БУРОВОЕ ДОЛОТО С ВЫДВИЖНЫМИ ЭЛЕМЕНТАМИ С ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ СВЯЗЬЮ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ДЕЙСТВУЮЩЕЙ НА НИХ НАГРУЗКИ
DRILLING BIT WITH SLIDING ELEMENTS WITH HYDRAULIC LINK TO CONTROL LOAD ACTING ON THEM

Притязания на приоритет
Настоящая заявка претендует на приоритет патентной заявки US 13/796494 на "Буровое долото с выдвижными элементами с гидравлической связью, для регулирования действующей на них нагрузки", поданной 12 марта 2013 г.
Область техники
В целом, изобретение относится к буровым долотам и системам, использующим такие долота для бурения стволов скважин.
Уровень техники
В бурении нефтяных скважин (также называемых "стволами скважин" или "буровыми скважинами") используются бурильная колонна, включающая трубчатый элемент, имеющий буровой снаряд (также называется "компоновкой низа бурильной колонны", или "КНБК"). КНБК обычно включает устройства и датчики, вырабатывающие информацию, относящуюся различным параметрам процесса бурения ("параметры режима бурения"), режиму работы КНБК (также называются "параметрами КНБК") и породе, окружающей пробуриваемый ствол скважины (также называются "характеристики пласта"). Буровое долото, прикрепленное снизу к КНБК, вращают вращением бурильной колонны и (или) буровым двигателем (также называемым "забойным турбинным двигателем") в КНБК, с целью разрушения горной породы для бурения ствола скважины. Большое число стволов скважин пробуривают по сложным траекториям. Например, один ствол скважины может включать одну или более вертикальные секции, секции, отклоняющиеся от вертикали, и горизонтальные секции, проходящие в горных породах разных типов. Когда бурение переходит от мягкой породы, например песка, к твердой породе, например глинистому сланцу, или наоборот, скорость проходки бурения изменяется и может вызвать (снизить или повысить) чрезмерные колебания или вибрации (поперечные или торсионные) в буровом долоте. Скоростью проходки обычно управляют, регулируя осевую нагрузку на долото (ОННД) и скорость вращения (число оборотов в минуту) бурового долота так, чтобы подавлять колебания бурового долота. ОННД управляют, регулируя нагрузку на крюке на поверхности, а числом оборотов в минуту управляют, регулируя скорость вращения бурильной колонны на поверхности и (или) скорость вращения двигателя в КНБК. Для управления подобным способом колебаниями бурового долота и скоростью вращения требуется участие буровой системы или оператора на поверхности. Результат воздействия на колебания бурового долота мероприятий, проводимых на поверхности, проявляется не сразу. При данной ОННД и скорости вращения долота, на вибрации и колебания бурового долота влияет его агрессивность. Способствующим фактором, связанным с агрессивностью бурового долота, является его глубина резания. Регулируя глубину резания, можно получить более ровный ствол скважины, избежать преждевременного повреждения резцов и продлить срок службы бурового долота.
В приведенном раскрытии предлагается буровое долото и использующая его буровая система, выполненные с возможностью управления агрессивностью бурового долота в процессе бурения ствола скважины.
Сущность изобретения
Согласно одной особенности, раскрывается буровое долото, которое, в одном варианте выполнения, включает группу элементов, выдвигаемых из поверхности бурового долота и утапливаемых в нее, при этом по меньшей мере два элемента из группы элементов имеют друг с другом связь по текучей среде для компенсации отличающихся сил, приложенных к этим элементам в процессе буровых работ.
Согласно другой особенности, предлагается способ бурения ствола скважины, при осуществлении которого, в одном варианте выполнения: перемещают бурильную колонну, имеющую на конце буровое долото, включающее группу элементов, выдвигаемых из поверхности бурового долота и утапливаемых в нее, при этом элементы этой группы имеют друг с другом связь по текучей среде, для компенсации отличающихся сил, приложенных к этим элементам в процессе буровых работ; и пробуривают ствол скважины, используя бурильную колонну.
Приведенное выше обобщенное представление примеров некоторых признаков раскрытых здесь устройства и способа должно способствовать лучшему пониманию следующего далее подробного описания. Естественно, существуют дополнительные признаки устройства и способа, раскрытые ниже, которые формируют объект приложенной к раскрытию формулы.
Краткое описание чертежей
Для лучшего понимания приведенного раскрытия используются приложенные чертежи, на которых одинаковые цифровые обозначения в основном присвоены одинаковым элементам, и на которых:
на фиг. 1 представлен схематичный вид частного варианта буровой системы, включающей бурильную колонну с буровым долотом, изготовленным в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения;
на фиг. 2 представлен перспективный вид частного варианта бурового долота с узлом приложения силы для выдвижения и утапливания накладок на поверхности бурового долота, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения;
на фиг. 3 представлен перспективный вид, изображающий несколько выдвигаемых и утапливаемых накладок на различных поверхностях частного варианта выполнения бурового долота, выполненного в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения;
на фиг. 4 представлен вид сбоку разреза бурового долота, показанного на фиг. 3, изображающий некоторые частные варианты накладок с гидравлической компенсацией, в соответствии с вариантом выполнения настоящего раскрытия; и
на фиг. 5 представлен вид сбоку разреза бурового долота, показанного на фиг. 3, изображающий некоторые частные варианты накладок и резцов с гидравлической компенсацией, в соответствии с другим вариантом выполнения настоящего изобретения.
Описание изобретения
На фиг. 1 представлено схематичное изображение частного варианта буровой системы 100, имеющей бурильную колонну 120, включающую буровой снаряд, или компоновку 190 низа бурильной колонны, прикрепленную нижнему концу колонны. Бурильную колонну 120 перемещают в буровую скважину 126, сформированную в породе 195. Буровая система 100 включает обычную вышку 111, сооруженную на платформе или площадке 112, на которой установлен роторный стол 114 буровой установки, приводимый во вращение первичным приводом, например электромотором (не показан), с нужной скоростью вращения. С поверхности на дно 151 буровой скважины 126 проходит насосно-компрессорная труба (например, составная буровая труба) 122, на нижнем конце которой прикреплен буровой снаряд 190. Буровое долото 150, прикрепленное к буровому снаряду 190, разрушает толщу пород 195. Бурильная труба 120 присоединена к буровой лебедке 130 посредством квадратной штанги 121, вертлюжного соединения 128 и троса 129, перекинутого через шкив. Посредством буровой лебедки 130 управляют осевой нагрузкой на долото (ОННД). Вращение бурильной колонне 120 может сообщаться верхним приводом 114а, вместо первичного привода и роторного стола 114 буровой установки.
1
2
3
5
6
Для выполнения бурения ствола 126 скважины, через бурильную колонну 120 буровым насосом 134 прокачивается под давлением подходящий буровой раствор 131 (также называемый глинистым раствором) от его источника 132, например, резервуара для бурового раствора. Буровой раствор 131 проходит от бурового насоса 134 в бурильную колонну 120 через поглотитель 136 гидравлического удара и трубопровод 138 для бурового раствора. Буровой раствор 131а выпускается на дне 151 буровой скважины через отверстия в буровом долоте 150. Возвращающийся обратно буровой раствор 131b поднимается вверх по стволу скважины через кольцевое, или затрубное, пространство 127 между бурильной колонной 120 и буровой скважиной 126, и возвращается в резервуар 132 для бурового раствора по обратной линии 135 и через сито 185, в котором удаляется выбуренная порода из возвращающегося бурового раствора 131b. Установленный в трубопроводе 138 датчик S выдает информацию о расходе бурового раствора 131. Датчик S крутящего момента на поверхности и датчик S, связанный с бурильной колонной 120, выдают информацию о крутящем моменте и скорости вращения бурильной колонны 120. Скорость проходки бурильной колонны 120 может быть определена по данным датчика S, в то время как датчик S может выдавать информацию о нагрузке на крюке бурильной колонны 120.
1
6
В некоторых применениях, буровое долото 150 вращают вращением буровой трубы 122. В других применениях, напротив, скважинный двигатель 155 (забойный турбинный двигатель), расположенный в буровом снаряде 190, вращает только одно буровое долото 150 или в дополнение к вращению бурильной колонны. Узел управления или контроллер 140 на поверхности принимает: сигналы от скважинных датчиков и устройств посредством датчика 143, помещенного в трубопровод 138 для бурового раствора; и сигналы от датчиков S-S и других датчиков, используемых в системе 100, и обрабатывает эти сигналы согласно программным инструкциям, вырабатываемым узлом 140 управления на поверхности. Узел 140 управления на поверхности выводит требуемые параметры бурения и другую информацию на дисплей/монитор 141 для оператора. Узел управления 140 на поверхности может представлять собой компьютеризированный узел, который может включать процессор 142 (например, микропроцессор), запоминающее устройство 144, например твердотельную память, ленту или твердый диск, и одну или более компьютерных программ 146, хранящихся в запоминающем устройстве 144, доступном процессору 142, для исполнения команд, содержащихся в этих программах. Узел 140 управления на поверхности может также обмениваться информацией с удаленным узлом 148 управления. Узел 140 на поверхности может обрабатывать данные, относящиеся к буровым работам, данные от датчиков и устройств на поверхности, данные, принятые от скважинных устройств, и может управлять одним или более параметрами бурения.
В буровом снаряде 190 могут также находиться датчики или устройства оценки параметров породы (также называемые датчиками измерений в процессе бурения (MWD - от англ. measurement-while-drilling) или датчиками каротажа во время бурения (LWD - от англ. logging-while-drilling)), для получения данных о различных свойствах, например, электрическом сопротивлении, плотности, пористости, проницаемости, акустических свойствах, свойствах магнитно-ядерного резонанса, агрессивности текучих сред или породы, содержании солей, и других заданных свойствах породы 195, окружающей буровой снаряд 190. Подобные датчики в целом известны в уровне техники, и для удобства изложения обобщенно обозначены ссылочным номером 165. Буровой снаряд 190 может также включать ряд других датчиков и устройств 159 связи, для управления одной или более функциями и характеристиками бурового снаряда 190 (включая, помимо прочего, скорость, вибрацию, изгибающий момент, ускорение, колебание, завихрение и прерывистое движение), и определения этих функций и характеристик, и параметрами проводимого бурения, включая, помимо прочего, осевую нагрузку на долото, расход бурового раствора и скорость вращения бурового снаряда.
На фиг. 1 показано, что бурильная колонна также включает генератор 178 энергии, выполненный с возможностью вырабатывания электрической мощности, или энергии, например, тока для датчиков 165, устройств 159 и других устройств. Генератор 178 энергии может быть расположен в буровом снаряде 190 или бурильной колонне 120. Буровой снаряд также включает механизм 160 отклонения, имеющий отклоняющие элементы (также называемые элементами приложения силы) 160a, 160b, 160c, которые могут быть выполнены с возможностью независимого приложения силы к буровой скважине 126 для отклонения бурового долота в каком-либо направлении. Узел 170 управления обрабатывает данные от скважинных датчиков и управляет работой различных скважинных устройств. Узел управления включает процессор 172, например микропроцессор, запоминающее устройство 174, например твердотельную память, и программы 176, хранящиеся в запоминающем устройстве 174 и доступные процессору 172. Двухсторонний обмен сигналами и данными между узлами 140 и 170 управления обеспечивается подходящим блоком 179 телеметрии.
В ходе бурения ствола 126 скважины, для получения более гладкого ствола скважины, предотвращения повреждения бурового долота и повышения эффективности бурения, желательно управлять агрессивностью бурового долота. Для снижения осевой агрессивности бурового долота 150, долото снабжено одной или более накладками 180, выполненными с возможностью выдвижения из поверхности 152 бурового долота и утапливания в нее. Выдвижением одной или более накладок 180 управляет узел 185 приложения силы в буровом долоте, что позволяет регулировать глубину резания резцов, расположенных на торце коронки бурового долота, и управлять осевой агрессивностью бурового долота 150.
На фиг. 2 показан частный пример бурового долота 200, в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения. Буровое долото 200 представляет собой долото со вставками из поликристаллического алмаза (ПКА), корпус 210 которого включает хвостовик 212 и буровую коронку 230. Хвостовик 212 включает сужение, или секцию сужения, 214 с коническим резьбовым верхним концом 216, резьба 216а на котором служит для присоединения бурового долота 150 к концу с внутренней резьбой на буровом снаряде 130 (фиг. 1). Хвостовик 212 имеет нижнюю вертикальную, или прямую, секцию 218. Хвостовик 210 жестко соединен с буровой коронкой 230 на стыке 219. Буровая коронка 230 включает торец или торцевую секцию 232, обращенную к породе в процессе бурения. Буровая коронка включает несколько лопастей, такие как лопасти 234а и 234b. На каждой лопасти имеется несколько резцов, например, резцы 236 на лопасти 234а, имеющей торцевую секцию и боковую секцию. Например, лопасть 234а имеет торцевую секцию 232а и боковую секцию 236а, в то время как лопасть 234а имеет торцевую секцию 232b и боковую секцию 236b. Каждая лопасть также имеет несколько резцов. В частном варианте выполнения изобретения, представленном на фиг. 2, лопасть 234а показана с резцами 238а на торцевой секции 232а и резцами 238b на боковой секции 236а, в то время как лопасть 234b показана с резцами 239а на торце 232b и с резцами 239b на боковой секции 236b. Буровое долото 150 также имеет одну или более накладок, например, накладок 240а и 240b, каждая из которых выполнена с возможностью выдвижения и утапливания относительно поверхности 232 бурового долота. Согласно другой особенности, один или более резцов может быть выполнен с возможностью выдвижения и утапливания относительно поверхности бурового долота. Для целей настоящего изобретения, выдвигаемая/утапливаемая накладка или резец здесь также называется выдвигаемым или утапливаемым "элементом". Буровое долото, выполненное в соответствии с вариантом выполнения согласно данному изобретению, может включать по меньшей мере два элемента (по меньшей мере одну накладку, по меньшей мере два резца или по меньшей мере одну накладку или один резец), имеющих друг с другом связь по текучей среде так, что когда один из этих элементов выдвигается или утапливается, он смещает рабочую жидкость к одному или более из других элементов, гидравлически связанных с этим элементом, как это более подробно описано со ссылкой на фиг. 3-5.
На фиг. 3 показана часть коронки частного варианта бурового долота 300 с ПКА резцами, включающая несколько выдвигаемых и утапливаемых накладок на разных лопастях бурового долота 300. Например, лопасть 302 включает накладки 303, лопасть 304 включает накладки 305, лопасть 306 включает накладки 307, лопасть 308 включает накладки 309, лопасть 310 включает накладки 311 и лопасть 312 включает накладки 313. На каждой такой лопасти некоторые из накладок могут располагаться на торце лопасти, а некоторые сбоку лопасти. В качестве примера, накладка 313а показана расположенной на торце лопасти 312, а накладка 313b расположена на боковой стороне лопасти 312. В других конструкциях, накладки могут располагаться на торце лопастей или на боковых поверхностях лопастей. Кроме того, только отдельные выбранные лопасти могут иметь одну или более выдвигаемых и утапливаемых накладок. В других конструкциях, выдвигаемыми и утапливаемыми могут быть один или более резцов.
На фиг. 4 представлен вид 400 сбоку разреза бурового долота 300, показанного на фиг. 3, изображающий некоторые частные варианты накладок с гидравлической компенсацией, в соответствии с вариантом выполнения настоящего раскрытия. На фиг. 4 для ясности объяснений показаны только некоторые накладки. На фиг. 4, накладки 410а, 410b, 410c и 410n имеют связь по текучей среде друг с другом. В этой конструкции, каждая такая накладка выполнена с возможностью выдвижения и утапливания от поверхности бурового долота. Согласно одной особенности, каждая накладка перемещается внутри герметичной камеры. Например, накладка 410а перемещается внутри камеры 412а так, что рабочая жидкость 420 находится в задней части камеры 412а. Расположенный вокруг накладки 410а уплотнитель 414а герметизирует жидкость внутри камеры 412а, позволяя при этом накладке 410а перемещаться в направлении внутрь камеры и из нее. Аналогично, накладка 410b перемещается в камере 412b, накладка 410c перемещается в камере 412c и накладка 410n перемещается в камере 412n. Камеры 412а, 412b, 412c и 412n соединены каналом 430, заполненным рабочей жидкостью 420, обеспечивающим их связь по текучей среде друг с другом. Рабочая жидкость 420 по существу несжимаема, и ее количество выбирается, исходя из возможной величины сдвига накладок внутри камер. В такой конструкции, когда долото не нагружено (не соприкасается с дном ствола скважины), обратное давление, или нагрузка, на каждую накладку по существу равно нулю, и поэтому каждая накладка будет выдвинута по существу на одинаковое расстояние от соответствующей поверхности. Когда буровое долото работает, т.е., долото прижато к дну ствола скважины, нагрузка на разные накладки может быть различной. Если, например, нагрузка на накладки 410а и 410b одинакова, но меньше, чем нагрузка на накладку 410c и накладку 410n, то накладки 410а и 410b будут утапливаться, толкая рабочую жидкость в соответствующих камерах к камерам 412c и 412n, заставляя выдвигаться накладки 410c и 410n. Относительное выдвижение накладок 412c и 412n будет зависеть от нагрузки на накладки 410c и 410n. Таким образом, когда одна накладка утапливается от поверхности бурового долота, одна или более накладок могут выдвигаться, в зависимости от относительных нагрузок на все гидравлически связанные накладки. В других конструкциях, одна или более накладок могут быть гидравлически связаны с одним или более резцами на той же лопасти или на разных лопастях. Накладки и (или) резцы могут находиться в одной или разных плоскостях.
На фиг. 5 представлен вид сбоку разреза бурового долота 500, показанного на фиг. 3, изображающий некоторые частные варианты элементов (накладок) с гидравлической компенсацией, в соответствии с другим вариантом выполнения настоящего изобретения. В буровом долоте 500, некоторые накладки (в одной лопасти) и некоторые накладки во второй лопасти имеют гидравлическую компенсацию. Как показано на чертеже, накладки 510а, 510b, 510c и 510n, связанные с лопастью 520, и накладка 512а, связанная с лопастью 512, имеют связь по текучей среде и компенсацию посредством общей трубы 530 с рабочей жидкостью. Работа этих накладок аналогична работе гидравлически компенсированных накладок, описанной со ссылкой на фиг. 4.
Описанные выше принципы и варианты выполнения могут быть применены для управления осевой агрессивностью буровых долот при возникновении такой необходимости и в реальном масштабе времени в процессе бурения. Такие буровые долота, помимо прочего, полезны для: (а) придания буровому долоту нужного направления; (б) снижения уровня вибраций и (в) снижения степени проявления прерывистого движения. Смещение накладок вверх и вниз изменяет буровые характеристики долота. Изменение глубины накладок в зависимости от нагрузки, действующей на эти накладки, позволяет более равномерно распределить нагрузки на эти накладки и резцы, тем самым способствуя формированию более ровных буровых скважин и увеличению срока службы резцов и накладок.
Приведенное выше описание направлено на некоторые конкретные варианты выполнения, для упрощения объяснения изобретения. Для специалистов должны быть, однако, очевидны различные изменения и модификации. Подразумевается, что все такие модификации и изменения в пределах области притязаний и существа приложенной формулы будут охватываться настоящим изобретением.