РОТОРНАЯ УПРАВЛЯЕМАЯ СИСТЕМА С УСТРОЙСТВОМ УПРАВЛЕНИЯ ВОЗЛЕ ПРИВОДНОГО МЕХАНИЗМА, СОЕДИНЕННОГО С РАЗМЕЛЬЧАЮЩИМ УСТРОЙСТВОМ, ДЛЯ ОБРАЗОВАНИЯ НАКЛОННЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН
ROTARY CONTROLLED SYSTEM WITH CONTROL DEVICE NEAR DRIVE MECHANISM CONNECTED TO GRINDING DEVICE FOR FORMATION OF INCLINED BOREHOLES

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[0001] Данная заявка испрашивает приоритет по заявке США № 15/210707, поданной 14 июля 2016 года, которая включена в данный документ в полном объеме посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
1. ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0002] Данное раскрытие в целом относится к бурению стволов скважин и, в частности, к бурильной компоновке, которая объединяет буровой двигатель, такой как гидравлический забойный двигатель, в роторное управляемое устройство для бурения наклонных стволов скважин.
2. УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0003] Скважины или стволы скважин образуют для добычи углеводородов (нефти и газа), заключенных в подземных зонах пласта. Для бурения наклонного ствола скважины используют бурильную компоновку (также называемую компоновкой низа бурильной колонны или «КНБК»), который содержит устройство управления для наклона бурового долота. Устройство управления обычно наклоняет нижнюю часть бурильной компоновки на выбранную величину и вдоль выбранного направления для образования наклонных участков стволов скважин. Для бурения наклонных стволов скважин предлагали и использовали различные типы устройств управления. Бурильная компоновка также содержит разнообразные датчики и инструменты, которые предоставляют разнообразную информацию, касающуюся геологического пласта и параметров режимов бурения.
[0004] Одна такая система управления, называемая роторной управляемой системой, содержит механизм управления, расположенный рядом с буровым долотом. Такие управляемые системы либо проталкивают буровое долото, либо ориентируют тип бурового долота или его комбинацию, имея различные механизмы управления и приводные механизмы. Такие управляемые системы либо подсоединены к бурильной трубе вплоть до самой поверхности и вращаются с частотой вращения бурильной трубы, либо расположены ниже гидравлического забойного двигателя и вращаются с частотой вращения наложенной бурильной трубы и частотой вращения бурового двигателя. Такие роторные системы являются довольно сложными и относительно длинными. Хотя буровой двигатель могу использовать для управления стволом скважины без вращения бурильной компоновки путем перемещения бурильной компоновки, имеющей фиксированный изгиб, в требуемом направлении, роторная бурильная система обладает различными преимуществами по сравнению с системами перемещения, включая снижение трения, испытываемого роторной бурильной компоновкой, более эффективную транспортировку шлама на поверхность и т. д.
[0005] Раскрытие в данном документе обеспечивает роторную систему управления и способы образования наклонных стволов скважин, которые объединяют или интегрируют систему управления с гидравлическим забойным двигателем для бурения прямых и наклонных стволов скважин, при этом буровой двигатель может непрерывно вращаться для образования изогнутых и прямых участков ствола скважины путем вращения бурильной колонны с относительно низкой скоростью вращения по сравнению с обычными способами.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0006] В одном аспекте раскрыта роторная управляемая бурильная компоновка для бурения наклонного ствола скважины, которая в одном варианте реализации изобретения содержит: буровой двигатель, соединенный с приводным элементом, выполненным с возможностью вращения бурового долота; корпус снаружи приводного элемента и устройство управления, расположенное снаружи приводного элемента, при этом устройство управления наклоняет нижний участок корпуса относительно верхнего участка вокруг соединения, связанного с устройством управления, и поддерживает наклон в геостационарном режиме во время вращения бурильной компоновки.
[0007] В другом аспекте раскрыт способ образования наклонного ствола скважины, который в одном варианте реализации изобретения включает: транспортировку бурильной компоновки в ствол скважины, который содержит буровой двигатель, соединенный с приводным элементом, выполненным с возможностью вращения бурового долота, корпус снаружи приводного элемента и устройство управления, расположенное снаружи приводного элемента, который наклоняет первый участок корпуса относительно второго участка для наклона бурового долота; вращение бурильной компоновки и бурового двигателя для вращения бурового долота для бурения ствола скважины; и активирование устройства управления для наклона первого участка относительно второго участка для образования наклонного ствола скважины и для поддержки наклона первого участка в геостационарном режиме.
[0008] Были довольно широко обобщены примеры некоторых отличительных признаков устройства и способов, чтобы можно было лучше понять их последующее подробное описание и чтобы можно было оценить вклад в уровень техники. Конечно же, имеются дополнительные отличительные признаки, которые будут описаны ниже и которые станут объектом формулы изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0009] Для понимания в деталях устройства и способов, раскрытых в данном документе, следует обратиться к прилагаемым графическим материалам и их подробному описанию, в которых одинаковым элементам обычно присваиваются одинаковые номерные обозначения и в которых:
на фиг. 1 представлено схематическое изображение приведенной в качестве примера буровой системы, в которой используется бурильная компоновка, в которой используется устройство управления, выполненное в соответствии с вариантом реализации изобретения в данном документе;
на фиг. 2А проиллюстрирована блок-схема, показывающая бурильную компоновку, которая содержит устройство управления, объединенное с буровым двигателем, в соответствии с одним не ограничивающим вариантом реализации изобретения в данном документе;
на фиг. 2В проиллюстрирована блок-схема бурильной компоновки, в которой используется другой вариант реализации устройства управления, выполненного в соответствии с другим не ограничивающим вариантом реализации изобретения в данном документе;
на фиг. 3А проиллюстрирован вид в поперечном сечении бурильной компоновки, который показывает определенные компоненты устройства управления, выполненного в соответствии с одним не ограничивающим вариантом реализации изобретения в данном документе;
на фиг. 3В представлено изометрическое изображение с наводкой по стеклу приводного устройства или приводного блока, который содержит ряд электромеханических приводных механизмов, которые выборочно прикладывают усилие к устройству наклона, чтобы направлять буровое долото в требуемом направлении; а также
на фиг. 4 проиллюстрирован модульный электромеханический приводной механизм, который можно использовать в качестве отдельного приводного механизма в приводном устройстве, проиллюстрированном на фиг. 2А-3.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0010] На фиг. 1 представлено схематическое изображение приведенной в качестве примера буровой системы 100, в которой может использоваться устройство или блок управления в бурильной компоновке роторной буровой системы для бурения прямых и наклонных стволов скважин. Наклонный ствол скважины представляет собой любой ствол скважины, который не является вертикальным. Проиллюстрировано, что система 100 бурения содержит ствол 110 скважины (также именуемый «стволом скважины» или «скважиной»), образуемый в пласте 119, который содержит верхний участок 111 ствола скважины с установленной в нем обсадной колонной 112 и нижний участок 114 ствола скважины, в котором выполняют бурение с помощью бурильной колонны 120. Бурильная колонна 120 содержит трубчатый элемент 116 (также именуемый в данном документе «бурильной трубой»), который транспортирует бурильную компоновку 130 (также именуемую «компоновкой низа бурильной колонны» или «КНБК») на своем нижнем конце. Буровой трубчатый элемент 116 может быть бурильной трубой, образованной соединением секций трубы. Бурильная компоновка 130 содержит размельчающее устройство, такое как буровое долото 155, прикрепленное к ее нижней части. Бурильная компоновка 130 также может содержать ряд устройств, инструментов и датчиков, как описано ниже. Бурильная компоновка 130 содержит буровой двигатель (обычно именуемый «гидравлическим забойным двигателем») 140. Ротор в буровом двигателе 140 соединен с приводным элементом, который содержит гибкий трансмиссионный элемент или вал 141, соединенный с ведущим валом 165 бурового долота. Ведущий вал 165 бурового долота соединен с буровым долотом 155. Буровой двигатель 140 вращается благодаря потоку бурового раствора 179, проходящему через буровой двигатель 140. Ротор в буровом двигателе 140 вращает гибкий трансмиссионный вал 141, который, в свою очередь, вращает ведущий вал 165 бурового долота и, таким образом, буровое долото 155. Гибкий трансмиссионный вал 141 и ведущий вал 142 бурового долота расположены внутри корпуса 160. Бурильная компоновка 130 содержит устройство 150 управления (также именуемое блоком управления, секцией управления или компоновкой управления), расположенное возле приводного элемента, который наклоняет нижний участок 146 буровой компоновки относительно верхнего участка 145 буровой компоновки 130 вокруг соединения 147 устройства 150 управления, как описано более подробно со ссылкой на фиг. 2A-4.
[0011] С дальнейшей ссылкой на фиг. 1 проиллюстрировано, что буровая колонна 120 транспортируется в ствол 110 скважины от приведенной в качестве примера буровой установки 180 на поверхности 167. Приведенная в качестве примера буровая установка 180 на фиг. 1 проиллюстрирована как наземная установка для простоты объяснения. Устройство и способы, раскрытые в данном документе, могут также использоваться в морских буровых установках. Роторный стол 169 или верхний силовой привод 169а, соединенный с бурильной колонной 118, может использоваться для вращения бурильной колонны 120 и, таким образом, буровой компоновки 130 и бурового долота 155. В системе 100 буровое долото 155 также вращается буровым двигателем 140. Таким образом, вращение бурового долота является суммой числа оборотов бурильной колонны и числа оборотов бурового двигателя. Блок (также именуемый «контроллером» или «поверхностным контроллером») 190 контроля на поверхности 167, который может быть компьютерной системой, может использоваться для приема и обработки данных, передаваемых различными датчиками и инструментами (описанными ниже) в бурильной компоновке 130 и для управления выбранными операциями различных устройств и датчиков в бурильной компоновке 130, включая блок 150 управления. Поверхностный контроллер 190 может содержать процессор 192, устройство хранения данных (или машиночитаемый носитель) 194 для хранения данных и компьютерных программ 196, доступных для процессора 192, для определения различных параметров, представляющих интерес, во время бурения ствола 110 скважины, и для управления выбранными операциями различных инструментов в бурильной компоновке 130 и операциями бурения ствола 110 скважины. Устройство хранения данных 194 может быть любым подходящим устройством, включая, но не ограничиваясь этим, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), флэш-память, магнитную ленту, жесткий диск и оптический диск. Для бурения ствола 110 скважины буровой раствор 179 закачивается под давлением в трубчатый элемент 116, и поток бурового раствора проходит через бурильную компоновку 130 и буровой двигатель 140 и выпускается в нижней части 110а бурового долота 155. Поток бурового раствора приводит к вращению ротора в буровом двигателе. Буровое долото 155 размельчает пластовые породы, превращая их в шлам 151. Буровой раствор 179 возвращается на поверхность 167 вместе с шламом 151 через межтрубное пространство (также именуемое «кольцевым пространством») 127 между бурильной колонной 120 и стволом 110 скважины.
[0012] Далее со ссылкой на фиг. 1, бурильная компоновка 130 может дополнительно содержать один или более скважинных датчиков (также именуемых датчиками для измерения в процессе бурения (ИПБ), датчиками или инструментами для каротажа в процессе бурения (КПБ)) и другие устройства, совместно именуемые скважинными устройствами или датчиками и имеющие позиционное обозначение 175, а также по меньшей мере один блок контроля или контроллер 170 для обработки данных, полученных от скважинных устройств 175. Скважинные устройства 175 могут содержать датчики для выполнения измерений, относящихся к различным параметрам бурения, включая, но не ограничиваясь ими, ориентацию КНБК, положение отклонителя, вибрацию, биение долота, прихват-проскальзывание, скорость потока, давление, температуру и нагрузку на долото. Бурильная компоновка 130 может дополнительно содержать инструменты, включая, но не ограничиваясь ими, прибор каротажа сопротивления, прибор акустического каротажа, прибор гамма-каротажа, прибор радиоактивного каротажа и инструмент ядерного магнитного резонанса, которые предоставляют данные, относящиеся к свойствам пласта вокруг буровой установки 130. Такие устройства известны в данной области техники и, таким образом, подробно не описаны в данном документе. Бурильная компоновка 130 также содержит устройство 186 для выработки электроэнергии и подходящий телеметрический блок 188, при работе которого может использоваться любой подходящий метод телеметрии, включая, но не ограничиваясь этим, гидроимпульсную телеметрию, электромагнитную телеметрию, акустическую телеметрию и сигналопроводящую трубу. Такие методы телеметрии известны в данной области техники и, таким образом, в данном документе подробно не описываются. Блок 150 управления дает оператору возможность направлять буровое долото 155 в требуемых направлениях для бурения наклонных стволов скважин. Стабилизаторы, такие как стабилизаторы 162 и 164, предусмотрены вдоль участка 150 управления для стабилизации участка управления. Дополнительные стабилизаторы, такие как стабилизатор 166, могут использоваться для стабилизации бурильной компоновки 130. Контроллер 170 может содержать процессор 172, такой как микропроцессор, устройство 174 хранения данных и программу 176, доступную для процессора 172. Контроллер 170 взаимодействует с контроллером 190 для управления различными функциями и операциями инструментов и устройств в бурильной компоновке. Во время бурения устройство 150 управления управляет наклоном и направлением бурового долота 155, как более подробно описано со ссылкой на фиг. 2-4.
[0013] На фиг. 2А проиллюстрирована блок-схема бурильной компоновки 200, показывающая относительное положение различных устройств, содержащихся в буровой установке. Бурильная компоновка 200 соединена с бурильной трубой 216 на ее верхнем или верхнем конце и с размельчающим устройством, таким как буровое долото 255, внизу или на ее нижнем конце. Бурильная компоновка 200 содержит буровой двигатель или гидравлический забойный двигатель 240, который содержит ротор 242, который вращается внутри статора 244, имеющего внешний корпус 246 (также именуемый в данном документе «верхним участком»). Ротор 242 соединен с гибким трансмиссионным элементом или валом 245, который, в свою очередь, соединен с ведущим валом 247 долота, который, в свою очередь, соединен с буровым долотом 255. Во время операций бурения ротор 242 вращается внутри статора 244 благодаря потоку бурового раствора 279, проходящему через буровой двигатель 240. Ротор 242 вращает гибкий вал 245 и ведущий вал 247 долота, тем самым вращая буровое долото 255 со скоростью вращения ротора. Буровое долото 255 также вращается при вращении бурильной компоновки 200. Таким образом, скорость вращения бурового долота является суммой скоростей вращения ротора 242 и скорости вращения бурильной компоновки 200. Корпус 246 бурового двигателя (также именуемый в данном документе «верхним участком») соединен с корпусом 258 подшипника (также именуемым в данном документе «нижним участком»), который поддерживает ведущий вал 247 долота через подшипники 257. Стабилизаторы 262 и 264 могут быть предусмотрены соответственно над корпусом 258 подшипника и корпусом 246 бурового двигателя, чтобы обеспечить устойчивость бурового двигателя 240 и бурового долота 255. Корпус 246 бурового двигателя и корпус 258 подшипника соединены друг с другом с помощью устройства 250 управления. Устройство 250 управления содержит устройство наклона или механизм 270 наклона и приводное устройство или блок 280, который наклоняет устройство 270 наклона при вращении бурильной компоновки. В одном не ограничивающем варианте реализации изобретения приводное устройство 280 содержит три или более приводных механизмов 280a, 280b, 280c и т. д. вокруг вала 245 и/или 247. Устройство 270 наклона в одном не ограничивающем варианте реализации изобретения содержит соединение 274 и устройство 272 регулировки. Устройство 272 регулировки может содержать элемент приложения усилия, соответствующий каждому из приводных механизмов 280a-280c, например элементы 272a-270c приложения усилия. Каждый элемент приложения усилия соединен с соединением 274, которое перемещается возле местоположения 275. Зазор 279 позволяет нижнему участку 258 перемещаться вокруг соединения 274 в любом требуемом направлении. Соединение 274 может быть любым подходящим соединением, которое может поворачиваться или наклоняться вокруг участка 275 и которое может быть выполнено с возможностью приведения к наклону нижнего участка 258 относительно верхнего участка 246 в любом требуемом направлении. В одном аспекте соединение 274 может быть карданным соединением (включая шарнирно-шаровое соединение или универсальное соединение). Каждый приводной механизм 280a-280c выборочно перемещает свой соответствующий элемент 272a-272c приложения усилия, в то время как бурильная компоновка 200 вращается, чтобы заставить нижний участок 258 наклоняться относительно верхнего участка 246 под выбранным углом вдоль любого требуемого направления вокруг соединения 274. Схема управления, блок управления или контроллер 285 может управлять работой приводного устройства 280 в ответ на один или более скважинных параметров или измерений, выполненных подходящими датчиками 284 в режиме реального времени. Датчики 284 могут включать, но не быть ограниченными ими, акселерометры, магнитометры и гироскопы. Датчики 284 и/или контроллер 285 могут быть размещены в любом подходящем месте в бурильной компоновке. В одном не ограничивающем варианте реализации изобретения приводные механизмы 282a-282c представляют собой электромеханические устройства, как описано более подробно со ссылкой на фиг. 3-4. В варианте реализации изобретения по фиг. 2А соединение 274 находится ниже (то есть ниже по стволу скважины от) ротора 242. Гибкий вал 245 проходит через соединение 274, при этом вал обеспечивает энергией бурения (об/мин) буровое долото 255. Контроллер 285 динамически управляет приводными механизмами 280a-280с и, таким образом, движением элементов 272а-272с приложения усилия, чтобы приводить к наклону нижнего участка 258 и, таким образом, бурового долота 255 на требуемую или выбранную величину и вдоль требуемого направления, в то время как бурильная компоновка 200 вращается в ответ на одно или более скважинных измерений, определяемых или измеряемых в режиме реального времени. Использование устройства 250 управления в бурильной компоновке 200 в составе гидравлического забойного двигателя 240 обеспечивает вращение бурильной колонны 130 (фиг. 1) и, таким образом, устройства 250 управления с относительно низкой скоростью вращения (об/мин) по сравнению с обычными роторными управляемым буровыми системами. (Низкая) частота вращения бурильной колонны уменьшает вероятность прихвата-проскальзывания и трения бурильной компоновки 200, в то же время обеспечивая вращение бурового долота 255 с оптимальной частотой, что обусловлено частотой вращения бурового двигателя и частотой вращения бурильной колонны, таким образом, обеспечивая высокую скорость проникновения бурового долота 255 в пласт. Относительно низкие требования к частоте вращения бурильной компоновки 200 и, следовательно, к частоте вращения устройству 250 управления требуют меньшей механической мощности от приводного устройства 280. Низкая частота вращения бурильной колонны также вызывает меньшую динамическую механическую нагрузку на всю бурильную колонну 120, включая ее различные компоненты, которые включают бурильную компоновку 200 и ее различные датчики и электронные компоненты. Дополнительные преимущества по сравнению с обычным бурением электробуром включают возможность вращения бурильной компоновки 200 через изгибы ствола скважины и возможность регулировки бурильной компоновки 200, по существу, в прямом режиме для бурения прямых участков ствола скважины.
[0014] На фиг. 2B проиллюстрирована блок-схема бурильной компоновки 200a, в которой используется устройство управления 250a, которое содержит приводное устройство 280 и устройство 270a наклона. Проиллюстрированное приводное устройство 280 является таким же, как устройство, проиллюстрированное на фиг. 2, и содержит три или более приводных механизмов 280a-280c, расположенных вокруг приводного механизма 245/247. Устройство 270a наклона содержит устройство 277 регулирования и соединение 274. В одном не ограничивающем варианте реализации изобретения устройство 277 регулирования содержит отдельное устройство приложения гидравлического усилия, соответствующее каждому из приводных механизмов 280a-280c. На фиг. 2 устройства 277a-277c приложения усилия соответственно соответствуют приводным механизмам 280a-280c и соединены с ними. Приводные механизмы 280a-280c выборочно приводят в действие свои соответствующие устройства 277a-277c приложения усилия, чтобы наклонять нижний участок 258 относительно верхнего участка 246 вокруг соединения 274 при вращении бурильной компоновки 200a. В одном не ограничивающем варианте реализации изобретения каждое из устройств 277a-277c приложения усилия содержит клапан, гидравлически сообщающийся с буровым раствором 279 под давлением, протекающим через канал 289 в бурильной компоновке 200a и камеру, в которой находится поршень. В варианте реализации изобретения по фиг. 2B, устройства 277a-277c приложения усилия соответственно содержат клапаны 276a-276c и поршни 278a-278c, расположенные соответственно в камерах 281a-281c. Во время бурения буровой раствор 279 под давлением, протекающий через канал 289 вокруг валов 245 и 247, выходит через проходные каналы или насадки 255а в буровом долоте 255, соединенном с бурильной компоновкой 200а. Выходящий буровой раствор 279a возвращается на поверхность через кольцевое пространство 291, что создает перепад давления между каналом 289 и кольцевым пространством 291. В аспектах раскрытия в данном документе используется такой перепад давления для активирования устройств 277a-277c приложения гидравлического усилия для создания требуемого наклона нижнего участка 246 относительно верхнего участка 246 вокруг соединения 274 и для поддержки такого наклона в геостационарном режиме во время вращения бурильной компоновки 200а. Чтобы наклонить буровое долото 255 через участки 258 и 246, приводные механизмы 280a-280c выборочно открывают и закрывают свои соответствующие клапаны 276a-276c, позволяя буровому раствору 279, находящемуся под давлением, протекать из канала 289 в цилиндры 281a-281c для удлинения поршней 278a-278c в радиальном направлении наружу. Каждая комбинация поршня и цилиндра может иметь зазор, такой как зазор 283a, между поршнем 278a и цилиндром 281a и зазор 283c между поршнем 278c и камерой 281c. Такой зазор позволяет жидкости, поступающей в камеру, выходить из этой камеры в кольцевое пространство 291, когда клапан открыт, а поршень принудительно возвращается в свой цилиндр. В качестве альтернативного варианта, могут быть предусмотрены одна или более насадок или выпускных отверстий (не проиллюстрированы), соединенных между цилиндром и кольцевым пространством 291, чтобы позволять жидкости течь из камеры в кольцевое пространство 291. Для активного управления наклоном нижнего участка 258 во время вращения роторной управляемой бурильной компоновки 200а три или более клапанов 276а-276с могут активироваться последовательно и предпочтительно с частотой, соответствующей скорости (частоте) вращения бурильной компоновки 200а, чтобы создать геостационарный наклон между верхним участком 246 и нижним участком 258. Например, в соответствии с фиг. 2B, если требуется направить бурение вверх по стволу скважины, приводной механизм 280c мгновенно открывается, принуждая поршень 278c выступать в направлении наружу. В этот же момент приводной механизм 280а закроет клапан 276а, перекрывая давление от канала 289 на поршень 278а. Поскольку все поршни 276a-276c механически связаны через соединение 274, поршень 278a будет возвращаться или втягиваться при направленном наружу ходе поршня 278c. Когда компоновка 200а вращается, т. е. поворачивается на 180° и в случае четырех приводных механизмов, распределенных по окружности компоновки 200а, активирование будет изменять на обратное направление приводной механизм 280а, открывающий клапан 276а, и приводной механизм 280с, закрывающий клапан 276с, таким образом, сохраняя направление геостационарного наклона. Подобные способы могут использоваться для наклона и поддержки такого наклона в геостационарном режиме для варианта реализации изобретения, проиллюстрированного на фиг. 2А.
[0015] На фиг. 3А проиллюстрирован вид в поперечном сечении секции 310 бурильной компоновки, которая содержит нижний участок 258, выполненный с возможностью наклона относительно верхнего участка 246 с помощью устройства 250 управления, которым может быть устройство 250а или 250b, соответственно проиллюстрированные на фиг. 2А и 2В. В секции 310 бурильной компоновки ротор 242 бурового двигателя соединен с трансмиссионным валом 245, который соединен с ведущим валом 247 бурового долота, который вращает буровое долото 255. Устройство 350 управления содержит приводное устройство 322, которое содержит три или более приводных механизмов 322a-322c (виден только 322a), расположенных вокруг или снаружи приводного механизма 245/247, как описано со ссылкой на фиг. 2А и 2В. Устройство 375 наклона содержит устройство 370 регулирования, которое выполнено с возможностью наклона нижнего участка 258 относительно верхнего участка 246 вокруг соединения 374. Устройство 370 регулирования содержит три или более устройств приложения усилия, таких как устройства 324a-324c, соответственно соединенные с приводными механизмами 322а-322с. Устройства 324a-324c могут быть либо устройствами 272a-272c (фиг. 2A), либо устройствами 277a-277c (фиг. 2B), либо другими подходящими устройствами. Во время бурения вращение секции 310 бурильной компоновки и вращение ротора 242 вращают буровое долото 255, в то время как приводные механизмы 322a-322c выборочно активируют свои соответствующие устройства 324a-324c приложения усилия. Усилие и осевое смещение или выходное перемещение каждого приводного механизма принимается устройством 370 регулирования, которое передает такое, по существу, осевое усилие и смещение, по существу, в выходное радиальное перемещение, которое дополнительно используется для наклона нижнего участка 258 относительно верхнего участка 246 и поддержки наклона в геостационарном режиме или, по существу, в геостационарном режиме для образования наклонного участка ствола скважины. Соединение 274 передает осевые и крутильные нагрузки между верхним участком 246 и нижним участком 258, при этом поддерживая угловую гибкость между этими двумя участками.
[0016] На фиг. 3В представлено изометрическое изображение с наводкой по стеклу приводного устройства 300, соединенного с устройством 370 регулирования, которое может быть использовано в бурильной компоновке. Приводное устройство 300 содержит ряд отдельных приводных механизмов, таких как приводные механизмы 322a, 322b и 322c, размещенные на некотором расстоянии друг от друга вокруг приводного механизма 245. Каждый такой приводной механизм содержит подвижный элемент, который воздействует на соответствующий элемент 324a-324c приложения усилия для перемещения устройства 370 регулирования в любом требуемом направлении. Во время вращения бурильной компоновки приводные механизмы 322а, 322b и 322с и их соответствующие устройства 324а-324с приложения усилия вращаются вместе со всей компоновкой. Приводные механизмы 322a-322c выдвигают и убирают свои соответствующие элементы 324a-324c для приложения требуемых величин усилий и смещений к устройству 370 регулирования для наклона нижнего участка относительно верхнего участка бурильной компоновки.
[0017] На фиг. 4 проиллюстрированы некоторые элементы или компоненты отдельного приводного механизма 400 для использования в качестве приводных механизмов 322a-322c в устройстве 300 управления по фиг. 3. В одном аспекте приводной механизм 400 представляет собой единое устройство, которое содержит подвижный конец 420, который можно выдвигать и убирать. Приводной механизм 400 дополнительно содержит электродвигатель 430, который может вращаться в направлениях по часовой стрелке и против часовой стрелки. Двигатель 430 приводит в действие редуктор 440 (в направлении по часовой стрелке или против часовой стрелки), который, в свою очередь, вращает приводной винт 450 и, таким образом, конец 420 в осевом направлении в любом направлении. Приводной механизм 400 дополнительно содержит схему 460 управления, которая управляет работой двигателя 430. Контроллер 460 содержит электрические схемы 462, а также может содержать микропроцессор 464 и запоминающее устройство 466, в котором содержатся команды или программы для управления работой двигателя 430. Схема 460 управления соединена с двигателем 430 через проводники посредством шинного соединителя 470. В аспектах приводной механизм 400 также может содержать компрессионное поршневое устройство или другое подходящее устройство 480 для обеспечения компенсации давления для приводного механизма 400. Каждый такой приводной механизм может представлять собой единое устройство, которое вставлено в защитный корпус, расположенный в приводном блоке 150 (фиг. 1). Во время бурения каждый такой приводной механизм управляется своей схемой управления, которая может взаимодействовать с контроллером 270 (фиг. 1) и/или контроллером 190 (фиг. 1) для приложения усилия к устройству 370 регулирования (фиг. 3).
[0018] В соответствии с фиг. 1-4, блок управления, выполненный в соответствии с вариантом реализации изобретения, описанным в данном документе, образует часть нижнего участка бурильной компоновки, такой как бурильная компоновка 130 (фиг. 1) буровой системы 100. Устройство управления содержит устройство наклона, которое дополнительно содержит устройство регулирования, соединенное с соединителем, при этом приводное устройство или приводной блок маневрирует или наклоняет соединение вокруг оси бурильной компоновки. Трансмиссионный вал, соединенный с ротором бурового двигателя, проходит через устройство регулирования и соединение и вращает буровое долото по мере вращения ротора бурового двигателя. Устройство регулирования активно перемещается выбранным количеством периодически активируемых модульных электромеханических приводных механизмов приводного устройства. Приводные механизмы вращаются вместе с буровой компоновкой и управляются с помощью входных сигналов от одного или более датчиков положения в бурильной компоновке, которые могут включать магнитометры, акселерометр и гироскопы. Такие датчики предоставляют информацию о положении в режиме реального времени, относящуюся к ориентации ствола скважины во время бурения. В зависимости от типа и конструкции устройства регулирования приводные механизмы могут совершать возвратно-поступательное или вращательное колебательное движение, например, в сочетании с системой кулачка или кривошипа, которая дополнительно обеспечивает эксцентрическое смещение в любом требуемом направлении от оси бурильной компоновки во время каждого оборота бурильной компоновки, создавая геостационарное усилие и смещение оси поворота. Кроме того, буровой системе 100, раскрытой в данном документе, не требуется блок контроля для создания обратного вращения для противодействия вращению корпуса инструмента. Модульные приводные механизмы, расположенные на наружном диаметре приводного узла, получают командные сигналы от контроллера, расположенного на другом участке инструмента или выше по стволу скважины в бурильной компоновке, которая также может содержать навигационные датчики. Данные навигационные датчики вращаются вместе с бурильной компоновкой. Такой механизм может разрешать и обрабатывать вращательное движение бурильной компоновки, чтобы вычислять кратковременное угловое положение (при вращении) и, по существу, мгновенно генерировать команды для отдельных приводных механизмов.
[0019] Вышеизложенное раскрытие изобретения относится к определенным приведенным в качестве примера не ограничивающим вариантам реализации изобретения. Различные модификации будут очевидны специалистам в данной области техники. Предполагают, что все такие модификации в пределах объема прилагаемой формулы изобретения будут охвачены вышеприведенным раскрытием изобретения. Слова «содержащий», «включающий», «содержит» и «включает», используемые в формуле изобретения, следует интерпретировать как подразумевающие «включающий, но не ограничивающийся ими». Кроме того, реферат не должен использоваться для ограничения объема формулы изобретения.