EA041943B1 - ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT IN A WELL WITH THE USE OF A DYNAMICLY CONTROLLED PUMP WITH A CAPACITY ADJUSTABLE DURING OPERATION - Google Patents

Description

Область техникиTechnical field

Устройство и способы, раскрытые в данном изобретении, относятся к бурению скважин и прецизионной навигации, а также размещению траекторий стволов скважин, включая скважины для добычи углеводородной сырой нефти или природного газа. Более конкретно, устройство и способы, раскрытые в данном изобретении, относятся к управляемой компоновке низа бурильной колонны для роторного бурения и силовой секции объемного двигателя, которые можно использовать независимо или в комбинации друг с другом.The apparatus and methods disclosed in this invention relate to well drilling and precision navigation, as well as the placement of well trajectories, including wells for the production of hydrocarbon crude oil or natural gas. More specifically, the apparatus and methods disclosed in this invention relate to a controllable bottom hole assembly for rotary drilling and a positive displacement motor power section, which can be used independently or in combination with each other.

Уровень техникиState of the art

Системы для направленного роторного бурения уже давно используют в направленном бурении для добычи углеводородов. В общем, в таких системах используют либо технологию с отклонением долота, либо технологию с направлением долота. Система первого типа постоянно децентрирует долото в заданном направлении, а система второго типа изменяет направление долота относительно остальной части инструмента. Оба типа существующих роторных управляемых систем обладают значительными преимуществами, хотя оба также имеют определенные недостатки, как более подробно описано ниже.Directional rotary drilling systems have long been used in directional drilling for hydrocarbon production. In general, such systems use either bit deflection or bit guiding technology. The first type system constantly decenters the bit in a given direction, while the second type system changes the direction of the bit relative to the rest of the tool. Both types of existing rotary steerable systems offer significant advantages, although both also have certain disadvantages, as described in more detail below.

Одно из предшествующих изобретений в отношении устройства и способа направленного роторного бурения датируется по меньшей мере 1973 годом и описано автором Bradley в патенте США № 3743034 (в дальнейшем именуемый Bradley). Настоящее раскрытие изобретения охватывает ряд тем, таких как использование забойного двигателя, приводимого в действие буровым раствором, или электродвигателя для приведения в действие гидравлического насоса с прямой объемной подачей, использование универсального соединения для соединения двух валов, которые могут быть произвольно и непрерывно шарнирно соединены друг с другом, а также использование гидравлических поршней в качестве силовых приводов для непрерывного поддержания требуемого направления смещения, которое является постоянным по отношению к наземной системе координат при поворачивании инструмента. Поскольку заявка Bradley предшествует коммерческому применению микропроцессоров во внутрискважинных инструментах, она основывается на высокоскоростном канале передачи-приема данных телеметрии, связанном с поверхностью с использованием бурильной трубы с кабелем передачи сигнала, в которой сегменты изолированного электрического проводника встроены в каждое соединение бурильной трубы (как описано автором Fontenot в 1970 году в патенте США № 3518699) для передачи электрических сигналов по бурильной трубе на поверхность для управления механизмом управления инструментом. В заявке Bradley раскрыто управление углом отклонения блока смещения путем регулирования длительности открытия и закрытия поршневых регулирующих клапанов, тех же клапанов, которые также управляют направлением бурения в этой конфигурации, чтобы допускать попадание в поршень или выход из поршня большего или меньшего количества флюида, тем самым изменяя амплитуду возвратно-поступательного движения поршней.One of the previous inventions in relation to the device and method of directional rotary drilling dates back to at least 1973 and is described by the author Bradley in US patent No. 3743034 (hereinafter referred to as Bradley). The present disclosure covers a number of topics such as the use of a mud motor or electric motor to drive a direct displacement hydraulic pump, the use of a universal joint to connect two shafts that can be arbitrarily and continuously articulated with each other. on the other hand, and the use of hydraulic pistons as actuators to continuously maintain the desired direction of displacement, which is constant with respect to the ground coordinate system as the tool is rotated. Since Bradley's application predates the commercial use of microprocessors in downhole tools, it relies on a high-speed telemetry uplink connected to the surface using a drill pipe with a signal transmission cable in which segments of an insulated electrical conductor are built into each drill pipe connection (as described by the author). Fontenot in 1970 US Pat. No. 3,518,699) to transmit electrical signals through the drill pipe to the surface to control the tool control mechanism. Bradley's application discloses controlling the displacement angle of the displacement block by adjusting the opening and closing times of the piston control valves, the same valves that also control the direction of drilling in this configuration, to allow more or less fluid to enter or exit the piston, thereby changing the amplitude of the reciprocating motion of the pistons.

В некоторых более ранних конструкциях роторных управляемых инструментов применяются буровой раствор и перепад давления на долоте для приведения в действие механизма блока смещения, независимо от того, использует ли он метод с направлением долота, метод с отклонением долота или комбинацию обоих методов. В других более ранних конструкциях инструмента может применяться турбинный двигатель с применением бурового раствора, приводящий в действие электрический генератор переменного тока для генерирования электрической энергии для смещения долота и поддержки углового смещения.Some earlier designs of rotary steerable tools use drilling fluid and pressure drop across the bit to actuate the displacement block mechanism, whether it uses the bit-guided method, the bit-deflection method, or a combination of both methods. Other earlier tool designs may employ a mud turbine motor driving an electrical alternator to generate electrical power to move the bit and maintain angular displacement.

Применение роторного управляемого устройства, которое является предметом настоящего изобретения, устраняет ряд эксплуатационных ограничений, связанных с существующими роторными управляемыми системами. С самого начала важно отметить, что данное раскрытие изобретения охватывает два разных изобретения, оба из которых более подробно описаны ниже: аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью и шарнирное соединение, которое ограничивает движение шарнирного соединения долота одной степенью свободы (вместо универсального соединения с 2 или более степенями свободы), обеспечивая пространственно фазированное когерентное симметричное двунаправленное отклонение бурового долота. Оба изобретения могут применяться вместе, но и каждое из них может быть использовано независимо от другого. Термин пространственное фазирование относится к динамической синхронизации события или действия, связанной с шарнирным соединением долота при вращении инструмента, по отношению к фиксированной наземной системе координат, такой как гравитация или магнитное поле Земли. Пространственная фаза выражается через мгновенную угловую ориентацию (положение отклонителя) контрольной отметки на инструменте относительно гравитационного (гравиметрическое положение отклонителя) или магнитного поля Земли (магнитометрическое положение отклонителя).The use of a rotary steerable device, which is the subject of the present invention, eliminates a number of operational limitations associated with existing rotary steerable systems. It is important to note at the outset that this disclosure covers two different inventions, both of which are described in more detail below: an axial piston pump with variable during operation, and a swivel joint that limits movement of the bit swivel joint to one degree of freedom (instead of a universal joint with 2 or more degrees of freedom) providing spatially phased coherent symmetric bidirectional deflection of the drill bit. Both inventions can be used together, but each of them can be used independently of the other. The term spatial phasing refers to the dynamic timing of an event or action associated with bit articulation as the tool rotates, with respect to a fixed terrestrial coordinate system, such as gravity or the earth's magnetic field. The spatial phase is expressed in terms of the instantaneous angular orientation (deflector position) of the control mark on the instrument relative to the gravitational (deflector gravimetric position) or Earth's magnetic field (deflector magnetometric position).

Во-первых, что касается преимуществ аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью, использование фиксированного насоса с прямым объемным вытеснением для создания гидравлической мощности является целесообразным только в очень узком диапазоне скоростей потока бурового раствора. В случае, когда турбина генерирует достаточную мощность на нижнем конце диапазона скоростей потока, тогда она будет потенциально генерировать слишком большую мощность в верхнем конце диапазона скоростей потока, если допустимый диапазон скоростей потока не яв- 1 041943 ляется чрезвычайно узким, что ограничивает способность бурового мастера оптимизировать параметры бурения для обеспечения эффективности и безопасности без повреждения инструмента.First, with regard to the advantages of a variable displacement axial piston pump, the use of a fixed positive displacement pump to generate hydraulic power is only useful over a very narrow range of drilling fluid flow rates. In the event that the turbine generates sufficient power at the lower end of the flow rate range, then it will potentially generate too much power at the upper end of the flow rate range, unless the allowable flow rate range is extremely narrow, limiting the driller's ability to optimize drilling parameters to ensure efficiency and safety without damaging the tool.

Новое применение аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью, раскрытое в данной заявке, решает эту проблему путем регулируемого уменьшения производительности насоса на каждый оборот для поддержания постоянной выходной мощности по мере увеличения скорости потока бурового раствора и регулируемого увеличения его производительности на каждый оборот по мере уменьшения скорости потока бурового раствора. Во-вторых, амплитуду отклонений долота, будь то статическую или колебательную, можно контролировать путем дополнительного регулирования производительности на оборот насоса с регулируемой во время работы производительностью, что позволяет контролировать амплитуду движения шарнирного соединения долота независимо от управления направлением бурения при вращении инструмента, является ли целью поддержание постоянного угла смещения долота независимо от вращения или в случае, когда долото совершает возвратнопоступательное движение с той же частотой, с какой вращается утяжеленная бурильная труба.The new application of an in-line variable displacement axial piston pump disclosed in this application solves this problem by controlling pump displacement per revolution to maintain constant power output as the flow rate of the drilling fluid increases and by a controlled increase in pump displacement per revolution. as the drilling fluid flow rate decreases. Secondly, the amplitude of bit deflection, whether static or oscillatory, can be controlled by additionally controlling the pump's output per revolution with a variable during operation, which allows you to control the amplitude of movement of the swivel of the bit, regardless of the control of the direction of drilling during rotation of the tool, whether the goal is maintaining a constant bit offset angle regardless of rotation or when the bit reciprocates at the same rate as the drill collar rotates.

Используемый в настоящей заявке термин аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью относится к гидравлическому насосу с вращающимся цилиндром, приводимым в движение приводным валом, который может быть выполнен с двумя или более поршнями, симметрично расположенными в цилиндре, которые совершают возвратно-поступательные движения в направлении, параллельном оси вращения цилиндрического блока поршня. Конструкция этого насоса более подробно описана в следующих разделах настоящего раскрытия изобретения. Один конец каждого поршня может заканчиваться направляющей манжетой, которая контактирует с и скользит по торцевой поверхности наклонной шайбы. Наклонная шайба не соединена с приводным валом. Вместо этого наклонная шайба установлена на отдельной оси, осевая линия которой ортогональна, но пересекает осевую линию приводного вала. В случае, когда торцевая поверхность наклонной шайбы перпендикулярна оси приводного вала, это называется углом ноль градусов наклонной шайбы. В этом положении наклонной шайбы при вращении цилиндрического блока поршни не совершают возвратно-поступательные движения и производительность насоса равна нулю. В случае, когда угол наклона наклонной шайбы увеличен до некоторого угла θ, поршни начинают совершать возвратно-поступательное движение, увеличивая производительность насоса в соответствии с уравнением Q=Q_O*sin(θ), где Qo=[Q_MAKc/sin(θ_МАКc)], где QMAKc представляет собой максимальную фактическую производительность насоса на оборот приводного вала под максимальным практическим углом наклона Θ_ΜΑΚγ наклонной шайбы. Другой конец поршней соединен с отверстиями А и В насоса для подачи гидравлической жидкости. В зависимости от того, является ли угол наклона наклонной шайбы положительным или отрицательным, А будет, соответственно, выпускным отверстием, а В - впускным отверстием или А будет впускным отверстием, а В выпускным отверстием. Угол наклона наклонной шайбы может управляться электрическим приводом или гидравлическим приводом посредством рычажного механизма, который соединен с наклонной шайбой. Положение наклонной шайбы можно измерить с помощью ЛРДТ (линейно регулируемого дифференциального трансформатора) или простого потенциометра. В предпочтительном варианте реализации изобретения угол наклона наклонной шайбы динамически управляется модулем управления направлением бурения.As used in this application, the term variable displacement axial piston pump refers to a hydraulic pump with a rotating cylinder driven by a drive shaft, which can be made with two or more pistons symmetrically located in the cylinder, which perform reciprocating movements. in a direction parallel to the axis of rotation of the cylindrical piston unit. The design of this pump is described in more detail in the following sections of this disclosure. One end of each piston may terminate in a guide collar that contacts and slides over the end face of the swash plate. The swash plate is not connected to the drive shaft. Instead, the swashplate is mounted on a separate axle whose centerline is orthogonal to but intersects with the driveshaft centerline. When the end surface of the swashplate is perpendicular to the axis of the drive shaft, this is called a zero degree swashplate angle. In this position of the swash plate, when the cylindrical block rotates, the pistons do not reciprocate and the pump performance is zero. In the case when the angle of the swashplate is increased to a certain angle θ, the pistons begin to reciprocate, increasing the pump performance in accordance with the equation Q=Q _O *sin(θ), where Qo=[Q _MAK c/sin(θ _MAC c)], where QMAKc is the maximum actual pump output per revolution of the drive shaft at the maximum practical swashplate angle Θ _ΜΑΚ γ. The other end of the pistons is connected to ports A and B of the hydraulic fluid pump. Depending on whether the swashplate angle is positive or negative, A will be the outlet and B the inlet, respectively, or A will be the inlet and B the outlet. The angle of the swashplate can be controlled electrically or hydraulically via a linkage that is connected to the swashplate. The position of the swashplate can be measured using an LVDT (Linear Variable Differential Transformer) or a simple potentiometer. In the preferred embodiment of the invention, the swashplate angle is dynamically controlled by the drilling direction control module.

В-третьих, использование аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью позволяет мгновенно и непрерывно управлять темпом естественного искривления ствола скважины в искривленных участках без необходимости направлять в обход избыточную жидкость под высоким давлением обратно в резервуар. Для инструментов, которые используют буровой раствор и перепад давления на долоте для приведения в действие поверхностей для управления направлением бурения, приведение в действие обычно является общим или вообще отсутствует. В таких случаях невозможно частично привести в действие отклонение долота. Путем допуска частичного приведения в действие отклонения долота может быть достигнута и поддерживаться при бурении более точная регулировка управления направлением бурения.Third, the use of an on-line variable displacement axial piston pump allows instantaneous and continuous control of the rate of natural borehole curvature in deviated sections without the need to bypass excess high pressure fluid back into the reservoir. For tools that use drilling fluid and differential pressure across the bit to actuate surfaces to control the direction of drilling, actuation is usually common or non-existent. In such cases, it is not possible to partially drive the deflection of the bit. By allowing partial actuation of bit deflection, finer control of the drilling direction can be achieved and maintained while drilling.

Второе изобретение, раскрытое в данной заявке, относится к шарнирному соединению, которое ограничивает движение шарнирного соединения бурового долота относительно инструмента одной степенью свободы. Как будет объяснено в последующем описании, ограничение движения шарнирного соединения долота одной степенью свободы относительно фиксированной точки на инструменте, и применение способа когерентных симметричных двунаправленных отклонений, пространственно фазированных по отношению к фиксированной наземной системе координат, для управления направлением бурения, позволяет использовать одноосный шарнир вместо универсального шарнира с двумя степенями свободы, чтобы прикрепить долото к нижней части инструмента для направленного роторного бурения. Новый способ, который требуется для направления скважины и извлечения полноценной выгоды из упрощенной механики нового инструмента для направленного роторного бурения, называется пространственно-фазированным когерентным симметричным двунаправленным отклонением долота. Он будет более подробно объяснен ниже в настоящем раскрытии изобретения. Шарнир ограничивает движение долота одной степенью свободы. Однако для того, чтобы направлять скважину к намеченной цели, тре- 2 041943 буются две степени свободы. В настоящем раскрытии изобретения вторая степень свободы обеспечивается вращением инструмента для направленного роторного бурения во время бурения путем вращения колонны обсадных труб.The second invention disclosed in this application relates to a swivel that limits the movement of the swivel of a drill bit relative to the tool to one degree of freedom. As will be explained in the following description, limiting the movement of the bit swivel to one degree of freedom relative to a fixed point on the tool, and applying the coherent symmetric bidirectional deflection method, spatially phased with respect to the fixed ground coordinate system, to control the direction of drilling, allows the use of a uniaxial joint instead of a universal DOF hinge to attach the bit to the bottom of the rotary directional drilling tool. The new method required to guide the hole and take full advantage of the simplified mechanics of the new directional rotary drilling tool is called spatio-phased coherent symmetric bidirectional bit deflection. It will be explained in more detail below in the present disclosure. The hinge limits the movement of the bit to one degree of freedom. However, two degrees of freedom are required to guide the well to its intended target. In the present disclosure, the second degree of freedom is provided by rotating the directional rotary drilling tool while drilling by rotating the casing string.

КНБК или компоновка низа бурильной колонны описывает находящуюся внизу или нижнюю секцию бурильной колонны, которая заканчивается долотом и проходит вверх по стволу скважины до точки, расположенной чуть ниже нижнего конца бурильной трубы. В дополнение к долоту, КНБК может состоять из любого количества утяжеленных бурильных труб для дополнительного веса или специальных утяжеленных труб, которые могут содержать или не содержать, например, но не ограничиваясь ими: стабилизаторы, расширители ствола скважины, двигатели с прямой объемной подачей, кривые переводники, оснащенные контрольно-измерительной аппаратурой утяжеленные бурильные трубы для измерений различных параметров пласта месторождения и окружающей среды (для определения, в зависимости от глубины и времени, смеси и объема флюидов в пласте месторождения или литологии пласта или механических свойств пласта месторождения и ствола скважины или наклона и азимута ствола скважины) или инструменты для направленного роторного бурения, такие как предмет настоящего изобретения. Компоненты, которые являются частью данной КНБК, выбираются для оптимизации эффективности бурения, а также размещения и геометрии ствола скважины.The BHA, or bottom hole assembly, describes the bottom or bottom section of the drill string that terminates with a bit and extends up the wellbore to a point just below the lower end of the drill pipe. In addition to the bit, the BHA may consist of any number of drill collars for additional weight or special collars that may or may not contain, for example, but not limited to: stabilizers, reamers, direct displacement motors, curved subs instrumented drill collars for measuring various reservoir and environmental parameters (to determine, depending on depth and time, the mixture and volume of fluids in the reservoir reservoir or reservoir lithology or mechanical properties of the reservoir reservoir and wellbore or inclination and wellbore azimuth) or directional rotary drilling tools such as the subject matter of the present invention. The components that are part of a given BHA are selected to optimize drilling efficiency as well as wellbore placement and geometry.

Временное или пространственное фазирование отклонений долота контролируется таким образом, что для наблюдателя, который является неподвижным относительно Земли, долото совершает возвратнопоступательное отклонение в одном и том же направлении на каждые 180° поворота КНБК. И, наоборот, для наблюдателя, который вращается с инструментом, т.е. является неподвижным по отношению к инструменту, для каждого поворота инструмента на 360 градусов он будет видеть положительное отклонение долота по отношению к фиксированной контрольной метке (разметочной линии), за которым следует отрицательное отклонение долота от контрольной метки разметочной линии, причем оба события отклонения отделены на 180° поворота инструмента.The temporal or spatial phasing of bit deflections is controlled such that, for an observer who is stationary relative to the ground, the bit reciprocates in the same direction for every 180° of BHA rotation. And vice versa, for an observer who rotates with the instrument, i.e. is stationary with respect to the tool, for each rotation of the tool 360 degrees it will see a positive bit deflection with respect to a fixed reference mark (reference line) followed by a negative bit deflection from the reference mark of the scribe line, with both deflection events separated by 180 ° tool rotation.

Другие преимущества использования единственной степени свободы движения шарнирного соединения относительно фиксированной точки на утяжеленной трубе будут объяснены далее в последующем раскрытии изобретения. Хотя это не является предпочтительным вариантом реализации изобретения, следует понимать, что гидравлический насос с регулируемой во время работы производительностью также могут использовать для управления внутрискважинными инструментами, отличными от описанного выше инструмента для направленного роторного бурения, включая, но не ограничиваясь ими, более обычную систему с несколькими приводами и шарнир с множеством степеней свободы шарнирного соединения для непрерывного поддержания угла шарнирного соединения долота в определенном направлении, которое зафиксировано по отношению к земле, или для управления скоростью обратного вращения геостационарного узла для поддержания фиксированной ориентации геостационарного узла по отношению к земле при вращении инструмента.Other advantages of using a single degree of freedom of movement of the swivel relative to a fixed point on the weighted pipe will be explained further in the following disclosure. Although this is not a preferred embodiment of the invention, it should be understood that a variable displacement hydraulic pump during operation can also be used to control downhole tools other than the directional rotary drilling tool described above, including, but not limited to, the more conventional system with multiple actuators and a swivel with multiple degrees of freedom of the swivel to continuously maintain the angle of the swivel of the bit in a certain direction, which is fixed with respect to the ground, or to control the reverse rotation speed of the geostationary node to maintain a fixed orientation of the geostationary node with respect to the ground during rotation of the tool.

Краткое описание сущности изобретенияBrief description of the essence of the invention

Целью одного аспекта настоящего изобретения является обеспечение нового динамически управляемого инструмента для направленного роторного бурения, имеющего резьбовое соединение с компонентом роторного привода, таким как выходной вал гидравлического забойного двигателя или роторная бурильная колонна, которая приводится в действие посредством роторного стола или верхнего привода буровой установки, что позволяет осуществлять направленное бурение выбранных участков ствола скважины, изогнутых или прямых, путем прецизионного управления направлением бурения ствола скважины в направлении подповерхностного объекта разработки. Инструмент для направленного роторного бурения выполнен с возможностью пробурить башмак обсадной колонны, пробурить кривую и боковой ствол скважины до целевой глубины и достичь цели с заданным наклоном и азимутом в течение одной операции спуска долота, сводя к минимуму время нахождения буровой установки на скважине для завершения скважины.It is an object of one aspect of the present invention to provide a novel dynamically controlled rotary directional drilling tool having a threaded connection to a rotary drive component such as a mud motor output shaft or a rotary drill string that is driven by a rotary table or top drive of a drilling rig, such that allows directional drilling of selected sections of the wellbore, curved or straight, by precisely controlling the direction of drilling of the wellbore towards a subsurface target. The directional rotary drilling tool is configured to drill a casing shoe, drill a curve and a lateral wellbore to a target depth, and reach the target with a given inclination and azimuth during a single bit trip, minimizing the time the drilling rig is in the well to complete the well.

Одна из проблем, которую стремится решить данный аспект настоящего изобретения, заключается в том, чтобы свести к минимуму механическую сложность динамически управляемого инструмента для направленного роторного бурения. В предпочтительном варианте реализации изобретения это достигается с помощью простейшего шарнирного соединения узла долота с нижним концом утяжеленной бурильной трубы для направленного роторного бурения, а именно простого шарнира. Узел долота содержит долото, прикрепленное к нижнему концу шарнирного вала долота. Прикрепление верхнего конца вала долота к утяжеленной бурильной трубе посредством простого шарнирного соединения ограничивает сочленение узла долота до одной степени свободы по отношению к базовой системе координат, связанной и поворачивающейся вместе с утяжеленной бурильной трубой для направленного роторного бурения (система координат инструмента). Во время интенсивных операций по управлению направлением бурения длинная ось узла долота совершает возвратно-поступательное движение и при этом двунаправлено и симметрично отклоняется с той же частотой, с какой поворачивается утяжеленная бурильная труба для направленного роторного бурения с помощью одного двунаправленного привода, который поворачивается с утяжеленной бурильной трубой для направленного роторного бурения. Дальнейшего механического упрощения можно достичь за счет вычислительной реализации дополнительной 9-осевой вирту- 3 041943 ально-геостационарной навигационной платформы, состоящей из датчиков, которые размещены в физической камере, которая прикреплена к утяжеленной бурильной колонне для направленного роторного бурения и поворачивается вместе с ней, тем самым устраняя необходимость в любом геостационарном и/или приближенном к геостационарному механическом узле или устройстве, которое вращается в противоположную сторону по отношению к утяжеленной бурильной колонне для направленного роторного бурения, но в остальном является частью КНБК для направленного роторного бурения. Устранение необходимости в геостационарном и/или приближенном к геостационарному механическом узле дополнительно устраняет необходимость в использовании поворотных электрических соединений (например, токосъемных контактных колец), герметичных уплотнений и подшипников.One of the problems that this aspect of the present invention seeks to solve is to minimize the mechanical complexity of a dynamically controlled rotary directional drilling tool. In the preferred embodiment of the invention, this is achieved by using the simplest articulation of the bit assembly with the lower end of the directional rotary drill collar, namely a simple articulation. The bit assembly comprises a bit attached to the lower end of the bit's pivot shaft. Attaching the upper end of the bit shaft to the drill collar by a simple articulation restricts the articulation of the bit assembly to one degree of freedom with respect to a base coordinate system associated with and rotating with the directional rotary drill collar (tool coordinate system). During intensive directional control operations, the long axis of the bit assembly reciprocates and deflects bi-directionally and symmetrically at the same rate as a directional rotary drill collar with a single bi-directional drive that rotates with the drill collar. pipe for directional rotary drilling. Further mechanical simplification can be achieved through the computational implementation of an additional 9-axis virtual geostationary navigation platform consisting of sensors that are placed in a physical chamber that is attached to and rotates with the directional rotary drill collar, thereby thereby eliminating the need for any geostationary and/or near geostationary mechanical assembly or device that counterrotates the directional rotary drill collar but is otherwise part of the directional rotary BHA. Eliminating the need for a geostationary and/or near-geostationary mechanical assembly further eliminates the need for rotary electrical connections (eg, slip rings), hermetic seals, and bearings.

Одно из отличий вышеописанного варианта реализации инструмента для направленного роторного бурения, раскрытого в настоящей заявке, от других инструментов для направленного роторного бурения заключается в том, что двунаправленный возвратно-поступательный вал долота механически соединен с нижней частью утяжеленной бурильной трубы для направленного роторного бурения с помощью одноосного шарнира, который передает крутящий момент и усилие от утяжеленной бурильной трубы для направленного роторного бурения на вал долота и само долото. Эта конструкция отличается от более сложных крепежных и приводных механизмов, которые необходимы для поддержки двух или более степеней свободы шарнирного соединения в случае инструментов, которые постоянно отклоняют долото в заданном направлении по отношению к наземной системе координат, в то время как инструмент для направленного роторного бурения вращается, например, шлицевые шаровые шарниры, шарниры равных угловых скоростей или универсальные шарниры с несколькими независимыми приводами. В случае инструментов для направления долота, которые постоянно децентрируют долото в заданном направлении, требуется несколько приводов и/или поверхностей управления, при этом способность поддерживать децентрированное расположение долота во время бурения может быть ограничена количеством и размещением сконфигурированных приводов.One of the differences between the above-described embodiment of the directional rotary drilling tool disclosed in this application from other directional rotary drilling tools is that the bi-directional reciprocating bit shaft is mechanically connected to the bottom of the directional rotary drilling collar by means of a uniaxial a pivot that transmits torque and force from the directional rotary drill collar to the bit shaft and the bit itself. This design differs from the more complex mounting and drive mechanisms that are required to support two or more degrees of freedom of articulation in the case of tools that constantly deflect the bit in a given direction with respect to the ground coordinate system while the directional rotary drilling tool rotates. , such as splined ball joints, constant velocity joints or universal joints with multiple independent drives. In the case of bit guidance tools that permanently decenter the bit in a given direction, multiple actuators and/or control surfaces are required, and the ability to maintain a decentered bit position while drilling may be limited by the number and placement of configured actuators.

Способ управления направлением бурения скважины в определенном направлении по отношению к гравитационному или магнитному северу осуществляется путем управления пространственным фазированием указанных когерентных симметричных возвратно-поступательных отклонений указанного вала долота по отношению либо к гравиметрическому положению отклонителя (ГПО), либо к магнитометрическому положению отклонителя (МПО), во время вращения инструмента. (Мгновенное ГПО с нулевым градусом соответствует точке, когда контрольная метка на инструменте, известная как разметочная линия, ориентирована в направлении верхней части ствола скважины. Мгновенное ГПО 180° соответствует точке, когда разметочная линия ориентирована в направлении нижней части ствола скважины. Аналогично и в случае МПО, мгновенное МПО с нулевым градусом соответствует точке, когда разметочная линия ориентирована на магнитный север, а мгновенное МПО под 180° соответствует точке, когда разметочная линия ориентирована на магнитный юг. В случае идеально вертикального ствола скважины значение ГПО является неопределенным. Также аналогично в случае МПО, в случае, когда азимут ствола скважины направлен точно на север или точно на юг, а наклон ствола скважины равен местному падению магнитного поля Земли, значение МПО является неопределенным.) Это позволяет долоту предпочтительно извлекать пласт месторождения с определенной стороны ствола скважины (передней стороны) и в то же время извлекать меньший объем пласта с противоположной стороны ствола скважины (задней стороны), чтобы изменить направление ствола скважины в направлении целевого наклона и/или азимута с целью постепенного бурения изогнутого и/или прямого ствола скважины в направлении предполагаемой геометрической или геологической цели или для активного бурения вертикальных стволов скважин. Данный способ позволяет получать диаметр ствола скважины, который слегка увеличен от нуля до около 5 процентов от номинального диаметра долота в изогнутых участках, тем самым уменьшая силы трения и концентрации механических напряжений на КНБК и других системах труб, в то время как они вводятся или поворачиваются через искривление ствола скважины, что приводит к меньшему трению при продольном перемещении бурильной колонны и, следовательно, увеличению нагрузки и крутящего момента на долоте, когда они находятся на изогнутом участке и ниже изогнутого участка. Небольшое расширение ствола скважины во время операций направленного бурения при бурении изогнутого участка является непосредственным результатом перемещения управления направлением бурового долота при вращении инструмента. Это будет подробно объяснено ниже при рассмотрении фиг. 7С и 7D. Отклонение долота во время операций направленного бурения увеличивает фактический диаметр резания долота на несколько процентов в предпочтительном направлении направленного бурения. В то же время, когда дополнительный материал предпочтительно извлекают с передней стороны скважины в направлении, в котором направляют инструмент, с задней стороны скважины извлекают меньший объем материала, что приводит к изогнутой траектории ствола скважины со слегка увеличенным диаметром ствола скважины. Еще одним преимуществом нового способа, раскрытого в данной заявке, является то, что во время операций направленного бурения, на изогнутом участке, на долото добавляют дополнительную мощность механической зарубки в то время, когда осуществляется бурение по направлению вперед. Это связано с дополнительным движением, переданным долоту в результате выполнения операций направленного бурения. Другие способы, которые поддерживают постоянную децентрированную или угловуюA method for controlling the direction of drilling a well in a certain direction with respect to gravitational or magnetic north is carried out by controlling the spatial phasing of said coherent symmetrical reciprocating deviations of said bit shaft with respect to either the gravimetric position of the whipstock (GPO) or the magnetometric position of the whipstock (MPO), while rotating the tool. (Instant zero-degree offsetting corresponds to the point where the reference mark on the tool, known as the marker line, is oriented towards the top of the wellbore. Instantaneous offsetting of 180° corresponds to the point when the marker line is oriented towards the bottom of the wellbore. Similarly, in the case of FTL, instantaneous FTL with zero degree corresponds to the point when the marking line is oriented to magnetic north, and instantaneous FTL at 180° corresponds to the point when the marking line is oriented to magnetic south. MDL, in the case where the wellbore azimuth is due north or due south, and the wellbore inclination is equal to the local dip of the Earth's magnetic field, the value of MDL is uncertain.) This allows the bit to preferentially retrieve the reservoir formation from a certain side of the wellbore ) and at the same time I extract a smaller volume of the formation from the opposite side of the wellbore (back side) in order to redirect the wellbore in the direction of the target inclination and/or azimuth in order to gradually drill a deviated and/or straight wellbore towards the intended geometric or geological target or for active drilling vertical wellbores. This method produces a wellbore diameter that is slightly increased from zero to about 5 percent of the nominal bit diameter in curved sections, thereby reducing frictional forces and stress concentrations on the BHA and other tubular systems as they are inserted or rotated through curvature of the wellbore, which results in less friction during the longitudinal movement of the drill string and, therefore, an increase in the load and torque on the bit when they are on the curved section and below the curved section. The slight expansion of the wellbore during directional drilling operations when drilling a curved section is a direct result of the movement of the directional control of the drill bit as the tool rotates. This will be explained in detail below with reference to FIG. 7C and 7D. Bit deflection during directional drilling operations increases the actual cutting diameter of the bit by several percent in the preferred directional drilling direction. At the same time, when additional material is preferably retrieved from the front side of the well in the direction in which the tool is pointed, less material is recovered from the back side of the well, resulting in a curved wellbore trajectory with a slightly increased wellbore diameter. Another advantage of the new method disclosed in this application is that during directional drilling operations, in a curved section, additional mechanical notch power is added to the bit while drilling in the forward direction. This is due to the extra motion imparted to the bit as a result of the directional drilling operations. Other ways that support permanent decentered or angular

- 4 041943 ориентацию бурового долота при вращении инструмента, не добавляют дополнительной мощности зарубки на долото. С практической точки зрения, дополнительная мощность механической зарубки, обеспечиваемая долотом 12, приводит к более быстрому бурению на изогнутом участке и более высокой общей эффективности бурения.- 4 041943 the orientation of the drill bit when the tool is rotated does not add additional notch power to the bit. From a practical point of view, the additional mechanical notching power provided by the bit 12 results in faster drilling through the curved section and higher overall drilling efficiency.

Применение способа пространственно фазированных когерентных симметричных возвратнопоступательных движений долота для направленного бурения прямо противоположно традиционным системам отклонения долота, которые непрерывно поддерживают заданный угол смещения оси долота по отношению к оси вращения КНБК и фиксированной наземной системе координат, которая не зависит от вращения инструмента для направленного роторного бурения, в то время как утяжеленная бурильная колонна вращается во время операций управления направлением бурения, требуя механического шарнирного соединения и приведения в действие с двумя или более степенями свободы. Кроме того, применение пространственно-фазированных когерентных двунаправленных симметричных возвратнопоступательных отклонений долота прямо противоположно традиционным системам направления долота, которые непрерывно поддерживают постоянное параллельное боковое смещение оси вращения долота по отношению к оси вращения КНБК и фиксированной наземной системе координат, которая не зависит от вращения инструмента для направленного роторного бурения, в то время как утяжеленная бурильная колонная вращается во время операций управления направлением бурения, требуя механического приведения в действие с двумя или более степенями свободы для непрерывного создания боковых сил децентрирования в заданном направлении.Application of the method of spatially phased coherent symmetrical reciprocating bit movements for directional drilling is in direct contrast to traditional bit deflection systems that continuously maintain a given bit axis offset angle with respect to the BHA rotation axis and a fixed ground coordinate system that does not depend on the rotation of the directional rotary drilling tool, while the drill collar rotates during directional control operations, requiring mechanical articulation and actuation with two or more degrees of freedom. In addition, the use of space-phased coherent bi-directional symmetrical reciprocating bit deviations is in direct contrast to traditional bit guidance systems that continuously maintain a constant parallel lateral offset of the bit rotation axis with respect to the BHA rotation axis and a fixed ground coordinate system that is independent of tool rotation for directional rotary drilling, while the drill collar rotates during drilling direction control operations, requiring mechanical actuation with two or more degrees of freedom to continuously generate lateral decentering forces in a given direction.

В некоторых вариантах реализации изобретения используют приводимый в действие буровым раствором аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью, который регулирует переменную и/или изменяющуюся входную мощность, поступающую от приводимой в действие буровым раствором турбины, а также регулирует выходную скорость потока гидравлической жидкости под давлением до нагрузки в ответ на потребление мощности приводами блока смещения для мгновенного и непрерывного управления силой отклонения и амплитудой отклонения когерентных симметричных двунаправленных возвратно-поступательных движений вала долота и бурового долота. Термин блок смещения описывает секцию инструмента для направленного роторного бурения, которая смещает или направляет инструмент в заданном направлении. Блок смещения состоит из долота, средств приведения в действие и управления для децентрирования или шарнирного соединения долота, утяжеленной бурильной колонны, необязательно одного или более центраторов и источника питания. Выход насоса приводит в действие один двунаправленный гидравлический поршень с осью силы, которая ориентирована перпендикулярно как к оси шарнира, так и к оси вращения КНБК, которая приводит в действие указанные пространственно фазированные когерентные симметричные возвратнопоступательные движения вала долота и бурового долота с целью управления траекторией ствола скважины в указанном выбранном направлении. Во время интенсивных операций направленного бурения аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью позволяет в непрерывном режиме плавно регулировать амплитуду указанных когерентных симметричных возвратнопоступательных отклонений указанного узла долота, чтобы регулировать темп естественного искривления ствола скважины (скорость изменения кривизны) при указанном изменении направления буровой скважины и динамически регулировать боковые силы поворота, прикладываемые к долоту, в ответ на механические свойства пласта месторождения, динамику резания и техническое состояние долота, обнаруженное возникновение неравномерного вращения, и/или допускать неравномерное вращение до некоторого заранее определенного порогового значения.Some embodiments of the invention use a mud-driven, during-operation variable displacement, axial piston pump that controls variable and/or varying power input from a mud-driven turbine and also controls the output flow rate of hydraulic fluid under pressure to load in response to power consumption by the displacement unit actuators for instantaneous and continuous control of deflection force and deflection amplitude of coherent symmetrical bi-directional reciprocating motions of the bit shaft and drill bit. The term displacement block describes a section of a directional rotary drilling tool that displaces or guides the tool in a given direction. The displacement unit consists of a bit, drive and control means to decenter or swivel the bit, a drill collar, optionally one or more centralizers, and a power source. The pump output drives a single bi-directional hydraulic piston with an axis of force that is oriented perpendicular to both the hinge axis and the BHA rotation axis, which drives said spatially phased coherent symmetrical reciprocations of the bit shaft and drill bit to control the trajectory of the wellbore in the specified direction. During intensive directional drilling operations, an on-line variable displacement axial piston pump allows continuous modulation of the amplitude of said coherent symmetric reciprocating deflections of said bit assembly to control the rate of natural curvature of the wellbore (rate of curvature change) at said change in borehole direction. and dynamically adjust the lateral turning forces applied to the bit in response to reservoir formation mechanical properties, cutting dynamics and technical condition of the bit, detected occurrence of uneven rotation, and/or allow uneven rotation to some predetermined threshold value.

В варианте реализации инструмента амплитудой и пространственным фазированием указанных когерентных возвратно-поступательных движений долота управляют с помощью встроенного во внутрискважинный инструмент узла микроконтроллера и/или микропроцессора. Этот узел может иметь различные конфигурации, которые могут содержать микроконтроллер и/или микропроцессор, память, энергонезависимую память, каналы ввода/вывода, различные навигационные датчики и/или программное средство, хранящееся в памяти, которое выполняется узлом во время работы. Узел микроконтроллера и/или микропроцессора внутрискважинного инструмента генерирует сигналы управления направлением бурения в ответ либо на команды, генерируемые на поверхности, либо на автономные алгоритмические команды, созданные на основании полученных внутри скважины навигационных параметров, либо на их комбинацию. Таким образом, инструмент для направленного роторного бурения по настоящему изобретению динамически регулируется, в то время как инструмент расположен внутри скважины и во время бурения, при необходимости, для управляемого изменения наклона и азимута траектории ствола скважины. Пространственное фазирование указанных когерентных возвратно-поступательных движений регулируется независимо, отдельно от амплитуды возвратно-поступательных движений, при вращении для поступательного бурения скважины в заданном направлении. И наоборот, амплитуда указанных возвратно-поступательных движений может динамически регулироваться независимо от пространственного фазирования указанных возвратно-поступательных движений, чтобы непрерывно и постепенно увеличивать или уменьшать скорость изменения кривизны ствола скважины для достижения намеченной траектории ствола скважины и оптимизации качества и плавности траектории ствола скважины. В вариантеIn an embodiment of the tool, the amplitude and spatial phasing of said coherent reciprocating movements of the bit are controlled by a microcontroller and/or microprocessor unit built into the downhole tool. This node may have various configurations, which may include a microcontroller and/or microprocessor, memory, non-volatile memory, input/output channels, various navigation sensors, and/or memory-based software that is executed by the node during operation. The microcontroller and/or microprocessor assembly of the downhole tool generates drilling direction control signals in response to either commands generated at the surface, autonomous algorithmic commands generated based on downhole received navigation parameters, or a combination of both. Thus, the directional rotary drilling tool of the present invention is dynamically adjusted while the tool is positioned downhole and during drilling to control the inclination and azimuth of the wellbore trajectory as needed. The spatial phasing of said coherent reciprocating motions is controlled independently, separately from the amplitude of the reciprocating motions, while rotating for translational drilling of a well in a given direction. Conversely, the amplitude of said reciprocating motions can be dynamically adjusted, regardless of the spatial phasing of said reciprocating motions, to continuously and gradually increase or decrease the rate of change in the wellbore curvature to achieve the intended wellbore trajectory and optimize the quality and smoothness of the wellbore trajectory. In the variant

- 5 041943 реализации по настоящему изобретению во время операций управления направлением бурения рабочий цикл каждого из отдельных клапанов, которые управляют гидравлическим приводом, составляет 50%, то есть время включения каждого клапана приблизительно равно времени его выключения. Кроме того, клапаны не совпадают по фазе по отношению друг к другу. В случае, когда один клапан включен, другой клапан выключен. В случае, когда один клапан переходит из выключенного положения во включенное положение, другой клапан переходит из включенного положения в выключенное положение. В случае, когда инструмент вращается, синхронизация сигналов управления клапанами относительно ГПО или МПО регулирует пространственное направление, в котором инструмент осуществляет бурение, но не амплитуду шарнирных соединений долота. Вместо этого, регулирование угла наклона наклонной шайбы аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью управляет амплитудой шарнирных соединений долота. Этот способ независимого регулирования амплитуды шарнирных соединений отдельно от синхронизации шарнирных соединений долота при вращении инструмента приводит к плавному и повторяемому результирующему движению долота независимо от амплитуды шарнирных соединений. Этот способ следует противопоставлять способу, описанному Bradley, который приводит к блочным и резким движениям долота, поскольку инструмент пытается поддерживать постоянный угол смещения долота в постоянном направлении относительно оси вращения инструмента. Bradley описывает изменение рабочего цикла отдельных клапанов, которые управляют каждым из гидравлических приводов, для регулирования амплитуды шарнирных соединений долота одновременно с регулированием синхронизации настройки включения и выключения каждого клапана для регулирования направления, в котором инструмент осуществляет бурение.- 5 041943 implementation of the present invention during drilling direction control operations, the duty cycle of each of the individual valves that control the hydraulic actuator is 50%, that is, the on time of each valve is approximately equal to its off time. In addition, the valves are out of phase with each other. When one valve is on, the other valve is off. When one valve changes from the off position to the on position, the other valve changes from the on position to the off position. In the case where the tool is rotating, the timing of the valve control signals with respect to the MPO or MPO controls the spatial direction in which the tool drills, but not the amplitude of the bit hinges. Instead, adjusting the swashplate angle of an in-line variable displacement axial piston pump controls the amplitude of the bit's articulations. This method of independently adjusting the amplitude of the articulations, apart from the timing of the bit articulations as the tool rotates, results in a smooth and repeatable net movement of the bit regardless of the amplitude of the articulations. This method should be contrasted with the method described by Bradley, which results in blocky and jerky movements of the bit as the tool attempts to maintain a constant bit offset angle in a constant direction relative to the tool's axis of rotation. Bradley describes changing the duty cycle of the individual valves that control each of the hydraulic actuators to control the amplitude of the bit's articulations while adjusting the timing of each valve's on and off setting to control the direction in which the tool drills.

Инструменты для направленного роторного бурения могут быть выполнены на основе акселерометров, магнитометров и гироскопов для обеспечения навигационной информации для управления направлением бурения подземных скважин для добычи нефти и газа или для закачки воды и/или пара. Эти навигационные датчики могут быть размещены во вторичном узле внутри инструмента для направленного роторного бурения, который вращается в противоположную сторону относительно утяжеленной бурильной трубы таким образом, что датчики поддерживают стационарное положение по отношению к земле, часто называемое геостационарной платформой. Однако концепция вращающейся в противоположную сторону геостационарной платформы сопряжена со вспомогательной механической задачей с точки зрения уплотнений, подшипников и токосъемных контактных колец, а также средства управления и поддержки вращения в противоположную сторону с переменными скоростями вращения КНБК и значительной механической инерции геостационарной платформы. В патенте США 3743034, автор Bradley, предлагается использовать инерциальную систему координат, установленную непосредственно на камере во вращающейся утяжеленной бурильной трубе - в данном случае систему координат, такую как центр шарнирно сочлененной гироскопической платформы, размещенную в секции шарнирного соединения инструмента, расположенной под универсальным узловым соединением,- чтобы определить, в каком направлении ориентировано долото. Инерциальная система координат по определению является невращающейся или геостационарной системой координат. Следовательно, благодаря универсальному шарнирному соединению гироскопа с вращающимся корпусом гироскоп является фактически геостационарной системой координат, которая поддерживает постоянную ориентацию гироскопической платформы по отношению к Земле за счет углового момента гироскопа.Directional rotary drilling tools may be based on accelerometers, magnetometers and gyroscopes to provide navigational information to control the direction of drilling of underground wells for oil and gas production or water and/or steam injection. These navigation sensors may be placed in a secondary assembly within a directional rotary drilling tool that is counter-rotating relative to the drill collar such that the sensors maintain a stationary position with respect to the ground, often referred to as a geostationary platform. However, the concept of a counter-rotating geostationary platform comes with an ancillary mechanical challenge in terms of seals, bearings and slip rings, as well as the means to control and support variable-speed counter-rotation of the BHA and significant mechanical inertia of the geostationary platform. U.S. Pat. No. 3,743,034 to Bradley proposes using an inertial frame mounted directly on the camera in a rotating drill collar—in this case, a frame such as the center of an articulated gyro platform located in the tool's articulation section below the universal joint , - to determine which direction the bit is oriented. An inertial coordinate system is, by definition, a non-rotating or geostationary coordinate system. Therefore, due to the universal articulation of the gyroscope with a rotating body, the gyroscope is actually a geostationary coordinate system that maintains a constant orientation of the gyroscopic platform with respect to the Earth due to the angular momentum of the gyroscope.

В варианте реализации по настоящему изобретению акселерометры и магнитометры размещаются внутри и вращаются с инструментом, содержащим неинерциальную вращающуюся навигационную платформу. Одним из преимуществ использования вращающейся навигационной платформы вместо геостационарной инерциальной навигационной платформы является то, что ошибки соосности физического монтажа навигационных датчиков, в частности акселерометров и магнитометров, могут быть сведены к минимуму или устранены для повышения точности измерений, в результате чего размещение ствола скважины будет таким, как предполагалось заказчиком. При использовании акселерометров и магнитометров существуют по меньшей мере две причины ошибок механической несоосности. Вопервых, это несоосность устройства внутри его узла, и, во-вторых - несоосность установки узла на плате с печатным монтажом или на монтажной панели инструмента. Ошибки механической несоосности влияют на относительную перпендикулярность каждой из осей измерения датчиков. На акселерометры могут дополнительно оказывать влияние центростремительные эффекты, в случае, когда они не точно установлены на оси вращения инструмента. Для некоторых двухосевых микроэлектромеханических систем (MEMS) относительная перпендикулярность осей определяется литографическим процессом, используемым для изготовления устройства, что приводит к почти идеальной перпендикулярности, практически исключая причину ошибки по сравнению с перпендикулярно установленными одноосевыми устройствами. Ошибки, вызванные несоосностью, могут иметь значение либо при интенсивном направленном бурении вертикального ствола скважины и когда наклон (наклонное положение) ствола скважины по определению очень близок к нулю градусов, либо в случае, когда наклон скважины близок к горизонтали. При интенсивном бурении вертикальной скважины наклон является обычным и находится в пределах около 1 градуса по вертикали. Например, для целевой глубины более 3000 м (10000 футов) дно вертикального участка ствола скважины не должно смещаться в сторону более чем на 53 м (175 футов) в люIn an embodiment of the present invention, accelerometers and magnetometers are placed inside and rotated with an instrument containing a non-inertial rotating navigation platform. One of the advantages of using a rotating navigation platform instead of a geostationary inertial navigation platform is that alignment errors in the physical mounting of navigation sensors, in particular accelerometers and magnetometers, can be minimized or eliminated to improve measurement accuracy, resulting in wellbore placement that is as expected by the customer. When using accelerometers and magnetometers, there are at least two causes of mechanical misalignment errors. The first is the misalignment of the device within its assembly, and the second is the misalignment of the assembly of the assembly on the printed circuit board or tool mounting plate. Mechanical misalignment errors affect the relative perpendicularity of each of the sensor measurement axes. Accelerometers can additionally be affected by centripetal effects when they are not precisely positioned on the axis of rotation of the tool. For some dual-axis microelectromechanical systems (MEMS), the relative perpendicularity of the axes is determined by the lithographic process used to fabricate the device, resulting in nearly perfect perpendicularity, virtually eliminating the cause of error when compared to perpendicularly mounted single-axis devices. Errors caused by misalignment can be significant either when intensive directional drilling of a vertical wellbore and when the inclination (inclination) of the wellbore is, by definition, very close to zero degrees, or when the inclination of the well is close to horizontal. In heavy drilling of a vertical well, inclination is common and is in the range of about 1 degree vertically. For example, for a target depth greater than 3,000 m (10,000 ft), the bottom of the vertical section of the wellbore should not move laterally by more than 53 m (175 ft) in any direction.

- 6 041943 бом направлении относительно буровой установки на поверхности или подводной точки входа на морском дне. Для поперечно направленных измерений гравитационного и магнитного полей, выполняемых с помощью вращательной навигационной платформы, ошибки несоосности и электрического смещения возникают при постоянном токе, в то время как представляющие интерес измерения имеют одинаковую частоту переменного тока, как и скорость вращения инструмента. Кроме того, любые разности в усилении амплитуд или чувствительности между двумя перпендикулярными поперечными каналами, вызванные несоосностью монтажа, могут быть без труда динамически исправлены путем нормализации амплитуды измерений переменного тока одного канала относительно другого для повышения точности измерений. Кроме того, в случае поперечно направленных измерений магнитного поля будет небольшая коррекция, необходимая для компенсации электромагнитного поверхностного эффекта переменного тока, который является пропорциональным частоте вращения. Фазовая коррекция может достигать 15°, а амплитудная коррекция может достигать 2,6 дБ. Эффект является воспроизводимым и может быть эмпирически получен как функция частоты и температуры. В случае осевых измерений гравитации и магнитного поля с помощью вращательной навигационной платформы ошибки несоосности появляются с частотой, равной скорости вращения инструмента. Амплитуда сигнала ошибки переменного тока даст количественный показатель осевой несоосности, чтобы можно было применить небольшой поправочный коэффициент к постоянной составляющей измерения. Надлежащая низкочастотная фильтрация сигналов ошибки по переменному току устранит ошибку. В случае осевого магнитного сигнала компенсация электромагнитного поверхностного эффекта не требуется, так как осевая составляющая магнитного поля является постоянным током независимо от того, вращается ли утяжеленная бурильная труба или нет. Однако использование вращательной навигационной платформы не устраняет необходимость смещения постоянного тока и усиления термической характеристики для направленных по оси устройств и усиления термической характеристики для поперечно расположенных устройств.- 6 041943 in the direction relative to the drilling rig on the surface or subsea entry point on the seabed. For lateral gravitational and magnetic field measurements made with a rotary navigation platform, misalignment and electrical offset errors occur at DC, while the measurements of interest are at the same AC frequency as the instrument's rotational speed. In addition, any differences in amplitude gain or sensitivity between two perpendicular transverse channels caused by mounting misalignment can easily be dynamically corrected by normalizing the AC measurement amplitude of one channel relative to the other to improve measurement accuracy. In addition, in the case of transverse magnetic field measurements, there will be a slight correction necessary to compensate for the AC electromagnetic skin effect, which is proportional to the rotational speed. Phase correction can be up to 15° and amplitude correction can be up to 2.6 dB. The effect is reproducible and can be empirically obtained as a function of frequency and temperature. In the case of axial measurements of gravity and magnetic field using a rotary navigation platform, misalignment errors occur at a frequency equal to the speed of rotation of the instrument. The amplitude of the AC error signal will quantify the axial misalignment so that a small correction factor can be applied to the DC component of the measurement. Proper low-pass filtering of AC error signals will eliminate the error. In the case of an axial magnetic signal, compensation of the electromagnetic skin effect is not required, since the axial component of the magnetic field is a direct current, regardless of whether the drill collar is rotating or not. However, the use of a rotary navigation platform does not eliminate the need for DC bias and thermal enhancement for axially directed devices and thermal enhancement for transverse devices.

Можно, например, предположить, что в вертикальной скважине, пробуренной с помощью геостационарной навигационной платформы, каждый из акселерометров х, у и z смещен под любым незначительным произвольным углом в произвольном направлении относительно декартовой системы координат, зафиксированной на инструменте. Затем при проведении статических замеров, для получения которых может понадобиться несколько минут, несоосность акселерометров по отношению к оси инструмента будет сказываться на точности замеров и быть причиной ошибок в прокладывании траектории ствола скважины, если она не будет надлежащим образом откалибрована и учтена. Следует принять во внимание, что акселерометры обычно монтируют перпендикулярно друг другу относительно декартовой системы координат, которая вращается вместе с инструментом, причем ось z ориентирована так, что направляет ствол скважины в сторону долота вдоль оси вращения КНБК. Две другие поперечные оси обозначены как х и у, и образуют правую систему координат с z, так что i_x, перпендикулярное i_y равно i_z, где i_x, i_y и i_z - единичные векторы, соответствующие своим относительным декартовым осям, прикрепленным к инструменту. При вращении ошибка несоосности проявляется в случае поперечно направленных датчиков х и у иначе, чем в случае датчиков оси z. Для поперечно расположенных датчиков первичная чувствительность перпендикулярна оси вращения, что дает сигнал переменного тока с частотой, равной частоте вращения, и амплитудой, пропорциональной значению угла наклона ствола скважины. Ошибка поперечной несоосности дает небольшую векторную чувствительность в направлении z вдоль оси инструмента. Следовательно, ответ на ошибку поперечно направленного датчика, вызванный несоосностью, не зависит от вращения инструмента, то есть это является смещением постоянного тока. Благодаря совмещению общий сигнал поперечно направленного датчика является основным сигналом переменного тока с небольшим смещением постоянного тока, наложенным на него. В случае направленных по оси датчиков верно обратное, ошибка несоосности дает небольшую векторную чувствительность, поперечную к оси инструмента. Благодаря совмещению общий сигнал направленного по оси датчика является основным сигналом постоянного тока, который пропорционален гравитации Земли, умноженной на косинус угла наклона, плюс небольшой сигнал ошибки несоосности переменного тока, наложенный на него. Однако ошибка несоосности направленного по оси датчика устраняется просто путем усреднения результатов замеров по целому числу оборотов КНБК.It can, for example, be assumed that in a vertical well drilled with a geostationary navigation platform, each of the x, y, and z accelerometers is displaced at any slight arbitrary angle in an arbitrary direction relative to the Cartesian coordinate system fixed on the tool. Then, when taking static measurements, which can take several minutes to obtain, the misalignment of the accelerometers with respect to the axis of the tool will affect the accuracy of the measurements and cause errors in laying the trajectory of the wellbore if not properly calibrated and taken into account. It should be appreciated that the accelerometers are typically mounted perpendicular to each other with respect to a Cartesian coordinate system that rotates with the tool, with the z-axis oriented so as to direct the wellbore towards the bit along the axis of rotation of the BHA. The other two transverse axes are labeled x and y, and form a right-handed coordinate system with z, so that i _x perpendicular to i _y equals i _z , where i _x , i _y and i _z are the unit vectors corresponding to their relative Cartesian axes attached to the instrument. During rotation, the misalignment error manifests itself differently in the case of transverse x and y sensors than in the case of z-axis sensors. For transverse sensors, the primary sensitivity is perpendicular to the axis of rotation, which gives an AC signal with a frequency equal to the rotation frequency and an amplitude proportional to the inclination angle of the wellbore. The lateral misalignment error gives little vector sensitivity in the z-direction along the tool axis. Therefore, the response to a transverse probe error caused by misalignment is independent of tool rotation, i.e. it is a DC bias. Due to the superposition, the overall signal of the transverse sensor is the main AC signal with a small DC offset superimposed on it. In the case of axially directed transducers, the opposite is true, the misalignment error gives a small vector sensitivity transverse to the tool axis. Due to the alignment, the overall axial sensor signal is a main DC signal that is proportional to the Earth's gravity times the cosine of the tilt angle, plus a small AC misalignment error signal superimposed on it. However, the misalignment error of the axial sensor is eliminated simply by averaging the readings over an integer number of BHA revolutions.

В случае вертикального ствола скважины, так что ось z инструмента точно выровнена с вектором гравитационного поля Земли, т.е. в случае, когда угол наклона равен нулю градусов, поперечно направленные акселерометры х и у не будут иметь никакой переменной составляющей, а будут иметь только небольшое смещение датчика постоянного тока. В случае, когда амплитуда переменного тока поперечно направленных акселерометров равна нулю, это подтверждает, что ствол скважины является вертикальным. В случае, когда ствол скважины начинает отклоняться от вертикального направления, то есть, когда ствол скважины начинает наклоняться, амплитуда переменного тока поперечно направленных акселерометров х и у начинает увеличиваться, причем амплитуда пропорциональна величине наклона. Ориентированный вдоль оси z акселерометр измеряет косинус угла наклона, умноженный на гравитационное поле Земли, и поскольку косинус угла наклона довольно нечувствителен к небольшим изменениям угла наклона, когда направленный по оси акселерометр выровнен с вектором гравитационного поля Земли, это не подходит для управления вертикальным бурением. На практике в случае, когда ось вращения инIn the case of a vertical wellbore, so that the z-axis of the tool is exactly aligned with the Earth's gravitational field vector, i.e. in the case where the tilt angle is zero degrees, the x and y transverse accelerometers will have no AC component, but only a slight DC offset. In the case where the AC amplitude of the transverse accelerometers is zero, this confirms that the wellbore is vertical. In the event that the wellbore begins to deviate from the vertical direction, that is, when the wellbore begins to incline, the amplitude of the AC transverse accelerometers x and y begins to increase, the amplitude being proportional to the amount of inclination. The z-oriented accelerometer measures the cosine of the dip angle multiplied by the Earth's gravitational field, and since the cosine of the dip angle is rather insensitive to small changes in the angle of inclination, when the axial accelerometer is aligned with the Earth's gravity field vector, it is not suitable for controlling vertical drilling. In practice, in the case when the axis of rotation is in

- 7 041943 струмента наклонена под некоторым углом относительно вектора гравитационного поля Земли, поперечно направленные акселерометры могут использоваться динамически для количественного определения наклона ствола скважины при угле наклона вплоть до около 75° с использованием амплитуды основной частоты сигнала переменного тока поперечно направленных акселерометров. В случае выше около 75° сигнал постоянного тока от акселерометра на оси z следует использовать для динамического измерения наклона ствола скважины.The transverse accelerometers can be used dynamically to quantify wellbore inclination at inclination angles up to about 75° using the fundamental frequency amplitude of the transverse accelerometers' AC signal. Above about 75°, the DC signal from the z-axis accelerometer should be used to dynamically measure the inclination of the wellbore.

При динамическом использовании акселерометров при скорости вращения КНБК применяют гауссовские методы подавления помех для уменьшения эффектов ускорений, вызванных случайными ударами и вибрациями. Для достижения наилучших результатов частотная характеристика навигационных акселерометров должна быть ограничена физическими свойствами устройства, так что устройство по своей природе нечувствительно к высокочастотным ударам и вибрациям, которые могут быть существенными, из-за чего большое количество данных поступает на устройство за пределами представляющей интерес полосы частот, влияя на точность устройства в представляющей интерес полосе частот. Обычно представляющая интерес полоса частот подразумевает частоты примерно в 2 или 3 раза ниже максимальной скорости вращения КНБК. Кроме того, правильный выбор устройства сведет к минимуму эффекты устранения вибрации, позволяя реализовать все преимущества фильтрации помех для надежного расчета наклона ствола скважины, азимута наклона ствола скважины и мгновенных ГПО и МПО инструмента.When accelerometers are used dynamically at BHA rotation speed, Gaussian noise reduction techniques are used to reduce the effects of accelerations caused by random shocks and vibrations. For best results, the frequency response of navigational accelerometers should be limited by the physical properties of the device, so that the device is inherently insensitive to high frequency shocks and vibrations, which can be significant, causing large amounts of data to enter the device outside of the frequency band of interest, affecting the accuracy of the device in the frequency band of interest. Typically, the frequency band of interest implies frequencies about 2 or 3 times below the maximum BHA rotation speed. In addition, proper device selection will minimize the effects of vibration elimination, allowing you to realize the full benefits of noise filtering for reliable calculation of wellbore inclination, wellbore inclination azimuth, and instantaneous DLT and RTL of the tool.

Вариант реализации настоящего изобретения основан на полностью автономной виртуальной геостационарной платформе с автокорректирующими и самокалибрующими измерениями для генерирования сигналов и достижения синхронизации, требуемых для динамического управления инструментом для направленного роторного бурения в требуемом направлении относительно наземной системы координат или цели. В инструменте расположены три взаимно-перпендикулярных акселерометра, три взаимно-перпендикулярных магнитометра и три взаимно-перпендикулярных гироскопа угловой скорости, которые охватывают широкий спектр условий бурения, углы наклона ствола скважины и случаи, когда либо магнитное поле Земли искажается соседними обсадными колоннами скважины, либо когда траектория ствола скважины проходит с севера на юг или с юга на север, а наклон ствола скважины находится в пределах нескольких градусов, совпадая с углом местного падения магнитного поля Земли. Эти 9 осей динамически объединены в широком диапазоне скоростей вращения КНБК от нулевого числа оборотов в минуту (об/мин) до нескольких сотен об/мин. Геостационарные выходные данные вращающейся виртуальной геостационарной платформы представляют собой наклон ствола скважины и азимут наклона ствола скважины. Мгновенными или динамическими выходными данными являются ГПО, МПО, локальный угол между ГПО и МПО (угол X) и мгновенная частота вращения. Эти 6 выходных видов данных используют для управления синхронизацией приводов, которые динамически отклоняют долото и приводят к тому, что инструмент для роторного бурения направляет траекторию скважины в определенном направлении, которое является фиксированным относительно земли.An embodiment of the present invention is based on a fully autonomous virtual geostationary platform with auto-correcting and self-calibrating measurements to generate the signals and achieve the timing required to dynamically control the directional rotary drilling tool in the required direction relative to the ground coordinate system or target. The tool houses three mutually perpendicular accelerometers, three mutually perpendicular magnetometers, and three mutually perpendicular angular velocity gyroscopes that cover a wide range of drilling conditions, wellbore inclination angles, and cases where either the Earth's magnetic field is distorted by adjacent well casing strings, or when the trajectory of the wellbore runs from north to south or from south to north, and the inclination of the wellbore is within a few degrees, coinciding with the angle of local incidence of the Earth's magnetic field. These 9 axes are dynamically combined over a wide range of BHA rotation speeds from zero revolutions per minute (rpm) to several hundred rpm. The geostationary output of the rotating virtual geostationary platform is the wellbore inclination and the wellbore inclination azimuth. The instantaneous or dynamic outputs are the GLO, MLO, the local angle between the GLO and the MLO (angle X), and the instantaneous speed. These 6 outputs are used to control the timing of actuators that dynamically deflect the bit and cause the rotary drilling tool to direct the well path in a specific direction that is fixed relative to the ground.

В варианте реализации изобретения виртуальная геостационарная платформа может содержать отдельный узел микроконтроллера и/или микропроцессора (VGPMA) виртуальной геостационарной платформы или может использовать микроконтроллер и/или узел микроконтроллера в другой системе, такой как описанная выше система для направленного роторного бурения. VGPMA, если сконфигурирован, может иметь различные конфигурации, которые могут содержать микроконтроллер и/или микропроцессор, память, энергонезависимую память, каналы ввода/вывода, различные датчики и/или программное средство, хранящееся в памяти, которое узел выполняет во время работы. Кроме того, как обсуждалось в предыдущем параграфе, виртуальная геостационарная платформа может быть сконфигурирована с датчиками, включая: три взаимно-перпендикулярных акселерометра, три взаимноперпендикулярных магнитометра и три взаимно-перпендикулярных гироскопа угловой скорости, которые обеспечивают вход(-ы) в VGPMA или заменяющую систему обработки, такую как система узла для направленного роторного бурения. Затем система обработки входных данных датчика обрабатывает эту информацию для расчета местоположения и определения любых возможных ошибок несоосности. Как вариант, данные датчиков и/или другие данные могут быть сохранены в памяти.In an embodiment, the virtual geostationary platform may comprise a separate virtual geostationary platform microcontroller and/or microprocessor (VGPMA) assembly, or may use the microcontroller and/or microcontroller assembly in another system, such as the directional rotary drilling system described above. The VGPMA, if configured, may have various configurations that may include a microcontroller and/or microprocessor, memory, non-volatile memory, I/O channels, various sensors, and/or memory-based software that the node executes during operation. In addition, as discussed in the previous paragraph, the Virtual Geostationary Platform can be configured with sensors including: three mutually perpendicular accelerometers, three mutually perpendicular magnetometers, and three mutually perpendicular angular velocity gyroscopes that provide input(s) to the VGPMA or replacement system processing, such as a node system for directional rotary drilling. The sensor input processing system then processes this information to calculate the location and determine any possible misalignment errors. Alternatively, sensor data and/or other data may be stored in memory.

Гироскопы угловой скорости, упомянутые в этом варианте реализации изобретения, не используются для инерциальной навигации; они не являются гироскопами с ориентацией на север, которые понадобились бы для инерциального наведения, и они не установлены посредством универсального шарнирного соединения. Они измеряют скорости вращения КНБК вдоль каждой оси системы координат инструмента для определения параметров, относящихся к динамике и кинематике бурения. Гироскоп на оси z измеряет мгновенную скорость вращения инструмента вокруг оси z, чтобы обнаруживать и корректировать движение неравномерного вращения долота и зоны магнитных помех. Гироскопы на осях х и у дают показания по движению инструмента в ответ на удары и вибрации при бурении. Иными словами, если движение КНБК из-за удара является поступательным, то гироскопы на осях х и у не будут считывать никакое относительное вращение. Однако, в случае, когда гироскопы на осях х и у замеряют вращательную составляющую движения КНБК, которая коррелирует с акселерометрами на осях оси х и у, соответственно, это означает, что ответ инструмента на удары и вибрации включает угол наклона и поворот во- 8 041943 круг вертикальной оси в стволе скважины и что движение включает в себя маятникообразную составляющую. Это движение может идентифицировать ложные показания наклона ствола скважины, так, чтобы их можно было правильно идентифицировать как наклон инструмента в стволе скважины, а не как наклон ствола скважины.The angular velocity gyroscopes mentioned in this embodiment of the invention are not used for inertial navigation; they are not north-facing gyros that would be needed for inertial guidance, and they are not universally articulated. They measure BHA rotation speeds along each axis of the tool coordinate system to determine parameters related to drilling dynamics and kinematics. The z-axis gyroscope measures the instantaneous rotation speed of the tool around the z-axis in order to detect and correct the movement of uneven bit rotation and magnetic interference areas. Gyroscopes on the x and y axes give indications of tool movement in response to shock and vibration while drilling. In other words, if the motion of the BHA due to impact is translational, then the gyroscopes on the x and y axes will not read any relative rotation. However, when the gyroscopes on the x and y axes measure the rotational component of the BHA movement, which correlates with the accelerometers on the x and y axes, respectively, this means that the response of the tool to shocks and vibrations includes tilt and rotation. the circle of the vertical axis in the wellbore and that the motion includes a pendulum component. This movement can identify false readings of wellbore inclination so that they can be correctly identified as tool inclination in the wellbore and not wellbore inclination.

Электронная аппаратура и функция обработки для управления направленным бурением инструмента содержат множество датчиков обратной связи, навигационные датчики и узел микроконтроллера и/или микропроцессора для обработки комбинированных входных данных от различных датчиков для управления инструментом на основании входных данных датчиков, любые заранее запрограммированные параметры управления направлением бурения и/или дополнительные входные данные управления направлением бурения, передаваемые с поверхности или от других внутрискважинных систем. В одном варианте реализации изобретения обработка сигналов, подавление помех и обработка с возможностью динамической коррекции ошибок позволяет точно рассчитывать в режиме реального времени мгновенные результаты измерения положения отклонителя и скорости вращения КНБК, а также геостатические параметры траектории ствола скважины независимо от того, вращается ли инструмент или находится в статическом состоянии, тем самым устраняя необходимость в геостационарной платформе или приближенной к геостационарной платформе для навигационных датчиков и делая возможными немедленные и мгновенные корректировки траектории ствола скважины без прерывания и делая их очевидными для процесса бурения. Кроме того, хорошо известный метод состоит в том, чтобы разместить два аналогичных устройства измерения отдельно друг от друга на известном расстоянии, например, посредством наклона, для динамического вычисления и контроля мгновенного темпа естественного искривления ствола скважины, так что упреждающие корректировки темпа набора кривизны ствола скважины могут выполняться на лету без прерывания операций роторного бурения и направленного бурения и без необходимости получать данные о глубине нисходящей линии и/или информацию о МСП с поверхности и без команды, генерируемой на поверхности. В качестве дополнительного или альтернативного варианта, могут использовать тензометрические датчики для определения темпа естественного искривления ствола скважины на основании амплитуды симметричного изгиба утяжеленной бурильной трубы, в то время как она вращается на криволинейном участке скважины или проходит через него.The electronics and processing function for controlling the directional drilling of the tool comprises a plurality of feedback sensors, navigation sensors, and a microcontroller and/or microprocessor assembly for processing combined input data from various sensors to control the tool based on the sensor input, any pre-programmed drilling direction control parameters, and /or additional directional control inputs from the surface or other downhole systems. In one embodiment of the invention, signal processing, noise suppression, and dynamic error correction processing can accurately calculate, in real time, instantaneous measurements of the whipstock position and BHA rotation speed, as well as geostatic parameters of the wellbore trajectory, regardless of whether the tool is rotating or located. in a static state, thereby eliminating the need for a geostationary or near-geostationary platform for navigation sensors and allowing immediate and instant corrections to the wellbore trajectory without interruption and making them apparent to the drilling process. In addition, a well-known technique is to place two similar measuring devices apart from each other at a known distance, for example, by tilt, to dynamically calculate and control the instantaneous rate of curvature of the wellbore, so that proactive corrections to the rate of curvature of the wellbore can be performed on the fly without interrupting rotary drilling and directional drilling operations and without the need to obtain downlink depth data and/or ROP information from the surface and without a command generated at the surface. Alternatively, strain gauges may be used to determine the rate of natural borehole curvature based on the amplitude of the symmetrical bow of the drill collar as it rotates in or through a curved section of the borehole.

Кроме того, в одном варианте реализации изобретения электронные устройства и контрольноизмерительные приборы инструмента для направленного роторного бурения могут быть объединены с нисходящим каналом от поверхности до внутрискважинного инструмента, что позволяет обновлять инструмент и/или перепрограммировать инструмент с поверхности, чтобы в зависимости от условий устанавливать или изменять требуемые целевые значения азимута и наклона ствола скважины при продолжающемся вращении и/или направленном бурении. В дополнение к необходимой навигационной аппаратуре, в одном варианте реализации изобретения инструмент может содержать приборы для различных измерений характеристик пласта месторождения, таких как определение среднего или квадрантного естественного гамма-излучения, многоуровневое удельное сопротивление пласта, плотность и пористость по данным нейтронного каротажа, пористость по данным акустического каротажа, отображение удельного сопротивления ствола скважины, замеры опережающего и кругового обзора, измерения ультразвуковым каверномером диаметра ствола скважины и механические характеристики бурения. Электронная энергонезависимая память в варианте реализации встроенного электронного оборудования инструмента выполнена с возможностью регистрировать и сохранять и/или регистрировать и передавать, или просто передавать в режиме реального времени или с задержкой посредством буферной памяти, полный набор данных геофизических исследований ствола скважины и другие данные, чтобы обеспечить возможность геологического направленного управления, чтобы инструмент для направленного роторного бурения можно было эффективно использовать для бурения всех участков скважины с заданным диаметром. В случае, когда датчики расположены ниже двигателя с прямой объемной подачей, данные в режиме реального времени могут быть переданы по беспроводной телеметрической связи во время бурения от инструмента для направленного роторного бурения в приемлемый инструмент дистанционного приемного устройства, расположенный над гидравлическим забойным двигателем, а затем могут быть переданы телеметрическим путем на поверхность посредством гидроимпульсной, электромагнитной (ЭМ) или другой телеметрии, которые могут стать доступными. В одном варианте реализации изобретения электропитание для управления и работы электромагнитных клапанов и контрольно-измерительных приборов, сбора данных и телеметрических электронных приборов для измерения во время бурения обеспечивают вспомогательные внутрискважинные батареи или генератор переменного тока, приводимый в действие гидравлической турбиной, или комбинация обоих вариантов. Кроме того, система может питаться от других внутрискважинных энергетических установок.Furthermore, in one embodiment of the invention, the electronics and instrumentation of the directional rotary drilling tool may be combined with the downhole channel from the surface to the downhole tool, allowing the tool to be updated and/or reprogrammed from the surface to set or change, depending on conditions. the desired target azimuth and inclination of the wellbore with continued rotation and/or directional drilling. In addition to the necessary navigation equipment, in one embodiment of the invention, the tool may contain instruments for various measurements of reservoir characteristics, such as determination of average or quadrant natural gamma radiation, multilevel formation resistivity, density and porosity from neutron logging, porosity from data sonic logging, wellbore resistivity display, lead and all-round survey measurements, ultrasonic caliper measurements of wellbore diameter and drilling mechanical characteristics. The electronic non-volatile memory in the tool's embedded electronics embodiment is configured to capture and store and/or record and transmit, or simply transmit, in real time or with a delay through buffer memory, a complete set of wellbore logging data and other data to provide the possibility of geological directional control, so that the tool for directional rotary drilling can be effectively used to drill all sections of the well with a given diameter. In the case where the sensors are located below the direct displacement motor, real-time data can be transmitted via wireless telemetry while drilling from the directional rotary drilling tool to a suitable remote receiver tool located above the mud motor, and then can be transmitted telemetrically to the surface by means of mud pulse, electromagnetic (EM) or other telemetry as may become available. In one embodiment of the invention, power for control and operation of solenoid valves and instrumentation, data acquisition and telemetry electronics for measurements while drilling is provided by auxiliary downhole batteries or an alternator driven by a hydraulic turbine, or a combination of both options. In addition, the system can be powered by other downhole power plants.

Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials

На фиг. 1 проиллюстрирован вид сбоку развернутой роторной бурильной колонны с буровым долотом, содержащей компоновку низа бурильной колонны (КНБК).In FIG. 1 illustrates a side view of a drill bit reamed rotary drill string including a bottom hole assembly (BHA).

На фиг. 2А и 2В проиллюстрирован вариант реализации инструмента для направленного роторного бурения и проиллюстрированы два перпендикулярных вида сбоку прикрепления долота к инструменту для направленного роторного бурения.In FIG. 2A and 2B illustrate an embodiment of a directional rotary drilling tool and illustrate two perpendicular side views of attaching a bit to a directional rotary drilling tool.

- 9 041943- 9 041943

На фиг. 2С проиллюстрирован вариант реализации бурового долота инструмента для направленного роторного бурения, проиллюстрированного на фиг. 2А и 2В, с точки зрения наблюдателя, смотрящего на долото из скважины, и определена декартова система координат для создания контрольных точек.In FIG. 2C illustrates an embodiment of a drill bit of the directional rotary drilling tool illustrated in FIG. 2A and 2B from the point of view of an observer looking at the bit from the hole, and a Cartesian coordinate system is defined to create control points.

На фиг. 3A-1, 3B-1, 3C-1 и 3D-1 проиллюстрирован вариант реализации инструмента для направленного роторного бурения и показана последовательность перпендикулярных видов сбоку прикрепления долота к инструменту для направленного роторного бурения, в то время как инструмент имеет динамический угол падения.In FIG. 3A-1, 3B-1, 3C-1 and 3D-1 illustrate an embodiment of a directional rotary drilling tool and show a sequence of perpendicular side views of a bit attached to a directional rotary drilling tool while the tool has a dynamic angle of incidence.

На фиг. 3A-2, 3B-2, 3C-2 и 3D-2 проиллюстрирован вариант реализации инструмента для направленного роторного бурения и показано буровое долото инструмента для направленного роторного бурения, проиллюстрированного на фиг. 3A-1, 3B-1, 3C-1 и 3D-1, соответственно, с точки зрения наблюдателя, смотрящего на долото из скважины, и определена декартова система координат для создания контрольных точек.In FIG. 3A-2, 3B-2, 3C-2, and 3D-2 illustrate an embodiment of a directional rotary drilling tool and show a drill bit of the directional rotary drilling tool illustrated in FIG. 3A-1, 3B-1, 3C-1, and 3D-1, respectively, from the point of view of an observer looking at the bit from the hole, and a Cartesian coordinate system is defined to create control points.

На фиг. 4А-4В проиллюстрирован вид сбоку с частичным разрезом, иллюстрирующий внутреннюю конструкцию варианта реализации инструмента для направленного роторного бурения и показаны два вида возвратно-поступательного движения долота и вала долота.In FIG. 4A-4B are partial sectional side views illustrating the internal construction of an embodiment of a directional rotary drilling tool and showing two reciprocating views of the bit and bit shaft.

На фиг. 5 проиллюстрирован увеличенный участок привода с отводным рычагом инструмента для направленного роторного бурения, проиллюстрированного на фиг. 4А-4В.In FIG. 5 illustrates an enlarged portion of the retractable lever drive of the directional rotary drilling tool illustrated in FIG. 4A-4B.

На фиг. 6А-6В проиллюстрирован вид сбоку, иллюстрирующий внутреннюю конструкцию варианта реализации инструмента для направленного роторного бурения и иллюстрирующий два вида работы механизма блокировки отводного рычага, который используется для блокировки долота в центрированном положении в случае прекращения операций направленного бурения. На фиг. 6А проиллюстрирован инструмент в заблокированном положении. На фиг. 6В проиллюстрирован инструмент в разблокированном положении.In FIG. 6A-6B are side views illustrating the internal construction of an embodiment of a directional rotary drilling tool and illustrating two modes of operation of the retract arm lock mechanism that is used to lock the bit in a centered position in the event of cessation of directional drilling operations. In FIG. 6A illustrates the tool in the locked position. In FIG. 6B illustrates the tool in the unlocked position.

На фиг. 7A-7D проиллюстрирован вариант реализации изобретения для приведения в действие долота инструмента для направленного роторного бурения.In FIG. 7A-7D illustrate an embodiment of the invention for driving the bits of a directional rotary drilling tool.

На фиг. 8A-8D проиллюстрирован вариант реализации навигационного модуля для виртуальной геостационарной платформы.In FIG. 8A-8D illustrate an implementation of a navigation module for a virtual geostationary platform.

На фиг. 9 проиллюстрирован вид сбоку в перспективе развернутой бурильной колонны инструмента для направленного роторного бурения, содержащей компоновку низа бурильной колонны (КНБК), выполненную с виртуальной геостационарной платформой.In FIG. 9 illustrates a side perspective view of a deployed drill string of a directional rotary drilling tool comprising a bottom hole assembly (BHA) configured with a virtual geostationary platform.

На фиг. 10 проиллюстрирован другой вариант применения для бурения нефтяных и газовых скважин и проиллюстрирован вариант реализации изобретения, в котором вывод аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью может быть соединен гидравлической линией с гидравлическим двигателем, тем самым образуя гидравлическую передачу.In FIG. 10 illustrates another application for drilling oil and gas wells and illustrates an embodiment of the invention in which the output of an axial piston pump with variable during operation can be connected by a hydraulic line to a hydraulic motor, thereby forming a hydraulic transmission.

На фиг. nA-НВ проиллюстрирован еще один вариант реализации изобретения, в котором выходной вал гидравлического двигателя может быть выполнен с возможностью приведения в действие клапана, приводимого в действие буровым раствором для роторного бурения, для генерирования сигналов телеметрии по гидроимпульсному каналу связи.In FIG. nA-HB illustrates another embodiment of the invention in which a hydraulic motor output shaft may be configured to actuate a rotary drilling fluid actuated valve to generate mud pulse telemetry signals.

На фиг. 12 проиллюстрирован вариант применения аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью в обратимой гидравлической системе с замкнутым контуром для вырезки кернов, отбираемых из боковых стенок ствола скважины.In FIG. 12 illustrates the use of an on-line variable displacement axial piston pump in a closed loop reversible hydraulic system for coring cores taken from the sidewalls of a wellbore.

На фиг. 13 проиллюстрирован предшествующий уровень техники, используемый для приведения в действие насоса с гантелевидным сечением для отбора проб флюида из пласта месторождения.In FIG. 13 illustrates the prior art used to drive a dumbbell pump to sample fluid from a reservoir formation.

На фиг. 14 проиллюстрирован вариант реализации изобретения с использованием аксиальнопоршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью в конфигурации с замкнутым контуром для управления и приведения в действие насоса с гантелевидным сечением.In FIG. 14 illustrates an embodiment of the invention using an on-line variable displacement axial piston pump in a closed loop configuration to control and drive a dumbbell pump.

Подробное описание предпочтительных вариантов реализации изобретенияDetailed description of the preferred embodiments of the invention

В соответствии с фиг. 1, проиллюстрировано, что ствол скважины 10 пробурен с помощью бурового долота 12 для роторного бурения, которое соединено с нижним концом бурильной колонны 14, которая проходит вверх к поверхности, где она приводится в действие роторным столом 16 или верхним приводом 6 типичной буровой установки 8. Бурильная колонна 14 обычно состоит из секций бурильной трубы 18, соединенных с компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) 28, имеющей одну или более утяжеленных бурильных труб 20, соединенных с ней для приложения усилия к буровому долоту 12. На фиг. 1 проиллюстрирован ствол скважины 10, имеющий вертикальный или практически вертикальный верхний участок 22 и отклоненный, криволинейный или горизонтальный нижний участок 24, который бурят при интенсивном управлении направлением бурения инструмента для направленного роторного бурения, показанным в основном ссылочным номером 26, который выполнен в соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения. Как будет подробно описано ниже, инструмент для направленного роторного бурения 26 выполнен и устроен так, чтобы буровое долото 12 выполняло бурение по изогнутой траектории, которая обозначена настройками управления направления бурения инструмента для направленного роторного бурения 26, в соответствии с раскрытыми в данной заявке принципами. Буровой раствор закачивается вниз внутрь бурильной колонны 14, проходит через КНБК 28, выходит из насадок на долоте 12In accordance with FIG. 1, it is illustrated that the wellbore 10 is drilled with a rotary drill bit 12 that is connected to the lower end of a drill string 14 that extends upward to the surface where it is driven by a rotary table 16 or top drive 6 of a typical drilling rig 8. The drill string 14 typically consists of sections of drill pipe 18 coupled to a bottom hole assembly (BHA) 28 having one or more drill collars 20 coupled thereto to apply force to the drill bit 12. FIG. 1, a wellbore 10 is illustrated having a vertical or substantially vertical upper portion 22 and a deviated, curved or horizontal lower portion 24, which is drilled under heavy direction control of a directional rotary drilling tool, shown generally at 26, which is configured in accordance with one from aspects of the present invention. As will be described in detail below, the directional rotary drilling tool 26 is configured and arranged so that the drill bit 12 drills along a curved path, which is indicated by the drilling direction control settings of the directional rotary drilling tool 26, in accordance with the principles disclosed herein. The mud is pumped down into the drill string 14, passes through the BHA 28, exits the nozzles on the bit 12

- 10 041943 и возвращается на поверхность с буровым шламом в кольцевом пространстве 30. КНБК 28 содержит буровое долото 12, соединенное непосредственно с нижней частью активно управляемого инструмента для направленного роторного бурения 26. КНБК может также содержать другие инструменты для бурения, такие как двигатели с прямой объемной подачей, для управления скоростью вращения и крутящим моментом, а также толкатели для управления нагрузкой на долоте. Кроме того, расположение этих компонентов в бурильной колонне может быть выбрано персоналом буровой на основании его опыта и предпочтений в соответствии с широким спектром характеристик бурения, таких как радиус поворота криволинейного участка ствола скважины, характеристики пласта, в котором осуществляют бурение, характеристики бурового оборудования, используемого для бурения, и глубина, на которой происходит бурение. Поскольку количество возможных комбинаций и перемещений этих других утяжеленных бурильных труб велико, они не будут перечислены в настоящем раскрытии изобретения. Достаточно сказать, что размещение и расположение этих дополнительных компонентов в бурильной колонне по отношению к активно управляемому инструменту для направленного роторного бурения 26 не влияет на конструкцию и принципы работы настоящего изобретения.- 10 041943 and returns to the surface with drill cuttings in the annulus 30. The BHA 28 includes a drill bit 12 coupled directly to the bottom of an actively steerable directional rotary drilling tool 26. The BHA may also contain other drilling tools such as straight motors. volumetric feed, to control rotational speed and torque, as well as pushers to control the load on the bit. In addition, the location of these components in the drill string can be selected by the rig personnel based on their experience and preferences in accordance with a wide range of drilling characteristics, such as the radius of turn of the curved section of the wellbore, the characteristics of the formation in which drilling is carried out, the characteristics of the drilling equipment used for drilling, and the depth at which drilling occurs. Since the number of possible combinations and movements of these other drill collars is large, they will not be listed in the present disclosure. Suffice it to say that the placement and positioning of these additional components in the drill string with respect to the actively steerable directional rotary drilling tool 26 does not affect the design and operation of the present invention.

На фиг. 2А и 2В проиллюстрирован вариант реализации инструмента для направленного роторного бурения 26 (ИНРБ) и проиллюстрированы два перпендикулярных вида сбоку прикрепления долота 12 к ИНРБ. Фиксированная точка системы координат на ИНРБ, называемая разметочной линией 7, может быть или не быть заметной на утяжеленной бурильной трубе ИНРБ. Независимо от того, заметна она или нет, разметочная линия зафиксирована относительно и вращается с механическими и электронными устройствами инструмента для направленного роторного бурения, а также служит в качестве пространственной контрольной точки для расчетов, выполняемых системой управления направления бурения. Для этого описания будет полезно определить трехмерную опорную декартову систему координат, проиллюстрированную на фиг. 2С, с точки зрения наблюдателя, смотрящего вглубь скважины по направлению к долоту, которое крепится к инструменту для направленного роторного бурения и вращается с ним. Исходная точка 203 опорной декартовой системы координат является точкой пересечения осевой линии 50 ИНРБ и осей х и у. Ось х 204 проходит через исходную точку 203 и перпендикулярно пересекает разметочную линию 7. Ось у 205 перпендикулярна оси х и параллельна оси шарнира 5 шарнирного соединения 3. В соответствии с отраслевой стандартной номенклатурой, ось z 206, проиллюстрированная на фиг. 2А и 2В, коллинеарна с осевой линией 50 ИНРБ и является положительной в направлении вглубь ствола скважины с увеличением измеренной глубины и отрицательной в направлении вверх по стволу скважины с уменьшением измеренной глубины. Полярность оси у 205 выбирают так, чтобы оси х, у и z всегда образовывали правую систему координат. Единичные векторы I_x, I_y и I_z удовлетворяют следующим отношениям векторных произведений: I_x®I_y=I_z; I_y®I_z=I_x и I_z®I_x=I_y. В соответствии с фиг. 2А, можно определить отрезок прямой, параллельный оси х, который проходит от осевой линии 50 ИНРБ и перпендикулярно к ней, и заканчивается на разметочной линии 7, образуя вектор ориентации инструмента 60. В случае, когда инструмент вращается в стволе скважины, который не является вертикальным относительно гравитационного поля Земли, считают, что мгновенное ГПО ИНРБ составляет 0° или идет вверх, когда вертикальная составляющая вектора ориентации инструмента 60 направлена в направлении, противоположном вектору гравитации Земли. И наоборот, в случае когда инструмент вращается в стволе скважины, который не является вертикальным относительно гравитационного поля Земли, считают, что мгновенное ГПО ИНРБ составляет 180° или идет вниз, когда вертикальная составляющая вектора ориентации инструмента 60 направлена в том же самом направлении, что и вектор гравитации Земли.In FIG. 2A and 2B illustrate an embodiment of a directional rotary drilling tool (DRD) 26 and illustrate two perpendicular side views of the attachment of a bit 12 to the NRDB. A fixed point of the coordinate system on the INRB, referred to as scribe line 7, may or may not be visible on the INRB drill collar. Whether noticeable or not, the marker line is fixed relatively and rotates with the mechanical and electronic devices of the directional rotary drilling tool, and also serves as a spatial reference point for calculations performed by the drilling direction control system. For this description, it will be useful to define the three-dimensional reference Cartesian coordinate system illustrated in FIG. 2C from the perspective of an observer looking downhole towards a bit that is attached to and rotates with a directional rotary drilling tool. The starting point 203 of the reference Cartesian coordinate system is the point of intersection of the center line 50 of the INRB and the axes x and y. The x-axis 204 passes through the reference point 203 and perpendicularly intersects the scribe line 7. The y-axis 205 is perpendicular to the x-axis and parallel to the hinge 5 axis of the swivel 3. In accordance with industry standard nomenclature, the z-axis 206 illustrated in FIG. 2A and 2B is co-linear with the centerline 50 of the HLRB and is positive downhole with increasing measured depth and negative uphole with decreasing measured depth. The polarity of the y-axis 205 is chosen such that the x, y, and z axes always form a right-handed coordinate system. Unit vectors I _x , I _y and I _z satisfy the following relations of vector products: I _x ®I _y =I _z ; I _y ®I _z =I _x and I _z ®I _x =I _y . In accordance with FIG. 2A, it is possible to define a straight line segment parallel to the x-axis that extends from and perpendicular to the center line 50 of the LRHB and ends at the marking line 7, forming the orientation vector of the tool 60. In the case where the tool rotates in a wellbore that is not vertical relative to the gravitational field of the Earth, the instantaneous GPO of the INSBR is considered to be 0° or going up when the vertical component of the orientation vector of the instrument 60 is directed in the opposite direction to the Earth's gravity vector. Conversely, in the case where the tool is rotating in a wellbore that is not vertical with respect to the Earth's gravity field, the instantaneous LOI of the HIBR is considered to be 180° or downwards when the vertical component of the tool orientation vector 60 points in the same direction as Earth's gravity vector.

В соответствии с фиг. 2С, полезно определить цилиндрическую систему координат инструмента, которая прикрепляется к и вращается с инструментом для направленного роторного бурения. Ось z 206 остается такой же, как определено для трехмерной декартовой системы координат. Если рассматривать поперечное сечение по линии АА на фиг. 2А, оси х и у заменяются радиусом r 210 и углом θ (тета) 212. При описании точки на инструменте ее радиус r равен (х+у). Угол θ определяется относительно разметочной линии 7 и равен нулю градусов на разметочной линии, а также является положительным в направлении по часовой стрелке, если смотреть в направлении +z вглубь скважины.In accordance with FIG. 2C, it is useful to define a cylindrical tool frame that attaches to and rotates with the directional rotary drilling tool. The z-axis 206 remains the same as defined for the 3D Cartesian coordinate system. Considering the cross section along the line AA in Fig. 2A, the x and y axes are replaced by a radius r 210 and an angle θ (theta) 212. When describing a point on the tool, its radius r is (x+y). The angle θ is defined relative to the marking line 7 and is equal to zero degrees on the marking line, and is also positive in the clockwise direction when viewed in the +z direction downhole.

В соответствии с вариантом реализации ИНРБ, проиллюстрированным на фиг. 2А и 2В, узел долота прикреплен к нижнему концу ИНРБ посредством одноосного шарнирного узла 5, состоящего из кривошипа 41, который предпочтительно выполнен как единое целое с утяжеленной бурильной трубой 43 инструмента для направленного роторного бурения, вала долота 33, который ввинчен в долото 12 на своем нижнем конце и сопрягается с кривошипом 41 на своем верхнем конце, и оси шарнира 37, которая вставляется в кривошип 41 и верхний конец вала долота 33. Как проиллюстрировано на фиг. 2А и 2В, ориентация оси шарнира 37 параллельна оси у 205 опорной декартовой системы координат инструмента, что делает его перпендикулярным как вектору ориентации инструмента 60, так и осевой линии 50 ИНРБ. Вектор ориентации инструмента 60 будет находиться в направлении 0° в цилиндрической системе координат инструмента. Шарнир 5 позволяет валу долота 33 шарнирно соединяться с единственной степенью свободы относительно утяжеленной бурильной трубы 43 инструмента для направленного роторного бурения вокруг оси шарнира 5 шарнирного соединения 3.In accordance with the embodiment of the INSPI illustrated in FIG. 2A and 2B, the bit assembly is affixed to the lower end of the NRBR by means of a uniaxial hinge assembly 5 consisting of a crank 41, which is preferably integral with the drill collar 43 of the directional rotary drilling tool, the bit shaft 33, which is threaded into the bit 12 on its own. lower end and mates with the crank 41 at its upper end, and the pivot pin 37 which is inserted into the crank 41 and the upper end of the bit shaft 33. As illustrated in FIG. 2A and 2B, the orientation of the pivot axis 37 is parallel to the y-axis 205 of the tool reference Cartesian coordinate system, making it perpendicular to both the orientation vector of the tool 60 and the centerline 50 of the HRS. The orientation vector of the tool 60 will be in the direction of 0° in the cylindrical tool coordinate system. The hinge 5 allows the bit shaft 33 to articulate with a single degree of freedom relative to the drill collar 43 of the directional rotary drilling tool around the hinge axis 5 of the swivel 3.

- 11 041943- 11 041943

Это отличается от систем отклонения долота, в которых используются многонаправленные шарниры с множеством степеней свободы или универсальные шарнирные соединения, так что отклонение долота может постоянно поддерживаться относительно геостационарной системы координат (системы координат, которая не вращается вместе с инструментом, а привязана к земле) при вращении инструмента. Как будет описано более подробно ниже, изменение направления ствола скважины в определенном направлении с использованием этого аспекта настоящего изобретения осуществляется пространственно фазированными когерентными симметричными двунаправленными возвратно-поступательными движениями вала 33 долота и бурового долота 12 при вращении активно управляемого ИНРБ.This is different from bit deflection systems, which use multi-directional joints with multiple degrees of freedom or universal articulated joints so that bit deflection can be constantly maintained relative to the geostationary coordinate system (a coordinate system that does not rotate with the tool, but is anchored to the ground) as it rotates. tool. As will be described in more detail below, changing the direction of the wellbore in a certain direction using this aspect of the present invention is carried out by spatially phased coherent symmetrical bi-directional reciprocating movements of the bit shaft 33 and the drill bit 12 during the rotation of the actively controlled NRBR.

Пара лопастей 35 стабилизатора может либо составлять единое целое с, либо быть приваренной к валу 33 долота под углом θ₂₁₂=0° и под углом 180° к валу долота, проходящему над осью шарнира 37, для улучшения управляемости ИНРБ. Кроме того, может быть полезным добавить пару полноразмерных лопастей стабилизатора немного выше долота с лопастями, центрированными под углом θ₂₁₂=90° и под углом 270° для дальнейшего улучшения управляемости ИНРБ. Одна или более фиксированных лопастей 39 стабилизатора могут быть расположены и установлены на наружном диаметре утяжеленной бурильной трубы 43 ИНРБ над шарниром, если это необходимо для устойчивости и управляемости КНБК. Лопасти 39 стабилизатора могут быть либо прямолинейными, либо криволинейными, цилиндрическими или овально-образными, в соответствии с предполагаемыми темпами набора кривизны ствола скважины и внутрискважинными характеристиками бурения, требуемыми персоналом буровой.A pair of stabilizer blades 35 can either be integral with or welded to the bit shaft 33 at an angle of θ ₂₁₂ =0° and at an angle of 180° to the bit shaft passing over the hinge axis 37 to improve the controllability of the SIRB. In addition, it may be useful to add a pair of full-size stabilizer blades slightly above the bit with blades centered at θ ₂₁₂ =90° and at 270° to further improve the controllability of the ISBR. One or more fixed stabilizer blades 39 may be positioned and mounted on the outer diameter of the drill collar 43 of the IRR above the hinge if necessary for BHA stability and controllability. Stabilizer blades 39 may be either straight or curved, cylindrical or oval-shaped, in accordance with the expected rates of climb of the wellbore and downhole drilling characteristics required by drilling personnel.

Моментальные снимки инструмента на фиг. 3A-3D иллюстрируют последовательность 4 боковых видов и торцевых видов снизу вверх, в то время как ИНРБ поворачивается и управляется по сценарию, согласно которому угол ствола скважины падает, то есть передняя сторона изогнутого участка опускается. Утяжеленная бурильная труба над шарниром обозначена номером 43 и поворачивается по осевой линии 50 инструмента. Мгновенная ориентация ГПО инструмента на каждой фигуре идентифицируется по расположению разметочной линии 7 и вектора ориентации инструмента 60. С целью ясности описания, отклонение вала долота преувеличено, а лопасти стабилизатора не показаны.The tool snapshots in FIG. 3A-3D illustrate a sequence of 4 side views and end views from bottom to top as the NRBI turns and is controlled in a scenario where the wellbore angle drops, i.e. the front side of the kink is lowered. The drill collar above the hinge is numbered 43 and rotates along the center line 50 of the tool. The instantaneous orientation of the HPO tool in each figure is identified by the location of the marking line 7 and the tool orientation vector 60. For the sake of clarity of description, the deflection of the bit shaft is exaggerated and the stabilizer blades are not shown.

Вращение на каждой фигуре осуществляется в направлении по часовой стрелке, если смотреть с поверхности, и проиллюстрировано изогнутыми стрелками, обозначенными символом W (омега). При вращении ИНРБ, долото вала 33 и долото 12 отклоняются относительно осевой линии 50 инструмента. Для удобства, оси опорной декартовой системы координат инструмента совмещаются на каждой фигуре. Ось z 206 коллинеарна с осевой линией 50 инструмента. Как ось х 204, так и ось у 205 являются поперечными по отношению к осевой линии 50 инструмента. В контексте данного обсуждения, исходная точка опорной системы координат 203 проиллюстрирована на пересечении оси z 206, оси х 204 и оси шарнира шарнирного соединения 3. Шарнирная ось шарнирного соединения 3 коллинеарна оси у 205. Отклонение долота относительно осевой линии 50 вращения ИНРБ обозначается греческой буквой дельта (δ), которая представляет собой угол, образованный длинной осью 85 вала долота 33 и осевой линией 50 ИНРБ. Установление формулы зависимости для угла 8 является отрицательным, если вал долота 33 отклоняется от разметочной линии 7, и является положительным, если вал долота 33 отклоняется в сторону разметочной линии 7. Углы ГПО 0, 90, 180 и 270° на каждой фигуре обозначены на нижнем виде с торца. Эти углы фиксируются относительно вектора гравитации Земли и не вращаются вместе с инструментом.The rotation on each figure is in a clockwise direction as viewed from the surface, and is illustrated by curved arrows marked with the symbol W (omega). During the rotation of the INRB, the chisel of the shaft 33 and the chisel 12 deviate relative to the center line 50 of the tool. For convenience, the axes of the reference Cartesian coordinate system of the tool are aligned on each figure. The z-axis 206 is collinear with the center line 50 of the tool. Both the x-axis 204 and the y-axis 205 are transverse to the tool centerline 50. In the context of this discussion, the origin of the reference coordinate system 203 is illustrated at the intersection of the z-axis 206, the x-axis 204, and the hinge axis of the swivel 3. The hinge axis of the swivel 3 is collinear with the y-axis 205. The deviation of the bit relative to the centerline of rotation 50 of the INRB is denoted by the Greek letter delta (δ), which is the angle formed by the long axis 85 of the shaft of the bit 33 and the axial line 50 of the INRB. The establishment of the dependence formula for angle 8 is negative if the bit shaft 33 deviates from the marking line 7, and is positive if the bit shaft 33 deviates towards the marking line 7. end view. These angles are fixed relative to the Earth's gravity vector and do not rotate with the instrument.

Как проиллюстрировано на фиг. 3A, разметочная линия 7 идет вверх, а ГПО составляет 0°. Как проиллюстрировано на фиг. 3C, разметочная линия 7 идет вниз, а ГПО составляет 180°. Направления правое и левое определяются с точки зрения бурового мастера, противоположной видам с торца, проиллюстрированным на фиг. 3B и 3D. Как проиллюстрировано на фиг. 3B, разметочная линия 7 находится под углом 90°. ГПО, равное 90°, называется правым, так как отклонения долота в этом направлении вызывают искривление скважины вправо. Аналогично фиг. 3D, разметочная линия 7 находится под углом 270°, который называется левым, так как отклонения долота в этом направлении вызывают искривление скважины влево. На фиг. 3A проиллюстрирована длинная ось 85 вала долота 33, отклоненная от разметочной линии 7 под некоторым отрицательным углом δ, но, поскольку разметочная линия ГПО находится под углом 0°, буровое долото 12 предпочтительно удаляет материал с нижней стороны ствола скважины. Моментальный снимок на фиг. 3C делается после того, как ИНРБ повернулся на 180° от своей ориентации на моментальном снимке на фиг. 3A, и иллюстрирует длинную ось 85 вала долота 33, отклоненную по направлению к разметочной линии 7 под некоторым положительным углом δ, но, поскольку разметочная линия ГПО находится под углом 180° (указывая вниз), буровое долото 12 снова предпочтительно удаляет материал с нижней стороны ствола скважины.As illustrated in FIG. 3A, the marking line 7 goes up and the MPO is 0°. As illustrated in FIG. 3C, the marking line 7 goes down and the MPO is 180°. Directions right and left are defined from the driller's point of view opposite to the end views illustrated in FIG. 3B and 3D. As illustrated in FIG. 3B, the marking line 7 is at an angle of 90°. A GPO equal to 90° is called right-handed, since bit deviations in this direction cause the well to deviate to the right. Similarly to FIG. 3D, the marking line 7 is at an angle of 270°, which is called left-handed, since bit deviations in this direction cause the borehole to deviate to the left. In FIG. 3A illustrates the long axis 85 of the bit shaft 33 deviated from the marker line 7 at some negative angle δ, but since the marker line of the HPO is at 0°, the drill bit 12 preferentially removes material from the underside of the wellbore. The snapshot in Fig. 3C is taken after the UIRB has rotated 180° from its orientation in the snapshot of FIG. 3A, and illustrates the long axis 85 of the bit shaft 33 deviated towards the scribe line 7 at some positive angle δ, but since the HPO scribe line is at 180° (pointing down), the drill bit 12 again preferentially removes material from the underside. wellbore.

Моментальные снимки на фиг. 3B и 3D показывают длинную ось 85 вала долота 33, выровненную с осевой линией 50 ИНРБ. В этом положении долото 12 мгновенно соприкасается с диаметром задней стороны ствола скважины и, следовательно, удаляет меньше материала с диаметра задней стороны ствола скважины во время операций направленного бурения, чем обычно при бурении непосредственно вращением колонны обсадных труб. В случае, когда управление направлением бурения приведено в действие и ИНРБ вращается, это симметричное возвратно-поступательное движение долота 12 с той же час- 12 041943 тотой, что и вращение КНБК, синхронно фазированное относительно пространственного направления, в котором управляют направлением бурения ствола скважины, является уникальным аспектом способа и устройства согласно настоящему изобретению.The snapshots in Fig. 3B and 3D show the long axis 85 of the shaft of the bit 33 aligned with the center line 50 of the HIBR. In this position, the bit 12 instantaneously contacts the hindbore diameter and therefore removes less material from the hindbore diameter during directional drilling operations than is typical for direct casing rotation drilling. In the case where the drilling direction control is activated and the NRBR is rotating, this is the symmetrical reciprocating motion of the bit 12 at the same frequency as the BHA rotation, synchronously phased with respect to the spatial direction in which the drilling direction of the wellbore is controlled, is a unique aspect of the method and apparatus of the present invention.

В варианте реализации изобретения ИНРБ возвратно-поступательные движения долота 12 и вала долота 33 могут приводиться в действие механизмом, проиллюстрированным на фиг. 4А и 4В. Отводной рычаг 87 прикреплен к валу долота 33 на шарнире 5 нижним удлинителем 121 отводного рычага 87, который входит в зацепление с отверстием осевой линии через середину вала долота 33, который перпендикулярен оси шарнира шарнирного соединения 3. Эластомерное уплотнение 91 для бурового раствора на этом соединении предусмотрено для предотвращения выхода бурового раствора вокруг удлинителя 121 отводного рычага, когда он входит в зацепление с шарниром 5. Удлинитель 121 отводного рычага содержит свое собственное отверстие осевой линии, которое открыто для отверстия осевой линии в валу долота 33, чтобы обеспечить проход бурового раствора к долоту 12 и насадкам долота. В этом варианте реализации изобретения отводной рычаг 87 состоит из двух параллельных направляющих и многочисленных прокладок и крепежных элементов, которые соединены с удлинителем 121 нижнего конца. Как проиллюстрировано на фиг. 4А, когда отводной рычаг 87 смещен под углом по отношению к разметочной линии 7, долото 12 и вал долота 33 будут смещаться под углом в противоположном направлении от разметочной линии 7 посредством действия шарнира 5. И наоборот, как проиллюстрировано на фиг. 4В, когда отводной рычаг 87 смещен под углом от разметочной линии 7, долото 12 и вал долота 33 будут смещаться под углом в направлении, противоположном направлению к разметочной линии 7, посредством действия шарнира 5. В этом варианте реализации изобретения, угловое смещение отводного рычага 87 приводится в действие узлом гидравлического сервопоршня 95, хотя могут использоваться и другие средства, такие как осевой гидравлический сервопоршень с соединением, электрический привод с или без соединения или цилиндр бурового насоса. Все такие варианты входят в объем настоящего изобретения. Угловое смещение долота 12 равно и противоположно угловому смещению отводного рычага 87 посредством действия шарнира. Максимальное угловое смещение долота 12 ограничено максимальным угловым смещением отводного рычага 87, которое ограничено максимальным смещением отводного рычага, приводящего в действие узел сервопоршня 95.In an embodiment of the NBRB, the reciprocating movements of the bit 12 and the bit shaft 33 may be driven by the mechanism illustrated in FIG. 4A and 4B. The retractable arm 87 is attached to the bit shaft 33 at the pivot 5 by a lower extension 121 of the retractable arm 87 which engages with the centerline hole through the middle of the bit shaft 33 which is perpendicular to the pivot axis of the pivot joint 3. An elastomeric mud seal 91 is provided on this joint. to prevent drilling fluid from escaping around the evacuation arm extension 121 when it engages the pivot 5. The evacuation arm extension 121 includes its own centerline hole that is open to the centerline hole in the bit shaft 33 to allow passage of drilling fluid to the bit 12 and bit nozzles. In this embodiment, the retractable arm 87 consists of two parallel guides and multiple spacers and fasteners that are connected to the lower end extension 121. As illustrated in FIG. 4A, when the retractor arm 87 is angled with respect to the scribe line 7, the bit 12 and the bit shaft 33 will be angled in the opposite direction from the scribe line 7 by the action of the pivot 5. Conversely, as illustrated in FIG. 4B, when the retractable arm 87 is offset at an angle from the scribe line 7, the bit 12 and the bit shaft 33 will be offset at an angle in the opposite direction to the scribe line 7 by the action of the hinge 5. In this embodiment, the angular displacement of the retractable arm 87 is actuated by a hydraulic servo piston assembly 95, although other means such as a coupled axial hydraulic servo piston, coupled or non-coupled electric drive, or a mud pump cylinder may be used. All such variations are within the scope of the present invention. The angular displacement of the bit 12 is equal and opposite to the angular displacement of the retractable arm 87 by the action of the hinge. The maximum angular displacement of the bit 12 is limited by the maximum angular displacement of the retraction arm 87, which is limited by the maximum displacement of the retraction arm driving the servo piston assembly 95.

Вариант реализации изобретения, проиллюстрированный на фиг. 4А и 4В, содержит корпус 67 электроники, который содержит динамические навигационные датчики и электронные устройства сбора и обработки данных, расположенные между двумя параллельными направляющими отводного рычага 87. Осевая линия корпуса коллинеарна с осевой линией 50 утяжеленной бурильной трубы 43 и неподвижно установлена на утяжеленной бурильной трубе 43 с помощью механических опор 68. Электрические соединения предусмотрены посредством проводной трубы 130, которая проходит от верхней камеры электронных устройств (не проиллюстрирована) вниз до нижнего конца корпуса 67 электроники. Корпус вращается вместе с утяжеленной бурильной трубой и не вращается в противоположную сторону и не совершает возвратно-поступательных движений вместе с движениями отводного рычага 87. В этом варианте реализации изобретения никакая часть инструмента, механическая или электронная, не вращается в противоположную сторону относительно вращения ИНРБ, хотя данный аспект настоящего изобретения не исключает такое вращение в противоположную сторону некоторых компонентов.The embodiment of the invention illustrated in FIG. 4A and 4B includes an electronics housing 67 that contains dynamic navigation sensors and data acquisition and processing electronics located between two parallel guides of the retractable arm 87. The centerline of the housing is collinear with the centerline 50 of the drill collar 43 and is fixedly mounted on the drill collar. 43 via mechanical supports 68. Electrical connections are provided via a wire conduit 130 that extends from the upper electronics chamber (not illustrated) down to the lower end of the electronics housing 67. The body rotates with the drill collar and does not counter-rotate or reciprocate with the movements of the retractor arm 87. In this embodiment, no part of the tool, mechanical or electronic, rotates in the opposite direction relative to the rotation of the LRTI, although this aspect of the present invention does not preclude such counter-rotation of some components.

На фиг. 5 проиллюстрирован детализированный вид отводного рычага 87, приводящего в действие узел сервопоршня 95. Этот вариант реализации изобретения проиллюстрирован с двумя поршнями 106, гидравлически соединенными параллельно, чтобы минимизировать площадь поперечного сечения, обращенную к потоку бурового раствора, протекающему через ИНРБ, для дальнейшего уравновешивания усилий на шарнирном креплении 114 к отводному рычагу 87 и удобного размещения узла в доступном объеме. Можно использовать один сервопоршень, при условии достижения достаточного усилия силового привода, с учетом рабочих предельных значений гидравлической системы, а именно максимальной скорости потока и выходного давления при размещении сервопоршня в доступном объеме. Существуют две верхние камеры 105 и две нижние камеры 107. Верхние камеры 105 гидравлически соединены с источником питания с помощью гидравлического вертлюжного соединения 113 и гидравлической трубы 109. Нижние камеры 107 гидравлически соединены с источником питания с помощью гидравлического вертлюжного соединения 115 и гидравлической трубы 111. В случае, когда гидравлическая жидкость высокого давления из насоса (не проиллюстрирован) и регулирующих клапанов (не проиллюстрированы) соединена с нижними поршневыми камерами 107, а верхние поршневые камеры 105 соединены с гидравлическим баком/резервуаром 75 низкого давления (не проиллюстрирован), то корпус узла 95 будет перемещаться вниз, вызывая движение конца отводного рычага вниз от разметочной линии 7 и отклонение долота вверх к разметочной линии 7. И наоборот, когда гидравлическая жидкость высокого давления из насоса (не проиллюстрирован) и регулирующих клапанов (не проиллюстрированы) соединена с верхними поршневыми камерами 105, а нижние поршневые камеры 107 соединены с гидравлическим баком/резервуаром 75 низкого давления (не проиллюстрирован), тогда корпус узла поршня 95 будет перемещаться вверх, вызывая движение конца отводного рычага вверх к разметочной линии 7 и отклонение долота вниз от разметочной линии 7. Как только максимальное угловое отклонение узла долота определено по конструкции, затем размещение узла поршня 95 относительно оси 3 шарнира (фиг. 4А и 4В) иIn FIG. 5 illustrates a detailed view of the retractor arm 87 actuating the servo piston assembly 95. This embodiment is illustrated with two pistons 106 hydraulically connected in parallel to minimize the cross-sectional area facing the mud flow through the IMBR to further balance the forces on hinged 114 to the retractable lever 87 and convenient placement of the node in the available volume. A single servo piston may be used, provided that sufficient actuator force is achieved, subject to the operating limits of the hydraulic system, namely the maximum flow rate and output pressure when the servo piston is placed in the available volume. There are two upper chambers 105 and two lower chambers 107. The upper chambers 105 are hydraulically connected to the power supply by a hydraulic swivel 113 and a hydraulic pipe 109. The lower chambers 107 are hydraulically connected to the power source by a hydraulic swivel 115 and a hydraulic pipe 111. When high pressure hydraulic fluid from a pump (not illustrated) and control valves (not illustrated) is connected to the lower piston chambers 107 and the upper piston chambers 105 are connected to a low pressure hydraulic tank/reservoir 75 (not illustrated), then the assembly housing 95 will move downward, causing the end of the retractable arm to move down from the scribe line 7 and deflect the bit upward towards the scribe line 7. Conversely, when the high pressure hydraulic fluid from the pump (not illustrated) and control valves (not illustrated) is connected to the upper piston chambers 105 , and lower If the piston chambers 107 are connected to a low pressure hydraulic tank/reservoir 75 (not illustrated), then the body of the piston assembly 95 will move upward, causing the end of the retractor arm to move upward towards the scribe line 7 and deflect the bit downward from the scribe line 7. As soon as the maximum angular the deviation of the bit assembly is determined by design, then the placement of the piston assembly 95 relative to the hinge axis 3 (Fig. 4A and 4B) and

- 13 041943 допустимое перемещение узла поршня может быть выбрано так, чтобы ограничивать соответствующее максимальное угловое смещение долота 12.- 13 041943 allowable movement of the piston assembly can be chosen so as to limit the corresponding maximum angular displacement of the bit 12.

На фиг. 6А и 6В проиллюстрирована работа механизма блокировки 125 отводного рычага 87, который может использоваться для блокировки долота в центрированном положении, в случае при прекращении операций управления направлением бурения. Отводной рычаг 87 заканчивается клиновидным узлом, содержащим монтажный кронштейн 116 и штыревой клин 117. Узел ползуна содержит гнездовой ползун 103, вал 119, поршень 101 и пружину 99. Камера, в которой находится пружина 99, гидравлически соединена с баком. Сторона высокого давления поршня 101 гидравлически соединена с жидкостью высокого давления посредством гидравлического канала 123.In FIG. 6A and 6B illustrate the operation of the locking mechanism 125 of the retract arm 87, which can be used to lock the bit in a centered position in the event that directional control operations are terminated. The retractable arm 87 terminates in a wedge assembly containing a mounting bracket 116 and a pin wedge 117. The slider assembly includes a female slider 103, a shaft 119, a piston 101, and a spring 99. The chamber containing the spring 99 is hydraulically connected to the tank. The high pressure side of the piston 101 is hydraulically connected to the high pressure fluid via a hydraulic port 123.

На фиг. 6А проиллюстрирован случай, когда управление направлением бурения не используется, и клин 117 механически входит в зацепление с ползуном 103 и удерживается в положении пружиной 99. Это соответствует случаю, когда гидравлическое давление в системе низкое, что дает пружине 99 возможность привести гнездовой ползун в зацепление со штыревым клином 117. Это механически фиксирует отводной рычаг 87 в центрированном положении и предотвращает его перемещение. На фиг. 6В проиллюстрирован случай, когда используется управление направлением бурения. По мере увеличения гидравлического рабочего давления гидравлическая жидкость высокого давления протекает через канал 123, втягивая поршень 101, сжимая пружину 99 и отсоединяя гнездовой ползун 103 от штыревого клина 117, тем самым обеспечивая возвратно-поступательное движение отводного рычага 87.In FIG. 6A illustrates the case where the drilling direction control is not used and the wedge 117 is mechanically engaged with the slider 103 and held in position by the spring 99. This corresponds to the case when the hydraulic pressure in the system is low, which allows the spring 99 to bring the female slider into engagement with the pin wedge 117. This mechanically locks the retractable arm 87 in a centered position and prevents it from moving. In FIG. 6B illustrates a case where directional control is used. As the hydraulic operating pressure increases, high pressure hydraulic fluid flows through port 123, retracting piston 101, compressing spring 99, and disengaging female slider 103 from pin wedge 117, thereby reciprocating retraction arm 87.

Фиг. 6В соответствует случаю, когда отводной рычаг 87 свободно перемещается, но постоянно активно удерживается в центрированном положении с помощью системы управления направлением бурения ИНРБ при подготовке к началу операций управления направлением бурения. На фиг. 4А и 4В проиллюстрирован случай, когда активное управление направлением бурения не используется, а отводной рычаг 87 проиллюстрирован в отклоненном под углом положении во время активных операций управления направлением бурения. В случае, когда отводной рычаг 87 не управляется активно действием ИНРБ, отводной рычаг 87 будет находиться в заблокированном положении, как проиллюстрировано на фиг. 6А. В качестве защитной меры, в случае, когда гидравлическое рабочее давление на линии 123 опускается по какой-либо причине ниже порогового значения, установленного пружиной 99, тогда блокирующий ползун 103 входит в зацепление с клином 117 и возвращает долото 12 в заблокированное и центрированное положение.Fig. 6B corresponds to the case where the retractable arm 87 is free to move, but is actively kept in a centered position at all times by the DRMS in preparation for the commencement of directional control operations. In FIG. 4A and 4B illustrate the case where active directional control is not used and retract arm 87 is illustrated in an angled position during active directional control operations. In the case where the retract lever 87 is not actively controlled by the action of the NRSI, the retract lever 87 will be in the locked position, as illustrated in FIG. 6A. As a protective measure, in the event that the hydraulic working pressure on line 123 drops for any reason below the threshold set by spring 99, then the blocking slider 103 engages wedge 117 and returns the bit 12 to the locked and centered position.

На фиг. 7A-7D проиллюстрирован гидравлический вариант реализации изобретения для приведения в действие движений долота во время управления направлением бурения и способ, связанный с этим вариантом реализации изобретения. На фиг. 7А проиллюстрирована схема гидравлической системы ИНРБ. Электропитание обеспечивается приводимой в действие буровым раствором турбиной 71, установленной на приводном валу 83, который соединен с аксиально-поршневым насосом с регулируемой во время работы производительностью 70, небольшим подающим насосом 72 и небольшим электрическим генератором 73. Производительность аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью 70 динамически регулируется с помощью привода 74 аксиально-поршневого насоса, который регулирует угол наклона внутренней не вращающейся наклонной шайбы относительно оси вращения приводного вала. Производительность на оборот вращения ведущего вала аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью 70 регулируется углом наклона наклонной шайбы. При нуле градусов производительность насоса в основном равна нулю см³/об. Максимальная производительность насоса будет достигнута в том случае, когда наклонная шайба будет находиться под максимально допустимым углом наклона. Подающий насос 72 извлекает гидравлическую жидкость из резервуара 75 через фильтр F1 и обеспечивает минимальный поток к аксиально-поршневому насосу с регулируемой во время работы производительностью 70 через подводящий трубопровод 97 низкого давления. После загрузки аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью 70 будет извлекать дополнительную жидкость из гидравлического резервуара 75 через фильтр F2 и обратный клапан 78 и подводящий трубопровод 97 низкого давления. Аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью 70 одновременно выполняет две важные функции, а именно: динамически регулирует уровень гидравлической мощности, подаваемой в систему от приводимой в действие буровым раствором турбины 71 и динамически регулирует уровень мощности, подаваемой на отводной рычаг, приводящий в действие узел сервопоршня 95. Угол наклона наклонной шайбы будет регулироваться для компенсации изменений либо скорости вращения приводного вала 83, либо выходной скорости потока насоса 70, требуемых для приведения в движение долота 12 для направленного бурения. Приводимая в действие буровым раствором турбина 71 выполнена с возможностью обработки практического диапазона скоростей потока бурового раствора, определяемого бурильщиком и старшим буровым мастером. Это требует, чтобы инструмент работал при минимальной скорости потока и минимальном весе бурового раствора с полной мощностью, а это означает, что в случае гипотетического насоса с постоянной производительностью будет иметь место превышение мощности при максимальной скорости потока и максимальном весе бурового раствора. Поскольку аксиально-поршневой насос 70 специально разработан с целью регулирования входной и выходной мощности, в то время как доступная входная мощность турбины 71 возрастает, можно регулировать наклонную шайбу аксиально-поршневогоIn FIG. 7A-7D illustrate a hydraulic embodiment for actuating bit movements during drilling direction control and a method associated with this embodiment. In FIG. 7A is a diagram of the hydraulic system of the INRB. Power is provided by a mud-driven turbine 71 mounted on a drive shaft 83 which is connected to a variable displacement axial piston pump 70, a small feed pump 72 and a small electric generator 73. work capacity 70 is dynamically controlled by the axial piston pump drive 74, which adjusts the angle of inclination of the internal non-rotating swash plate relative to the axis of rotation of the drive shaft. The output per rotation of the drive shaft of an axial piston pump with a variable output of 70 during operation is controlled by the angle of the swash plate. At zero degrees, the pump performance is basically zero cm ³ /rev. Maximum pump performance will be achieved when the swash plate is at the maximum allowable angle of inclination. The supply pump 72 draws hydraulic fluid from the reservoir 75 through the filter F1 and provides a minimum flow to the variable displacement axial piston pump 70 through the low pressure supply line 97. Once loaded, the axial piston pump 70, which is variable during operation, will draw additional fluid from the hydraulic reservoir 75 through the filter F2 and check valve 78 and the low pressure supply line 97. The variable displacement axial piston pump 70 simultaneously performs two important functions, namely: dynamically adjusts the level of hydraulic power supplied to the system from the mud-driven turbine 71 and dynamically operation of the servo piston assembly 95. The swashplate angle will be adjusted to compensate for changes in either the rotational speed of the drive shaft 83 or the output flow rate of the pump 70 required to drive the directional drilling bit 12. The mud-driven turbine 71 is configured to handle a practical range of mud flow rates as determined by the driller and the foreman. This requires the tool to operate at minimum flow rate and minimum mud weight at full power, which means that in the case of a hypothetical constant displacement pump, there will be power overshoot at maximum flow rate and maximum mud weight. Since the axial piston pump 70 is specifically designed to regulate the input and output power as the available input power of the turbine 71 increases, the swashplate of the axial piston pump can be adjusted.

- 14 041943 насоса 70 для выработки только мощности, требуемой инструментом, и, следовательно, избыточная мощность не будет вырабатываться аксиально-поршневым насосом 70. Избыточная мощность должна рассеиваться в виде тепла без какой-либо полезной работы. По мере увеличения скорости потока и/или массы бурового раствора угол наклона наклонной шайбы динамически уменьшается для генерирования только мощности, необходимой для любой заданной нагрузки. На стороне нагнетания или нагрузки насоса гидравлическая мощность, требуемая для нагрузки, определяется частотой вращения об/мин КНБК и требуемой амплитудой отклонений долота во время операций управления направлением бурения. В случае, когда мощность, требуемая ИНРБ, динамически возрастает, угол наклона наклонной шайбы будет динамически увеличен приводом 74 в ответ на управляющие сигналы от процессора управления направлением бурения.- 14 041943 pump 70 to generate only the power required by the tool, and therefore the excess power will not be generated by the axial piston pump 70. The excess power must be dissipated as heat without any useful work. As the flow rate and/or mud mass increases, the swashplate angle is dynamically reduced to generate only the power needed for any given load. On the pressure or load side of the pump, the hydraulic power required for the load is determined by the RPM of the BHA and the required amplitude of bit deflection during directional control operations. In the event that the power required by the IMBR is dynamically increased, the swashplate angle will be dynamically increased by the actuator 74 in response to control signals from the directional control processor.

В случае, когда управление направлением бурения не используется, мощность, требуемая от насоса, составляет практически ноль ватт механической эквивалентной мощности; и угол наклона наклонной шайбы насоса 70 будет близким к нулю градусов. В этом состоянии клапан 86 выключен и направляет поток из насоса 70 в обход через гидравлическую линию 81 и обратный клапан 80 в резервуар 75. Клапан 86 также соединяет напорный трубопровод 123 с резервуаром 75, так что механизм блокировки 125 отводного рычага механически фиксирует рычаг 87 в центрированном положении, так как поршень 101 не оказывает сопротивления пружине 99, вызывая вхождение клина 103 в механическое зацепление с блокирующим ползуном 117, посредством вала 119 входить. В течение времени перехода, в случае, когда сначала начаты операции управления направлением бурения, электронные устройства управления посылают сигнал на соленоид 84 клапана 86, меняя его на состояние ВКЛ и посылает сигнал на привод 74 поворотной пластины, чтобы увеличить угол наклона наклонной шайбы, вызывая увеличение выходного давления насоса в линии 81, что отводит гнездовой ползун 103 механизма блокировки 125 отводного рычага, путем приведения в действие поршня 101 и сжатия пружины 99, оттягивающей вал 119. В то же время оба клапана 90 и 94 будут приведены в действие сигналами ВКЛ, поданными на соленоиды 92 и 96 соответственно. Это подает такое же давление на обе камеры 105 и 107 отводного рычага, приводящего в действие узел поршня 95 отводного рычага, мгновенно гидравлически фиксируя отводной рычаг в центрированном положении посредством действия обратных клапанов 88 и 89, которые препятствуют перемещению гидравлической жидкости между камерами 105 и 107. Направленное движение долота начинается после того, как синхронизированные сигналы, поданные на соленоиды 92 и 96 поочередно открывают и закрывают клапаны 90 и 94, как проиллюстрировано кривыми 51 и 52 на фиг. 7В. (Эти кривые будут рассмотрены в обсуждении фиг. 7В.) Предусмотрен гидроаккумулятор 93 высокого давления для сглаживания любых кратковременных скачков давления, которые могут возникать при мгновенном переключении клапанов 94 и 90; и вместе с обратным клапаном 80 он может быть локальным резервуаром высокого давления для удержания механизма блокировки 125 отводного рычага в разблокированном положении до тех пор, пока клапан 86 не будет выключен, что позволяет механизму блокировки отводного рычага ввести ползун 103 в зацепление с клином 117. На фиг. 7А сброс избыточного давления обеспечивается клапанами сброса давления 76 и 77. В случае, когда давление в гидравлической линии 81 превышает заданное разгрузочное давление клапана сброса давления 77, давление будет сброшено за счет возврата жидкости обратно на входную сторону аксиально-поршневого насоса 70 с помощью обратного клапана 79 и гидравлической линии 97. В случае, когда давление на входной стороне аксиальнопоршневого насоса 70 слишком велико, оно будет сброшено за счет возврата жидкости обратно в резервуар 75 с помощью клапана сброса давления 76.In the case where drilling direction control is not used, the power required from the pump is practically zero watts of mechanical equivalent power; and the angle of inclination of the swash plate of the pump 70 will be close to zero degrees. In this state, valve 86 is off and bypasses flow from pump 70 through hydraulic line 81 and check valve 80 to reservoir 75. Valve 86 also connects pressure line 123 to reservoir 75 so that retract arm lock mechanism 125 mechanically locks arm 87 in centered position. position, since the piston 101 does not resist the spring 99, causing the entry of the wedge 103 into mechanical engagement with the blocking slider 117, through the shaft 119 to enter. During the transition time, in the case where drilling direction control operations are first started, the control electronics send a signal to the solenoid 84 of the valve 86 to change it to the ON state, and send a signal to the turntable actuator 74 to increase the swashplate angle, causing an increase output pressure of the pump in line 81, which retracts the socket slider 103 of the retractor lock mechanism 125 by actuating the piston 101 and compressing the spring 99 retracting the shaft 119. At the same time, both valves 90 and 94 will be actuated by the ON signals given to solenoids 92 and 96 respectively. This applies the same pressure to both retractor arm chambers 105 and 107 actuating the retractor piston assembly 95, momentarily hydraulically locking the retractor arm in a centered position through the action of check valves 88 and 89 which prevent hydraulic fluid from moving between chambers 105 and 107. The directional movement of the bit begins after the synchronized signals applied to solenoids 92 and 96 alternately open and close valves 90 and 94, as illustrated by curves 51 and 52 in FIG. 7B. (These curves will be discussed in the discussion of FIG. 7B.) A high pressure accumulator 93 is provided to smooth out any transient pressure surges that may occur when valves 94 and 90 are momentarily switched; and together with the check valve 80, it can act as a local pressure reservoir to hold the retract lever lock mechanism 125 in the unlocked position until valve 86 is turned off, which allows the retract lever lock mechanism to engage the slider 103 with the wedge 117. On fig. 7A, overpressure relief is provided by pressure relief valves 76 and 77. In the event that the pressure in the hydraulic line 81 exceeds the set relief pressure of the pressure relief valve 77, the pressure will be relieved by returning liquid back to the inlet side of the axial piston pump 70 using a check valve. 79 and hydraulic line 97. In the event that the pressure on the inlet side of the axial piston pump 70 is too high, it will be released by returning the liquid back to the tank 75 using the pressure relief valve 76.

Для заданной скорости вращения входного вала 83 амплитуда отклонений долота пропорциональна углу наклона наклонной шайбы. Это раскрывает еще одно преимущество аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью 70, а именно, что амплитуда отклонений долота может быть динамически уменьшена в ответ на обнаружение неравномерных вращений долота 12 независимо от ориентирования клапанов 90 и 94. По мере увеличения амплитуды, в случае, когда обнаружено неравномерное вращение, угол наклона наклонной шайбы может быть немедленно уменьшен, чтобы облегчить или предотвратить состояние неравномерного вращения, пока параметры бурения не будут изменены в ответ на предупредительный сигнал внутрискважинных механических элементов бурения, который передается на поверхность. Еще одно преимущество аксиально-поршневого насоса 70 состоит в том, что операции управления направлением бурения могут вводиться и выводиться постепенно по этапам во избежание образования выступов в стенке ствола скважины. Посредством медленного увеличения угла наклона наклонной шайбы аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью 70, ИНРБ плавно переходит из прямолинейного участка ствола скважины в криволинейный участок ствола скважины путем обратного циклического изменения шага амплитуды отклонений долота 12 контролируемым образом. В случае, когда пришло время приостановить операции управления направлением бурения, угол наклона наклонной шайбы будет постепенно уменьшаться до нуля градусов, в результате чего отклонения долота 12 циклически возвращаются к нулю контролируемым образом.For a given speed of rotation of the input shaft 83, the amplitude of the deviations of the bit is proportional to the angle of the swashplate. This reveals another advantage of the axial piston pump 70 that is variable during operation, namely that the amplitude of the bit deflections can be dynamically reduced in response to the detection of uneven rotations of the bit 12 regardless of the orientation of the valves 90 and 94. As the amplitude increases, in In the event that uneven rotation is detected, the swashplate angle can be immediately reduced to alleviate or prevent the uneven rotation condition until the drilling parameters are changed in response to a downhole drilling mechanical alert that is transmitted to the surface. Another advantage of the axial piston pump 70 is that directional control operations can be brought in and out gradually in stages to avoid the formation of protrusions in the borehole wall. By slowly increasing the inclination angle of the swash plate of the axial piston pump with a variable during operation performance of 70, the IRP smoothly transitions from the straight section of the wellbore to the curved section of the wellbore by reversing the cyclic change in the step of the amplitude of the deviations of the bit 12 in a controlled manner. In the event that it is time to suspend directional control operations, the swashplate angle will gradually decrease to zero degrees, causing bit deflection 12 to cycle back to zero in a controlled manner.

На фиг. 7В проиллюстрирована схема предпочтительной синхронизации по времени и форм колебаний, которые реализуют способ фазированных синхронных симметричных двунаправленных возвратно-поступательных отклонений долота 12, которые используются ИНРБ, что является одним из аспектовIn FIG. 7B illustrates a diagram of the preferred timing and waveforms that implement the phased synchronous symmetric bidirectional reciprocating bit 12 method that is used by the INRB, which is one aspect of

- 15 041943 настоящего изобретения. В случае кривых на фиг. 7В, ось х каждого графика представляет собой ГПО в диапазоне от 0° до 360° для двух последовательных оборотов ИНРБ. Кривые на фиг. 7В согласуются со сценарием угла падения, ранее описанным и проиллюстрированным на фиг. 3A-3D. Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что относительная синхронизация колебаний по отношению друг к другу будет оставаться одной и той же для направленного бурения скважины в других направлениях, а будет отличаться только пространственное фазирование колебаний относительно ГПО (или МПО). Однако в этом примере цель состоит в том, чтобы направлять ствол скважины в направлении забоя ствола скважины или в направлении ГПО, равном 180°. Кроме того, неявно предполагается скорость вращения 420 об/мин, в случае, когда необходимо преобразовать ось X из ГПО во время.- 15 041943 of the present invention. In the case of the curves in Fig. 7B, the x-axis of each plot represents the GPO in the range of 0° to 360° for two successive revolutions of the LRTI. The curves in Fig. 7B are consistent with the dip scenario previously described and illustrated in FIG. 3A-3D. It should be clear to those skilled in the art that the relative synchronization of the oscillations with respect to each other will remain the same for directional drilling of a well in other directions, and only the spatial phasing of the oscillations with respect to the HPO (or MPO) will differ. However, in this example, the goal is to guide the wellbore in the direction of the bottom of the wellbore, or in the direction of the 180° GLO. In addition, a rotation speed of 420 rpm is implicitly assumed, in the case where it is necessary to convert the X-axis from GPO to time.

При направленном бурении скважины модуляция отклонений долота регулируется модулем управления встроенных электронных схем (проиллюстрирован на фиг. 8), который повторно и попеременно приводит в действие клапаны 94 и 90 посредством их соответствующих соленоидов 96 и 92. Модуль управления встроенных электронных схем обеспечит надлежащее пространственное фазирование управляющих сигналов соленоидов, необходимых для управления направлением бурения скважины в любом требуемом направлении. На фиг. 7В кривая 51 иллюстрирует управляющий сигнал, который приводит в действие соленоид 96 для управления клапаном 94. Кривая 52 иллюстрирует управляющий сигнал, который приводит в действие соленоид 92 для управления клапаном 90. Ось у графиков кривых 51 и 52 присваивает логическое значение 1 функции ВКЛ и 0 - функции ВЫКЛ. Как указывалось ранее, ось х на графиках всех кривых на фигуре представляет собой мгновенное ГПО разметочной линии 7 ИНРБ. Ось х графиков охватывает диапазон около 800° или немного более 2 полных оборотов ИНРБ. Кривые 51 и 52 являются логическими дополнениями, и каждая из них имеет рабочий цикл 50%. В точках А и С клапан 94 переключается на ВКЛ в то же самое время, когда клапан 90 переключается на ВЫКЛ. И наоборот, в точках В и D клапан 94 переключается на ВЫКЛ в то же самое время, когда клапан 90 переключается на ВКЛ. В случае, когда клапан 90 выключен, а клапан 94 включен, камера 107 отводного рычага, приводящего в действие узел поршня 95, находится под давлением, вызывая смещение отводного рычага 87 от разметочной линии 7, тем самым вызывая движение долота 12 в противоположном направлении к разметочной линии 7 или в направлении положительной оси х 204 системы координат ИНРБ, проиллюстрированной на кривой 56 между 0° и 180° ГПО. В случае, когда клапан 94 выключен, а клапан 90 включен, камера 105 отводного рычага, приводящего в действие узел поршня 95, находится под давлением, вызывая движение отводного рычага 87 в направлении разметочной линии 7, тем самым вызывая движение долота 12 в противоположном направлении в сторону от разметочной линии 7 или в направлении отрицательной оси х 204 системы координат ИНРБ, проиллюстрированной на кривой 56 между 180° и 0° ГПО. В этом конкретном примере направленного бурения скважины в направлении вниз положительные отклонения долота на кривой 56 будут максимальными в случае, когда ГПО будет равно 180°, или разметочная линия будет идти вниз, а отрицательные отклонения долота на кривой 56 будут максимальными в случае, когда ГПО будет равно 0° или когда разметочная линия идет вверх.In directional drilling, bit deflection modulation is controlled by an onboard electronics control module (illustrated in FIG. 8), which repeatedly and alternately actuates valves 94 and 90 via their respective solenoids 96 and 92. The onboard electronics control module will ensure proper spatial phasing of the control valves. solenoids signals necessary to control the direction of drilling of the well in any required direction. In FIG. 7B, curve 51 illustrates a control signal that drives solenoid 96 to control valve 94. Curve 52 illustrates a control signal that drives solenoid 92 to control valve 90. The y-axis of curves 51 and 52 assigns a logical value of 1 to the ON function and 0 - functions OFF. As previously stated, the x-axis in the graphs of all curves in the figure represents the instantaneous GPO of the scribe line 7 INRB. The x-axis of the graphs covers a range of about 800°, or a little over 2 complete rotations of the SIRB. Curves 51 and 52 are logical complements and each has a 50% duty cycle. At points A and C, valve 94 switches to ON at the same time that valve 90 switches to OFF. Conversely, at points B and D, valve 94 switches to OFF at the same time that valve 90 switches to ON. In the event that valve 90 is off and valve 94 is on, the chamber 107 of the retractor arm actuating the piston assembly 95 is pressurized, causing the retractor arm 87 to move away from the marker line 7, thereby causing the bit 12 to move in the opposite direction toward the marker line. line 7 or in the direction of the positive x-axis 204 of the INRB coordinate system illustrated in curve 56 between 0° and 180° GPO. In the event that valve 94 is off and valve 90 is on, the chamber 105 of the retraction arm actuating the piston assembly 95 is pressurized, causing the retraction arm 87 to move in the direction of the marking line 7, thereby causing the bit 12 to move in the opposite direction in side of the marking line 7 or in the direction of the negative x-axis 204 of the INRB coordinate system illustrated in curve 56 between 180° and 0° GPO. In this particular example of downhole directional drilling, the positive WOB on curve 56 will be at its maximum when the LOI is 180° or the marker line is down, and the negative WOB on curve 56 will be at its maximum when the LOI is 180°. is 0° or when the guide line is going up.

Как проиллюстрировано на фиг. 7В, кривая 53 показывает перепад давления между камерами 107 и 105, в частности, АР=Р_1О7-Р_1О5. В случае, когда АР является положительным, долото отклоняется в направлении к разметочной линии 7. В случае, когда АР является отрицательным, долото отклоняется в направлении от разметочной линии 7. Амплитуда АР определяется аксиально-поршневым насосом с регулируемой во время работы производительностью 70 и силами напряжения трения на долоте при его отклонении и вращении ИНРБ. Кривая 54 иллюстрирует скорость потока гидравлической жидкости на штоке 1 клапана 94. Кривая 55 иллюстрирует отрицательный результат скорости потока гидравлической жидкости на штоке 1 клапана 90. Клапаны 94 и 90 не мгновенно переключаются с положения ВКЛ в ВЫКЛ и из положения ВЫКЛ во ВКЛ. Каждому клапану требуется определенное количество времени для перехода из одного состояния (ВКЛ или ВЫКЛ) в другое состояние (ВЫКЛ или ВКЛ). Это определенное время перехода должно приниматься во внимание модулем управления встроенных электронных схем путем увеличения синхронизации управляющих сигналов соленоида на величину, равную половине времени перехода. При 420 об/мин переход для каждого клапана требует около 54°, поэтому управляющие сигналы должны приводить к намеченной синхронизации отклонений долота на половину этого количества или примерно на 27°. Для максимального положительного отклонения долота 12 на ГПО 180°, клапаны должны переключаться на ГПО 153°. И для максимального отрицательного отклонения долота 12 на ГПО 0°, клапаны должны переключаться на ГПО -27°. Значение угла опережения управления клапаном будет уменьшаться линейно по мере уменьшения значения об/мин. На фиг. 7В проиллюстрирован преимущественный аспект использования двух независимых 3-ходовых 2позиционных клапанов для отдельного управления и одновременного управления каждой камерой отводного рычага, приводящего в действие узел поршня 95: время перехода сокращается наполовину путем одновременного переключения обоих клапанов 94 и 90, по сравнению со временем переключения одного 4-ходового 3-позиционного клапана с сердечником, который должен перемещаться в два раза дольше и которому требуется в два раза больше времени для переключения.As illustrated in FIG. 7B, curve 53 shows the pressure difference between chambers 107 and 105, in particular AP=P ₁₀₇ -P ₁₀₅ . In the case when AP is positive, the bit deviates towards the marking line 7. When AP is negative, the bit deviates in the direction from the marking line 7. The amplitude of AP is determined by an axial piston pump with a capacity of 70 adjustable during operation and forces friction stresses on the bit during bit deflection and rotation of the INRB. Curve 54 illustrates the flow rate of hydraulic fluid on stem 1 of valve 94. Curve 55 illustrates the negative result of the flow rate of hydraulic fluid on stem 1 of valve 90. Valves 94 and 90 do not instantly switch from ON to OFF and from OFF to ON. Each valve needs a certain amount of time to go from one state (ON or OFF) to another state (OFF or ON). This defined transition time must be taken into account by the embedded electronics control module by increasing the timing of the solenoid control signals by an amount equal to half the transition time. At 420 rpm, the transition for each valve requires about 54°, so the control signals should result in the target bit timing of half that amount, or about 27°. For the maximum positive deviation of the bit 12 at 180° GPO, the valves should switch to 153° GPO. And for the maximum negative deviation of the bit 12 at 0° GPO, the valves must switch to -27° GPO. The valve control advance angle value will decrease linearly as the RPM value decreases. In FIG. 7B illustrates the advantageous aspect of using two independent 3-way 2-position valves to separately control and simultaneously control each chamber of the diverter lever actuating the piston assembly 95: the transition time is cut in half by switching both valves 94 and 90 simultaneously, compared to the switching time of one 4 - A 3-way core valve that needs to move twice as long and takes twice as long to switch.

На фиг. 7С проиллюстрированы две кривые, которые представляют смещение долота как функциюIn FIG. 7C illustrates two curves that represent bit offset as a function of

- 16 041943- 16 041943

ГПО для сценария угла падения или управления направленным бурением вниз, проиллюстрированного на фиг. 3A-3D. Для целей этого обсуждения термин отклонение будет конкретно относиться к движению долота относительно системы координат, которая фиксируется и вращается вместе с инструментом. Ось х графика показывает мгновенную угловую ориентацию или ГПО разметочной линии 7 ИНРБ. Ось у графика показывает процентное соотношение максимального смещения долота в двух перпендикулярных направлениях: в этом случае в вертикальной плоскости (кривая 62) и горизонтальной плоскости (кривая 63). В общем случае кривая 62 показывает мгновенное смещение долота в направлении управления направлением бурения, в данном случае, вверх и вниз. Кривая 63 показывает мгновенное смещение долота в направлении, перпендикулярном направлению управления долотом, в данном случае, влево и вправо. Результирующее смещение долота представляет собой векторную сумму когерентных возвратно-поступательных отклонений долота 12 и вращения инструмента. При активировании и падении угла модуль управления электронных схем в инструменте будет пространственно синхронизировать возвратно-поступательные движения долота так, чтобы максимальное отклонение долота 12 происходило в направлении вектора гравитации, так что долото 12 будет предпочтительно удалять больший объем материала из пласта с нижней стороны ствола скважины, чем с верхней стороны ствола скважины. Метка 3A соответствует случаю, проиллюстрированному на фиг. 3A, где отклонение долота 12 является отрицательным или удалено от разметочной линии 7. Поскольку разметочная линия 7 идет вверх с ГПО 0°, долото 12 смещается в направлении вниз. Метка 3C соответствует случаю, проиллюстрированному на фиг. 3C, где отклонение долота 12 является положительным или направлено к разметочной линии 7. Поскольку линия 7 идет вниз с ГПО 180°, долото 12 снова смещается в направлении вниз. Поскольку повторяющееся движение отклонения долота совершается с той же частотой, что и вращение ИНРБ, наблюдателю, который неподвижен относительно Земли, движение смещения долота, кажется, будет вдвое больше частоты вращения ИНРБ. На каждые 180° вращения ИНРБ долото завершит полный цикл движения от центрированного (3B) до полного смещения в направлении управления направлением бурения (3C) и обратно к центрированному (3D). Для следующего полуоборота ИНРБ движение будет происходить от центрированного (3D) до полного смещения в направлении управления направлением бурения (3A) и обратно к центрированному (3B). На практике максимальное смещение долота 12 обычно составляет несколько сотых метра (несколько десятых дюйма), но может по конструкции в большей или меньшей степени зависеть от требуемой спецификации мгновенного темпа естественного искривления ствола скважины.PLO for the dip angle or downward directional drilling control scenario illustrated in FIG. 3A-3D. For the purposes of this discussion, the term deflection will specifically refer to the movement of the bit relative to a frame of reference that is fixed and rotates with the tool. The x-axis of the graph shows the instantaneous angular orientation or GPO of the scribe line 7 INRB. The y-axis of the graph shows the percentage of maximum bit displacement in two perpendicular directions: in this case in the vertical plane (curve 62) and in the horizontal plane (curve 63). In general, curve 62 shows the instantaneous movement of the bit in the directional control direction, in this case up and down. Curve 63 shows the momentary movement of the bit in a direction perpendicular to the direction of control of the bit, in this case left and right. The resulting bit offset is the vector sum of the coherent reciprocating bit 12 deflections and tool rotation. When the angle is activated and the angle drops, the electronics control module in the tool will spatially synchronize the reciprocating movements of the bit so that the maximum deviation of the bit 12 occurs in the direction of the gravity vector, so that the bit 12 will preferentially remove more material from the formation from the bottom side of the wellbore, than from the top side of the wellbore. Mark 3A corresponds to the case illustrated in FIG. 3A, where the deviation of the bit 12 is negative or away from the marker line 7. Since the marker line 7 is going up with a 0° GLO, the bit 12 is displaced in the downward direction. Mark 3C corresponds to the case illustrated in FIG. 3C, where the deviation of the bit 12 is positive or directed towards the marking line 7. As the line 7 goes down from the 180° GPO, the bit 12 is again displaced in the downward direction. Because the repetitive motion of the bit deflection is at the same frequency as the rotation of the NRBI, to an observer who is stationary relative to the Earth, the movement of the bit's displacement appears to be twice the rate of rotation of the URBR. For every 180° of rotation of the NRBI, the bit will complete a full cycle of movement from centered (3B) to full travel in the direction of directional control (3C) and back to centered (3D). For the next half-turn of the IMBR, the movement will be from centered (3D) to full offset in the direction of directional control (3A) and back to centered (3B). In practice, the maximum displacement of the bit 12 is typically a few hundredths of a meter (a few tenths of an inch), but may be design dependent to a greater or lesser extent on the required specification of the instantaneous rate of natural curvature of the wellbore.

На фиг. 7D представлен график в полярных координатах результирующего смещения долота 12 в процессе выполнения операций управления направлением бурения. Кривая 64 представляет собой базовый график мгновенного смещения долота 12 для идеального синусоидального прямолинейного гармонического движения по сравнению с вращениями ИНРБ в зависимости от ГПО разметочной линии 7. Кривая 65 представляет собой график фактического мгновенного смещения долота 12 по сравнению с вращениями ИНРБ в зависимости от ГПО разметочной линии 7, с использованием алгоритма двухпозиционного управления и устройства, раскрытого на фиг. 7А и 7В. Использование дополнительных управляющих сигналов для управления клапанами 94 и 90 вызывает скорости потока гидравлической жидкости, направленной на отводной рычаг, приводящий в действие узел поршня 95, которые являются трапециевидными, и, следовательно, профиль скорости смещения долота 12 также трапециевидный, поскольку скорость смещения долота линейно пропорциональна чистой скорости потока жидкости, входящей в и выходящей из отводного рычага 87, приводящего в действие узел поршня 95. График фактических смещений долота, показанный на кривой 65, аналогичен графику идеальных смещений долота, показанному на кривой 64. Траектория движения долота 12, показанная на кривой 65, является фактически более предпочтительной, чем траектория, показанная на кривой 64, поскольку фактическое расширение ствола скважины на криволинейном участке с помощью управления трапециевидным движением несколько меньше, чем расширение, которое происходило бы при управлении синусоидальным движением. В случае, когда максимальные отклонения долота составляют порядка 6 мм (0,25 дюйма) при направлении инструмента, диаметр ствола скважины на криволинейном участке будет асимметрично увеличен на 6 мм (0,25 дюйма) в направлении кривой; и боковые стенки ствола скважины (слева и справа) будут симметрично увеличены примерно на 5 мм (0,2 дюйма), уменьшая воздействие сил трения на КНБК и бурильную колонну при ее вращении и скольжении через криволинейный участок ствола скважины.In FIG. 7D is a polar plot of the resulting displacement of the bit 12 during directional control operations. Curve 64 is a baseline plot of the instantaneous bit displacement 12 for ideal sinusoidal rectilinear harmonic motion compared to the rotations of the SIRB as a function of the GPO of the scribe line 7. Curve 65 is a plot of the actual instantaneous displacement of the bit 12 compared to the rotations of the SIRB as a function of the GPO of the scribe line 7 using the on/off control algorithm and the device disclosed in FIG. 7A and 7B. The use of additional control signals to actuate valves 94 and 90 causes the flow rates of the hydraulic fluid directed to the retractable lever that actuates the piston assembly 95 to be trapezoidal, and therefore the bit displacement velocity profile 12 is also trapezoidal, since the bit displacement velocity is linearly proportional to the net flow rate of fluid entering and exiting the diverter arm 87 actuating the piston assembly 95. The plot of actual bit offsets shown in curve 65 is similar to the plot of ideal bit offsets shown in curve 64. The bit path 12 shown in curve 65 is actually more preferable than the path shown in curve 64 because the actual expansion of the wellbore in a curved section with trapezoidal motion control is somewhat less than the expansion that would occur with sinusoidal motion control. In the case where the maximum bit deflections are in the order of 6 mm (0.25 in) in tool direction, the borehole diameter at the curved section will be asymmetrically increased by 6 mm (0.25 in) in the direction of the curve; and the sidewalls of the wellbore (left and right) will be symmetrically enlarged by about 5 mm (0.2 in), reducing frictional forces on the BHA and the drill string as it rotates and slides through the curved portion of the wellbore.

На фиг. 8А проиллюстрирована блок-схема дополнительных динамических неинерциальных навигационных датчиков и обработки. Все навигационные элементы, в том числе датчики и электронные устройства для сбора и обработки данных, монтируются непосредственно на утяжеленную бурильную трубу или механическую конструкцию, которая жестко крепится к утяжеленной бурильной трубе и вращается вместе с утяжеленной бурильной трубой. В этом варианте реализации изобретения в инструменте нет конструкции, которая вращается в противоположную сторону по отношению к вращению ИНРБ для создания геостационарной платформы или, практически, геостационарной платформы. Без использования узла с вращением в противоположную сторону механические характеристики и проводка блока смещения упрощаются за счет устранения необходимости в токосъемных контактных кольцах и вращающихся герметичных уплотнениях с компенсацией давления. Еще одно из преимуществ с вычислительной точкиIn FIG. 8A illustrates a block diagram of additional dynamic non-inertial navigation sensors and processing. All navigational elements, including sensors and electronic devices for data acquisition and processing, are mounted directly on the drill collar or a mechanical structure that is rigidly attached to the drill collar and rotates with the drill collar. In this embodiment, the tool does not have a structure that rotates in the opposite direction with respect to the rotation of the NRSI to create a geostationary platform or, in practice, a geostationary platform. Without the use of a counter-rotating assembly, the mechanical performance and wiring of the bias unit is simplified by eliminating the need for slip rings and rotating pressure-compensated seals. Another advantage from a computational point

- 17 041943 зрения состоит в том, что имеется общая система координат, общая скорость вращения и общие мгновенные ГПО и МПО для всего инструмента и всех датчиков. Кроме того, отсутствие физического геостационарного узла позволяет располагать датчики на расстоянии нескольких метров (футов) от торцевой поверхности долота и непосредственно за шарниром.- 17 041943 view is that there is a common coordinate system, a common rotation speed and a common instantaneous GPO and MPO for the entire tool and all sensors. In addition, the absence of a physical geostationary node allows the sensors to be located several meters (feet) from the bit face and directly behind the pivot.

Термин геостационарная платформа или геостационарный узел относится к узлу в инструменте для ротационного бурения, который вращается в противоположную сторону по отношению к инструменту для ротационного бурения, так что узел не вращается относительно системы координат, которая зафиксирована относительно Земли, в то время как остальная часть инструмента вращается. Ориентация такого физического геостационарного узла, определяемая в терминах не вращающегося ГПО и/или МПО, регулируется для осуществления управления направлением бурения инструмента в определенном направлении. Акселерометры и магнитометры, используемые для регулирования ориентации предполагаемого геостационарного узла, могут быть установлены либо на геостационарном узле непосредственно, либо на вращающейся утяжеленной бурильной трубе, как это описано в патенте США № 6742604 для Бразилии (далее именуемом Бразилия). В Бразилии мгновенное положение утяжеленной бурильной трубы относительно геостационарного узла измеряется дополнительным электромеханическим компонентом, известным как вращающийся синусно-косинусный преобразователь (или фазовый датчик положения), который мгновенно считывает относительное положение внутреннего геостационарного узла относительно внешней вращающейся утяжеленной бурильной трубы. Угол электромеханического вращающегося синусно-косинусного преобразователя используется для перевода только ГПО из вращающейся системы координат утяжеленной бурильной трубы в не вращающуюся систему координат геостационарного узла. Более простой подход, проиллюстрированный на фиг. 8А, создает виртуальную геостационарную платформу путем одновременного получения 3 осей для каждого из 3 типов датчиков, а именно акселерометров, гироскопов и магнитометров, всего 9 осевых, причем общее распределение общей системы координат зафиксировано на ИНРБ и вращается вместе с ним. Измерения получают в блоке В1. Показатели измерения отправляются в блок В2, где с помощью алгоритма согласования, проиллюстрированного на фиг. 8В и 8С, устраняют ошибки, вызванные смещениями постоянного тока и несоосностью монтажа, а также ошибки из-за ударов и вибраций на акселерометрах. Алгоритм виртуальной геостационарной обработки на блоке В2, метка СИСТЕМА КООРДИНАТ ЗЕМЛИ, может использоваться для расчета наклона и азимута оси вращения ИНРБ. По определению, наклон и азимут оси вращения ИНРБ такие же, как наклон и азимут ствола скважины. Матрица вращения, управляемая либо мгновенным ГПО, либо мгновенным МПО плюс угол X, или скорость вращения инструмента от гироскопа на оси z используется для преобразования результатов измерений акселерометра и магнитометра, полученных во вращающейся системе координат ИНРБ, в виртуальную геостационарную систему координат (например, ЗЕМНУЮ СИСТЕМУ КООРДИНАТ) для расчета наклона и азимута оси вращения ИНРБ. Мгновенные ГПО и МПО разметочной линии 7 на вращающейся утяжеленной бурильной трубе 43 и угол между ними, определяемый как угол X, вместе с виртуальными геостационарными выходными данными наклона и азимута используются для навигации по ИНРБ и управления направлением бурения скважины, запрошенном заказчиком.The term geostationary platform or geostationary node refers to a node in a rotary drilling tool that rotates in the opposite direction to the rotary drilling tool so that the node does not rotate about a coordinate system that is fixed relative to the earth, while the rest of the tool rotates. . The orientation of such a physical geostationary node, defined in terms of a non-rotating GPO and/or MPO, is adjusted to control the drilling direction of the tool in a particular direction. The accelerometers and magnetometers used to adjust the orientation of the proposed geostationary node may be mounted either on the geostationary node itself or on a rotating collar drill pipe as described in US Patent No. 6,742,604 to Brazil (hereinafter referred to as Brazil). In Brazil, the instantaneous position of the drill collar relative to the geostationary assembly is measured by an additional electromechanical component known as a rotary sine-cosine transducer (or phase encoder), which instantly reads the relative position of the inner geostationary assembly relative to the outer rotating drill collar. The angle of an electromechanical rotating sine-cosine transducer is used to convert only the GPO from the rotating drill collar coordinate system to the non-rotating geostationary node coordinate system. A simpler approach, illustrated in FIG. 8A creates a virtual geostationary platform by simultaneously obtaining 3 axes for each of 3 types of sensors, namely accelerometers, gyroscopes, and magnetometers, for a total of 9 axes, with the overall distribution of the common coordinate system fixed on the UIRB and rotating with it. Measurements are obtained in block B1. The measurements are sent to block B2 where, using the matching algorithm illustrated in FIG. 8B and 8C eliminate errors due to DC offsets and mounting misalignment, as well as errors due to shock and vibration on accelerometers. The virtual geostationary processing algorithm on block B2, label EARTH COORDINATE SYSTEM, can be used to calculate the inclination and azimuth of the NRSI rotation axis. By definition, the inclination and azimuth of the axis of rotation of the INRB is the same as the inclination and azimuth of the wellbore. A rotation matrix driven by either the instantaneous GLO or the instantaneous MLE plus the X angle or the rotation speed of the instrument from the gyroscope on the z-axis is used to convert the accelerometer and magnetometer measurements obtained in the INRB rotating coordinate system into a virtual geostationary coordinate system (e.g., EARTH SYSTEM). COORDINATE) to calculate the inclination and azimuth of the INRB rotation axis. The instantaneous LO and LO of the marker line 7 on the rotating drill collar 43 and the angle between them, defined as the angle X, together with the virtual geostationary dip and azimuth output data, are used to navigate the INRB and control the drilling direction of the well requested by the customer.

Геостационарная система координат будет иметь направленный вниз ствол скважины на оси z и будет коллинеарной с осью ствола скважины и, практически, параллельной оси z ИНРБ. Ось х геостационарной системы координат направлена вверх перпендикулярно оси z ствола скважины. Ось х и ось z, а также вектор гравитации расположены в одной и той же плоскости. Ось у геостационарной системы координат является горизонтальной и направлена вправо, если смотреть вглубь ствола скважины, она перпендикулярна оси х, оси z и вектору гравитации. По определению наклон ствола скважины выражается как положительное число градусов, равное углу между вектором гравитации и осью z ствола скважины и может находиться в диапазоне от 0° до 180°. Значение наклона в вертикальной скважине равно нулю, а значение наклона горизонтальной скважины составляет 90°. По определению азимут ствола скважины выражается как положительное число градусов от 0° до 360°, равное углу между проекцией оси z на горизонтальную плоскость и направлением на северный магнитный полюс. Вычисление азимута хорошо известно любому специалисту в данной области техники. Чтобы мгновенно преобразовать пару поперечных измерений, используют либо ускорение под воздействием гравитации, либо магнитное поле Земли, для преобразования вращающейся не инерциальной системы координат ИНРБ в локальную не вращающуюся инерциальную систему ^{координат}, Ахствол скважины ^АхИНРБ С⁰5^{(ГПО)+Ау}ИнРБ 5т⁽ГП^О), и ^Ауствол скважины АхИНРБ 81п(ГП0)+Ау_Инрб*С08(ГП0), где Ахствол скважины и Ауствол скважины являются поперечными составляющими гравитации Земли в системе координат ствола скважины, Ах_ИНРБ и Ау_ИНРБ представляют собой поперечные составляющие гравитации в системе координат ИНРБ, а ГПО представляет собой мгновенное гравиметрическое положение отклонителя ИНРБ. В качестве проверки качества значение Ау_{ствол сква}жи_ны должно быть тождественно равно нулю; в случае, когда Ау_ствол cm™ не равно нулю, то вычисление наклона ствола скважины будет недействительным. В случае, когда нет в наличии действительного ГПО, (МПО+угол X) можно использовать в качестве оценки значения ГПО. В случае, когда в конкретный момент нет в наличии ни действительного ГПО, ни действительного МПО, можно получить расчетное значение ГПО благодаря интегрированию скорости вращения ИНРБ от датчика гироскопа на оси z, Gz. Затем расчет наклона стволаThe geostationary coordinate system will have a downhole borehole on the z-axis and will be collinear with the borehole axis and substantially parallel to the z-axis of the INSBR. The x-axis of the geostationary coordinate system is directed upward perpendicular to the z-axis of the wellbore. The x-axis and z-axis, as well as the gravity vector, are located in the same plane. The y-axis of the geostationary coordinate system is horizontal and directed to the right when viewed downhole, it is perpendicular to the x-axis, z-axis and the gravity vector. By definition, wellbore inclination is expressed as a positive number of degrees equal to the angle between the gravity vector and the z-axis of the wellbore, and can range from 0° to 180°. The inclination value in the vertical well is zero and the inclination value in the horizontal well is 90°. By definition, the wellbore azimuth is expressed as a positive number of degrees from 0° to 360°, equal to the angle between the projection of the z-axis onto the horizontal plane and the direction to the north magnetic pole. The calculation of the azimuth is well known to any person skilled in the art. To instantaneously transform a pair of transverse measurements, use either the gravitational acceleration or the Earth's magnetic field to convert the INRB rotating non-inertial frame of reference to a local non-rotating inertial frame.^coordinates, Wellbore^OhINRB C⁰5^(GPO)+AyInRB 5t⁽GP^ABOUT), And^aywellbore AhINRB 81p(GP0)+Ay_ANDnrb*C08(GP0), where Ax wellbore and Aw wellbore are the transverse components of the Earth's gravity in the wellbore coordinate system, Ah_INRB and ay_INRB are the transverse components of gravity in the INRB coordinate system, and the GPO is the instantaneous gravimetric position of the INRB deflector. As a quality test, the value of AU_{squaw trunk}zhi_ns must be identically equal to zero; in the case when a_trunk cm™ is not zero, then the wellbore inclination calculation will be invalid. In the case where no valid GLO is available, (MLO + angle X) can be used as an estimate of the GLO value. In the case when neither the actual GPO nor the actual MPO is available at a particular moment, it is possible to obtain the calculated value of the GPO by integrating the speed of rotation of the INRB from the gyroscope sensor on the z axis, Gz. Then the calculation of the slope of the trunk

- 18 041943 скважины следующий: INCL=-ARCTAN(Ах_CTвол скважины/АZиНРБ). МХИНРБ, МуИНРБ, МZИНРБ, Мхствол скважины и- 18 041943 wells the following: INCL=-ARCTAN(Ax _CT ox well/AZiNRB). MKHINRB, MUINRB, MZINRB, Mkhstvo well and

Муствол скважины могут быть заменены на Ахинрб, Ауинрб Ахинрб, Ахствол скважины, Ауствол скважины соответственно в матрице вращения для расчета магнитного поля Земли в системе координат ствола скважины и стандартного расчета азимута ствола скважины.The wellbore must be replaced by Ahinrb, Auinrb Ahinrb, Wellbore, Wellbore respectively in the rotation matrix for calculating the Earth's magnetic field in the wellbore coordinate system and the standard calculation of the wellbore azimuth.

Одним из преимуществ вращающейся навигационной платформы является то, что устройства непрерывно автоматически калибруются с помощью вращения системы, чтобы исключить ошибки установки и устройства постоянного тока, которые могут быть функцией температуры. Это позволяет точно измерять очень малые значения зенитного угла, в случае, когда ствол скважины является почти вертикальным и представляет собой азимутальный угол, в случае, когда ствол скважины ориентирован с севера на юг или с юга на север, а ось инструмента ориентирована параллельно линиям магнитного поля Земли. В отличие от Бразилии, вариант реализации изобретения в настоящем раскрытии изобретения преобразует измерения из вращающейся системы координат ИНРБ в зенитный угол ствола скважины и азимутальный угол ствола скважины в неподвижной системе координат Земли без необходимости приостанавливать бурение или создавать в инструменте геостационарный узел. Виртуальная геостационарная платформа ИНРБ выполнена с возможностью непрерывно и динамически измерять наклон ствола скважины (зенитный угол) и азимут ствола скважины (азимутальный угол) относительно не вращающейся системы координат Земли.One of the advantages of a rotating navigation platform is that devices are continuously automatically calibrated by rotating the system to eliminate installation and DC device errors that can be a function of temperature. This makes it possible to accurately measure very small values of the zenith angle when the wellbore is nearly vertical and represents the azimuthal angle, when the wellbore is oriented north to south or south to north and the tool axis is oriented parallel to the magnetic field lines. Earth. In contrast to Brazil, the embodiment of the present disclosure converts measurements from the NRSI rotating coordinate system to the zenith angle of the wellbore and the azimuth angle of the wellbore in a fixed Earth coordinate system without the need to pause drilling or create a geostationary node in the tool. The INRB virtual geostationary platform is configured to continuously and dynamically measure the wellbore inclination (zenith angle) and wellbore azimuth (azimuth angle) relative to a non-rotating Earth coordinate system.

На фиг. 8В проиллюстрирована блок-схема варианта реализации алгоритма обработки данных, который используется для устранения ошибок несоосности на поперечно направленных акселерометрах. Эти принципы также применимы к магнитометрам. Три акселерометра, 600, 610, 620, проиллюстрированы соответственно для Ах, Ау и Az. Оси х и у представляют собой поперечные оси, ось z представляет собой осевую линию инструмента и является положительной в направлении вглубь ствола скважины. Выходные данные акселерометров представляют собой последовательный поток цифровых данных; в схеме не представлены аналоговые сигналы. Обработка в случае Az 620 является простой, поскольку она всегда считывает значение постоянного тока гравитации, отличное от ошибок осевых ударов и несоосности, которые могут быть легко отфильтрованы фильтром 624 даже при низких скоростях вращения. Акселерометры предпочтительно должны быть установлены как можно ближе к оси вращения ИНРБ, чтобы свести к минимуму влияние неравномерного вращения, которое добавляет составляющую переменного тока к другому значению постоянного тока центростремительного ускорения. Также было бы целесообразно, чтобы акселерометр Az был установлен как можно ближе к осевой линии вращения, чтобы свести к минимуму любые ошибки центростремительного ускорения постоянного тока по причине несоосности. В случае акселерометров Ах и Ау, 600 и 610, ошибки несоосности и внеосевые центростремительные ускорения являются сигналами постоянного тока. Фильтры 604 и 614 представляют собой идентичные цифровые адаптивные БИХ-фильтры нижних частот 4-го порядка. Частота среза является функцией частоты вращения инструмента. В случае, когда частота вращения равна 7 Гц (420 об/мин), частота среза низких частот составляет 0,5 Гц. В случае, когда частота вращения равна 3 Гц (180 об/мин), частота среза нижних частот составляет 0,214 Гц. Коэффициент передачи фильтра уменьшается примерно на 90 дБ при 360° фазового сдвига при скорости вращения инструмента, поэтому выходные данные каждого из фильтров 604 и 614 представляют собой только сигналы ошибки постоянного тока для Ах и Ау соответственно, которые затем вычитаются из их соответствующих каналов, что в результате дает сигналы 606 и 616 без ошибок. Это позволяет использовать Ах и Ау для обнаружения очень малых значений наклона при вертикальном бурении. Эта же корректирующая обработка ошибок также используется в случае магнитометров. Фильтр 624 в случае Az (и Mz) идентичен фильтрам 604 и 614 для поперечных измерений Ах и Ау. Поскольку такие ошибки постоянного тока, как электрические смещения, не могут быть устранены этим способом, устройства для осевых измерений должны быть откалиброваны по температуре.In FIG. 8B illustrates a block diagram of an implementation of a data processing algorithm that is used to correct misalignment errors on transverse accelerometers. These principles also apply to magnetometers. Three accelerometers, 600, 610, 620, are illustrated for Ax, Ay, and Az, respectively. The x and y axes are the transverse axes, the z axis is the centerline of the tool and is positive downhole. The output of the accelerometers is a serial digital data stream; the circuit does not represent analog signals. Processing in the case of the Az 620 is simple as it always reads the DC gravity current value, different from axial shock and misalignment errors, which can be easily filtered out by the 624 filter even at low rotational speeds. The accelerometers should preferably be mounted as close as possible to the axis of rotation of the INRB to minimize the effect of uneven rotation that adds an AC component to another centripetal acceleration DC value. It would also be beneficial if the accelerometer Az was mounted as close to the center line of rotation as possible to minimize any DC centripetal acceleration errors due to misalignment. In the case of accelerometers Ax and Ay, 600 and 610, misalignment errors and off-axis centripetal accelerations are DC signals. Filters 604 and 614 are identical 4th order digital adaptive IIR low pass filters. The cutoff frequency is a function of the tool's RPM. In the case where the rotation speed is 7 Hz (420 rpm), the low frequency cutoff frequency is 0.5 Hz. In the case where the speed is 3 Hz (180 rpm), the cutoff frequency of the low frequencies is 0.214 Hz. The filter gain is reduced by about 90 dB at 360° of phase shift at tool rotation speed, so the output of each of filters 604 and 614 is only the DC error signals for Ax and Ay, respectively, which are then subtracted from their respective channels, which in as a result gives signals 606 and 616 without errors. This allows Ax and Ay to be used to detect very small inclinations in vertical drilling. This same corrective error handling is also used in the case of magnetometers. Filter 624 for Az (and Mz) is identical to filters 604 and 614 for transverse measurements Ax and Ay. Because DC errors such as electrical offsets cannot be removed in this way, axial measurement devices must be temperature calibrated.

На фиг. 8С проиллюстрирована блок-схема динамической навигационной обработки, которая может использоваться для направления инструмента во время его вращения. Эта обработка выполняется непрерывно во время вращения инструмента. Осевые значения Az и Mz не изменяются быстро и могут обновляться каждые несколько секунд на этапе 2.b. Поперечные измерения непрерывно обновляются на этапе 2.а. На этапе 3 смещения гироскопа для всех трех осей обновляются, в то время как инструмент неподвижен в стволе скважины. Ошибка коэффициента усиления гироскопа по оси z калибруется в стволе скважины путем корреляции либо с Мх и My, либо Ах и Ау в случае магнитных помех. На этапе 4 мгновенные значения ГПО и МПО и угла X вычисляются в первую очередь, поскольку они необходимы для динамического управления коэффициентами в матрице вращения. Затем измерения поперечно направленных акселерометра и магнитометра переводятся в земную систему координат и объединяются с Az и Mz для вычисления наклона ствола скважины и азимута ствола скважины. Угол X предназначен для двух целей. Во-первых, обычно получают азимутально выполняемые измерения по сравнению с МПО. МПО плюс угол X дает в результате псевдо-значение ГПО, поэтому азимутально полученные измерения могут быть надлежащим образом ориентированы относительно верхней части ствола скважины. На этапе 5 ГПО и МПО корректируются для обработки задержек, так что они считывают пространственно скорректированные значения ГПО и МПО для целей управления направлением бурения. Затем данные пере- 19 041943 даются с малой задержкой в блок управления направлением бурения для формирования команд управления, сохранения в памяти инструмента и объединения с другими данными для передачи телеметрии на поверхность с помощью приемопередатчика.In FIG. 8C illustrates a flowchart of dynamic navigation processing that can be used to guide the tool as it rotates. This machining is performed continuously while the tool is rotating. The axial values of Az and Mz do not change quickly and can be updated every few seconds in step 2.b. Cross-sectional measurements are continuously updated in step 2.a. In step 3, the gyroscope offsets for all three axes are updated while the tool is stationary in the wellbore. The gyroscope z-gain error is calibrated downhole by correlating with either Mx and My, or Ax and Ay in the case of magnetic interference. In step 4, the instantaneous GLO and MLO values and the X angle are calculated first because they are needed to dynamically control the coefficients in the rotation matrix. The transverse accelerometer and magnetometer measurements are then converted to terrestrial coordinates and combined with Az and Mz to calculate the wellbore inclination and wellbore azimuth. The X angle serves two purposes. First, it is common to obtain azimuthally performed measurements in comparison with the MSL. MLO plus X angle results in a pseudo LOF value, so the azimuth measurements obtained can be properly oriented relative to the top of the wellbore. In step 5, the HLO and MLO are adjusted to handle delays so that they read the spatially corrected values of the HLO and MLO for drilling direction control purposes. The data is then transmitted with a low delay to the drilling direction control unit to form control commands, store it in the tool's memory, and combine with other data to transmit telemetry to the surface using a transceiver.

На фиг. 8D проиллюстрирован процесс обработки статических замеров, который может использоваться в том случае, когда инструмент не перемещается, как правило, на каждом соединении, в то время как бурильная колонна находится в клиновом захвате. Эта обработка занимает несколько минут для получения и обработки результатов измерений. Работа инструмента должна быть остановлена. Ускорения под воздействием гравитации Земли и магнитное поле Земли измеряются по всем трем осям инструмента. В случае, когда прогнозируется наличие магнитных помех или ошибок несоосности, статические измерения с двух или более дополнительных ориентаций ГПО и/или МПО могут быть объединены для повышения точности наклона и азимута ствола скважины.In FIG. 8D illustrates a static measurement process that can be used when the tool is not moving, typically at each joint, while the drill string is slipped. This processing takes several minutes to receive and process the measurement results. The tool must be stopped. Accelerations due to the Earth's gravity and the Earth's magnetic field are measured along all three axes of the instrument. In the event that magnetic interference or misalignment errors are predicted, static measurements from two or more additional PLT and/or MPO orientations may be combined to improve the accuracy of the inclination and azimuth of the wellbore.

На фиг. 9 проиллюстрирована общая компоновка инструмента по одному из возможных вариантов реализации ИНРБ. На нижнем конце инструмента долото 12 прикреплено к валу долота 33, который прикреплен к утяжеленной бурильной трубе 43 с помощью шарнира 5. Стабилизаторы не показаны. Электронные устройства и датчики 9-осевой системы динамической навигации и управления направлением бурения, которые составляют виртуальную геостационарную платформу, расположены в корпусе чуть выше (или сзади) шарнира 5. Аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью расположен в блоке Гидравлическая силовая секция и приведение в действие управления направлением бурения (Hydraulic Power Section and Steering Actuation). Верхняя часть инструмента содержит вспомогательные измерительные устройства, включая, но не ограничиваясь этим, 6-осевое статическое съемное комплектное устройство, устройства для измерения параметров окружающей среды и механических характеристик бурения, ультразвуковой каверномер, прибор для измерения удельного сопротивления с множественными интервалами распространения, поперечно направленное ЭМ для измерения расстояния до ближайших местоположений скачков удельного сопротивления, телеметрическую антенну для замера во время бурения, устройства для измерений квадрантного естественного гамма-излучения, центральный узел сбора данных, линии связи, память и резервные батареи для питания во время соединений.In FIG. 9 illustrates the general layout of the tool according to one of the possible implementations of the INRB. At the lower end of the tool, the bit 12 is attached to the bit shaft 33, which is attached to the drill collar 43 by a hinge 5. Stabilizers are not shown. The electronics and sensors of the 9-axis dynamic navigation and drilling direction control system that make up the virtual geostationary platform are located in the housing just above (or behind) the 5 hinge. actuation of the drilling direction control (Hydraulic Power Section and Steering Actuation). The upper part of the tool contains auxiliary measuring devices, including, but not limited to, a 6-axis static removable complete device, devices for measuring environmental parameters and mechanical characteristics of drilling, an ultrasonic caliper, a resistivity instrument with multiple propagation intervals, a transverse EM for measuring distance to nearby resistivity jump locations, a telemetry antenna for measuring while drilling, quadrant natural gamma ray measurement devices, a central data collection unit, communication lines, memory, and backup batteries for power during connections.

В настоящем раскрытии изобретения представлены и рассмотрены некоторые преимущества и признаки, характерные для аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью, относящиеся к эксплуатации и реализации ИНРБ. Однако следует отметить, что те же преимущества и признаки, которые характерны для аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью, применимы к конструкции и эксплуатации других внутрискважинных инструментов, независимо от того, находятся ли они на бурильной трубе, каротажном кабеле или гибких насосно-компрессорных трубах малого диаметра.The present disclosure presents and discusses some of the advantages and features specific to an axial piston pump with adjustable during operation performance, related to the operation and implementation of the INRP. However, it should be noted that the same benefits and features that are associated with an on-line variable displacement axial piston pump apply to the design and operation of other downhole tools, whether they are on drill pipe, wireline, or coiled tubing. -compressor pipes of small diameter.

В случае, когда мощность и/или общая энергия, необходимые для работы внутрискважинного инструмента для измерений в процессе бурения (ИПБ) или каротажа в процессе бурения (КПБ) на срок вплоть до 200 ч, превышают мощность, которая может быть практически обеспечена внутрискважинными батареями, пригодными для использования в нефтяном месторождении, становится целесообразным вырабатывать энергию внутри ствола скважины с помощью гидравлической турбины, приводимой в действие буровым раствором. В этом случае обычной практикой является создание гидравлической турбины, приводимой в действие буровым раствором, такой как турбина, описанная в патенте США 3943304, автор Bradley, и патенте США 5249161, авторы Jones и Malone. Гидравлическая турбина может обеспечивать мощность для приведения в действие либо электрического генератора, либо гидравлического насоса. Гидравлическая турбина должна работать в диапазоне скоростей потока бурового раствора и плотности бурового раствора, чтобы быть практическим источником энергии в глубине ствола скважины.In the event that the power and/or total energy required to operate a downhole tool for measurements while drilling (MDD) or logging while drilling (LWD) for up to 200 hours exceeds the power that can be practically provided by downhole batteries, suitable for use in an oil field, it becomes feasible to generate power inside the wellbore using a hydraulic turbine driven by drilling fluid. In this case, it is common practice to provide a fluid driven hydraulic turbine, such as the turbine described in US Pat. No. 3,943,304 to Bradley and US Pat. No. 5,249,161 to Jones and Malone. The hydraulic turbine may provide power to drive either an electrical generator or a hydraulic pump. A hydraulic turbine must operate over a range of mud flow rates and mud densities to be a practical power source downhole.

Скорость вращения холостого хода турбины пропорциональна скорости потока, а заданный крутящий момент пропорционален скорости потока и массе бурового раствора. Поскольку мощность является результатом произведения крутящего момента на скорость вращения, доступная мощность может увеличиваться примерно так же, как квадрат скорости потока бурового раствора, умноженный на увеличение массы бурового раствора. Кроме того, распространено покрытие диапазона скоростей потока 2:1 с одной конструкцией турбины, а это означает, что доступная мощность может легко увеличиваться вчетверо в этом диапазоне. В качестве иллюстрации, в случае, когда минимальная масса бурового раствора будет составлять 0,99 кг на литр (8,3 фунта на галлон), максимальная масса бурового раствора может составлять 1,92 кг на литр (16 фунтов на галлон), другой коэффициент имеющегося крутящего момента увеличивается вдвое. Хорошо спроектированная турбина должна обеспечивать минимальную мощность, необходимую для работы системы при минимальной скорости потока и минимальной массе бурового раствора. Для целей данного описания минимальная мощность, требуемая для эксплуатации данной системы, может быть равной 1491,39 Вт (2 л.с.). Это означает, что доступная мощность турбины при максимальной скорости потока и массе бурового раствора может быть примерно в 8 раз выше, чем мощность, доступная при минимальной скорости потока и массе бурового раствора, т.е. около 11931,19 Вт (16 л.с.).The idle speed of the turbine is proportional to the flow rate, and the set torque is proportional to the flow rate and the mass of the drilling fluid. Because power is the product of torque times rotational speed, the available power can increase by about the same amount as the square of the mud flow rate times the increase in mud mass. It is also common to cover a 2:1 flow rate range with a single turbine design, meaning that the available power can easily be quadrupled over this range. As an illustration, if the minimum mud weight is 0.99 kg per liter (8.3 lb per gallon), the maximum mud weight can be 1.92 kg per liter (16 lb per gallon), another factor available torque is doubled. A well designed turbine should provide the minimum power required to operate the system at the minimum flow rate and minimum mud weight. For the purposes of this description, the minimum power required to operate this system may be 1491.39 W (2 hp). This means that the available turbine power at maximum flow rate and mud weight can be about 8 times higher than the power available at minimum flow rate and mud weight, i.e. about 11931.19 W (16 hp).

В случае, когда турбина приводит в действие электрический генератор переменного тока, как опи- 20 041943 сано в Jones and Malone, патент США 5 249 161, выходной ток может управляться нагрузкой, но выходное напряжение генератора переменного тока будет иметь тенденцию удваиваться по мере удвоения скорости вращения турбины. Одним из способов решения этой проблемы является применение гибридного однополярного генератора переменного тока с обмотками возбуждения для увеличения или уменьшения выходного напряжения и удержания его в пределах диапазона управления по всему диапазону или в части диапазона скоростей потока бурового раствора. Для минимизации потерь I2R меди в обмотках генератора переменного тока потребуются различные проектные компромиссы, чтобы свести к минимуму повышение температуры, сохраняя при этом выходное напряжение ниже допустимого уровня. Кроме того, в обмотках возбуждения также имеются I2R потери меди. Обмотки возбуждения никогда не смогут фактически полностью устранить внутреннее магнитное поле, поэтому будет скорость вращения, выше которой напряжение будет неизбежно увеличиваться даже при максимальном экранном токе поля. Кроме того, из-за ограничений объемности и эффективности существует фактический верхний предел мощности, которая может быть надежно выработана электрическим генератором переменного тока. Для тех вариантов применения, для которых требуется более чем около 2237,1 Вт (3 л.с.), было бы более целесообразно приводить в действие гидравлический насос с помощью гидравлической турбины вместо электрического генератора переменного тока.In the case where the turbine drives an electrical alternator as described in Jones and Malone, US Pat. No. 5,249,161, the output current can be controlled by the load, but the output voltage of the alternator will tend to double as speed is doubled. turbine rotation. One way to solve this problem is to use a hybrid unipolar alternator with excitation windings to increase or decrease the output voltage and keep it within the control range over the entire range or part of the range of drilling fluid flow rates. Minimizing copper I2R losses in the alternator windings will require various design compromises to minimize temperature rise while keeping the output voltage below acceptable levels. In addition, there are also I2R copper losses in the field windings. The field windings can never actually completely eliminate the internal magnetic field, so there will be a rotational speed above which the voltage will inevitably increase even at the maximum screen field current. In addition, due to space and efficiency limitations, there is an actual upper limit to the power that can be reliably generated by an electrical alternator. For those applications requiring more than about 2237.1 watts (3 hp), it would be more appropriate to drive the hydraulic pump with a hydraulic turbine instead of an electrical alternator.

В варианте реализации данного изобретения используется гидравлический насос, приводимый в действие гидравлической турбиной, приводимой в действие буровым раствором. В случае, когда турбина приводит в действие зафиксированный насос с прямым объемным вытеснением, как описано в Bradley (патент США № 3743034), по мере увеличения скорости турбины, скорость выходного потока насоса будет увеличиваться. Кроме того, по мере увеличения скорости потока давление будет увеличиваться до точки, ограниченной клапаном сброса давления. При максимальной скорости и массе бурового раствора, вырабатывая около 11931,19 Вт (16 л.с.), турбина преждевременно изнашивается из-за эффектов эрозии, а клапан сброса давления на выходе насоса рассеивает от 3728,49 до 7456,99 Вт (5 до 10 л.с.), в то время как гидравлическая жидкость адиабатически выпускается через отверстие обратно к гидравлическому резервуару низкого давления, что приводит к значительному повышению температуры клапана за пределы заданных уровней, что, в свою очередь, приводит к отказу клапана и системы.An embodiment of the present invention uses a hydraulic pump driven by a mud driven hydraulic turbine. In the case where the turbine drives a fixed positive displacement pump as described in Bradley (US Pat. No. 3,743,034), as the turbine speed increases, the pump output flow rate will increase. Also, as the flow rate increases, the pressure will increase to the point limited by the pressure relief valve. At maximum speed and mud mass, producing about 11931.19 watts (16 hp), the turbine wears prematurely due to erosion effects, and the pump outlet pressure relief valve dissipates between 3728.49 and 7456.99 watts (5 up to 10 hp) while the hydraulic fluid is adiabatically released through the orifice back to the low pressure hydraulic reservoir, causing the valve temperature to rise significantly beyond predetermined levels, which in turn leads to valve and system failure.

Одним из решений этой проблемы является замена зафиксированного насоса с прямым объемным вытеснением на аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью, также именуемый аксиально-поршневым насосом с наклонной шайбой. Аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью идеально подходит для использования в варианте реализации настоящего изобретения. Вне области подземных нефтяных внутрискважинных инструментов для бурения, динамически регулируемые аксиально-поршневые насосы с регулируемой во время работы производительностью используют во многих сферах, таких как рабочее оборудование трактора с гидравлическим управлением, строительная техника, такая как бульдозеры, и очень часто газонокосилки с нулевым радиусом поворота. В этих случаях один или более обратимых аксиально-поршневых насосов с регулируемой во время работы производительностью используют для управления переменной выходной скоростью потока и направлением потока для независимого управления колесами и/или валами. В области внутрискважинных буровых инструментов ИПБ и КПБ, приводимых в действие буровым раствором, данный насос обеспечивает эффективное решение для управления питанием в случае инструментов, установленных на утяжеленной бурильной трубе и приводимых в действие буровым раствором, для использования в бурении нефтяных и газовых скважин, хотя такой вариант реализации ранее не был реализован. По мере увеличения скорости потока и массы бурового раствора угол наклона наклонной шайбы может быть уменьшен, что снижает производительность насоса, а это, в свою очередь, позволяет поддерживать на постоянном уровне скорости потока, выходящего из насоса. Для заданной скорости и массы бурового раствора угол наклона наклонной шайбы будет выбран для обеспечения объема потока и давления, требуемого при нагрузке, приводимой в действие аксиально-поршневым насосом с регулируемой во время работы производительностью. Угол наклона наклонной шайбы можно регулировать либо с помощью линейного привода с электрическим двигателем, либо с помощью электронного контроллера производительности, который использует пропорциональный клапан и гидравлические поршни для приведения в действие наклонной шайбы.One solution to this problem is to replace the fixed positive displacement pump with a variable displacement axial piston pump, also referred to as a swash plate axial piston pump. A variable displacement axial piston pump is ideal for use in an embodiment of the present invention. Outside the realm of underground oil downhole drilling tools, variable displacement axial piston pumps are used in many applications such as hydraulically controlled tractor work equipment, construction equipment such as bulldozers, and very often zero turning radius lawn mowers. . In these cases, one or more reversible axial piston pumps with variable during operation performance is used to control the variable output flow rate and direction of flow to independently control the wheels and/or shafts. In the field of IPB and KPB mud-powered downhole drilling tools, this pump provides an effective power management solution for mud-driven drill collar tools for use in oil and gas well drilling, although such implementation has not previously been implemented. As the flow rate and mud weight increase, the swashplate angle can be reduced, which reduces pump performance, and this, in turn, maintains a constant flow rate from the pump. For a given speed and mud mass, the swashplate angle will be selected to provide the volume of flow and pressure required at a load driven by a variable displacement axial piston pump during operation. The swashplate angle can be adjusted either with an electric motor driven linear actuator or with an electronic capacity controller that uses a proportional valve and hydraulic pistons to actuate the swashplate.

На фиг. 7А, как описано выше, проиллюстрирован вариант реализации гидравлического устройства с разомкнутым контуром, в котором аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью 70 используется как для регулирования переменной входной мощности, поступающей от турбины 71, так и для приведения ее в соответствие с переменной выходной мощностью, требуемой динамической нагрузкой, причем он состоит из клапанов 90 и 94, а также двунаправленного поршневого привода 95. В этом варианте реализации изобретения установка угла наклона наклонной шайбы определяется скоростью потока бурового раствора и количеством гидравлической жидкости, требуемой нагрузкой. Как обсуждалось более подробно выше, угол наклона наклонной шайбы регулируется для увеличения или уменьшения амплитуды движения отводного рычага 87, который управляет когерентными симметричными отклонениями долота.In FIG. 7A, as described above, illustrates an embodiment of an open-loop hydraulic device in which an in-line variable displacement axial piston pump 70 is used both to control the variable power input from the turbine 71 and to match it to the variable output required by the dynamic load, and it consists of valves 90 and 94, as well as a bi-directional piston actuator 95. In this embodiment, the swashplate angle setting is determined by the mud flow rate and the amount of hydraulic fluid required by the load. As discussed in more detail above, the swashplate angle is adjusted to increase or decrease the range of motion of the retractor arm 87 which controls the coherent symmetrical deflections of the bit.

На фиг. 10 проиллюстрирован другой вариант применения для бурения нефтяных и газовых скваIn FIG. 10 illustrates another application for drilling oil and gas wells.

- 21 041943 жин, в котором выход аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью 300 может быть соединен посредством гидравлической линии 302 с гидравлическим двигателем 310, образуя гидравлическую трансмиссию. В этом варианте реализации изобретения угол наклона наклонной шайбы регулируется с помощью привода 325, который может управляться либо двигателем, либо гидравлическим двигателем, для управления скоростью выходного вала гидравлического двигателя 310. Гидравлический двигатель 310 может быть гидравлическим двигателем с постоянной производительностью или гидравлическим двигателем с переменной производительностью, чтобы обеспечивать больше степеней свободы для управления. Выходной вал 312 гидравлического двигателя 310 может приводить в действие электрический генератор 315 переменного тока.- 21 041943 zhin, in which the output of the axial piston pump with variable during operation capacity 300 can be connected via a hydraulic line 302 with a hydraulic motor 310, forming a hydraulic transmission. In this embodiment, the swashplate angle is controlled by an actuator 325, which may be driven by either a motor or a hydraulic motor, to control the speed of the output shaft of the hydraulic motor 310. The hydraulic motor 310 may be a fixed displacement hydraulic motor or a variable displacement hydraulic motor. to provide more degrees of freedom to control. The output shaft 312 of the hydraulic motor 310 may drive an electrical alternator 315.

Поскольку трансмиссия, состоящая из аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью 300 и гидравлического двигателя 310, может поддерживать постоянную скорость выходного вала 312 в широком диапазоне скоростей потока и масс бурового раствора, генератор может быть довольно простым и базовым бесщеточным генератором переменного тока. Выходное напряжение ФА, ФВ и ФС будет поддерживаться постоянным за счет поддержания постоянной скорости входного вала 312 двигателя 310 путем регулировки угла наклона наклонной шайбы в зависимости от скорости потока бурового раствора. Источник 330 питания будет измерять выходное напряжение генератора 315 переменного тока и генерировать сигнал 335 обратной связи для увеличения или уменьшения угла наклона наклонной шайбы с помощью привода 325. Подающий насос 305 обеспечивает заполнение аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью 300 при запуске. Резервуар для гидравлической жидкости обозначен цифрой 75. Для предотвращения любых условий избыточного давления предусмотрены различные клапаны сброса давления, PRV3 и PRV4. Для предотвращения любого нежелательного обратного потока предусмотрены различные обратные клапаны, CV5, CV6 и CV7. Фильтры F2 и F3 предусмотрены для обеспечения того, чтобы любые твердые примеси в гидравлической жидкости оставались в резервуаре для жидкости и не циркулировали по системе. Угол наклона наклонной шайбы аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью 300 регулирует входную мощность, поступающую от турбины, приводимой в действие буровым раствором, а также обеспечивает переменную мощность, которая может потребоваться нагрузкой для измерений или услуг, передаваемых бурильной трубой.Since the transmission, consisting of a variable displacement axial piston pump 300 and a hydraulic motor 310, can maintain a constant speed of the output shaft 312 over a wide range of flow rates and mud masses, the generator can be a fairly simple and basic brushless alternator. The output voltage of the FA, PV and FS will be kept constant by maintaining a constant speed of the input shaft 312 of the motor 310 by adjusting the angle of the swash plate depending on the flow rate of the drilling fluid. The power supply 330 will sense the output voltage of the alternator 315 and generate a feedback signal 335 to increase or decrease the swashplate angle via the drive 325. The feed pump 305 primes the axial piston pump with an in-line variable displacement 300 at startup. The hydraulic fluid reservoir is numbered 75. Various pressure relief valves, PRV3 and PRV4, are provided to prevent any overpressure condition. Various check valves, CV5, CV6 and CV7 are provided to prevent any unwanted backflow. Filters F2 and F3 are provided to ensure that any solids in the hydraulic fluid remain in the fluid reservoir and do not circulate through the system. The swash plate angle of the 300 variable displacement axial piston pump adjusts the power input from the mud driven turbine and also provides variable power that may be required by the load for measurements or drillpipe service.

На фиг. 11A проиллюстрирован еще один вариант реализации изобретения, в котором выходной вал 412 гидравлического двигателя 410 может использоваться для приведения в действие ротора поворотного клапана 450, приводимого в действие буровым раствором, для генерирования сигналов телеметрии по гидроимпульсному каналу связи, передаваемых по бурильной трубе в процессе бурения. В случае, когда ротор поворотного клапана 450, приводимого в действие буровым раствором, вращается рядом с затвором поворотного клапана 452, приводимого в действие буровым раствором, он генерирует колебательную последовательность высоких и низких давлений, как описано в Jones and Malone. Фазовые сдвиги периодически вводятся во вращение ротора поворотного клапана 450, приводимого в действие буровым раствором, для цифрового кодирования данных в последовательности высоких и низких давлений. Аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью 400 и гидравлический двигатель 410 заменят электродвигатель, который приводит в действие поворотный клапан, как описано в Jones and Malone. Выход вала 412 гидравлического двигателя будет соединен с вращающимся синусно-косинусным преобразователем 420 вала и 2-полюсным 1-позиционным магнитным устройством позиционирования 43. Редуктор 440 может быть редуктором с любым передаточным отношением, которое является предпочтительным для работы гидравлического двигателя 410, но необходимо будет сопоставлять количество лопастей на роторе поворотного клапана 450, приводимого в действие буровым раствором, и затворе 452. Процессор 430 управления телеметрией принимает поток 432 входных данных и использует данные обратной связи по положению вала от вращающегося синуснокосинусного преобразователя 420 для приведения в действие наклонной шайбы с помощью линии управления приводом 437 и привода наклонной шайбы 425 для введения фазовых смещений в волну давления бурового раствора, создаваемую ротором поворотного клапана 450 и затвором 452.In FIG. 11A illustrates another embodiment of the invention in which the output shaft 412 of the hydraulic motor 410 can be used to drive the rotor of a mud-actuated rotary valve 450 to generate mud pulse telemetry signals transmitted through the drill pipe during drilling. When the rotor of the mud actuated rotary valve 450 rotates adjacent to the orifice of the mud actuated rotary valve 452, it generates a high and low pressure oscillation sequence as described in Jones and Malone. Phase shifts are periodically introduced into the rotation of the rotary valve 450, driven by drilling fluid, to digitally encode data in a sequence of high and low pressures. A 400 variable displacement axial piston pump and a 410 hydraulic motor will replace the electric motor that drives the rotary valve as described in Jones and Malone. The output of the hydraulic motor shaft 412 will be coupled to a rotating shaft sine-to-cosine converter 420 and a 2-pole 1-position magnetic positioner 43. The gearbox 440 can be any gear ratio that is preferred for the operation of the hydraulic motor 410, but will need to be matched the number of vanes on the rotor of the mud-actuated rotary valve 450 and the gate 452. The telemetry control processor 430 receives the input data stream 432 and uses the shaft position feedback data from the rotating sine-to-sine converter 420 to actuate the swashplate via the control line an actuator 437 and a swashplate actuator 425 to introduce phase shifts into the mud pressure wave generated by the rotary valve rotor 450 and the gate 452.

Альтернативный вариант реализации телеметрической гидроимпульсной системы, приводимой в действие буровым раствором, проиллюстрирован на фиг. 11В, причем он аналогичен варианту реализации изобретения, проиллюстрированному на фиг. 11A, однако содержит 2-лопастный ротор поворотного клапана 460 и затвор 462 без редуктора, но с использованием 4-полюсного (2-позиционного) магнитного устройства позиционирования 437 и вращающегося синусно-косинусного преобразователя 420. Вращающийся синусно-косинусный преобразователь 420 необходим на выходе гидравлического вала, чтобы знать и контролировать вращение вала 412 гидравлического двигателя в зависимости от времени. Магнитное устройство позиционирования 437 является необязательным, но предпочтительным механизмом, поскольку оно будет пассивно возвращать ротор поворотного клапана 460 в открытое положение, в случае, когда питание выключено или в случае отказа электронных схем для предотвращения вытягивания влажной трубы. Процессор 430, прикрепленный к устройству управления приводом наклонной шайбы 425 будет принимать входящий поток двоичных сигналов 432 через цифровую шину данных. Он будет преобразовывать входящий поток цифровых данных 432 в последовательность положений 412 вала вAn alternative implementation of a mud-driven telemetry mud pulse system is illustrated in FIG. 11B, which is similar to the embodiment illustrated in FIG. 11A, however, includes a 2-vane rotary valve rotor 460 and an obturator 462 without a gear, but using a 4-pole (2-position) magnetic positioner 437 and a rotating sine-cosine converter 420. A rotating sine-cosine converter 420 is required at the hydraulic outlet. shaft to know and control the rotation of the hydraulic motor shaft 412 as a function of time. The magnetic positioner 437 is an optional but preferred mechanism as it will passively return the rotary valve rotor 460 to the open position in the event that the power is turned off or if the electronic circuitry fails to prevent wet pipe from being pulled out. A processor 430 attached to the swashplate driver 425 will receive an incoming bit stream 432 via the digital data bus. It will convert the incoming digital data stream 432 into a sequence of shaft positions 412 into

- 22 041943 зависимости от времени. Двоичные сигналы могут быть закодированы в импульсы давления с использованием BPSK или QPSK или Feher QPSK. Вращающийся синусно-косинусный преобразователь 420 подает обратно данные о положении вала 412 в процессор 430, который управляет потоком данных поворотного клапана 460, так что процессор 430 может выполнять динамическую регулировку угла наклонной шайбы посредством линии 437 управления и привода 425 наклонной шайбы для достижения требуемой волновой последовательности давлений бурового раствора для телеметрии по гидроимпульсному каналу связи, передаваемой бурильной трубой, в процессе бурения.- 22 041943 depending on time. The binary signals can be encoded into pressure pulses using BPSK or QPSK or Feher QPSK. The rotary sine/cosine converter 420 feeds back the position of the shaft 412 to the processor 430, which controls the data flow of the rotary valve 460 so that the processor 430 can dynamically adjust the swashplate angle via the control line 437 and the swashplate actuator 425 to achieve the desired waveform. mud pressure for telemetry via a hydropulse communication channel transmitted by a drill pipe during drilling.

Ранее раскрытые варианты применения и варианты реализации аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью являются полностью разомкнутыми гидравлическими контурами, которые не в полной мере используют способность к обратному ходу аксиальнопоршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью. Аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью также может использоваться в гидравлических вариантах применения с замкнутым контуром, в которых способность насоса к обратному потоку гидравлической жидкости через насос может привести к значительному сокращению количества регулируемых клапанов, уменьшению количества гидравлических каналов, а также более точному управлению вариантами применения с низким перепадом давления, такими как отбор проб пластового флюида. На фиг. 12 и 14 проиллюстрированы преимущества использования аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью в полностью обратимых гидравлических цепях с замкнутым контуром. Эти варианты реализации изобретения могут быть включены во внутрискважинные инструменты, которые транспортируются посредством каротажного кабеля, гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра и/или утяжеленной бурильной трубы.The previously disclosed applications and embodiments of an in-line variable displacement axial piston pump are fully open hydraulic circuits that do not fully utilize the reversal capability of an in-line variable displacement axial piston pump. A variable displacement axial piston pump can also be used in closed loop hydraulic applications where the pump's ability to reverse flow of hydraulic fluid through the pump can result in a significant reduction in the number of adjustable valves, fewer hydraulic passages, and more accurate management of low differential pressure applications such as formation fluid sampling. In FIG. Figures 12 and 14 illustrate the benefits of using a variable displacement axial piston pump in fully reversible closed loop hydraulic circuits. These embodiments of the invention may be incorporated into downhole tools that are transported by wireline, small diameter coiled tubing, and/or drill collar.

На фиг. 12 проиллюстрирована гидравлическая схема для применения в боковом каротаже. Перед этим в данном варианте применения использовали гидравлические насосы, но такие насосы имеют фиксированную производительность и являются однонаправленными. В случае, когда коронка для вырезки кернов вязнет, двигатель, управляющий коронкой, не может дать обратный ход, и вал должен быть сдвинут, чтобы инструмент можно было безопасно извлечь из ствола скважины, не повредив ни ствол скважины, ни инструмент. Схема, проиллюстрированная на фиг. 12, решает эту проблему. Электродвигатель 540 приводит в действие вал 512, который управляет аксиально-поршневым насосом с регулируемой во время работы производительностью 500 и подающим насосом 505. Угол наклона наклонной шайбы аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью 500 увеличивается с помощью привода наклонной шайбы (не проиллюстрирован), так что гидравлическая жидкость высокого давления вытекает из линии 502 в гидравлический двигатель 510, вызывая вращение валом 522 коронки для вырезки кернов 550 в направлении резания. Давление на гидравлическом двигателе 510 можно контролировать, чтобы подтверждать работу системы и определять возможные аномальные условия. В случае, когда режущий инструмент 550 застревает, высокое давление в линии 502 будет увеличиваться, так что оно запускает клапан сброса давления PRV11 и направляет жидкость по линии 507, соединенной с сервопоршнем 576 с отрицательным выходом, уменьшая угол наклона наклонной шайбы в насосе 500. В случае, когда оператор определяет, что режущий инструмент 550 застревает, направление вращения вала 522 электродвигателя 510 может быть изменено на противоположное путем откручивания режущего инструмента, установки угла наклона наклонной шайбы на отрицательном значении, в результате чего в линии 503 будет проходить высокое давление. Сброс избыточного давления обеспечивается PRV14. В этом случае высокое давление будет приложено к сервоклапану 575 наклонной шайбы с положительным выходом, вызывая уменьшение скорости потока через аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью 500 посредством изменения угла наклона наклонной шайбы, создавая в линии 503 условия для сброса избыточного давления. Преимущество этой системы заключается в том, что в ней обеспечивается автоматическая защита, и в случае, когда режущий инструмент 550 застревает, насос можно запустить в обратном направлении, отвинтив режущий инструмент 550 от вала 522 так, чтобы вал 522 можно было безопасно отвести, и инструмент можно быть извлечь из ствола скважины.In FIG. 12 illustrates a hydraulic circuit for lateral logging applications. Previously, hydraulic pumps were used in this application, but such pumps have a fixed displacement and are unidirectional. In the event that the core bit gets stuck, the motor driving the bit cannot reverse and the shaft must be moved so that the tool can be safely removed from the wellbore without damaging either the wellbore or the tool. The circuit illustrated in Fig. 12 solves this problem. Electric motor 540 drives a shaft 512 which drives a variable displacement axial piston pump 500 and a feed pump 505. ), so that high pressure hydraulic fluid flows from line 502 into hydraulic motor 510, causing shaft 522 of core bit 550 to rotate in the cutting direction. The pressure on the hydraulic motor 510 can be monitored to confirm the operation of the system and identify possible abnormal conditions. In the event that the cutting tool 550 is stuck, the high pressure in line 502 will increase so that it activates the pressure relief valve PRV11 and directs fluid through line 507 connected to the negative output servo piston 576, decreasing the swashplate angle in the pump 500. In the event that the operator determines that the cutting tool 550 is stuck, the direction of rotation of the shaft 522 of the motor 510 can be reversed by unscrewing the cutting tool, setting the swashplate angle to a negative value, causing high pressure to flow in the line 503. Overpressure relief is provided by the PRV14. In this case, high pressure will be applied to the positive outlet swashplate servo valve 575, causing the flow rate through the in-line variable displacement axial piston pump 500 to decrease by changing the swashplate angle, allowing line 503 to release excess pressure. The advantage of this system is that it provides automatic protection, and in the event that the cutting tool 550 gets stuck, the pump can be reversed by unscrewing the cutting tool 550 from the shaft 522 so that the shaft 522 can be safely retracted and the tool can be retrieved from the wellbore.

Другим вариантом применения, для которого идеально подходит аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью, является забор проб пластового флюида с использованием поршневого насоса с гантелевидным сечением. Пример предшествующего уровня техники проиллюстрирован на фиг. 13. Для использования несимметричного насоса с фиксированной производительностью 600 требуется 4 клапана V_A, V_B, V_C и V_D и 4 обратных клапана CV20, CV21, CV22 и CV23 для приведения в действие поршневого насоса с гантелевидным сечением 640. Каротажный зонд гидравлической манжеты 653 на боковой стенке установлен напротив стенки ствола скважины с достаточной силой для образования гидравлического уплотнения с пластом. Для направления поршня 649 поршневого насоса с гантелевидным сечением 640 вправо, на фигуре электродвигатель 635 управляет не имеющим обратного хода насосом с постоянной производительностью 600. Клапаны VA и VD приводятся в действие или открываются, в то время как клапаны VB и VC выключаются или закрываются. Жидкость высокого давления в линии 623 проходит через обратный клапан CV21 через клапан VA в камеру 641, перемещая поршень 649 вправо. Жидкость низкого давления вытекает из камеры 644 через клапанAnother application for which a variable displacement axial piston pump is ideally suited is the sampling of formation fluid using a dumbbell-shaped piston pump. An example of the prior art is illustrated in FIG. 13. 600 fixed displacement single ended pump requires 4 valves V _A , V _B , V _C and V _D and 4 check valves CV20, CV21, CV22 and CV23 to drive the 640 dumbbell piston pump. 653 on the side wall is mounted against the wall of the wellbore with sufficient force to form a hydraulic seal with the formation. To direct the piston 649 of the dumbbell piston pump 640 to the right, in the figure, the electric motor 635 drives the non-reverse pump at a fixed displacement of 600. Valves VA and VD are actuated or open while valves VB and VC are turned off or closed. High pressure fluid in line 623 flows through check valve CV21 through valve VA into chamber 641, moving piston 649 to the right. Low pressure fluid flows out of chamber 644 through valve

--

Claims (21)

VD в резервуар 75. Флюид извлекают из пласта через нагнетательный трубопровод 647, и он просачивается в камеру 643. В то же самое время пластовый флюид в камере 642 выталкивается через обратный клапан VC32 в нагнетательный трубопровод 648, где флюид либо выпускают в ствол скважины, либо отводят в колбу для проб для транспортировки на поверхность при извлечении инструмента из ствола скважины. Как только поршень 649 поршневого насоса с гантелевидным сечением 640 полностью перемещается вправо, клапаны меняют ход на противоположный. VA и VD закрыты, тогда как клапаны VB и VC открыты, что позволяет жидкости высокого давления поступать из насоса 600 в камеру 644, перемещая поршень с гантелевидным сечением 649 влево, как проиллюстрировано на фигуре. Пластовый флюид, который только что поступил в камеру 643, теперь выдавливается через обратный клапан CV33 в трубопровод 648 для выпуска в ствол скважины или для дополнительного заполнения колбы для проб для транспортировки на поверхность. Клапаны VA, VA, VC и VD управляются с помощью блока 611 управления. Любое возникающее избыточное давление сбрасывается с помощью клапана сброса давления PRV60. Регулирование скорости отбора проб пластового флюида осуществляется путем управления скоростью электродвигателя 635 в ответ на изменения давления, измеренные датчиком 650 давления.VD into reservoir 75. Fluid is drawn from the formation through injection tubing 647 and seeps into chamber 643. At the same time, formation fluid in chamber 642 is forced through check valve VC32 into injection tubing 648 where the fluid is either released into the wellbore or diverted into a sample flask for transportation to the surface when the tool is removed from the wellbore. As soon as the piston 649 of the dumbbell piston pump 640 moves fully to the right, the valves reverse their stroke. VA and VD are closed while valves VB and VC are open allowing high pressure fluid to flow from pump 600 into chamber 644 by moving dumbbell piston 649 to the left as illustrated in the figure. Formation fluid that has just entered chamber 643 is now forced through check valve CV33 into conduit 648 for release into the wellbore or for additional filling of a sample bottle for transportation to the surface. The valves VA, VA, VC and VD are controlled by the control unit 611. Any excess pressure that develops is relieved by the PRV60 pressure relief valve. The formation fluid sampling rate is controlled by controlling the speed of the motor 635 in response to pressure changes sensed by the pressure sensor 650. Вариант реализации изобретения, проиллюстрированный на фиг. 14, является результатом замены насоса с постоянной производительностью 600 предшествующего уровня техники, проиллюстрированного на фиг. 13, аксиально-поршневым насосом с регулируемой во время работы производительностью 700, проиллюстрированным на фиг. 14. Клапаны VA, VB, VC и VD и обратные клапаны CV20, CV21, CV22 и CV23, проиллюстрированные на фиг. 13, можно удалить, а количество гидравлических каналов уменьшить, что значительно упростит гидравлический коллектор. Еще одно упрощение состоит в том, что электродвигатель 735, который приводит в действие аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью 700 и подающий насос 705 через приводной вал 712, может быть асинхронным электродвигателем с фиксированной скоростью. С помощью каротажного зонда гидравлической манжеты 753 на боковой стенке, установленного напротив стенки ствола скважины так, что он создает гидравлическое уплотнение с пластом, угол наклона налонной шайбы аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью 700 увеличивается в положительном направлении с помощью привода наклонной шайбы 725, так что гидравлическая жидкость течет по линии 702 в камеру 741 и из камеры 744 поршневого насоса с гантелевидным сечением 740 через линию 703, вызывая перемещение поршня с гантелевидным сечением 749 вправо. Это приводит к вытеснению пластового флюида из камеры 742 через обратный клапан CV42 в трубопровод 748 для выпуска в ствол скважины или отвода в колбу для проб для транспортировки на поверхность, когда инструмент извлекают из ствола скважины. В то же самое время пластовый флюид втягивается из зонда 753 в камеру 743 через нагнетательный трубопровод 747 и обратный клапан CV41. Установка угла наклона наклонной шайбы может быть увеличена или уменьшена в ответ на показания датчика 750 давления в нагнетательном трубопроводе для обеспечения того, что перепад давления в нагнетательном трубопроводе 747 не будет слишком низким, ведь это привело бы к тому, что любой газ, растворенный в пластовом флюиде, находящемся в трубопроводе 747, выходил бы из раствора. Как только поршень с гантелевидным сечением 749 достигает своего максимального хода вправо, угол наклона наклонной шайбы аксиальнопоршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью 700 изменяется с помощью привода наклонной шайбы 725 под управлением модуля 710 управления и линий 716 управления. В случае, когда угол наклона наклонной шайбы является отрицательным, поток, проходящий через аксиальнопоршневой насос с регулируемой во время работы производительностью 700, изменяется на обратный. Гидравлическая жидкость высокого давления течет по линии 703 в камеру 744 и выходит из камеры 741 по линии 702 обратно в насос. Это приводит к перемещению поршня с гантелевидным сечением 749 влево, как проиллюстрировано на фигуре, вызывая протекание пластового флюида в камере 743 через обратный клапан CV43 в нагнетательный трубопровод 748 для выпуска в ствол скважины или для продолжения отвода в колбу для проб (не проиллюстрирована) для транспортировки на поверхность при извлечении инструмента из ствола скважины. В то же самое время пластовый флюид втягивается в камеру 742 через обратный клапан CV40, нагнетательный трубопровод 747 и зонд 753. Сброс избыточного давления для насоса 700 обеспечивается клапанами сброса давления PRV31 и PRV32. Применение реверсивного аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью с замкнутым контуром приводит к значительному упрощению гидравлического коллектора, необходимого для взаимодействия с насосом с гантелевидным сечением, а также дает большую степень контроля давления пластового флюида.The embodiment of the invention illustrated in FIG. 14 is the result of replacing the prior art constant displacement pump 600 illustrated in FIG. 13 with an in-line variable displacement axial piston pump 700 illustrated in FIG. 14. Valves VA, VB, VC, and VD and check valves CV20, CV21, CV22, and CV23 illustrated in FIG. 13 can be removed and the number of hydraulic channels reduced, which greatly simplifies the hydraulic manifold. Another simplification is that the motor 735 that drives the in-line variable displacement axial piston pump 700 and the feed pump 705 via the drive shaft 712 may be a fixed speed induction motor. With a 753 hydraulic collar logging tool on the sidewall mounted against the wellbore wall so that it creates a hydraulic seal with the formation, the swash plate angle of the 700 variable displacement axial piston pump is increased in the positive direction by a swashplate drive 725 so that hydraulic fluid flows through line 702 into chamber 741 and from chamber 744 of dumbbell piston pump 740 through line 703 causing dumbbell piston 749 to move to the right. This forces formation fluid out of chamber 742 through check valve CV42 into conduit 748 for venting into the wellbore or diverting to a sample bottle for transportation to the surface when the tool is removed from the wellbore. At the same time, formation fluid is drawn from probe 753 into chamber 743 via injection line 747 and check valve CV41. The swashplate angle setting can be increased or decreased in response to the injection pressure sensor 750 to ensure that the differential pressure in the injection pipeline 747 is not too low, which would result in any gas dissolved in the formation fluid in conduit 747 would come out of solution. Once the dumbbell piston 749 reaches its maximum stroke to the right, the swashplate angle of the in-line variable displacement axial piston pump 700 is changed by the swashplate drive 725 under the control of the control module 710 and the control lines 716. In the case where the swashplate angle is negative, the flow through the variable displacement axial piston pump 700 during operation is reversed. High pressure hydraulic fluid flows through line 703 into chamber 744 and exits chamber 741 through line 702 back to the pump. This causes the dumbbell piston 749 to move to the left, as illustrated in the figure, causing formation fluid in chamber 743 to flow through check valve CV43 into injection conduit 748 to be vented into the wellbore or to continue venting to a sample flask (not illustrated) for transport. to the surface when removing the tool from the wellbore. At the same time, formation fluid is drawn into chamber 742 through check valve CV40, discharge tubing 747, and probe 753. Relief for pump 700 is provided by relief valves PRV31 and PRV32. The use of a reversible axial piston pump with closed-loop flow control during operation leads to a significant simplification of the hydraulic manifold required for interaction with a dumbbell-shaped pump, and also gives a greater degree of control of the formation fluid pressure. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM 1. Компоновка низа бурильной колонны, содержащая:1. The layout of the bottom of the drill string, containing: утяжеленную бурильную трубу, скважинный источник энергии, содержащий:drill collar, downhole power source, comprising: наклонную шайбу, регулируемую во время работы, настраиваемый аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью, иswash plate adjustable during operation, variable displacement axial piston pump with adjustable during operation, and - 24 041943 гидравлическую турбину, приводимую в действие буровым раствором, которая приводит в действие входной вал аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью; и узел микроконтроллера, содержащий:- 24 041943 hydraulic turbine driven by drilling fluid, which drives the input shaft of the axial piston pump with adjustable during operation performance; and a microcontroller node containing: процессор, элемент энергонезависимой памяти, программу, хранящуюся в энергонезависимой памяти, выполненную с возможностью управления амплитудой выходного сигнала скважинного источника энергии путем изменения угла наклона наклонной шайбы, регулируемой во время работы аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью.a processor, a non-volatile memory element, a program stored in the non-volatile memory, configured to control the amplitude of the output signal of the downhole power source by changing the angle of the swash plate, adjustable during operation of the axial piston pump with adjustable performance during operation. 2. Компоновка низа бурильной колонны по п.1, отличающаяся тем, что скважинный источник энергии дополнительно содержит привод аксиально-поршневого насоса, выполненный с возможностью управлять углом наклона наклонной шайбы.2. The bottomhole assembly of claim 1, wherein the downhole power source further comprises an axial piston pump drive configured to control the angle of the swash plate. 3. Компоновка низа бурильной колонны по п.1, отличающаяся тем, что скважинный источник энергии дополнительно содержит нагнетательный насос, выполненный с возможностью обеспечения минимального потока к аксиально-поршневому насосу с регулируемой во время работы производительностью.3. The bottomhole assembly of claim 1, wherein the downhole power source further comprises an injection pump configured to provide a minimum flow to the axial piston pump with a variable rate during operation. 4. Компоновка низа бурильной колонны по п.1, отличающаяся тем, что скважинный источник энергии дополнительно содержит входную линию низкого давления, содержащую обратный клапан, и канал, ведущий к гидравлическому резервуару через обратный клапан, для обеспечения протекания дополнительного количества флюида к аксиально-поршневому насосу с регулируемой во время работы производительностью.4. The bottomhole assembly of claim 1, wherein the downhole power source further comprises a low pressure inlet line containing a check valve and a conduit leading to the hydraulic reservoir through the check valve to allow additional fluid to flow to the axial piston pump with adjustable during operation performance. 5. Компоновка низа бурильной колонны по п.1, отличающаяся тем, что аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью расположен в разомкнутом гидравлическом контуре для регулирования переменной энергией, требуемой нагрузкой.5. The bottomhole assembly of claim 1, wherein the during operation variable displacement axial piston pump is located in an open hydraulic circuit to control the variable energy demanded by the load. 6. Компоновка низа бурильной колонны по п.1, отличающаяся тем, что аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью расположен в замкнутом гидравлическом контуре для регулирования переменной энергией, требуемой нагрузкой.6. The bottomhole assembly of claim 1, wherein the axial piston pump, which is variable during operation, is located in a closed hydraulic circuit to control the variable energy demanded by the load. 7. Компоновка низа бурильной колонны по п.1, дополнительно содержащая датчик скорости потока бурового раствора, выполненный с возможностью связи с микроконтроллером таким образом, чтобы практически в реальном времени обеспечивать передачу данных о скорости потока бурового раствора в узел микроконтроллера.7. The bottomhole assembly of claim 1, further comprising a mud flow rate sensor configured to communicate with the microcontroller so as to provide near real-time transmission of mud flow rate data to the microcontroller assembly. 8. Компоновка низа бурильной колонны по п.7, отличающаяся тем, что узел микроконтроллера дополнительно содержит программу, хранящуюся в энергонезависимой памяти, выполненную с возможностью выполнения этапов:8. The bottom hole assembly according to claim 7, characterized in that the microcontroller assembly additionally contains a program stored in non-volatile memory, configured to perform the steps: прием практически в реальном времени данных о скорости потока бурового раствора от датчика скорости потока бурового раствора, управление амплитудой выходного сигнала скважинного источника энергии и изменение угла наклонной шайбы, регулируемой во время работы, аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью в зависимости от принимаемых, практически в реальном времени, от датчика скорости потока бурового раствора данных о скорости потока бурового раствора.receive near real-time mud flow rate data from a mud flow sensor, control the amplitude of the downhole power source output signal, and change the swashplate angle of a run-time-adjustable axial piston pump with a run-time variable rate depending on received , almost real-time, from the drilling fluid flow rate sensor data on the flow rate of the drilling fluid. 9. Компоновка низа бурильной колонны по п.1, дополнительно содержащая датчик частоты вращения, выполненный с возможностью связи с микроконтроллером так, чтобы, по существу, в реальном времени обеспечивать передачу данных о частоте вращения компоновки низа бурильной колонны в узел микроконтроллера.9. The bottomhole assembly of claim 1, further comprising a RPM sensor operable to communicate with the microcontroller to provide substantially real-time transmission of BHA RPM data to the microcontroller assembly. 10. Компоновка низа бурильной колонны по п.9, дополнительно содержащая:10. The bottomhole assembly of claim 9, further comprising: буровое долото, выполненное с возможностью осевого отклонения; и датчик амплитуды отклонения бурового долота, выполненный с возможностью связи с узлом микроконтроллера таким образом, чтобы практически в реальном времени обеспечивать передачу данных об амплитуде отклонения бурового долота в микроконтроллер.a drill bit configured for axial deflection; and a drill bit deflection amplitude sensor configured to communicate with the microcontroller assembly so as to provide near real time transmission of drill bit deflection amplitude data to the microcontroller. 11. Компоновка низа бурильной колонны по п.10, отличающаяся тем, что узел микроконтроллера дополнительно содержит программу, хранящуюся в энергонезависимой памяти, выполненную с возможностью выполнения этапов:11. The bottom hole assembly according to claim 10, characterized in that the microcontroller assembly additionally contains a program stored in non-volatile memory, configured to perform the steps: прием практически в реальном времени данных о частоте вращения от датчика частоты вращения, прием практически в реальном времени данных об амплитуде отклонения бурового долота от датчика амплитуды отклонения бурового долота и управление амплитудой выходного сигнала скважинного источника энергии и изменение угла наклона наклонной шайбы, регулируемой во время работы, аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью в зависимости от одного или обоих из: практически в реальном времени данных о частоте вращения и практически в реальном времени данных об амплитуде отклонения долота.receiving near-real-time RPM data from a RPM sensor, receiving near-real-time drill bit amplitude data from the drill bit deflection amplitude sensor, and controlling the amplitude of the downhole power source output signal and changing the swashplate angle adjusted during operation , an axial piston pump with variable during operation performance depending on one or both of: near-real-time speed data and near-real-time data on the amplitude of the deviation of the bit. 12. Способ бурения ствола скважины, включающий следующие этапы:12. A method for drilling a wellbore, comprising the following steps: составление компоновки низа бурильной колонны, содержащей:drawing up a bottomhole assembly containing: - 25 041943 утяжеленную бурильную трубу, скважинный источник энергии, содержащий:- 25 041943 drill collar, downhole power source, containing: наклонную шайбу, регулируемую во время работы, аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью, и гидравлическую турбину, приводимую в действие буровым раствором, которая приводит в действие входной вал аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью; и узел микроконтроллера; и применение узла микроконтроллера для регулирования угла наклона наклонной шайбы, регулируемой во время работы; и нагнетание бурового раствора через гидравлическую турбину.an in-line variable swash plate, an in-line variable displacement axial piston pump, and a mud-driven hydraulic turbine which drives the in-line variable displacement axial piston pump input shaft; and a microcontroller node; and using a microcontroller assembly to adjust the angle of the swashplate, which is adjustable during operation; and injecting the drilling fluid through the hydraulic turbine. 13. Способ по п.12, дополнительно включающий этапы:13. The method of claim 12, further comprising the steps of: использование аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью для обеспечения энергией скважинного инструмента, расположенного на компоновке низа бурильной колонны, и приведение в действие входного вала аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью с помощью гидравлической турбины, приводимой в действие буровым раствором.using a variable displacement axial piston pump to power the downhole tool located on the bottomhole assembly and driving the input shaft of the variable displacement axial piston pump using a mud-driven hydraulic turbine . 14. Способ по п.12, отличающийся тем, что аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью расположен в разомкнутом гидравлическом контуре для регулирования переменной энергией, требуемой нагрузкой.14. The method according to claim 12, characterized in that the axial piston pump with variable during operation performance is located in an open hydraulic circuit to regulate the variable energy demanded by the load. 15. Способ по п.12, отличающийся тем, что аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью расположен в замкнутом гидравлическом контуре для регулирования переменной энергии, требуемой нагрузкой.15. The method according to claim 12, characterized in that the axial piston pump with variable during operation performance is located in a closed hydraulic circuit to regulate the variable energy required by the load. 16. Способ по п.12, дополнительно включающий этап управления амплитудой выходного сигнала скважинного источника энергии путем изменения угла наклонной шайбы, регулируемой во время работы аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью.16. The method of claim 12, further comprising the step of controlling the output signal amplitude of the downhole energy source by changing the angle of the swashplate, which is adjustable during operation of the axial piston pump with variable during operation. 17. Способ по п.12, отличающийся тем, что компоновка низа бурильной колонны дополнительно содержит микроконтроллер и датчик скорости потока бурового раствора, причем способ дополнительно включает этап передачи практически в реальном времени данных о скорости потока бурового раствора в узел микроконтроллера.17. The method of claim 12, wherein the bottom hole assembly further comprises a microcontroller and a mud flow rate sensor, the method further comprising the step of transmitting near real time mud flow rate data to the microcontroller assembly. 18. Способ по п.17, дополнительно включающий этапы:18. The method of claim 17, further comprising the steps of: прием практически в реальном времени данных о скорости потока бурового раствора от датчика скорости потока бурового раствора, управление амплитудой выходного сигнала скважинного источника энергии, и изменение угла наклонной шайбы, регулируемой во время работы, аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью в зависимости от принимаемых, практически в реальном времени, от датчика скорости потока бурового раствора данных о скорости потока бурового раствора.receiving near real-time mud flow rate data from a mud flow sensor, controlling the amplitude of the downhole power source output signal, and changing the swashplate angle of an on-line variable displacement axial piston pump based on received, almost in real time, data from the drilling fluid flow rate sensor about the flow rate of the drilling fluid. 19. Способ по п.12, отличающийся тем, что компоновка низа бурильной колонны дополнительно содержит:19. The method of claim 12, wherein the bottomhole assembly further comprises: узел микроконтроллера, датчик частоты вращения, выполненный с возможностью связи с микроконтроллером так, чтобы, по существу, в реальном времени обеспечивать передачу данных о частоте вращения компоновки низа бурильной колонны в узел микроконтроллера, буровое долото, выполненное с возможностью осевого отклонения, и датчик амплитуды отклонения бурового долота, выполненный с возможностью связи с узлом микроконтроллера таким образом, чтобы практически в реальном времени обеспечивать передачу данных об амплитуде отклонения бурового долота в узел микроконтроллера.a microcontroller assembly, a speed sensor configured to communicate with the microcontroller so as to provide substantially real-time transmission of BHA rotational speed data to the microcontroller assembly, a drill bit capable of axial deflection, and a deflection amplitude sensor of the drill bit, configured to communicate with the microcontroller node so as to provide almost real-time transmission of data on the amplitude of the deviation of the drill bit to the microcontroller node. 20. Способ по п.19, дополнительно включающий этапы:20. The method of claim 19, further comprising the steps of: прием практически в реальном времени данных о частоте вращения от датчика частоты вращения, прием практически в реальном времени данных об амплитуде отклонения бурового долота от датчика амплитуды отклонения бурового долота, управление амплитудой выходного сигнала скважинного источника энергии и изменение угла наклона наклонной шайбы, регулируемой во время работы, аксиально-поршневого насоса с регулируемой во время работы производительностью в зависимости от одного или обоих из: практически в реальном времени данных о частоте вращения и практически в реальном времени данных об амплитуде отклонения бурового долота.receiving near-real-time RPM data from a RPM sensor, receiving near-real-time drill bit amplitude data from the DTH sensor, controlling the amplitude of the downhole power source output signal, and changing the swashplate angle adjusted during operation , an axial piston pump with variable during operation performance depending on one or both of: almost real-time speed data and near-real-time data on the amplitude of the deviation of the drill bit. 21. Скважинный источник энергии для генерирования электрической энергии для смещения долота и поддержки углового смещения, содержащий:21. Downhole power source for generating electrical energy for bit displacement and angular displacement support, comprising: наклонную шайбу, регулируемую во время работы, настраиваемый аксиально-поршневой насос с регулируемой во время работы производительностью, иswash plate adjustable during operation, variable displacement axial piston pump with adjustable during operation, and --