БУРОВОЕ ДОЛОТО С РЕГУЛИРУЕМЫМИ РЕЗЦАМИ
DRILL BIT WITH ADJUSTABLE CUTTERS

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится в целом к буровым долотам и к системам для использования этих долот с целью бурения скважины.
Уровень техники
Бурение нефтяных скважин осуществляется посредством бурильной колонны, которая включает трубчатый элемент с буровой компоновкой (именуемой также "компоновкой низа бурильной колонны" или КНБК), к нижнему концу которой прикреплено буровое долото. Буровое долото вращается вследствие вращения бурильной колонны, осуществляемого с поверхности, и/или посредством бурового двигателя (именуемого также "забойным турбинным двигателем") в КНБК с целью разрушения пород пласта и бурения скважины. КНБК включает приборы и датчики, предоставляющие информацию о различных параметрах, связанных со скважинными операциями, в том числе о положении передних поверхностей режущих элементов на КНБК. Многие скважины имеют сложную траекторию и могут включать один или более вертикальных, наклонных прямолинейных и криволинейных участков, направленных вверх или вниз. При бурении криволинейных участков (направленных вверх или вниз) нагрузка на долото часто бывает большей, а скорость вращения бурового долота меньшей, чем при бурении вертикальных или наклонных прямолинейных участков. Положение передних поверхностей режущих элементов является важным параметром при бурении криволинейных участков с большим радиусом кривизны. Как правило, для бурения вертикальных или наклонных прямолинейных участков требуются сравнительно агрессивные долота (с большим заглублением режущего элемента при врезании), тогда как для бурения криволинейных участков требуются сравнительно менее агрессивные долота (с малым заглублением режущего элемента при врезании). Тем не менее в стандартной конструкции бурового долота предусматривается, что режущие элементы имеют одну и ту же глубину врезания, то есть постоянную агрессивность.
Следовательно существует потребность в создании бурового долота, обладающего меньшей агрессивностью при бурении криволинейных участков и большей агрессивностью при бурении прямолинейных участков скважин.
Раскрытие изобретения
Одним объектом настоящего изобретения является буровое долото, которое может содержать по меньшей мере один профиль режущей части лопасти, имеющий по меньшей мере один регулируемый резец на своем коническом участке, который вдвигается, когда нагрузка, приложенная к буровому долоту, превышает заданное предельное значение.
Другим объектом настоящего изобретения является способ изготовления бурового долота, который в одном из вариантов осуществления может включать формирование по меньшей мере одного профиля режущей части лопасти, имеющего конический участок, и размещение на этом коническом участке по меньшей мере одного резца, причем этот регулируемый резец имеет возможность вдвигания, когда нагрузка, приложенная к буровому долоту, превышает некоторое предельное значение.
Для лучшего понимания приведенного ниже описания отличительных признаков настоящего изобретения в нем довольно подробно представлены примеры бурового долота и соответствующих способов его реализации и использования. Ниже описаны, конечно, и другие отличительные признаки устройства и способов, образующие предмет настоящего изобретения, охарактеризованный приложенной формулой изобретения.
Краткое описание чертежей
Сущность настоящего изобретения наилучшим образом иллюстрируется приложенными чертежами, на которых одинаковые элементы обозначены, как правило, одинаковыми ссылочными номерами. На чертежах представлено:
фиг.1 - схематическое изображение примера буровой системы, включающей бурильную колонну, имеющую на своем конце буровое долото, соответствующее одному из вариантов осуществления настоящего изобретения,
фиг.2А - изометрическое изображение бурового долота, показывающее размещение одного или более регулируемых резцов вдоль конического участка профиля режущей части лопасти, соответствующего одному из вариантов осуществления настоящего изобретения,
фиг.2Б - изометрическое изображение нижней части бурового долота, показанного на фиг.2А, с регулируемыми резцами на коническом участке,
фиг.3А - схематическое изображение узла регулируемого резца, соответствующего одному из вариантов осуществления настоящего изобретения (режущий элемент в полностью выдвинутом положении),
фиг.3Б - схематическое изображение режущего элемента регулируемого резца, показанного на фиг.3А, когда он находится во вдвинутом положении из-за превышения нагрузкой, приложенной к буровому долоту, некоторого предельного значения,
фиг.4А - схематическое изображение в боковой проекции режущего профиля при полностью выдвинутых режущих элементах регулируемых резцов на коническом участке бурового долота,
фиг.4Б - схематическое изображение в боковой проекции режущего профиля, показанного на фиг.4А, когда режущие элементы регулируемых резцов находятся соответственно во вдвинутом положении.
Подробное описание осуществления изобретения
На фиг.1 показано схематическое изображение примера буровой системы 100, в которой могут использоваться буровые долота, соответствующие изобретению, представленному в настоящем описании. Ствол скважины 110 имеет здесь верхний участок 111 с установленной в нем обсадной колонной 112 и нижний участок 114, пробуриваемый бурильной колонной 118. Показанная на чертеже бурильная колонна 118 включает трубчатый элемент 116 с КНБК 130, крепящийся к его нижнему концу. Трубчатый элемент 116 может представлять собой гибкую насосно-компрессорную трубу (ГНКТ) или колонну, составленную из секций бурильных труб. Показанное на чертеже буровое долото 150 крепится к нижнему концу КНБК 130, производя разрушение пород пласта 119 с целью бурения скважины 110 требуемого диаметра.
Показанная на чертеже бурильная колонна 118 спущена в скважину 110 с буровой установки 180, расположенной на поверхности 167. Для простоты описания показанная в данном примере буровая установка 180 рассматривается как наземная буровая установка. Устройство и способы, представленные в настоящем описании, могут также быть применены к морской буровой установке. Роторный стол 169 или верхний привод (не показан), соединенный с бурильной колонной 118, можно использовать для вращения бурильной колонны 118, КНБК 130 и, следовательно, бурового долота 150 с целью бурения скважины 110. Для вращения бурового долота 150 в КНБК 130 может быть также предусмотрен буровой двигатель (именуемый также "забойным турбинным двигателем") 155. Вращение бурового долота 150 посредством бурового двигателя 155 может происходить как в отдельности, так и в сочетании с вращением бурового долота 150, обеспечиваемым бурильной колонной 118. В одной конфигурации КНБК 130 может включать узел 135 коррекции направления проводки скважины, ориентирующий буровое долото 150 и КНБК 130 в заданном направлении. В одном варианте осуществления узел 135 может включать ряд исполнительных элементов 135а, выдвигающихся из вдвинутого положения и прикладывающих силу к внутренней стороне ствола скважины. Исполнительные элементы могут иметь отдельное управление, чем обеспечивается приложение разных сил и коррекция направления бурового долота с целью бурения криволинейного участка скважины. Вертикальные участки обычно бурятся без активации исполнительных элементов 135а. Криволинейные участки бурятся с активацией исполнительных элементов 135а, которые прикладывают разные силы к стенке ствола скважины. Узел 135 коррекции направления проводки скважины можно использовать, когда бурильная колонна содержит бурильную трубу (система роторного бурения) или ГНКТ. Для достижения цели настоящего изобретения можно использовать любой другой подходящий узел для направленного бурения или коррекции направления проводки скважины. На поверхности 167 может быть расположен блок управления (или контроллер) 190, могущий представлять собой систему на основе компьютера и предназначенный для приема и обработки данных, переданных датчиками в буровом долоте 150 и датчиками в КНБК 130, а также для управления работой различных устройств и датчиков в КНБК 130. В одном варианте осуществления наземный контроллер 190 может включать процессор 192 и запоминающее устройство (или машиночитаемый носитель) 194 для хранения данных, алгоритмов и компьютерных программ 196. Запоминающее устройство 194 может представлять собой любое подходящее устройство, включая, без ограничений, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), флэш-ПЗУ, магнитную ленту, жесткий диск и оптический диск. В процессе бурения осуществляется закачка под давлением промывочной жидкости (или бурового раствора) 179 из источника в трубчатый элемент 116. Промывочная жидкость выходит в нижней части бурового долота 150 и возвращается на поверхность через кольцевое пространство (также именуемое "затрубным") между бурильной колонной 118 и внутренней стенкой 142 ствола скважины ПО.
Из фиг.1 также видно, что буровое долото 150 может включать по меньшей мере один профиль 160 режущей части лопасти, содержащий регулируемые резцы на своем коническом участке, соответствующие варианту осуществления, более подробно описанному применительно к фиг.2А-4Б. КНБК 130 может включать один или более скважинных датчиков (совместно обозначенных ссылочным номером 175) для выполнения измерений, касающихся одного или более скважинных параметров. Датчики 175 могут включать, без ограничений, датчики, обычно называемые скважинными датчиками для измерений в процессе бурения или для каротажа в процессе бурения, а также датчики, предоставляющие информацию, касающуюся характеристик работы ("поведения") бурового долота 150 и КНБК 130, например вращения бурового долота (числа оборотов в минуту), положения передних поверхностей режущих элементов, вибрации, вихревого вращения, изгиба, скачкообразного движения и качания. КНБК 130 может также содержать блок управления (или контроллер) 170, предназначенный для управления операциями КНБК 130, включающими по меньшей мере частичную обработку данных, полученных от датчиков 175, и двустороннюю связь с наземным контроллером 190 через блок двусторонней телеметрии 188.
На фиг.2А представлено изометрическое изображение бурового долота 150, соответствующего одному из вариантов осуществления настоящего изобретения. Показанное буровое долото 150 представляет собой долото с поликристаллическими алмазными вставками (ПКА или PDC - от англ. "polycrystalline diamond compact"), содержащее режущую структуру 212, включающую резцы, и долотный переводник 213, соединяющий долото с КНБК 130 по центральной линии 222. Показанная режущая структура 212 включает ряд профилей 214а, 214b, 214 с, … 214р режущей части лопасти (именуемых также "профилями"). Как видно из чертежа, каждый профиль режущей части лопасти включает конический участок (такой как участок 230а), носовой участок (такой как участок 230b) и плечевой участок (такой как участок 230с). Каждый такой участок, далее, содержит один или более резцов. Например, на чертеже показано, что конический участок 230а содержит резцы 232а, носовой участок 230b содержит резцы 232b и плечевой участок 230с содержит резцы 232с. Каждый профиль оканчивается в непосредственной близости от центра 255 бурового долота. Центр 255 обращен к забою скважины 110 (или находится перед ним) и представляет собой переднюю сторону бурового долота 150 в ходе бурения скважины. Боковая часть бурового долота 150 является преимущественно параллельной продольной оси 222 бурового долота 150. Каждый резец имеет режущую поверхность, или режущий элемент, например режущий элемент 216а' резца 216а, входящий в контакт с породой пласта при вращении бурового долота 150 в ходе бурения скважины. Каждый резец 216а-216m характеризуется углом обратного наклона и углом бокового наклона, которые вместе определяют глубину врезания резца в породу пласта и его агрессивность. Кроме того, каждый резец характеризуется максимальной глубиной врезания в породу. Резцы на каждом коническом участке могут представлять собой регулируемые резцы, более подробно описанные применительно к фиг.3А-4Б.
На фиг.2Б представлено изометрическое изображение передней части 250 бурового долота 150 с ПКА-вставками, показанного в качестве примера. Буровое долото 150 содержит шесть профилей 214a-214f режущей части лопасти, каждый из которых включает несколько резцов, например резцы 216а-216m, расположенные на профиле 214а. Как видно из чертежа, чередующиеся профили 214а, 214с и 214е сходятся в центре 255 бурового долота 150, тогда как остальные профили 214b, 214d и 214f оканчиваются соответственно на боковых поверхностях профилей 214с, 214е и 224а. Жидкостные каналы 278a-278f подводят промывочную жидкость 179 (фиг.1) к нижней части долота. Каждый конический участок содержит один или более регулируемых резцов. Например, конический участок 230а профиля 214а содержит регулируемые резцы 262а-262r, соответствующие одному из вариантов осуществления настоящего изобретения.
1
1
2
2
1
На фиг.3А показан регулируемый резец 300, соответствующий одному из вариантов осуществления настоящего изобретения. Резец 300 включает режущий элемент 302, имеющий режущую поверхность 304. Режущий элемент 302 соединен с подвижным элементом 306, расположенным в кармане, или полости, 320 профиля 340, связанного с резцом 300. Подвижный элемент 306 может включать фиксирующие элементы, или механические стопоры, 308, удерживающие подвижный элемент, или тело, 306 в полости 320. В предлагаемом варианте осуществления между нижним концом 307 подвижного элемента 306 и дном 321 полости 320 располагается сжимаемый элемент 330 (такой как механическая пружина), характеризующийся коэффициентом К, именуемым жесткостью (пружинная постоянная). Если в этой конструкции нагрузка, приложенная к режущему элементу 302, превышает некоторое предельное значение (определяемое жесткостью К), то подвижный элемент 306 толкает сжимаемый элемент 330 и перемещается внутрь полости 320. На фиг.3А режущий элемент 302 показан в своем полностью выдвинутом положении, при котором глубина врезания равна Н. На фиг.3Б показано, что произошло перемещение подвижного элемента, или тела, 306 на расстояние D внутрь полости 320. Глубина врезания режущего элемента 302 в этом вдвинутом положении равна Н (Н меньше H). В предлагаемом варианте осуществления можно выбрать значение жесткости К или задать ее предельное значение таким образом, чтобы при равенстве величины нагрузки на режущий элемент 302 этому значению или при превышении ею этого значения подвижный элемент 306 перемещался внутрь полости 320. Жесткость К может быть выбрана в соответствии с требуемой нагрузкой на долото.
3
4
4
3
На фиг.4А представлено схематическое изображение примера режущего профиля 400, содержащего регулируемые резцы 402а-402r на своем коническом участке 412. Резцы 402а-402r показаны здесь в своем полностью выдвинутом, или открытом, положении, которому соответствует глубина врезания Н. Резцы 402а-402r являются наиболее агрессивными, когда они находятся в своем полностью выдвинутом положении относительно профиля 410, как это показано на фиг.4А. На фиг.4Б показан режущий профиль для случая, когда резцы 402а-402r на коническом участке 412 имеют меньшую величину выдвигания относительно профиля 420, чему соответствует глубина врезания Н. Резцы 402а-402r являются наименее агрессивными, когда они полностью вдвинуты. В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения в конструкции бурового долота может быть предусмотрена полная глубина врезания (то есть максимальная агрессивность) и наименьшая глубина врезания (то есть наименьшая агрессивность). В одном из предлагаемых вариантов осуществления можно выбрать жесткость К для регулируемых резцов 402а-402r исходя из заданного предельного значения, например значения нагрузки на долото. В ходе бурения, когда нагрузка на долото равна заданному предельному значению или превышает его, регулируемые резцы будут убираться во вдвинутое положение, как показано на фиг.4Б, где глубина врезания Н меньше глубины врезания Н. Величина вдвигания может зависеть от нагрузки на долото. В одном из предлагаемых вариантов осуществления жесткость К может быть одинаковой для всех регулируемых резцов 402а-402r. В другом варианте осуществления значения жесткости могут быть различными в зависимости от относительного расположения резцов в профиле. Кроме того, один или более резцов в носовом и/или плечевом участке могут представлять собой регулируемые резцы.
Как упоминалось выше, наклонно-направленное бурение скважин может включать бурение вертикальных участков, прямолинейных участков и криволинейных участков (с изменяющимся зенитным углом). Наклонно направленное бурение обычно осуществляется в двух режимах: режиме без вращения бурильной колонны (также именуемом в отрасли "безроторным режимом ") и режиме с вращением бурильной колонны (также именуемым в отрасли "роторным режимом "). В безроторном режиме обычно применяют повышенную нагрузку на долото и пониженную скорость его вращения, благодаря чему набирается требуемый угол траектории скважины и поддерживается требуемое положение передних поверхностей режущих элементов. Как упоминалось выше, поддержание требуемого положения передних поверхностей режущих элементов представляет собой важный параметр для бурения участка с большим радиусом кривизны. Этот фактор также способствует достижению высокой скорости проходки и уменьшению крутильной вибрации. В роторном режиме для достижения высокой скорости проходки обычно применяют пониженную нагрузку на долото и повышенную скорость его вращения. В этом режиме положение передних поверхностей режущих элементов не является очень важным параметром. В буровом долоте, представленном в настоящем описании, определенные резцы выдвигаются или вдвигаются (то есть перемещаются вверх или вниз) относительно поверхности профиля режущей части лопасти в зависимости от величины используемой нагрузки на долото и жесткости сжимаемого элемента. Допустим, например, что конкретная пружина рассчитана на конкретную нагрузку на долото, составляющую, например, 15 тысяч фунтов, а фактическая нагрузка на долото, используемая в роторном режиме, равна 12 тысячам фунтов. В этом случае пружина не будет сжиматься в процессе бурения в роторном режиме, и регулируемые резцы останутся агрессивными (большая глубина врезания). Допуская, что в безроторном режиме нагрузка на долото превышает 12 тысяч фунтов, находясь, например, в диапазоне 20-30 тысяч фунтов, получим сжатие пружины на некоторую величину, определяемую ее жесткостью. Поскольку пружина сжалась, величина выдвигания резца уменьшится, в результате чего часть профиля долота (матрица) войдет в контакт с породой пласта. Это улучшает управление положением передних поверхностей режущих элементов, снижает крутящий момент и вибрацию. Уменьшение величины выдвигания режущего элемента приближает породу к буровому долоту. Следовательно, буровые долота, представленные в настоящем описании, являются более агрессивными в роторном режиме и менее агрессивными в безроторном режиме.
Таким образом, одним объектом настоящего изобретения является буровое долото, которое может содержать по меньшей мере один профиль режущей части лопасти, имеющий конический участок, и по меньшей мере один регулируемый резец на этом коническом участке, который вдвигается, когда нагрузка, приложенная к буровому долоту, равна заданному предельному значению или превышает его. Особенностью настоящего изобретения является то, что регулируемый резец может включать подвижный режущий элемент, который переходит из выдвинутого положения во вдвинутое, когда нагрузка, приложенная к буровому долоту, равна заданному предельному значению или превышает его. Другая особенность настоящего изобретения состоит в том, что регулируемый резец может также включать сжимаемый элемент, который сжимается, когда нагрузка, приложенная к буровому долоту, равна предельному значению или превышает его. Сжимаемый элемент может располагаться в кармане, или полости, куда вдвигается режущий элемент.
В предлагаемом изобретении буровое долото может включать несколько профилей режущей части лопасти. Каждый такой профиль может включать несколько регулируемых резцов на своем коническом участке. Каждый такой резец может включать режущий элемент, вдвигающийся, когда нагрузка, приложенная к буровому долоту, равна предельному значению или превышает его. Сжимаемый элемент между каждым режущим элементом и дном кармана, или полости, определяет движение режущего элемента, когда нагрузка, приложенная к буровому долоту, равна предельному значению или превышает его.
Другим объектом настоящего изобретения является способ изготовления бурового долота, который может включать: формирование по меньшей мере одного профиля режущей части лопасти, имеющего конический участок, формирование режущего элемента, имеющего режущую поверхность, размещение этого режущего элемента в полости упомянутого конического участка, размещение в этой полости сжимаемого элемента, который сжимается, когда нагрузка, приложенная к буровому долоту, достигает некоторого предельного значения или превышает его, в результате чего режущий элемент переходит из выдвинутого положения во вдвинутое. Режущий элемент может включать тело, которое перемещается в полости. Для удержания тела режущего элемента в полости может быть сформирован фиксирующий элемент, связанный с режущим элементом. Режущий элемент может быть выполнен как узел, размещаемый, с возможностью извлечения, в соответствующем кармане профиля режущей части лопасти.
Еще одним объектом настоящего изобретения является способ бурения скважины, который в одном варианте осуществления может включать:
- спуск в скважину буровой компоновки, имеющей на своем конце буровое долото, содержащее резцы с возможностью перемещения из выдвинутого положения во вдвинутое в зависимости от приложенной к нему нагрузки, причем это буровое долото является менее агрессивным в случае, когда резцы находятся во вдвинутом положении, по сравнению со случаем, когда они находятся в выдвинутом положении,
- бурение первого участка скважины резцами, находящимися в выдвинутом положении,
- увеличение нагрузки на долото с целью вдвигания резцов,
- бурение второго участка скважины резцами, находящимися во вдвинутом положении.
Первый участок скважины может быть прямолинейным, а второй - криволинейным. Бурение скважины может осуществляться с использованием компоновки низа бурильной колонны, содержащей на своем нижнем конце буровое долото и узел коррекции направления проводки скважины, ориентирующий буровое долото в требуемом направлении. В одном варианте осуществления этот узел коррекции направления проводки скважины может включать ряд исполнительных элементов, прикладывающих силу к внутренней стенке ствола скважины для обеспечения ориентирования бурового долота в заданном направлении.
В приведенном выше описании настоящего изобретения представлены некоторые конкретные варианты осуществления бурового долота, системы для бурения скважин с использованием этого бурового долота и способы реализации этого бурового долота. Тем не менее специалистам в данной области будет ясно, что возможны различные изменения и модификации представленных вариантов осуществления. Все подобные изменения и модификации следует рассматривать как часть настоящего изобретения, находящуюся в пределах его объема, определяемого приложенной формулой изобретения.