами является обеспечение механизма для двусторонней передачи данных по соединению между буровым долотом и бурильной колонной. Такие соединения обычно выполняют путем ввинчивания бурового долота в бурильную колонну во время зачастую грязных и спешных буровых работ. Принимая во внимание беспорядочность таких условий, определение окончательных положений, в окружном или осевом направлении, бурового долота относительно бурильной колонны может быть трудным. Любой механизм обмена данными, охватывающий такое соединение, должен быть надежным и функциональным независимо от ориентации.

Другой особенностью, усложняющей оснащение бурового долота контрольно-измерительными приборами, является наличие выступающих частей с внешней резьбой и полостей с внутренней резьбой, которые обычно образуют одну из сторон соединения. В частности, пропускание линий связи в полость может быть трудным, поскольку доступ может быть ограничен из-за недостатка свободного места. Таким образом, механизм, выполненный с возможностью пропускания линий связи через соединение буровой колонны с буровым долотом независимо от конкретной угловой ориентации и при этом обеспечивающий доступ внутрь резьбовой полости, может быть полезен при оснащении бурового долота контрольно-измерительными приборами.

Раскрытие изобретения

Один способ управления направлением перемещения бурового долота во время формирования им ствола скважины в грунте может заключаться в придании стволу скважины формы поперечного сечения, которая смещает буровое долото в боковом направлении. Таким образом, может быть сэкономлено большое количество энергии, поскольку перемещение выполняет ствол скважины, а не буровой инструмент. Ствол скважины, выполненный с возможностью перемещения бурового долота в боковом направлении, может иметь форму поперечного сечения, содержащую две дуги окружности, одну с большим радиусом и одну с меньшим радиусом, чем радиус бурового инструмента, проходящего через ствол скважины. Буровой инструмент может отталкиваться от меньшей дуги окружности в открытое пространство, обеспечиваемое большей дугой окружности. Это боковое толкание может придавать кривизну стволу скважины во время ее формирования, при этом ее центр кривизны расположен ближе к большей дуге окружности, чем меньшая дуга окружности.

Каждая из этих двух дуг окружности, центр которых расположен на общей оси ствола скважины, может занимать определенный угловой диапазон вокруг этой оси. Крутизна кривой, придаваемая стволу скважины во время его формирования, может зависеть от относительных радиусов и угловых размеров двух дуг окружности. Таким образом, может осуществляться точное управление буровым долотом путем изменения этих относительных радиусов и угловых размеров, а также угловых ориентаций двух дуг окружности в разных положениях вдоль длины ствола скважины.

Образование этих двух дуг окружности может быть выполнено сначала путем вращения бурового инструмента для бурения ствола скважины в грунте, а затем путем выдвигания режущего элемента из боковой стороны бурового инструмента только во время части его вращения. В выдвинутом состоянии этот режущий элемент может удалять дополнительную грунтовую породу с внутренней поверхности ствола скважины для образования первой из дуг окружности. Во втянутом состоянии может быть образована вторая дуга окружности. Регулировка относительных радиусов, угловых размеров и угловых ориентаций этих двух дуг окружности во время формирования ствола скважины для управления буровым инструментом может быть достигнута путем синхронизации по времени выдвигания и втягивания.

Управляемый скважинный инструмент может изменять направление перемещения бурового долота во время бурения в грунте путем выдвигания стержня из отверстий, расположенных на боковой стороне инструмента. Стержень может скользить в полости, перекрывающей ширину инструмента, перемещаясь от одного из отверстий к другому и выступая из различных отверстий в различные моменты времени.

Стержень может разрушать породу на внутренней поверхности ствола скважины, в котором перемещается буровое долото, путем вхождения поверхности в зацепление с режущими элементами, выступающими на противоположных концах стержня. Стабилизатор, выступающий из боковой стороны инструмента, может затем отталкиваться от стенки ствола скважины, противоположной области разрушения, для перемещения бурового долота в разрушенную область.

Например, когда инструмент вращается в стволе скважины, стержень может быть выдвинут из первого из отверстий. При выдвинутом стержне инструмент может вращаться вокруг его оси для разрушения части ствола скважины. После определенной величины поворота, приблизительно одной половины полного поворота в некоторых вариантах осуществления, стержень может быть втянут в нейтральное положение в инструмент. Инструмент может продолжать вращаться, пока второе из отверстий не будет расположено смежно с областью, где стержень быть первоначально выдвинут. В этой точке стержень может быть выдвинут из второго отверстия, а инструмент может быть повернут еще приблизительно на одну половину поворота для продолжения разрушения той же области.

В другом варианте осуществления буровое долото может вращаться для образования ствола скважины в грунте. Такое буровое долото может содержать фиксированные режущие элементы, выполненные с возможностью разрушения подземных пород, выступающие из внешней поверхности основной части. Эти фиксированные режущие элементы могут отстоять с постоянным радиусом от оси вращения основной части для образования изначально цилиндрического ствола скважины.

Основная часть также может содержать по меньшей мере один поворотный режущий элемент, выступающий из ее внешней поверхности. Для удаления грунтовой породы с внутренней стенки ствола скважины поворотный режущий элемент, может быть расположен в первой угловой ориентации, причем он может проходить радиально за постоянный радиус фиксированных режущих элементов. Для прекращения удаления породы со стенки ствола скважины поворотный режущий элемент может быть расположен во второй угловой ориентации, причем он может оставаться радиально в пределах постоянного радиуса.

Вращение поворотного режущего элемента может быть синхронизировано с вращением бурового долота для обеспечения согласованного удаления в определенных угловых участках ствола скважины. Путем изменения удаления породы в этих угловых участках можно формировать различные формы поперечного сечения ствола скважины. В частности, ствол скважины может быть выполнен с меньшим внутренним радиусом в некоторых угловых положениях, благодаря чему буровое долото может смещаться в боковом направлении в другие угловые положения, имеющие больший внутренний радиус, для управления буровым долотом.

В другом варианте осуществления устройство может содержать осевую основную часть, такую как у бурового долота или стабилизатора. Один или более выдвижных режущих элементов могут быть выполнены с возможностью выдвигания в одном радиальном направлении от внешней поверхности основной части при вращении основной части в стволе скважины. Выдвигание режущих элементов может позволять им входить в зацепление с внутренней стенкой ствола скважины и разрушать ее. Путем синхронизации по времени этих выдвиганий можно создавать различные формы поперечного сечения.

Устойчивая к истиранию калибровочная накладка, выступающая из внешней поверхности основной части, может скользить по стенке ствола скважины без быстрого износа калибровочной накладки или значительного повреждения ствола скважины. При скольжении по стенке ствола скважины, обеспеченной формой поперечного сечения, описанной выше, основная часть может смещаться в радиальном направлении.

Длина хода поршня может определяться стержнем, проходящим через отверстие в поршне, который ограничивает перемещение поршня, и может изменяться путем регулировки стержня. В некоторых вариантах осуществления данный стержень может иметь нецилиндрическую внешнюю геометрию, которая может взаимодействовать с внутренней поверхностью сквозного отверстия поршня. Радиус данной нецилиндрической внешней геометрии может варьировать вдоль осевой длины стержня или вокруг его окружности. С помощью регулировки стержня, например, путем осевого перемещения или вращения, можно изменять точку контакта между внешней геометрией стержня и внутренней поверхностью сквозного отверстия, а также регулировать возможную длину хода. Альтернативно, сквозное отверстие может иметь уникальную геометрию, в которой стержень может радиально перемещаться для регулировки длины хода поршня.

Узел бурового долота может содержать шасси, отдельное от бурового долота, размещенное в полости бурового долота. Бурильная колонна может быть прикреплена к буровому долоту и удерживать шасси в полости. Шасси может содержать две пары сопряженных поверхностей обмена, причем первая пара расположена между шасси и бурильной колонной, а вторая пара расположена между шасси и буровым долотом. Обе из первой пары сопряженных поверхностей обмена имеют кольцевую форму и соединены друг с другом независимо от угловой ориентации. Вторая пара сопряженных поверхностей обмена соединены друг с другом в конкретной угловой ориентации. Эти пары сопряженных поверхностей обмена могут обеспечивать возможность обмена и передачи различных типов сигналов, таких как, например, электрические, гидравлические, оптические или электромагнитные, через шасси или в электронику, расположенную на шасси. Данная электроника может быть расположена на внешней поверхности шасси и содержаться внутри по меньшей мере одной камеры высокого давления, образованной между внешней поверхностью шасси и внутренней поверхностью бурового долота. В такой конфигурации контрольно-измерительные приборы могут быть извлечены из одного бурового долота и вставлены в другое, таким образом используясь повторно, когда одно буровое долото становится изношенным или поврежденным.

Скважинная компоновка бурильной колонны может содержать переводник, закрепленный между бурильной колонной и буровым долотом. Данный переводник может содержать полость, образованную в нем, а шасси может размещено в полости. Буровое долото также может содержать полость, образованную в нем, а удлинитель может быть размещен в этой полости. Данный удлинитель может входить в контакт с буровым долотом в основании данной полости и выступать в пределах двух дюймов из выхода полости. Данный удлинитель может обеспечивать доступ для различных типов связи для входа в полость бурового долота.

Несколько пар сопряженных поверхностей обмена могут обеспечивать возможность связи (например, передачу электрических, гидравлических, оптических или электромагнитных сигналов) между этими различными элементами. Одна пара сопряженных поверхностей обмена между бурильной колонной и шасси может обеспечивать возможность связи независимо от относительной угловой ориентации. Для двух других пар сопряженных поверхностей обмена, одной между шасси и удлинителем, а другой между удлинителем и буровым долотом, может требоваться конкретная угловая ориентация для связи.

Первая пара сопряженных поверхностей обмена может обеспечивать возможность связи независимо от угловой ориентации. Тем временем, удлинитель может обеспечивать возможность доступа в полость бурового долота. Данная комбинация может обеспечивать возможность проведения измерений или выполнения функций на буровом долоте.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 представлен ортогональный вид варианта осуществления подземных буровых работ.

На фиг. 2 представлен общий вид варианта осуществления бурового долота, прикрепленного к концу бурильной колонны.

На фиг. с 3-1 по 3-4 представлены виды в поперечном сечении вариантов осуществления буровых инструментов внутри некруглых подземных стволов скважин.

На фиг. с 4-1 по 4-4 представлены виды в поперечном сечении дополнительных вариантов осуществления буровых инструментов, расположенных в некруглых подземных стволах скважин.

На фиг. 5 представлен ортогональный вид варианта осуществления некруглого подземного ствола скважины.

На фиг. 6 и 7 представлен общий вид и вид в продольном сечении, соответственно, вариантов осуществления управляемых скважинных буровых долот.

На фиг. 8 представлен вид в продольном сечении управляемой секции скважинной бурильной трубы, содержащей взаимозаменяемый стабилизатор.

На фиг. 9 представлен вид в поперечном сечении варианта осуществления управляемого скважинного инструмента, содержащего блокировочный механизм.

На фиг. 9-1 и 9-2 представлены ортогональные виды вариантов осуществления подвижных стержней с различными геометриями.

На фиг. с 10-1 по 10-4 представлены ортогональный виды вариантов осуществления буровых долот в стволах скважин, каждый из которых представляет один этап способа управления скважинным инструментом.

На фиг. 11 представлен вид в разрезе варианта осуществления поршня, расположенного с возможностью скольжения в полом цилиндре, и стержня, проходящего через отверстие в поршне, который ограничивает его ход.

На фиг. с 12-1 по 12-2 представлены виды в разрезе вариантов осуществления поршней, содержащих регулируемые стержни, проходящие через них, выполненные с возможностью изменения ограничения хода каждого поршня. На фиг. 12-3 представлен общий вид варианта осуществления стержня типа, показанного на фиг. 12-1 и 12-2.

На фиг. с 13-1 по 13-2 представлены виды в разрезе дополнительных вариантов осуществления поршней, содержащих регулируемые стержни, проходящие через них. На фиг. 13-3 представлен общий вид варианта осуществления стержня типа, показанного на фиг. 13-1 и 13-2.

На фиг. 14 представлен ортогональный вид другого варианта осуществления комбинации поршня и стержня.

На фиг. 15 представлен общий вид варианта осуществления бурового долота, которое может выполнять часть подземных буровых работ.

На фиг. 16-1 и 16-2 представлены ортогональные виды вариантов осуществления бурового долота, содержащего поворотный режущий элемент, показанный в увеличенном масштабе, в различных угловых ориентациях.

На фиг. 17-1 и 17-2 представлены ортогональные виды вариантов осуществления поворотных режущих элементов в разных угловых ориентациях.

На фиг. 18-1 и 18-2 представлены общие виды вариантов осуществления бурового долота, содержащего поворотный режущий элемент, вращаемый посредством создающего крутящий момент устройства, содержащего конфигурацию рейки и зубчатого колеса.

На фиг. 19-1 и 19-2 представлены общие виды вариантов осуществления поворотного режущего элемента, вращаемого посредством создающего крутящий момент устройства, содержащего конфигурацию червячной передачи.

На фиг. 20-1 и 20-2 представлены общие виды вариантов осуществления поворотного режущего элемента, вращаемого посредством создающего крутящий момент устройства, который выполнен с возможностью вхождения в контакт с внешним пластом и ограничен тормозным устройством.

На фиг. 21 представлен ортогональный вид варианта осуществления множества поворотных режущих элементов, вращаемых посредством одного создающего крутящий момент устройства.

На фиг. 22 представлен общий вид варианта осуществления бурового долота, которое может выполнять часть подземных буровых работ.

На фиг. 23 представлен вид в продольном сечении другого варианта осуществления бурового долота.

На фиг. 24-1 представлен общий вид варианта осуществления поршня, содержащего пластину из сверхпрочного материала. На фиг. 24-2 представлен общий вид варианта осуществления поршня, содержащего множество режущих элементов.

На фиг. 25-1 и 25-3 представлены общие виды вариантов осуществления буровых долот, содержащих режущие элементы, выдвигающихся посредством вращения шарнирного рычага. На фиг. 25-2 представлен общий вид варианта осуществления шарнирного рычага.

На фиг. 26-1 и 26-3 представлены общие виды вариантов осуществления буровых долот, содержащих поворотные режущие элементы, выдвигающиеся посредством вращения цилиндрического барабана. На фиг. 26-2 представлен общий вид варианта осуществления цилиндрического барабана.

На фиг. 27 представлен вид в продольном разрезе варианта осуществления бурового долота, содержащего выдвижную толкающую накладку, расположенную напротив выдвижных режущих элементов.

На фиг. с 28-1 по 28-3 представлены общие виды вариантов осуществления калибровочных накладок. На фиг. 28-4 и 28-5 представлены общие виды вариантов осуществления устойчивых к истиранию устройств.

На фиг. 29 представлен общий вид другого варианта осуществления бурового долота.

На фиг. 30 представлен общий вид варианта осуществления стабилизатора.

На фиг. 31 представлен общий вид варианта осуществления узла бурового долота.

На фиг. 32 представлен общий вид варианта осуществления разобранного узла бурового долота.

На фиг. 32-1 представлен общий вид варианта осуществления взаимозаменяемой пластины.

На фиг. 33 представлен вид в продольном сечении варианта осуществления узла бурового долота.

На фиг. 34-1 и 34-2 представлены общие виды вариантов осуществления шасси.

На фиг. 35 представлен вид в продольном сечении варианта осуществления скважинной компоновки бурильной колонны, которая может выполнять часть подземных буровых работ.

На фиг. 36-1 и 36-2 представлены общие виды дополнительных вариантов осуществления скважинных компоновок бурильной колонны.

На фиг. 37 представлен общий вид варианта осуществления пары сопряженных поверхностей обмена, не зависящей от угловой ориентации.

На фиг. 38 представлен общий вид варианта осуществления пары сопряженных поверхностей обмена, требующей конкретной угловой ориентации.

Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения

На фиг. 2 показан вариант осуществления бурового долота 210, закрепленного на конце бурильной колонны 214, которая может выполнять часть вышеописанных подземных буровых работ. Множество лезвий 220, расположенных вокруг оси вращения бурового долота 210, могут выступать из него. Каждое из лезвий 220 может содержать множество прикрепленных к ним фиксированных резцов 221, выполненных с возможностью разрушения грунтовых пород. При вращении бурового долота 210 эти резцы 221 могут образовывать длинный полый ствол скважины в грунте. Такой ствол скважины может содержать начальный радиус, определенный расстоянием между фиксированными резцами 221 и осью вращения бурового долота 210.

По меньшей мере один режущий элемент 222, также выполненный с возможность разрушения грунта, может выдвигаться из боковой стороны бурового долота 210 (или другого скважинного инструмента в альтернативных вариантах осуществления). Данный выдвижной режущий элемент 222 может удалять грунтовую породу с внутренней стенки ствола скважины, изначально образованного фиксированными резцами 221. В выдвинутом состоянии выдвижной режущий элемент 222 может увеличивать радиус ствола скважины от его начального размера в определенных зонах.

На фиг. 3-1 показан вариант осуществления бурового долота 310-1, расположенного в удлиненном полом стволе 318-1 скважины, образованном в грунте 316-1. Ствол 318-1 скважины может содержать центральную ось 335-1, проходящую через него, и иметь форму поперечного сечения, образованную в плоскости, перпендикулярной оси 335-1. Множество фиксированных резцов 321-1, выполненных с возможностью разрушения грунта 316-1, могут быть расположены на буровом долоте 310-1. Данные фиксированные резцы 321-1 могут быть расположены вокруг оси 335-1 для образования изначально цилиндрического ствола скважины с постоянным радиусом при вращении бурового долота 310-1. Выдвижной режущий элемент 322-1 может выдвигаться из боковой стороны бурового долота 310-1 для расширения этого начального радиуса ствола скважины путем удаления дополнительной грунтовой породы с внутренней стенки ствола 318-1 скважины. Данный выдвижной режущий элемент 322-1 может выдвигаться только в течение части полного поворота бурового долота 310-1, а затем втягиваться таким образом, что этот больший радиус ствола скважины присутствует только в угловом диапазоне ствола 318-1 скважины. С помощью этого метода ствол 318-1 скважины может приобретать форму поперечного сечения, содержащую две разные дуги окружности, каждая из которых имеет уникальный размер радиуса. В частности, первая дуга 330-1 окружности с центром на оси 335-1 может иметь первый радиус 331-1, а вторая дуга 332-1 окружности с центром на той же оси 335-1 может иметь второй радиус 333-1, который меньше первого радиуса 331-1.

На фиг. 3-2 показан вариант осуществления бурового инструмента 310-2, расположенного внутри некруглого ствола 318-2 скважины, аналогичного показанному на фиг. 3-1. Буровой инструмент 310-2 может иметь поперечное сечение с радиусом 334-2, который меньше первого радиуса 331-1, показанного на фиг. 3-1, который был образован путем выдвигания выдвижного режущего элемента 322-1. Радиус 334-2 поперечного сечения этого бурового инструмента 310-2 также может быть больше второго радиуса 333-1 на фиг. 3-1, который был образован фиксированными резцами 321-1 бурового долота 310-1. Буровой инструмент 310-2 фактически может не проходить в ствол скважины, образованный исключительно фиксированными резцами 321-1 без увеличения, созданного выдвижным режущим элементом 322-1. Такое несоответствие размеров может постоянно, и с небольшой энергией, прилагаемой буровым инструментом 310-2, обеспечивать смещение бурового инструмента 310-2 в боковом направлении (как показано стрелкой 340-2), поскольку меньший второй радиус 333-1 толкает буровой инструмент 310-2 в пространство, созданное большим первым радиусом 331-1.

Также из-за этого несоответствия размеров буровой инструмент 310-2 может входить в контакт с внутренней стенкой ствола 318-2 скважины по существу в двух точках 336-2 и 337-2 показанного поперечного сечения. Данные две точки 336-2, 337-2 могут быть расположены на меньшем втором радиусе 333-1. Путем ограничения контакта по существу до двух точек можно уменьшить трение между буровым инструментом 310-2 и стволом 318-2 скважины.

На фиг. 3-3 показан вариант осуществления бурового инструмента 310-3, расположенного в некруглом стволе 318-3 скважины. В этом варианте осуществления первый угловой диапазон 338-3, занятый первой дугой 330-3 окружности, образующий форму поперечного сечения ствола 318-3 скважины, больше второго углового диапазона 339-3, занятого второй дугой 332-3 окружности. Относительные размеры этих первого и второго углового диапазонов 338-3, 339-3 могут быть определены и отрегулированы путем изменения синхронизации по времени выдвигания и втягивания выдвижного режущего элемента, как описано в отношении фиг. 3-1.

На фиг. 3-4 показан другой вариант осуществления бурового инструмента 310-4, расположенного в некруглом стволе 318-4 скважины. В этом варианте осуществления первый и второй угловой диапазоны 338-4 и 339-4, занятые первой и второй дугами 330-4 и 332-4 окружности, еще больше отличаются по относительному размеру от дуг окружности, показанных в предыдущих вариантах осуществления. По мере уменьшения второго углового диапазона 339-4 в размере относительно первого углового диапазона 338-4, боковое смещение (как показано стрелкой 340-4) ствола 318-4 скважины от бурового инструмента 310-4 также может уменьшаться. Таким образом, скорость управления буровым долотом по мере образования им ствола скважины в грунте можно регулировать путем изменения синхронизации по времени выдвигания и втягивания выдвижных режущих элементов.

На фиг. 4-1 и 4-2 показан вариант осуществления отдельного подземного ствола 418-1 скважины в различных положениях вдоль его длины. В первом положении вдоль длины ствола 418-1 скважины, показанного на фиг. 4-1, поперечное сечение ствола 418-1 скважины может содержать первую дугу 430-1 окружности, расположенную в первой угловой ориентации. В этой ориентации буровой инструмент 410-1, расположенный в стволе 418-1 скважины, может быть смещен (как показано стрелкой 435-1) к первой дуге 430-1 окружности. Во втором положении вдоль длины ствола 418-1 скважины, показанного на фиг. 4-2, угловая ориентация первой дуги 430-2 окружности может быть повернута относительно первой дуги 430-1 окружности, показанной на фиг. 4-1 (как показано стрелкой 450-2). Данная ориентация первой дуги 430-2 окружности может приводить к смещению стволом 418-1 скважины бурового инструмента 410-1 в другом направлении (как показано стрелкой 435-2). Таким образом, путем регулировки угловой ориентации дуг окружности ствола скважины буровой инструмент может смещаться в различных азимутальных направлениях.

На фиг. 4-3 и 4-4 показан вариант осуществления отдельного подземного ствола 418-3 скважины в различных положениях вдоль его длины. В первом положении вдоль длины ствола 418-3 скважины, показанного на фиг. 4-3, поперечное сечение может содержать первую дугу 430-3 окружности, имеющую первый радиус 440-3. Буровой инструмент 410-3, расположенный в стволе 418-3 скважины может смещаться (как показано стрелкой 435-3) к первой дуге 430-3 окружности. Во втором положении вдоль длины ствола 418-3 скважины, показанного на фиг. 4-4, радиус 440-4 первой дуги 430-4 окружности может быть увеличен относительно радиуса 440-3 первой дуги 430-3 окружности, показанной на фиг. 4-3. Это изменение радиуса 440-4 может направлять ствол 418-3 скважины по меньшему радиусу кривизны.

На фиг. 5 показан вариант осуществления секции удлиненного полого ствола 518 скважины, образованного в грунтовом пласте. Данный ствол 518 скважины может иметь ось 544, проходящую через него, и форму поперечного сечения, содержащую первую и вторую дуги 530, 532 окружности определенных радиусов с центром на оси 544. Эти первая и вторая дуги 530, 532 окружности могут быть отрегулированы относительно друг друга по обеим радиусам, угловому размеру и угловой ориентации во время бурения таким образом, что они отличаются в различных точках вдоль длины ствола 518 скважины. Путем регулировки этих первой и второй дуг 530, 532 окружности во время бурения может образовываться ствол 518 скважины, содержащий множество изгибов вдоль его оси 544. Эти различные изгибы могут иметь уникальный радиус кривизны на основе относительных размеров первой и второй дуг 530, 532 окружности и усилий бокового смещения, создаваемых таким образом. Например, первый изгиб 540 ствола 518 скважины, направленный к первой дуге 530 окружности, может иметь первый радиус 541 кривизны. Размер этого первого радиуса 541 кривизны может зависеть от относительных радиусов и угловых размеров первой и второй дуг 530, 532 окружности. Если этот первый радиус 541 кривизны не изменяет направление ствола 518 скважины с желаемой скоростью, можно изменить относительные размеры первой и второй дуг 530, 532 окружности, что приведет к увеличению смещающего усилия. Например, во втором изгибе 542 ствола 518 скважины угловой размер первой дуги 530 окружности может быть уменьшен, а угловой размер второй дуги 532 окружности может быть расширен. Таким образом, второй радиус 543 кривизны в пределах второй кривой 542 может быть меньше первого радиуса 541 кривизны, что приводит к более быстрому изменению направления.

На фиг. 6 показан вариант осуществления бурового долота 612, выполненного с возможностью разрушения грунта при вращении для образования ствола скважины в нем. Буровое долото 612 может быть присоединено на его конце 620 прикрепления к бурильной колонне (не показана), проходящей по длине такого ствола скважины. Со стороны, противоположной концу 620 прикрепления, буровое долото 612 может содержать конец 621 зацепления, содержащий множество лезвий 622, выступающих из него. Эти лезвия 622 могут быть по существу расположены вкруг периферии конца 621 зацепления и заворачиваются от конца 621 зацепления на боковую сторону 623 бурового долота 612. К каждому из лезвий 622 может быть прикреплено множество жестких режущих элементов 626, чтобы способствовать разрушению твердых грунтовых пород.

Боковая сторона 623 может проходить от конца 620 прикрепления к противоположному концу 621 зацепления и содержать отверстие 624 в себе. Наконечник 625, содержащий дополнительные режущие элементы 627, прикрепленные к нему, может быть выполнен с возможностью выдвигания из отверстия 624 для разрушения конкретной секции смежной стенки ствола скважины (не показана), окружающей буровое долото 612. Стабилизатор 628, отстоящий в осевом направлении от отверстия 624, может выступать из боковой стороны 623. Данный стабилизатор 628 может содержать жесткие калибровочные элементы 629, предназначенные для прижатия к стенке ствола скважины и скольжения по ней без износа. По мере разрушения режущими элементами 627 наконечника 625 конкретной секции стенки, как описано ранее, стабилизатор 628 может отталкиваться от стенки ствола скважины в разрушенную секцию, как будет описано ниже.

На фиг. 7 показан другой вариант осуществления бурового долота 712. Буровое долото 712 содержит множество витков резьбы 737, расположенных внутри его конца 720 прикрепления, которые обеспечивают механизм для прикрепления к бурильной колонне (не показана). Буровое долото 712 также содержит канал 738, проходящий через него, который обеспечивает возможность выхода бурового раствора, проходящего вдоль бурильной колонны, из конца 721 зацепления бурового долота 712 через сопла 739, расположенные в нем, чтобы способствовать бурению.

Первое отверстие 724 на боковой стороне 723 бурового долота 712 может быть соединено со втором отверстием 734, расположенным напротив первого отверстия 724, с помощью удлиненной полости 730, проходящей через буровое долото 712. Режущие элементы 725, 726, выполненные с возможностью выдвигания из первого отверстия 724 и второго отверстия 734 соответственно, могут быть прикреплены к общему стержню 731, выполненному с возможностью скольжения в полости 730. При скольжении стержня 731 в полости 730 режущие элементы 725, 726 могут выступать из их соответствующих отверстий или втягиваться в них. Поскольку оба режущих элемента 725, 726 закреплены на противоположных концах одного стержня 731, при выдвигании одного режущего элемента другой режущий элемент может втягиваться. В показанном варианте осуществления стержень 731 расположен между концом 721 прикрепления бурового долота 712 и камерой 740 канала 738, причем сопла 739 отделены от него.

Выдвигание или втягивание режущих элементов 725, 726 может обеспечиваться за счет введения текучей среды под давлением, которая может заставлять стержень 731 скользить в полости 730. В показанном варианте осуществления текучая среда под давлением в первом канале 732 может заставлять стержень 731 выдвигаться из первого отверстия 724. В дальнейшем, текучая среда под давлением во втором канале 733 может заставлять стержень 731 возвращаться в нейтральное положение в полости 730. В некоторых вариантах осуществления, в таком как показан, по меньшей мере одна пружина 735 может тоже смещать стержень 731 в нейтральное положение. Текучая среда под давлением во втором канале 733 может затем заставлять стержень 731 выдвигаться из второго отверстия 734.

Одной из причин прикрепления режущих элементов 725, 726 к одному стержню 731 может быть необходимость обеспечения по существу согласованной ширины ствола скважины во время бурения. Кроме того, считается, что установка режущих элементов 725, 726 в конкретное положение относительно остальной части бурового долота 712 может иметь значение для обеспечения согласованной ширины ствола скважины. В показанном варианте осуществления режущие элементы 725, 726, размещенные на противоположных концах стержня 731, расположены дальше друг от друга, чем противоположные стабилизаторы 728, выступающие из боковой стороны 723 бурового долота 712. Стабилизаторы 728 сами по себе могут быть расположены дальше друг от друга, чем ширина конца 721 зацепления бурового долота 712 таким образом, что режущим элементам 725, 726 не требуется разрушать слишком много породы. В такой конфигурации режущие элементы 725, 726 могут оставаться постоянно выдвинутыми, в некоторой степени, к смежной стенке ствола скважины (не показана), окружающей буровое долото 712.

На фиг. 8 показан вариант осуществления другого управляемого скважинного инструмента, в данном случае секции бурильной трубы. Секция бурильной трубы содержит основную часть 812, выполненную с возможностью вращения вокруг оси 841 и содержащую первый конец 820, противоположный второму концу 821. Первый и второй концы 820, 821 могут содержать резьбу для соединения с другими элементами. Боковая сторона 823 может проходить между первым и вторым концами 820, 821. Данная боковая сторона 823 может содержать в себе два отверстия 824, 834, которые оба ведут в полость 830, проходящую через основную часть 812. Стержень 831 может быть расположен с возможностью скольжения в полости 830. Как стержень 831, так и полость 830 могут быть расположены в плоскости, перпендикулярной оси 841 вращения. В показанном варианте осуществления стержень 831 фактически пересекает ось 841 вращения основной части 812, однако это не является необходимым.

Стержень 831 может содержать вал 842, окруженный опорной втулкой 843. Стержень 831 также может содержать сменные наконечники 844, 845, закрепленные на противоположных концах вала 842. В показанных вариантах осуществления наконечники 844, 845 крепятся к валу 842 посредством резьбового болта, однако также возможны различные другие соединения. Наконечники 844, 845 могут быть сменными для обеспечения возможности быстрой замены в случае их износа или повреждения.

Основная часть 846 стабилизатора может быть прикреплена с помощью резьбового соединения к первому концу 820 основной части 812. Данная основная часть 846 стабилизатора может иметь стабилизатор 828, выступающий в радиальном направлении из нее. Когда основная часть 846 стабилизатора навинчена на основную часть 812, стабилизатор 828 может располагаться отстоящим в осевом направлении от отверстия 824 основной части 812. В этом положении стабилизатор 828 может прижиматься к стенке ствола скважины (не показана), когда стержень 831 выдвигается из противоположного отверстия 834. В этой навинчивающейся конфигурации основная часть 846 стабилизатора может быть взаимозаменяемой с другими подобными основными частями для обеспечения возможности быстрого изменения размера стабилизатора или просто замены в случае износа или повреждения.

На фиг. 9 показан другой вариант осуществления управляемого скважинного инструмента, содержащего стержень 931 и полость 930, смещенную от оси 941 вращения основной части 912 инструмента. В этом варианте осуществления инструмент также содержит блокировочный механизм 950, размещенный в основной части 912. Хотя возможны различные конструкции, показанный блокировочный механизм 950 содержит стопор 951, который может перемещаться относительно стержня 931. При перемещении к стержню 931 сужающаяся часть стопора 951 может входить в зацепление с сопряженной геометрией стержня 931, чтобы сначала сместить стержень 931 в нейтральное положение в полости 930, а затем в конечном итоге заблокировать стержень 931 на месте в полости 930. При перемещении от стержня 931 стопор 951 может разблокировать стержень 931 таким образом, что он снова может свободно скользить в полости 930. Было обнаружено, что выполнение стопора 951 и стержня 931 из разных материалов, каждый из которых обладает уникальными свойствами, может снизить заедание во время блокировки, обеспечивая легкое разблокирование.

Перемещение стопора 951 может обеспечиваться путем регулировки давления текучей среды в различных камерах, окружающих стопор 951. Эти камеры могут быть заполнены той же текучей средой под давлением, которая используется для выдвигания или втягивания стержня 931. Например, в показанном варианте осуществления первая камера 952 может находиться под по существу постоянным давлением. При отсутствии воздействия каких-либо других усилий это по существу постоянное давление может смещать стопор 951 к стержню 931 для его блокировки на месте. Однако когда любая из второй камеры 953 или третьей камеры 954 заполняются текучей средой под давлением, по существу постоянное давление в первой камере 952 может быть преодолено для смещения стопора 951 в сторону от стержня 931 и освобождения его из блокировки. Текучая среда под давлением, направленная для перемещения стержня 931 аксиально в одном направлении, также может подаваться во вторую камеру 953, а текучая среда под давлением, подаваемая для перемещения стержня 931 аксиально в противоположном направлении, может подаваться в третью камеру 954. Таким образом, в этой конфигурации стержень 931 может быть заблокирован в осевом направлении, пока текучая среда не будет направлена для его перемещения в любом направлении, после чего он может быть разблокирован и свободно скользить.

На фиг. 9-1 и 9-2 показаны варианты осуществления стержней 931-1, 931-2, содержащих различные формы поперечного сечения. Формы поперечного сечения стержней 931-1, 931-2 могут быть нецилиндрическими и могут совмещаться с сопряженными полостями для ограничения вращения стержней 931-1, 931-2 относительно их соответствующих полостей. Данное ограничение может обеспечивать выравнивание режущих элементов 925-1, 925-2, прикрепленных к каждому из стержней 931-1, 931-2, при вращении их соответствующих инструментов.

На фиг. с 10-1 по 10-4 показаны различные этапы скважинного управления направлением бурения, обеспечиваемого ранее описанными аспектами вариантов осуществления. В частности, на фиг. 10-1 показано начальное положение управляющего инструмента 1012-1, содержащего подвижный стержень 1031-1, размещенный в нем. На этой фигуре стержень 1031-1 расположен в нейтральном положении в инструменте 1012-1. При вращении инструмента 1012-2, как показано на фиг. 10-2, вокруг его центральной оси, стержень 1031-2 может быть смещен в одном направлении вдоль его длины таким образом, то он выдвигается из одной боковой стороны инструмента 1012-2. Вследствие выдвигания этого стержня 1031-2 первый режущий элемент 1025-2, прикрепленный к стержню 1031-2, может входить в зацепление со стенкой 1011-2 ствола скважины, окружающей инструмент 1012-2 и разрушать ее. При этом выдвигании стабилизатор 1028-2, расположенный напротив первого режущего элемента 1025-2, также может прижиматься к стенке 1011-2 ствола скважины, толкая весь инструмент 1012-2 в направлении разрушения.

После поворота вокруг своей оси приблизительно на 180 градусов (также предусматриваются другие величины), как показано на фиг. 10-3, стержень 1031-3 может втягиваться в нейтральное положение внутри его соответствующего инструмента 1012-3. Из этого положения второй режущий элемент 1026-4, как показано на фиг. 10-4, прикрепленный к стержню 1031-4 напротив первого режущего элемента 1025-4, может быть выдвинут из боковой поверхности инструмента 1012-4 для разрушения стенки 1011-4 ствола скважины, когда инструмент 1012-4 поворачивается на другие по существу 180 градусов аналогичным образом, как показано ранее; при этом другой стабилизатор 1028-4 выполняет толкание к области разрушения. С этого момента способ может повторяться с начала.

На фиг. 11 показан вариант осуществления поршня 1110, расположенного с возможностью скольжения в полом цилиндре 1111, выполненном в массе 1112. Стрелка показывает направление 1113 возможного перемещения этого поршня 1110, которое может совпадать с центральной осью 1117 поршня 1110. Поршень 1110 и цилиндр 1111 могут объединяться с образованием объема 1114, выполненного с возможностью содержания текучей среды. Прокладка 1115 может окружать поршень 1110 и препятствовать утечке текучей среды, содержащейся в объеме 1114, между поршнем 1110 и цилиндром 1111. При увеличении давления текучей среды в объеме 1114 поршень 1110 может выдвигаться из цилиндра 1111. И наоборот, при уменьшении давления текучей среды поршень 1110 может втягиваться обратно в цилиндр 1111.

Поршень 1110 может содержать сквозное отверстие 1116, проходящее через него. В показанном варианте осуществления сквозное отверстие 1116 проходит радиально через поршень 1110 перпендикулярно центральной оси 1117 поршня 1110 и касаясь ее, однако возможны и другие варианты расположения.

Стержень 1118 может перекрывать полый цилиндр 1111 от одной боковой стороны до другой и крепиться к внутренним стенкам цилиндра 1111 на его противоположных концах. Данный стержень 1118 также может быть расположен перпендикулярно центральной оси 1117 поршня 1110, подобно сквозному отверстию 1116, и проходить через сквозное отверстие 1116. При прохождении через сквозное отверстие 1116 и прикреплении к противоположным боковым сторонам цилиндра 1111 стержень 1118 может ограничивать осевое перемещение поршня 1110.

Внутренние размеры сквозного отверстия 1116 могут быть больше внешних размеров стержня 1118, обеспечивая возможность поступательного перемещения поршня 1110 на определенное расстояние до ограничения стержнем 1118. Расстояние, на которое поршень 1110 может переместиться до контакта со стержнем 1118, может определять длину 1119 хода поршня 1110. Кроме того, поперечное сечение сквозного отверстия 1116 может иметь по существу продолговатую форму, которая удлинена в направлении 1113 перемещения поршня 1110.

Электромагнит 1120 или другой тип управляющего устройства в альтернативных вариантах осуществления может регулировать положение этого стержня 1118, и эта регулировка может изменять заданную длину 1119 хода. Такие регулировки могут обеспечивать дополнительные преимущества, такие как распределение динамического износа между стержнем 1118 и сквозным отверстием 1116. Данный электромагнит 1120 может содержать по меньшей мере один электропроводный провод 1121, намотанный на катушку. При прохождении электрического тока по такому проводу 1121 может создаваться магнитное поле, которое может воздействовать на определенные материалы, образующие стержень 1118. Примеры других типов управляющих устройств, способных регулировать положение стержня, которые могут заменить электромагнит в других вариантах осуществления, включают в себя гидравлический насос и шарико-винтовую передачу. Считается, что такие альтернативные управляющие устройства могут обеспечивать дополнительную точность за счет дополнительной сложности.

На фиг. 12-1 и 12-2 показаны варианты осуществления регулируемых стержней 1218-1, 1218-2, которые могут изменять соответствующие длины 1219-1, 1219-2 хода связанных с ними поршней 1210-1, 1210-2. Эти изменения могут обеспечиваться за счет уникальных геометрий, которые имеют стержни 1218-1, 1218-2. В частности, каждый из таких стержней 1218-1, 1218-2 может иметь нецилиндрическую внешнюю геометрию, которая может соприкасаться с внутренней поверхностью сквозного отверстия 1216-1, 1216-2 связанного с ним поршня 1210-1, 1210-2 в различных точках в зависимости от положения стержней 1218-1, 1218-2.

На фиг. 12-3 показан вариант осуществления стержня 1218-3, имеющего нецилиндрическую внешнюю геометрию, характеризующуюся радиусом 1222-3, отстоящим от центральной оси 1223-3 стержня 1218-3, который изменяется по величине вдоль осевой длины стержня 1218-3. Хотя предусматриваются различные радиальные вариации, в целях простоты данный вариант осуществления содержит две по существу постоянные радиальные секции, причем первая секция 1224-3 имеет относительно меньший радиус, а вторая секция 1225-3 имеет относительно больший радиус. Настоящий вариант осуществления также содержит по существу наклонный переход между этими двумя по существу постоянными радиальными секциями.

На фиг. 12-1 линейный электромагнит 1220-1 удерживает связанный с ним стержень 1218-1 в относительно втянутом положении таким образом, что только его первая секция 1224-1, имеющая относительно меньший радиус, может проходить в сквозное отверстие 1216-1 поршня 1210-1. Поскольку только относительно меньшая первая секция 1224-1 может вступать в контакт с внутренней стороной сквозного отверстия 1216-1, поршень 1210-1 может иметь относительно более длинную потенциальную длину 1219-1 хода до ограничения посредством вступления в контакт со стержнем 1218-1.

На фиг. 12-2 линейный электромагнит 1220-2 выталкивает связанный с ним стержень 1218-2 в осевом направлении в относительно выдвинутое положение таким образом, что вторая его секция 1225-2, имеющая относительно больший радиус, также может проходить в сквозное отверстие 1216-1 поршня 1210-1 в дополнение к первой, относительно меньшей секции 1224-2. За счет этой относительно большей второй секции 1225-2, также потенциально вступающей в контакт с внутренней поверхностью сквозного отверстия 1216-2, поршень 1210-2 может иметь относительно более короткую потенциальную длину 1219-2 хода из-за измененного места расположения контакта со стержнем 1218-2.

На фиг. 13-1 и 13-2 показаны варианты осуществления других регулируемых стержней 1318-1, 1318-2, которые могут изменять длины 1319-1, 1319-2 хода связанных с ними поршней 1310-1, 1310-2 посредством другого механизма. При этом такие изменения длины ходы могут обеспечиваться посредством стержней 1318-1, 1318-2, имеющих нецилиндрическую внешнюю геометрию. Однако в этих вариантах осуществления внешние геометрии стержней 1318-1, 1318-2 могут варьировать вокруг их окружности.

Например, на фиг. 13-3 показан вариант осуществления стержня 1318-3, имеющего радиус 1322-3, отстоящий от центральной оси 1323-3 стержня 1318-3, который изменяется по величине вокруг окружности стержня 1318-3. Хотя возможны разнообразные радиальные вариации, опять-таки в целях простоты вариант осуществления содержит плоскую поверхность 1330-3, проходящую параллельно центральной оси 1323-3 стержня 1318-3 и перпендикулярно радиусу стержня 1318-3.

На фиг. 13-1 поворотный электромагнит 1320-1 располагает связанный с ним стержень 1318-1 в окружном направлении таким образом, что его плоская поверхность 1330-1 ориентирована в направлении 1313-1 перемещения поршня 1310-1. Поскольку данная плоская поверхность 1330-1 создает более короткое расстояние от центральной оси 1323-1 стержня 1318-1 до его внешней геометрии, по сравнению с другими частями стержня 1318-1, поршень 1310-1 может иметь относительно большую потенциальную длину 1319-1 хода со стержнем 1318-1 в этом угловом положении.

На фиг. 13-2 поворотный электромагнит 1320-2 может поворачивать связанный с ним стержень 1318-2 таким образом, что его плоская поверхность 1330-2 ориентирована под по существу прямыми углами к направлению 1313-2 перемещения поршня 1310-2. В этом положении длина 1319-2 хода может укорачиваться по той причине, что стержень 1318-2 может ограничивать перемещение поршня 1310-2 раньше. Хотя показаны только два положения под по существу прямыми углами друг от друга вокруг центральной оси стержня, любое из различных угловых положений между этими двумя крайними значениями может обеспечивать частичное ограничивающее воздействие, обеспечивая возможность для плавного регулирования длиной хода.

Сквозные отверстия в вариантах осуществления, описанных выше, имели по существу продолговатые формы поперечного сечения. Однако также предусматриваются и другие формы. Например, на фиг. 14 показан вариант осуществления поршня 1410 со сквозным отверстием 1416, проходящим через него. Данное сквозное отверстие 1416 может иметь форму поперечного сечения, имеющую по существу треугольную секцию 1440 и секцию 1441 выреза. Стержень 1418, проходящий через сквозное отверстие 1416 может ограничивать перемещение поршня 1410 при вхождении в контакт с внутренней поверхностью сквозного отверстия 1416. В показанном варианте осуществления данный стержень 1418 выполнен с возможностью радиального перемещения или перемещения перпендикулярно центральной оси 1417 поршня 1410. Путем регулировки стержня 1418 таким образом можно изменять его положение относительно сквозного отверстия 1416. В частности, радиальное перемещение стержня 1418 по существу треугольной секции 1440 сквозного отверстия 1416 может изменять внутреннюю ширину 1442, проходящую в направлении, параллельном центральной оси 1417 поршня 1410, в месте расположения стержня 1418. Изменение ширины 1442 этого сквозного отверстия 1416 может обеспечить другую длину хода поршня 1410.

Кроме того, секция 1441 выреза сквозного отверстия 1416 может иметь внутреннюю ширину 1443, по существу аналогичную внешнему размеру стержня 1418 в том же направлении. Если стержень 1418 перемещается в секцию 1441 выреза, длина 1419 хода поршня 1410 может быть ограничена до нуля, эффективно блокируя положение поршня 1410 на месте.

На фиг. 15 показан вариант осуществления бурового долота 1510 типа, который может выполнять часть подземных буровых работ. Буровое долото 1510 может содержать по существу цилиндрическую основную часть 1520, которая может вращаться вокруг его центральной оси 1521. На одном конце основная часть 1520 может содержать механизм 1522 прикрепления, показанный здесь в виде ряда витков резьбы. С помощью данного механизма прикрепления буровое долото 1510 может крепиться к сопряженному устройству прикрепления, расположенному на дистальном конце бурильной колонны (не показана). Напротив механизма 1522 прикрепления основная часть 1520 может содержать множество лезвий 1523, проходящих как в радиальном, так и продольном направлении от нее, расположенных вокруг оси 1521 основной части 1520.

Каждое из этих лезвий 1523 может содержать передний край со множеством фиксированных режущих элементов 1524, выступающих из них. Каждый из этих фиксированных режущих элементов 1524 может содержать часть из сверхпрочного материала (т.е. материала, имеющего значение твердости по Викерсу, превышающее 40 гигапаскалей), прикрепленную к основанию. Основание может быть выполнено из материала, обеспечивающего возможность прочного прикрепления к основной части 1520. При вращении бурового долота 1510 сверхпрочный материал каждого фиксированного режущего элемента 1524 может входить в зацепление с твердой грунтовой породой и разрушать ее. Каждый из фиксированных режущих элементов 1524 может быть расположен с постоянным радиусом относительно оси 1521 основной части 1520 для создания изначально цилиндрического ствола скважины.

В дополнение к фиксированным элементам 1524, поворотный режущий элемент 1525 также может выступать из внешней поверхности основной части 1520. Данный поворотный режущий элемент 1525 также может содержать часть из сверхпрочного материала, прикрепленную к основанию, которая аналогична в некоторых аспектах фиксированным режущим элементам 1524. Открытая поверхность поворотного режущего элемента 1525 может иметь трехмерную геометрию, включающую в себя некоторую часть из этого сверхпрочного материала. В зависимости от своей угловой ориентации данная открытая геометрия может входить в зацепление с внутренней стенкой ствола скважины и удалять грунтовую породу с нее. Удаление этой породы может изменять внутренний радиус ствола скважины в некоторых зонах. Количество удаляемого земляного грунта может изменяться путем поворота поворотного режущего элемента 1525 относительно основной части 1520.

На фиг. 16-1 показан вариант осуществления бурового долота 1610-1, выполненного с возможностью вращения вокруг оси 1621-1. Буровое долото 1610-1 содержит множество фиксированных режущих элементов 1624-1, выступающих на передних краях множества лезвий 1623-1. По меньшей мере один из фиксированных режущих элементов 1624-1, наиболее удаленный от оси 1621-1 любого из множества, может образовывать калибровочный режущий элемент 1634-1. Расстояние от оси 1621-1 до этого калибровочного режущего элемента 1634-1 может определять начальный радиус 1630-1 ствола скважины при вращении бурового долота 1610-1.

Поворотный режущий элемент 1625-1 также может выступать из внешней поверхности бурового долота 1610-1 в относительной близости к калибровочному режущему элементу 1634-1. В отличие от фиксированных режущих элементов 1624-1 данный поворотный режущий элемент 1625-1 может быть выполнен с возможностью вращения относительно бурового долота 1610-1 вокруг своей собственной оси 1631-1. Открытая часть данного поворотного режущего элемента 1625-1 может иметь трехмерную геометрию, содержащую смещенный дистальный конец 1632-1. Эта открытая геометрия также может содержать наклонную поверхность 1633-1, которая может проходить от смещенного дистального конца 1632-1 к его проксимальному основанию.

Уникальные аспекты этой трехмерной открытой геометрии могут обеспечивать ей возможность прохождения радиально за начальный радиус 1630-1 в первой угловой ориентации, как показано. В этой первой угловой ориентации наклонная поверхность 1633-1 может быть расположена в по существу параллельном выравнивании относительно переднего края калибровочного режущего элемента 1634-1. Считается, что такое выравнивание может в некоторых подземных пластах обеспечивать более плавное выдвигание смещенного дистального конца 1632-1. Также в этой первой угловой ориентации наклонная поверхность 1633-1 может быть расположена в по существу обычном выравнивании относительно начального радиуса 1630-1.

При выдвигании таким образом смещенный дистальный конец 1632-1 может вырезать расширенный радиус 1635-1 в стволе скважины путем удаления дополнительной грунтовой породы с внутренней стенки ствола скважины. Удаление породы с этой внутренней стенки может изменять внутренний радиус ствола скважины по меньшей мере в ее некотором угловом участке. Этот расширенный радиус 1635-1 может быть ограничен определенными угловыми участками, расположенными вокруг окружности ствола скважины за счет целенаправленного управления вращением поворотного режущего элемента 1625-1 для создания намеренно нецилиндрических форм поперечного сечения.

На фиг. 16-2 показан другой вариант осуществления бурового долота 1610-2, аналогичный во многих аспектах буровому долоту, показанному на фиг. 16-1. Однако в этом варианте осуществления поворотный режущий элемент 1625-2, выступающий из внешней поверхности бурового долота 1610-2, может быть повернут во вторую угловую ориентацию. В этой второй угловой ориентации открытая трехмерная геометрия поворотного режущего элемента 1625-2 может оставаться в пределах начального радиуса 1630-2, определенного наиболее удаленным фиксированным калибровочным режущим элементом 1634-2. В частности, в этой второй угловой ориентации наклонная поверхность 1633-2 открытой геометрии может быть расположена в по существу тангенциальном выравнивании относительно начального радиуса 1630-2 таким образом, что она может плавно обходить внутреннюю стенку ствола скважины без удаления породы с нее.

Если выдвигание и втягивание поворотного режущего элемента 1625-2 выполняются синхронно с вращение бурового долота 1610-2 таким образом, что заданная угловая ориентация бурового долота 1610-2 коррелирует с заданной угловой ориентацией поворотного режущего элемента 1625-2, может быть создана согласованная форма поперечного сечения ствола скважины. Различные варианты осуществления такого синхронного вращения могут включать в себя вращение поворотного режущего элемента 1625-2 в виде последовательных полных оборотов или его колебание назад и вперед. Дополнительно или в качестве альтернативы выдвигание или втягивание поворотного режущего элемента 1625-2 может выполняться при более высоких частотах для снижения вероятности застревания бурового долота 1610-2 в стенке ствола скважины.

На фиг. 17-1 и 17-2 показаны варианты осуществления поворотного режущего элемента 1725-1, 1725-2, выступающего из внешней поверхности бурового долота 1710-1, 1710-2 в относительной близости к фиксированному калибровочному режущему элементу 1734-1, 1734-2, также выступающему из внешней поверхности. В отличие от калибровочного режущего элемента 1734-1, 1734-2 данный поворотный режущий элемент 1725-1, 1725-2 может быть выполнен с возможностью вращения относительно бурового долота 1710-1, 1710-2 вокруг своей собственной оси 1731-1, 1731-2. Открытая часть данного поворотного режущего элемента 1725-1, 1725-2 может содержать по существу плоскую дистальную поверхность 1733-1, 1733-2.

В первой угловой ориентации поворотного режущего элемента 1725-1, как показано на фиг. 17-1, открытая часть может проходить радиально за начальный радиус 1730-1, определенный положением калибровочного режущего элемента 1734-1. Во второй угловой ориентации, как показано на фиг. 17-2, поворотный режущий элемент 1725-2 может быть повернут вокруг своей оси 1731-2 таким образом, что открытая часть может оставаться в пределах начального радиуса 1730-2.

На фиг. 18-1 и 18-2 показаны варианты осуществления бурового долота 1810-1, 1810-2, содержащего поворотный режущий элемент 1825-1, 1825-2, выступающий из его внешней поверхности. Поворотный режущий элемент 1825-1, 1825-2 может активно поворачиваться посредством создающего крутящий момент устройства 1850-1, 1850-2. Такое создающее крутящий момент устройство может приводиться в действие любым из различных известных преобразователей, выполненных с возможностью преобразования электрической, гидравлической или других типов энергии в линейное или вращательное движения, таким как электромагнит, поршень, турбина и т. п. В зависимости от выбранного типа преобразователя создающее крутящий момент устройство может быть выполнено с возможностью внешнего управления, непрерывного полного поворота, вращательных колебаний, удержания заданного положения и т. д.

Данное создающее крутящий момент устройство 1850-1, 1850-2 может быть соединено с поворотным режущим элементом 1825-1, 1825-2 посредством набора зубчатых колес. В показанном варианте осуществления создающее крутящий момент устройство 1850-1, 1850-2 содержит аксиально перемещаемую зубчатую рейку 1851-1, 1851-2. Зубья этой зубчатой рейки 1851-1, 1851-2 могут находиться в зацеплении с зубьями зубчатого колеса 1852-1, 1852-2, прикрепленного к поворотному режущему элементу 1825-1, 1825-2. Таким образом при перемещении зубчатой рейки 1851-1, 1851-2 зубчатое колесо 1852-1, 1852-2 может поворачивать поворотный режущий элемент 1825-1, 1825-2. В частности, как показано на фиг. 18-1, при перемещении 1853-1 создающим крутящий момент устройством 1850-1 зубчатой рейки 1851-1 наружу вдоль ее оси зубчатое колесо 1852-1 поворачивает 1854-1 поворотный режущий элемент 1825-1 в выдвинутое положение радиально за фиксированный калибровочный режущий элемент 1834-1. Как показано на фиг. 18-2, при перемещении 1853-2 создающим крутящий момент устройством 1850-2 зубчатой рейки 1851-2 внутрь зубчатое колесо 1852-2 поворачивает 1854-2 поворотный режущий элемент 1825-2 во втянутое положение радиально в пределах фиксированного калибровочного режущего элемента 1834-2. Такая конструкция может быть обратной в альтернативных вариантах осуществления.

На фиг. 19-1 и 19-2 показаны варианты осуществления поворотного режущего элемента 1925-1, 1925-2 который может поворачиваться посредством создающего усилие устройства 1940-1, 1940-2. В этих вариантах осуществления создающее крутящий момент устройство 1940-1, 1940-2 соединено с поворотным режущим элементом 1925-1, 1925-2 с помощью конфигурации червячной передачи. В частности, создающее крутящий момент устройство 1940-1, 1940-2 может содержать поворотный ходовой винт 1941-1, 1941-2. Зубья этого ходового винта 1941-1, 1941-2 могут находиться в зацеплении с зубьями червячного зубчатого колеса 1942-1, 1942-2, прикрепленного к поворотному режущему элементу 1925-1, 1925-2. Таким образом при вращении ходового винта 1941-1, 1941-2 червячное зубчатое колесо 1942-1, 1942-2 также может поворачивать поворотный режущий элемент 1925-1, 1925-2. В частности, как показано на фиг. 19-1, при вращении 1943-1 создающим крутящий момент устройством 1940-1 ходового винта 1941-1 в первом направлении червячное зубчатое колесо 1942-1 поворачивает 1944-1 поворотный режущий элемент 1925-1 в выдвинутое положение. Как показано на фиг. 19-2, при вращении 1943-2 создающим крутящий момент устройством 1940-2 ходового винта 1941-2 во втором направлении червячное зубчатое колесо 1942-2 поворачивает 1944-2 поворотный режущий элемент 1925-2 во втянутое положение. Такая конструкция может быть обратной в альтернативных вариантах осуществления.

На фиг. 20-1 и 20-2 показаны варианты осуществления поворотного режущего элемента 2025-1, 2025-2 который может поворачиваться посредством создающего усилие устройства 2040-1, 2040-2. В этих вариантах осуществления создающее крутящий момент устройство 2040-1, 2040-2 охватывает окружность поворотного режущего элемента 2025-1, 2025-2 и имеет геометрию, выполненную с возможностью выступания из бурового долота и вхождения в зацепление с внешним пластом, через который может продвигаться буровое долото. При таком зацеплении вращение бурового долота или его продвижение через пласт может приводить к повороту этим создающим крутящий момент устройством 2040-1, 2040-2 поворотного режущего элемента 2025-1, 2025-1.

Поворотный режущий элемент 2025-1, показанный на фиг. 20-1, может быть свободно повернут 2044-1 вокруг его оси. Однако на фиг. 20-2 тормозное устройство 2070-2 может входить в зацепление с кулачковой частью 2071-2 поворотного режущего элемента 2025-2. В зацепленном состоянии данное тормозное устройство 2070-2 может фиксировать поворотный режущий элемент 2025-1 в окружном направлении и блокировать 2044-2 его свободное вращение.

На фиг. 21 показан вариант осуществления множества поворотных режущих элементов 2125-1, 2125-2 и 2125-3, которые все могут поворачиваться посредством одного создающего крутящий момент устройства 2140. Подобно в некоторых аспектах создающему крутящий момент устройству, показанному на фиг. 19-1 и 19-2 данное создающее крутящий момент устройство 2140 может содержать ходовой винт 2141 с зубьями, охватывающими его окружность. Однако в данном варианте осуществления каждый из множества поворотных режущих элементов 2125-1, 2125-2 и 2125-3 может содержать уникальное червячное зубчатое колесо 2142-1, 2142-2 и 2142-3 соответственно, присоединенное к нему. Зубья каждого из этих червячных зубчатых колес 2142-1, 2142-2 и 2142-3 могут находиться в зацеплении с зубьями ходового винта 2141 таким образом, что при вращении создающим крутящий момент устройством 2140 ходового винта 2141 каждый из поворотных режущих элементов 2125-1, 2125-2 и 2125-3 может одновременно поворачиваться. Как можно увидеть, каждый из этих поворотных режущих элементов 2125-1, 2125-2 и 2125-3 может отодвигаться от создающего крутящий момент устройства 2140 и выступать из внешней поверхности бурового долота 2110 в разных радиально-угловых направлениях, не препятствуя друг другу. Хотя показана система червячной передачи, альтернативные варианты осуществления могут содержать другие конструкции, содержащие множество поворотных режущих элементов, соединенных с одним создающим крутящий момент устройством.

На фиг. 22 показан вариант осуществления бурового долота 2210 которое может выполнять часть подземных буровых работ. Несмотря на то, что любые из различных типов буровых долот могут применяться с новыми элементами, описанными в этом документе (например, шарошечные конические долота, долота со вставными алмазами и их гибриды), показанный вариант осуществления бурового долота 2210 содержит множество лезвий 2220, выступающих из его одного конца, которые расположены вокруг его оси 2221 вращения. В показанном варианте осуществления множество лезвий 2220 по существу выровнены относительно оси 2221 вращения, однако в других вариантах осуществления лезвия могут располагаться по спирали вкруг окружности бурового долота. Множество режущих элементов 2222, выполненных с возможностью разрушения твердой грунтовой породы, могут быть расположены на каждом из лезвий 2220. При вращении этого бурового долота 2210 в грунтовой породе эти режущие элементы 2222 будут обычно создавать по существу цилиндрический ствол скважины с постоянным радиусом. Буровое долото 2210 также может содержать резьбовое соединение 2223, содержащее ряд витков резьбы, расположенных в полости (скрыта), расположенной на конце, противоположном от множества лезвий 2220.

Дополнительные режущие элементы 2224 могут быть выполнены с возможностью выдвигания в по существу радиальном направлении от внешней поверхности бурового долота 2210. При выдвигании эти режущие элементы 2224 могут входить в зацепление со стенкой ствола скважины (не показана), через которую буровое долото 2210 может перемещаться и удалять грунтовую породу со стенки ствола скважины в определенных точках вокруг его окружности. При этом удалении форма ствола скважины может отклоняться от по существу цилиндрической формы, изначально созданной жестко закрепленными режущими элементами 2222 бурового долота 2210. Например, если режущие элементы 2224 выдвигаются только во время части полного оборота бурового долота 2210, то стволу скважины может придаваться новая форма поперечного сечения, имеющая два определенных радиуса, причем начальный радиус образуется фиксированными режущими элементами 2222, а увеличенный радиус образуется выдвижными режущими элементами 2224.

Хотя для выдвигания могут использоваться любые из различных типов режущих элементов, в настоящем варианте осуществления показан тип режущего элемента, аналогичный в некоторых аспектах режущим элементам, показанным в патенте США № 7 703 559, выданном Shen et al.

В показанном варианте осуществления эти выдвижные режущие элементы 2224 прикреплены к открытому концу поршня 2226, который может выдвигаться или втягиваться посредством гидравлического давления. Хотя в настоящем варианте осуществления показан только один поршень, в различных других вариантах осуществления также возможно множество выдвижных режущих элементов, каждый из которых прикреплен к своему собственному уникальному поршню, аналогичных в некоторых аспектах режущим элементам, показанным на фиг. 2A патента США № 8 763 726, выданном Johnson et al.

Устойчивая к истиранию калибровочная накладка 2228 может выступать из внешней поверхности бурового долота 2210 и быть расположена аксиально смежно с выдвижными режущими элементами 2224. В показанных вариантах осуществления показана только одна устойчивая к истиранию калибровочная накладка 2228, выровненная относительно одного радиального направления, однако в других вариантах осуществления множество устойчивых к истиранию калибровочных накладок может быть расположено в различных местах вокруг окружности основной части. Например, в некоторых вариантах осуществления каждое из множества лезвий может содержать свою собственную калибровочную накладку. На этой калибровочной накладке 2228 буровое долото 2210 может иметь радиус поперечного сечения, размер которого находится между двумя радиусами ствола скважины, описанными ранее; причем этот радиус больше меньшего радиуса, образованного жесткими режущими элементами 2222, но меньше большего радиуса, образованного выдвижными режущими инструментами 2224. Фактически радиус данной калибровочной накладки 2228 не может проходить в ствол скважины, сформированный исключительно жесткими режущими элементами 2222 без увеличения, созданного выдвижными режущими элементами 2224. Такое несоответствие размеров может постоянно, и с небольшой энергией, прилагаемой буровым долотом 2210, смещать буровое долото 2210 в боковом направлении, поскольку меньший радиус толкает буровое долото 2210 в пространство, созданное большим радиусом.

Для обеспечения этой устойчивости к истиранию и предотвращения износа вследствие трения о стенку ствола скважины калибровочная накладка 2228 может содержать один или более шипов 2229, встроенных в нее. Эти шипы 2229 могут быть выполнены из сверхпрочных материалов (т. е. материалов, имеющих значение твердости по Викерсу, превышающее 40 гигапаскалей). В данном варианте осуществления показаны по существу цилиндрические шипы, однако также предусматриваются шипы различных форм и размеров, а также с различными схемами расположения.

Аксиально смежные выдвижные режущие элементы 2224 и калибровочная накладка 2228, второй режущий элемент 2225 и третий режущий элемент 2227 могут быть жестко прикреплены к внешней поверхности бурового долота 2210. Второй режущий элемент 2225 может располагаться смежно с выдвижными режущими элементами 2224 напротив калибровочной накладки 2228, а третий режущий элемент 2227 может располагаться аксиально смежно с калибровочной накладкой 2228 напротив выдвижных режущих элементов 2224. В показанном варианте осуществления эти второй и третий режущий элементы 2225, 2227 показаны выровненными относительно одного радиального направления, однако в других вариантах осуществления аналогичные режущие элементы могут быть расположены в различных местах вокруг окружности основной части. Третий режущий элемент 2227 может эффективно расширять отклонение ствола скважины, созданное выдвижными режущими элементами 2224, или расширять ствол скважины до большего диаметра, снова оставляя ствол скважины по существу цилиндрическим. Хотя в настоящем варианте осуществления показан одиночный третий режущий элемент 2227, в других вариантах осуществления множество режущих элементов могут выполнять такую функцию расширения.

На фиг. 23 показан другой вариант осуществления бурового долота 2310, содержащего выдвижные режущие элементы 2324, устойчивую к истиранию калибровочную накладку 2328, а также второй и третий режущие элементы 2325, 2327. Как показано, калибровочная накладка 2328 наклонена от оси 2321 вращения бурового долота 2310. Считается, что этот наклон калибровочной накладки 2328 может способствовать обеспечению возможности смещения стенкой ствола скважины бурового долота 2310 в боковом направлении, предотвращая быстрый износ вследствие трения. С этой точки зрения также очевидно, что, хотя расстояние от оси 2321 вращения до выдвижных режущих элементов 2324 переменное, аналогичные расстояния до калибровочной накладки 2328, а также второго и третьего режущих элементов 2325, 2327 могут быть фиксированными. В этом фиксированном расположении калибровочная накладка 2328 может выступать дальше от оси 2321 вращения бурового долота 2310, чем второй режущий элемент 2325, а третий режущий элемент 2327 может выступать дальше, чем калибровочная накладка 2328.

Выдвижные режущие элементы 2324 могут быть выдвинуты или втянуты в зависимости от гидравлического давления, воздействующего на основание поршня 2326, который прикреплен к режущим элементам 2324. Гидравлическая жидкость под давлением может быть направлена к основанию поршня 2326 по каналу 2330, проходящему через буровое долото 2310 и предназначенному для этой цели. В различных конфигурациях эта гидравлическая жидкость может регулироваться для управления физическим положением поршня 2326 или усилия, прилагаемого к поршню 2326. В показанном варианте осуществления штифт 2331 может быть прикреплен к буровому долоту 2310 и проходить через канал, пересекающий поршень 2326, аналогично в некоторых аспектах штифту, показанному в патенте США № 9 085 941, выданном Hall et al. Данный штифт 2331 может регулировать пределы выдвигания и втягивания режущих элементов 2324.

Уплотнение 2332 может окружать периметр поршня 2326 для предотвращения утечки гидравлической жидкости под давлением между поршнем 2326 и буровым долотом 2310 в ствол скважины. В показанном варианте осуществления данное уплотнение 2332 имеет форму двух эластомерных колец, расположенных в канавках, окружающих поршень 2326 приблизительно в средней точке его осевой длины. Однако в других вариантах осуществления аналогичное уплотнение может быть расположено в любой точке аксиально вдоль поршня от его открытой части до его основания. Кроме того, другие конфигурации уплотнения могут содержать гибкий материал, например, тонкий металлический сильфон, который может в некоторых ситуациях обеспечивать большую износостойкость, чем эластомер. В некоторых вариантах осуществления плотная посадка может быть достаточной для удержания текучей среды без применения такого уплотнения.

На фиг. 24-1 показан вариант осуществления поршня 2426-1, который может выдвигаться в радиальном направлении от бурового долота (не показано) или другой осевой основной части. Вместо отдельных режущих элементов, прикрепленных к поршню, как показано в вариантах осуществления поршней, описанных ранее, вся открытая часть 2440-1 поршня 2426-1 может быть покрыта пластиной из сверхпрочного материала для образования одного выдвижного режущего элемента. Поршень 2426-1 может свободно вращаться вокруг своей центральной оси для распределения износа по окружности открытой части 2440-1. В показанном варианте осуществления открытая часть 2440-1 поршня 2426-1 содержит по существу плоскую основную поверхность. Однако альтернативные варианты осуществления могут иметь любой из различных неплоских профилей.

На фиг. 24-2 показан другой вариант осуществления поршня 2426-2, содержащего два режущих элемента, прикрепленных к его открытому концу. Первый режущий элемент 2424-2, прикрепленный к поршню 2426-2, может выступать из открытого конца на первое расстояние и может углубляться в стенку 2442-2 скважины на определенную величину. Второй режущий элемент 2444-2 может выступать дальше первого режущего элемента 2424-2, но углубляться в стенку 2442-2 ствола скважины по существу на ту же величину, что и первый режущий элемент 2424-2. Это возможно, если второй режущий элемент 2444-2 расположен дальше от дистального конца осевой основной части (не показана), чем первый режущий элемент 2424-2, и первый режущий элемент 2424-2 удаляет породу со стенки 2442-2 ствола скважины при углублении в нее. В этой конфигурации силы противодействия, воздействующие на первый и второй режущие элементы 2424-2, 2444-2, могут уравновешивать момент вращения вокруг оси поршня 2441-2.

На фиг. 25-1 показан вариант осуществления бурового долота 2510-1, содержащего один или более режущих элементов 2524-1, радиально выдвигающихся и втягивающихся от его внешней поверхности. В показанном варианте осуществления режущие элементы 2524-1 находятся в выдвинутой конфигурации, открывая их внешнему воздействию. Эти режущие элементы 2524-1 могут быть прикреплены к шарнирному рычагу 2550-1. На фиг. 25-2 показан вариант осуществления такого шарнирного рычага 2550-2, содержащего несколько режущих элементов 2524-2, прикрепленных к нему, и штифт 2551-2, выступающий из его основной части. Посредством штифта 2551-2 шарнирный рычаг 2550-2 может крепиться к буровому долоту (не показано) таким образом, что шарнирный рычаг 2550-2 может вращаться вокруг оси 2552-2 вращения, проходящей через штифт 2551-2.

На фиг. 25-3 показан другой вариант осуществления бурового долота 2510-3, содержащего шарнирный рычаг 2550-3 с режущими элементами 2524-3, прикрепленными к нему. В этом варианте осуществления шарнирный рычаг 2550-3 поворачивается для втягивания режущих элементов 2524-3 от внешней поверхности бурового долота 2510-3. В этой втянутой конфигурации режущие элементы 2524-3 могут быть защищены от воздействия. Таким образом, в выдвинутом состоянии, как показано на фиг. 25-1, режущие элементы 2524-1 могут входить в зацепление со стенкой ствола скважины (не показана), окружающей буровое долото 2510-1. Альтернативно, во втянутом состоянии, как показано на фиг. 25-3, режущие элементы 2524-3 могут быть защищены от вхождения в зацепление со стенкой ствола скважины.

В этих вариантах осуществления ось вращения, вокруг которой может вращаться поворотный рычаг, проходит по существу параллельно оси вращения бурового долота. Однако также возможны другие конфигурации, аналогичные в некоторых аспектах конфигурациям, которые показаны в патенте США № 8 141 657, выданном Hutton.

На фиг. 26-1 и 26-3 показаны дополнительные варианты осуществления буровых долот 2610-1 и 2610-3, каждое из которых содержит один или более режущих элементов 2624-1 и 2624-3, радиально выдвигающихся и втягивающихся от их внешней поверхности. Эти режущие элементы 2624-1 и 2624-3 могут быть прикреплены к поворотным цилиндрическим барабанам 2660-1 и 2660-3. На фиг. 26-2 показан вариант осуществления такого цилиндрического барабана 2660-2, содержащего режущие элементы 2624-2, прикрепленные к нему, и выполненного с возможностью вращения вокруг оси 2662-2 вращения. При повороте в выдвинутую конфигурацию, как показано на фиг. 26-1, режущие элементы 2624-1 могут входить в зацепление со стенкой ствола скважины (не показана), окружающей буровое долото 2610-1. При повороте во втянутую конфигурацию, как показано на фиг. 26-3, режущие элементы 2624-3 могут быть защищены от вхождения в зацепление со стенкой ствола скважины. В этих вариантах осуществления ось вращения, вокруг которой может вращаться цилиндрический барабан, проходит по существу параллельно касательной бурового долота, к которому прикреплен цилиндрический барабан.

На фиг. 27 показан другой вариант осуществления бурового долота 2710. В дополнение к режущим элементам 2724, выполненным с возможностью выдвигания в одном радиальном направлении (аналогично во многих аспектах ранее описанным вариантам осуществления), буровое долото 2710 по настоящему варианту осуществления дополнительно содержит толкающую накладку 2770, выполненную с возможностью выдвигания из внешней стороны напротив одного радиального направления. Такая толкающая накладка 2770 может отталкиваться от стенки ствола скважины (не показана), окружающей буровое долото 2710, для толкания бурового долота 2710 к режущим элементам 2724. Это толкание может стабилизировать буровое долото 2710 при вхождении режущих элементов 2724 в зацепление со стенкой ствола скважины. Это толкание также может обеспечивать смещение бурового долота 2710 в теперь разрушенную стенку ствола скважины для способствования направлению бурового долота 2710 при его продвижении.

В показанном варианте осуществления как толкающая накладка 2770, так и режущие элементы 2724, подключены к источникам гидравлической жидкости по давлением, которая может приводить их в движение наружу. В некоторых вариантах осуществления это может быть даже один источник. В таких случаях если канал 2737, по которому гидравлическая жидкость под давлением направляется к толкающей накладке 2770, активируется одновременно с каналом 2730, по которому гидравлическая жидкость под давлением направляется к выдвижным режущим элементам 2724, они оба могут выдвигаться одновременно.

Во избежание повреждения стенки ствола скважины и нарушения ее формы поперечного сечения к ранее описанной калибровочной накладке могут быть добавлены различные элементы. Например, калибровочная накладка 2228, показанная на фиг. 22, содержит множество шипов 2229, выполненных из сверхпрочных материалов, встроенных в нее. Эти шипы 2229 могут обеспечивать возможность плавного отталкивания калибровочной накладки 2228 от стенки ствола скважины. В других вариантах осуществления, например, таком, как показан на фиг. 28-1, калибровочная накладка 2828-1 может содержать пластину 2829-1 из сверхпрочного материала, прикрепленную к ней и покрывающую ее открытую часть. Считается, что такая пластина может повышать плавность отталкивания от ствола скважины.

В варианте осуществления, показанном на фиг. 28-2, устойчивое к истиранию устройство 2829-2 может быть прикреплено к калибровочной накладке 2828-2 таким образом, что оно может свободно вращаться вокруг оси 2882-2. При воздействии внешнего усилия, например, от стенки ствола скважины, данное устойчивое к истиранию устройство 2829-2 может поворачиваться в сторону, не оказывая сопротивления. Считается, что такое отсутствие сопротивления может защищать как стенку ствола скважины, так и калибровочную накладку 2828-2. На фиг. 28-4 показан вариант осуществления устойчивого к истиранию устройства 2829-4, аналогичного устройству, показанному на фиг. 28-2, которое содержит пластину 2880-4 из сверхпрочного материала, прикрепленную к валу 2881-4. Данный вал 2881-4 может быть прикреплен к калибровочной накладке, обеспечивающей возможность вращения пластины 2880-4 вокруг его оси.

На фиг. 28-3 показан другой вариант осуществления устойчивого к истиранию устройства 2829-3, прикрепленного с возможностью вращения к калибровочной накладке 2828-3, а на фиг. 28-5 показан вариант осуществления аналогичного устойчивого к истиранию устройства 2829-5. Вместо пластины из сверхпрочного материала устойчивое к истиранию устройство 2829-5 может содержать пластину 2880-5, выполненную из прочного материала со множеством шипов 2889-5, выполненных из сверхпрочного материала, встроенных в нее. Хотя на фиг. 28-2 и 28-3 показаны варианты осуществления устойчивых к истиранию устройств 2829-2, 2829-3, соединенных с калибровочными накладками 2828-2, 2828-3 только на одном конце вращающейся оси, выступающей по существу наружу от калибровочной накладки 2828-2, 2828-3, другие варианты осуществления устойчивых к истиранию устройств могут содержать вращающиеся оси в различных альтернативных ориентациях и возможно соединяться с калибровочной накладкой на множестве концов.

На фиг. 29 показан вариант осуществления бурового долота 2910, содержащего уникальную калибровочную накладку 2928. Данная калибровочная накладка 2928 содержит устойчивое к истиранию устройство 2929, выполненное по существу в форме кольца 2990 с множеством шипов 2929, выполненных их сверхпрочных материалов, встроенных в его внешнюю поверхность. В показанном варианте осуществления данное кольцо 2990 по существу окружает окружность бурового долота 2910. Однако также возможны другие размеры и конфигурации. При воздействии внешнего усилия кольцо 2990 может вращаться вокруг его оси, не оказывая сопротивления.

На фиг. 30 показан вариант осуществления стабилизатора 3010 которое может выполнять часть подземных буровых работ. Стабилизатор 3010 может содержать множество лезвий 3020, выступающих из него, которые расположены вокруг его оси 3021 вращения. Множество режущих элементов 3022, выполненных с возможностью разрушения твердой грунтовой породы, могут быть расположены на каждом из лезвий 3020. Стабилизатор 3010 также содержит резьбовые соединения 3023, 3123, расположенные на его противоположных концах. Дополнительные режущие элементы 3024 могут быть выполнены с возможностью выдвигания в одном радиальном направлении от внешней поверхности стабилизатора 3010. При выдвигании эти режущие элементы 3024 могут входить в зацепление со стенкой ствола скважины (не показана), через которую перемещается стабилизатор 3010. Данное зацепление может обеспечивать разрушение стенки ствола скважины в определенных точках вокруг ее окружности, приводя к отклонению формы поперечного сечения ствола скважины от круглой. Кроме того, устойчивая к истиранию калибровочная накладка 3028 может выступать из внешней поверхности стабилизатора 3010 и быть расположена аксиально смежно с выдвижными режущими элементами 3024.

На фиг. 31 показан вариант осуществления скважинного узла бурового долота, содержащего буровое долото 3112, прикрепленное к концу бурильной колонны 3114. Буровое долото 3112 может содержать множество лезвий 3122, выступающих из него. Эти лезвия 3122 могут быть по существу расположены вокруг периферии одного конца бурового долота 3112, противоположного бурильной колонне 3114, и содержать множество жестких режущих элементов 3126, прикрепленных к каждому из лезвий 3122, чтобы способствовать разрушению твердых грунтовых пород. Хотя показано буровое долото с фиксированными лезвиями, альтернативно могут применяться различные другие типы буровых долот.

На фиг. 32 показан вариант осуществления скважинного узла бурового долота, который был частично разобран для выделения его некоторых признаков. Например, бурильная колонна 3214 может содержать выступ 3230, проходящий от ее одного конца. Данный выступ 3230 может быть вставлен в полость 3231 бурового долота 3212. В показанном варианте осуществления выступ 3230 содержит множество витков резьбы 3232, расположенных вокруг себя, которые могут входить в зацепление с аналогичными витками резьбы 3233, образованными на внутренней поверхности полости 3231 для фиксации выступа 3230 в полости 3231. Данные витки резьбы 3232 и 3233 могут иметь дополнительные геометрии так, что они прекращают относительное вращение, как только выступ 3230 достигнет фиксированного положения относительно полости 3231. Различные метки 3240 и 3241, расположенные на внешних поверхностях бурильной колонны 3214 и буровом долоте 3212 соответственно, также могут указывать на относительное выравнивание.

Выступ 3230 может содержать сопряженную поверхность 3234 обмена, расположенную на его дистальном конце. Различные варианты осуществления сопряженных поверхностей обмена могут обеспечивать возможность для обмена электрическими, гидравлическими, оптическими и/или электромагнитными сигналами. В показанном варианте осуществления сопряженная поверхность 3234 обмена выполнена с возможностью обмена мощностью и данными посредством гидравлической жидкости и электричества с другой сопряженной поверхностью 3258 обмена, размещенной в полости 3231. В частности, сопряженная поверхность 3234 обмена содержит индуктивное кольцо 3235, которое может располагаться смежно с другим индуктивным кольцом 3236 другой сопряженной поверхности 3258 обмена. В смежном положении электрические сигналы, проходящие через одно индуктивное кольцо 3235, могут быть переданы в другое индуктивное кольцо 3236. Эти электрические сигналы могут передаваться независимо от угловой ориентации бурильной колонны 3214 относительно бурового долота 3212.

Как также показано в данном варианте осуществления, сопряженная поверхность 3234 обмена содержит два канала 3237, расположенных на выступе 3230, которые могут проводить текучую среду в полость 3231, а также два других канала 3238, расположенные на другой сопряженной поверхности 3258 обмена. Эти два набора каналов 3237 и 3238 могут обеспечивать возможность передачи гидравлической мощности от бурильной колонны 3214 на буровое долото 3212. Две почти полукруглые канавки 3239 также могут быть расположены на сопряженной поверхности 3234 обмена, по одной смежно с каждым из двух каналов 3237, расположенных на ней. Эти почти полукруглые канавки 3239 могут обеспечивать возможность протекания текучей среды через них из двух каналов 3237 выступа 3230 в два канала 3238 полости 3231 в широком диапазоне угловых ориентаций бурильной колонны 3214 относительно бурового долота 3212. Кроме того, если диапазон возможных угловых ориентаций недостаточен, пластина 3259, показанная удаленной с сопряженной поверхности 3234 обмена на фиг. 32-1, образующая почти полукруглые канавки 3239, может быть заменена пластиной, содержащей смещенные канавки для регулирования относительных положений. Как можно увидеть, только одна пара сопряженных поверхностей обмена нуждается в таких канавках для данного типа передачи текучей среды, независимой от углового положения.

На фиг. 33 показан другой вариант осуществления скважинного узла бурового долота. Как можно увидеть, шасси 3342, содержащее основную часть, отдельную от бурового долота 3312, может быть расположено в полости 3331 бурового долота 3312. Бурильная колонна 3314 может быть ввинчена в полость 3331 и фиксировать шасси 3342 в ней. Если бы бурильная колонна 3314 не имела резьбы, шасси 3342 можно было бы извлекать из полости 3331 и вставлять в другое буровое долото. Это может быть преимущественным, если буровое долото 3312 становится изношенным или поврежденным. Как бурильная колонна 3314, так и шасси 3342 могут содержать канал 3349 для текучей среды, проходящий через них, который обеспечивает возможность выхода бурового раствора, перемещающегося через бурильную колонну 3314, из по меньшей мере одного сопла 3348 бурового долота 3312.

Бурильная колонна 3314 может соединяться с шасси 3342 посредством пары сопряженных поверхностей 3334 обмена, аналогичных тем, что описаны ранее. В этом варианте осуществления сопряженные поверхности 3334 обмена обеспечивают возможность обмена электричеством и гидравлическими жидкостями. Например, пара индуктивных колец 3335 может обеспечивать возможность обмена электрическими сигналами между бурильной колонной 3314 и шасси 3342. Эти электрические сигналы могут быть переданы в электронику 3343, расположенную на внешней поверхности шасси 3342. Эта электроника 3343 может размещаться в камере 3344 высокого давления, образованной между шасси 3342, полостью 3331 бурового долота 3312 и герметичными уплотнениями 3345, расположенными на любой стороне электроники 3343.

Электроника 3343 может принимать дополнительные электрические сигналы от датчика 3346, выполненного с возможностью определения характеристик окружающего ствола скважины или параметров соответствующих буровых работ, который расположен на внешней поверхности бурового долота 3312. Считается, что расположение определенных типов датчиков как можно ближе к концу бурового долота может быть преимущественным.

В другом примере канал 3337 для текучей среды может обеспечивать возможность протекания текучей среды от бурильной колонны 3314 в другой канал 3338 в шасси 3342. Этот поток может быть возможен независимо от углового расположения бурильной колонны 3314 относительно шасси 3342. Этот другой канал 3338 может проходить полностью через шасси 3342 и проводить текучую среду в полость 3347 в буровом долоте 3312. При заполнении полости 3347 на поршень 3350 может воздействовать давление текучей среды в полости 3347, заставляя его выдвигаться из внешней поверхности бурового долота 3312.

В показанном варианте осуществления электрические и гидравлические сопряженные поверхности 3357 обмена между шасси 3342 и буровым долотом 3312 могут быть соединены друг с другом в определенной угловой ориентации таким образом, что они вращаются вместе. Как можно увидеть, одна из этих сопряженных поверхностей 3357 обмена может соединяться посредством шасси 3342 с одной из других сопряженных поверхностей 3334 обмена, описанных ранее. Кроме того, в случае электрического соединения электроника 3343 может быть подключена к одной или обеим сопряженным поверхностям 3334, 3357 обмена.

На фиг. 34-1 и 34-2 показаны варианты осуществления шасси 3442-1, 3442-2. Эти шасси 3442-1, 3442-2 могут иметь по существу трубчатую форму с каналом 3449-1, 3449-2 для текучей среды, проходящим через них. Эти шасси 3449-1, 3449-2 также могут содержать различную электронику 3443-1, 3443-2, расположенную по окружности вокруг их внешней поверхности. Сопряженная поверхность обмена может быть расположена на любом конце шасси 3442-1, 3442-2. В частности, первая сопряженная поверхность 3451-1, 3451-2 обмена, обеспечивающая соединение, независимое от угловой ориентации, может быть расположена на одном конце соответствующего шасси 3442-1, 3442-2, а вторая сопряженная поверхность 3450-1, 3450-2 обмена, обеспечивающая соединение в конкретной угловой ориентации, может быть расположена на его противоположном конце. Первая сопряженная поверхность 3451-1 обмена может содержать каналы 3452-1 для гидравлического обмена и индуктивное кольцо 3453-1 для электрического обмена. Вторая сопряженная поверхность 3450-2 обмена может содержать каналы 3452-2 для гидравлического обмена и штифтовое соединение 3453-2 для электрического обмена.

На фиг. 35 показан вариант осуществления скважинной компоновки 3511 бурильной колонны, содержащей бурильную колонну 3514, прикрепленную к переводнику 3520, причем переводник 3520 далее прикреплен к буровому долоту 3510. Непрерывный канал 3525 для текучей среды может проходить в осевом направлении через бурильную колонну 3514 и переводник 3520, а затем в буровое долото 3510. Хотя для данной роли и функции могут служить различные типы буровых долот с новыми элементами, описанными в данном документе, настоящий вариант осуществления бурового долота 3510 содержит множество лезвий 3521, расположенных вокруг центральной оси, которые выступают из его одного конца. Множество режущих элементов 3522 может выступать на передних краях каждого из лезвий 3521. Такие режущие элементы 3522 могут содержать сверхпрочный материал (т. е. материал, имеющий значение твердости по Викерсу, превышающее 40 гигапаскалей), обеспечивающий возможность разрушения твердых подземных пород. При вращении бурового долота 3510 вокруг его оси лезвия 3521 могут входить в зацепление с грунтовым пластом, обеспечивая возможность бурения скважины в нем посредством режущих элементов 3522.

Хотя буровые долота, применяемые для скважинного бурения, обычно содержат резьбовой выступ, проходящий из них для прикрепления, буровое долото 3510 показанного варианта осуществления содержит полость 3523 с внутренней резьбой, расположенную аксиально напротив лезвий 3521 и режущих элементов 3522. Удлинитель 3524 может быть расположен в этой полости 3523. Это может обеспечивать возможность доступа глубоко в буровое долото 3510. В установленном положении этот удлинитель 3524 может содержать проксимальный конец, который вступает в контакт с низшей точкой полости 3523 бурового долота 3510. Полость 3523 может быть образована настолько глубоко в буровом долоте 3510, что режущие элементы 3522 аксиально охватывают этот проксимальный конец и низшую точку. Удлинитель 3524 также может содержать дистальный конец, который выступает в пределах двух дюймов из выхода полости 3523. Считается, что это расположение относительно выхода полости 3523 может обеспечивать относительно простой доступ к этому дистальному концу. В показанном варианте осуществления удлинитель 3524 имеет по существу коническую внешнюю форму. Данная коническая форма может быть максимально широкой на проксимальном конце и узкой при приближении к дистальному концу. Кроме того, канал 3525 для текучей среды может проходить в осевом направлении через удлинитель 3524.

Переводник 3520 может быть прикреплен к буровому долоту 3510 посредством выступа 3526 с внешней резьбой, который может быть вставлен в полость 3523 бурового долота 3510 и совмещаться с внутренней резьбой в ней. Эта резьба может быть спроектирована так, чтобы прекращаться вращение и обеспечивать блокирование на месте в фиксированном угловом и осевом положениях. При ввинчивании этого выступа 3526 в полость 3523 удлинитель 3524 может удерживаться в полости 3523. Аналогично, при вывинчивании выступа 3526 из полости 3523 удлинитель 3524 может освобождаться таким образом, что он может быть взаимозаменяемым с альтернативным удлинителем.

Переводник 3520 также может содержать полость 3527, расположенную в нем, которая содержит внутреннюю резьбу, распределенную по меньшей мере по ее части. Шасси 3528, содержащее по существу трубчатую структуру, может быть размещено в этой полости 3527. Бурильная колонна 3514 может содержать выступ 3530 с внешней резьбой, который может быть вставлен в полость 3527 переводника 3520 и совмещаться с внутренней резьбой в ней. Эта резьба может быть спроектирована так, чтобы прекращаться вращение и обеспечивать блокирование на месте в фиксированном угловом и осевом положениях. При ввинчивании этого выступа 3530 в полость 3527 бурильная колонна 3524 может крепиться к переводнику 3520 и шасси 3528 может удерживаться в полости 3527. Вывинчивание бурильной колонны 3524 из переводника 3520 может обеспечивать возможность взаимозаменяемости как для переводника 3520, так и шасси 3528, на альтернативный переводник и/или шасси с другой осевой длиной. Канал 3525 для текучей среды может проходить в осевом направлении через шасси 3528.

Пары сопряженных поверхностей обмена, в каждом из мест пересечения между буровым долотом 3510, переводником 3520 и бурильной колонной 3514, могут обеспечивать возможность различных типов связи между этими элементами. Совмещение каждой из этих пар сопряженных поверхностей обмена способом, обеспечивающим возможность связи, может обычно происходить вследствие физического присоединения бурильной колонны 3514 к переводнику 3520 и переводника 3520 к буровому долоту 3510 без дополнительного действия. Это может обеспечивать возможность выполнения такого совмещения как части мероприятий, уже обычно выполняемых в рамках буровых работ.

Первая пара сопряженных поверхностей 3531 обмена может соединять бурильную колонну 3514 с шасси 3528 в переводнике 3520; в частности, одна из первой пары сопряженных поверхностей 3531 обмена может быть расположена на конце выступа 3530, образованного на одном конце бурильной колонны 3514. Эта первая пара сопряженных поверхностей 3531 обмена может обеспечивать возможность связи между бурильной колонной 3514 и шасси 3528 независимо от угловой ориентации, которую они принимают относительно друг друга. Эта независимость от относительной угловой ориентации для связи может обеспечивать возможность люфта в физическом присоединении бурильной колонны 3514 к переводнику 3520, который часто возникает во время грязных и спешных работ на месте осуществления бурения.

Вторая пара сопряженных поверхностей 3532 обмена может соединять шасси 3528 с удлинителем 3524 в буровом долоте 3510. Третья пара сопряженных поверхностей 3533 обмена может соединять удлинитель 3524 с буровым долотом 3510, в котором он размещается. Эти третьи сопряженные поверхности 3533 обмена могут быть расположены внутри внутренней резьбы в полости 3523 бурового долота 3510. Удлинитель 3524 может быть достаточно длинным в осевом направлении, чтобы режущие элементы 3522, выступающие на внешней поверхности бурового долота 3510, аксиально охватывали это соединение между удлинителем 3524 и буровым долотом 3510. В отличие от первой пары, вторая и третья пары сопряженных поверхностей 3532, 3533 обмена могут быть соединены друг с другом в конкретных относительных угловых ориентациях. В некоторых вариантах осуществления угловая ориентация может поддерживаться путем образования штифтовых соединений. Кроме того, в отличие от первой пары, эти зависящие от конкретной ориентации сопряженные поверхности 3532, 3533 обмена могут быть соединены в более чистых и спокойных условиях, удаленными с места осуществления бурения, что может по существу обеспечить более точное расположение. Кроме того, удлинитель 3524 может способствовать выведению таких соединений из полости 3523 бурового долота 3510, которое может ограничивать доступ. Что касается удлинителя 3524, то одна боковая сторона каждой из второй и третьей пар сопряженных поверхностей 3532, 3533 обмена может быть соединена друг с другом посредством по меньшей мере одного канала 3535 связи, проходящего через удлинитель 3524.

Одна боковая сторона каждой из первой и второй пар сопряженных поверхностей 3531, 3532 обмена может быть соединена друг с другом посредством по меньшей мере одного канала 3534 связи, проходящего через шасси 3528. Шасси 3528 может дополнительно содержать различную электронику 3529, расположенную по окружности вокруг его внешней поверхности. Данная электроника 3529 может быть размещена в камере высокого давления, образованной между шасси 3528 и переводником 3520. Данная электроника 3529 также может быть подключена к по меньшей мере одной боковой стороне первой и второй пар сопряженных поверхностей 3531, 3532 обмена посредством канала 3534 связи, описанного ранее. Поскольку переводник 3520 может быть длиннее бурового долота 3510, как показано в этом варианте осуществления, размер этой электроники 3529 не обязательно должен ограничиваться длиной бурового долота 3510.

Накладка 3536 может быть радиально выдвигающейся или втягивающейся от боковой стороны бурового долота 3510 посредством гидравлического давления, прилагаемого через различные каналы связи 3534, 3535, описанные ранее. Выдвигание данной накладки 3536 может быть предназначено для выполнения любой из различных скважинных функций, такой как управление направлением или стабилизация. В частности, при выдвигании накладка 3536 может прижиматься к внутренней поверхности ствола скважины (не показан), по которому перемещается буровое долото 3510, для изменения его направления перемещения или удержания его на месте. Активация такой скважинной функции может управляться посредством электроники 3529, расположенной в скважине вокруг шасси 3528.

На фиг. 36-1 и 36-2 показаны дополнительные варианты осуществления скважинных компоновок 3611-1 и 3611-2 бурильной колонны соответственно. Каждая из скважинных компоновок 3611-1, 3611-2 бурильной колонны может содержать бурильную колонну 3614-1, 3614-2, прикрепленную к переводнику 3620-1, 3620-2, который далее присоединен к буровому долоту 3610-1, 3610-2. Кроме того, каждый вариант осуществления содержит механизм, в дополнение к резьбе (скрыта), описанной ранее, для крепления присоединения переводника 3620-1, 3620-2 к его соответствующему буровому долоту 3610-1. 3610-2. Этот дополнительное крепление может быть предназначено для предотвращения случайного или непроизвольного удаления бурового долота 3610-1, 3610-2 с переводника 3620-1, 3620-2 при попытке удаления переводника 3620-1, 3620-2 с его соответствующей бурильной колонны 3614-1, 3614-2.

В частности, на фиг. 36-1 показан вариант осуществления скважинной компоновки 3611-1 бурильной колонны, содержащей сварной шов или клей 3640-1, с помощью которого буровое долото 3610-1 крепится к переводнику 3620-1. На фиг. 36-2 показан вариант осуществления скважинной компоновки 3611-2, содержащей множество механических креплений 3641-2, каждое из которых может ввинчиваться радиально в переводник 3620-2 для дополнительного крепления бурового долота 3610-2 к переводнику 3620-2. Одно из этих механических креплений 3641-2 показано частично удаленным для отображения резьбы. Кроме того, каждое из этих механических креплений 3641-2 может содержать открытую головку, имеющую уникальную геометрию, для которой требуется специализированный инструмент для удаления.

Каждая из первой, второй и третьей пар сопряженных поверхностей обмена может обеспечивать возможность применения различных типов связи. Например, любая из пар сопряженных поверхностей обмена может обеспечивать возможность для обмена электрическими, гидравлическими, оптическими и/или электромагнитными сигналами, хотя они могут осуществлять это и другими способами. В частности, первая пара сопряженных поверхностей обмена между бурильной колонной и шасси может обеспечивать возможность этой связи независимо от любой конкретной угловой ориентации. На фиг. 37 показан один возможный вариант осуществления пары сопряженных поверхностей обмена, не зависящей от угловой ориентации. В частности, резьбовой выступ 3740 может быть принят и закреплен в резьбовой полости 3741. Данный выступ 3740 содержит одну сопряженную поверхность 3742 обмена, расположенную на его дистальном конце. В показанном варианте осуществления данная сопряженная поверхность 3742 обмена выполнена с возможностью обмена мощностью и данными посредством гидравлической жидкости и электричества с другой сопряженной поверхностью 3743 обмена, размещенной в полости 3741. Хотя данный в данном варианте осуществления показана электрическая и гидравлическая связь, также возможны другие среды, такие как оптические или электромагнитные сигналы.

В отношении электричества, сопряженная поверхность 3742 обмена содержит индуктивное кольцо 3744, которое может располагаться смежно с другим индуктивным кольцом 3745 другой сопряженной поверхности 3743 обмена. В смежном положении электрические сигналы, проходящие через одно индуктивное кольцо 3744, могут быть переданы в другое индуктивное кольцо 3745 посредством индуктивной связи. Эти электрические сигналы могут передаваться независимо от относительной угловой ориентации пары сопряженных поверхностей 3742, 3743 обмена.

В отношении гидравлической жидкости, сопряженная поверхность 3742 обмена содержит два канала 3746, расположенных на ней, которые могут проводить текучую среду в два других канала 3747, расположенные на другой сопряженной поверхности 3743 обмена. Эти два набора каналов 3746, 3747 могут обеспечивать возможность передачи гидравлической мощности и/или импульсных данных между парой сопряженных поверхностей 3742, 3743 обмена. Две почти полукруглые канавки 3748 также могут быть расположены на сопряженной поверхности 3748 обмена, внутри индуктивного кольца 3744, описанного ранее, по одной смежно с каждым из двух каналов 3746, расположенных на ней. Эти почти полукруглые канавки 3748 могут обеспечивать возможность протекания текучей среды через них из двух каналов 3746 выступа 3740 в два канала 3747 полости 3741 в широком диапазоне относительных угловых ориентаций. Как можно увидеть, только одна пара сопряженных поверхностей обмена нуждается в таких канавках для данного типа передачи текучей среды, независимой от углового положения.

В показанном варианте осуществления каналы 3747 расположены непосредственно напротив друг друга или на 180 градусов друг от друга, однако данное расстояние не является обязательным. В частности, аналогичные каналы могут быть расположены в разных угловых положениях в разных вариантах осуществления. Кроме того, резьба выступа 3740 может быть примерно согласована с резьбой полости 3741 так, что даже при неточных условиях каналы 3747 не закрываются промежутками между почти полукруглыми канавками 3748.

Для других пар сопряженных поверхностей обмена, таких как вторая пара между шасси и удлинителем и третья пара между удлинителем и буровым долотом, может требоваться конкретная угловая ориентация для связи. На фиг. 38 показан один возможный вариант осуществления пары сопряженных поверхностей обмена с фиксированной угловой ориентацией. Одна сопряженная поверхность 3842 обмена может содержать множество штифтов 3850, выступающих из нее. Другая сопряженная поверхность 3843 обмена может содержать множество отверстий 3851, в которые могут вставляться штифты 3850, при соединении сопряженных поверхностей 3842, 3843 друг с другом. Вставка штифтов 3850 в отверстия 3851 может обеспечивать выравнивание каналов 3846, расположенных на одной сопряженной поверхности 3842 обмена, относительно соответствующего множества каналов 3847, расположенных на другой сопряженной поверхности 3843 обмена. В такой конфигурации текучая среда может протекать между двумя наборами каналов 3846, 3847 для передачи гидравлической мощности и/или импульсных данных между сопряженными поверхностями 3842, 3843 обмена, выровненными в окружном направлении в конкретной ориентации. Кроме того, штифты 3850 и отверстия 3851 могут быть соединены проводами для передачи электрической мощности и/или данных.

Хотя настоящее описание относится к фигурам, прилагаемым к нему, следует понимать, что другие и дополнительные модификации, помимо тех, которые показаны или предложены в настоящем документе, могут быть выполнены в пределах объема и сущности настоящего изобретения.

1. Подземный ствол скважины, содержащий:

внутреннюю стенку, сформированную в геологическом пласте, которая определяет удлиненное углубление;

причем стенка определяет форму поперечного сечения в плоскости, перпендикулярной оси, проходящей через углубление;

форма поперечного сечения содержит первую и вторую дуги окружности, обе с центром на оси, но имеющие разные радиусы; и

буровой инструмент, расположенный в углублении, причем радиус первой дуги окружности больше, а радиус второй дуги окружности меньше радиуса поперечного сечения бурового инструмента.

2. Подземный ствол скважины по п. 1, отличающийся тем, что внутренняя стенка входит в контакт с буровым инструментом в двух точках формы поперечного сечения.

3. Подземный ствол скважины по п. 2, отличающийся тем, что две точки расположены на второй дуге окружности.

4. Подземный ствол скважины по п. 1, отличающийся тем, что ось изогнута; радиус первой дуги окружности больше радиуса второй дуги окружности; и первая дуга окружности расположена ближе к центру кривизны оси, чем вторая дуга окружности.

5. Подземный ствол скважины по п. 1, отличающийся тем, что первая и вторая дуги окружности занимают разные угловые диапазоны вокруг оси.

6. Подземный ствол скважины по п. 5, отличающийся тем, что ось изогнута, а радиус кривизны оси зависит от относительных размеров радиусов или угловых диапазонов первой и второй дуг окружности.

7. Подземный ствол скважины по п. 5, отличающийся тем, что радиусы или угловые диапазоны первой и второй дуг окружности изменяются по размеру в разных положениях вдоль оси.

8. Подземный ствол скважины по п. 5, отличающийся тем, что угловые диапазоны первой и второй дуг окружности изменяются по угловой ориентации вокруг оси в разных положениях вдоль оси.

9. Способ формирования подземного ствола скважины, включающий в себя этапы, на которых осуществляют:

бурение удлиненного углубления, содержащего ось, проходящую через него, и форму поперечного сечения в плоскости, перпендикулярной оси, в геологическом пласте;

удаление грунтовой породы с внутренней стенки углубления для создания первой и второй дуг окружности на форме поперечного сечения, обеих с центром на оси, но имеющих разные радиусы;

расположение бурового инструмента, имеющего радиус поперечного сечения, меньший, чем у первой дуги окружности, но больший, чем у второй дуги окружности, в углублении и смещение бурового инструмента к первой дуге окружности с помощью второй дуги окружности.

10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что смещение бурового инструмента образует изгиб на оси при бурении углубления.

11. Способ по п. 9, дополнительно включающий в себя этап, на котором осуществляют регулирование смещения бурового инструмента посредством изменения различающихся радиусов или угловых диапазонов, занимаемых первой и второй дугами окружности.

12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что регулировка смещения включает в себя этап, на котором изменяют величину усилия посредством изменения соответствующих размеров радиусов или угловых диапазонов первой и второй дуг окружности.

13. Способ по п. 11, отличающийся тем, что регулировка смещения включает в себя этап, на котором изменяют направление усилия посредством изменения соответствующих угловых ориентаций вокруг оси угловых диапазонов первой и второй дуг окружности.

14. Способ по п. 11, отличающийся тем, что регулирование смещения бурового инструмента изменяет изгиб на оси при бурении углубления.

15. Способ по п. 9, отличающийся тем, что:

бурение удлиненного углубления включает в себя этап, на котором вращают буровой инструмент;

удаление грунтовой породы с внутренней стенки для создания первой дуги окружности включает в себя этап, на котором выдвигают режущий элемент от боковой стороны бурового инструмента во время первой части вращения; и

создание второй дуги окружности включает в себя этап, на котором втягивают режущий элемент во время второй части вращения.

16. Способ по п. 15, дополнительно включающий в себя этап, на котором изменяют синхронизацию по времени выдвигания и втягивания режущего элемента для регулировки угловых диапазонов, занимаемых первой и второй дугами окружности.

17. Способ по п. 16, дополнительно включающий в себя этап, на котором уменьшают размер углового диапазона, занимаемого первой дугой окружности для уменьшения радиуса кривизны оси.

18. Способ по п. 15, дополнительно включающий в себя этап, на котором изменяют глубину выдвигания и втягивания режущего элемента для регулировки радиусов, занимаемых первой и второй дугами окружности.