用于连续油管钻井的导向系统.pdf

一种技术提供了用于连续油管钻井的导向系统和方法，其中，钻井组件(22)在连续油管(24)上被向井下传递。钻井组件包括钻头(30)和马达(32)，该马达为了钻井眼而用于旋转钻头。可导向系统(28)被用来导引钻头，因而可以实现斜井的成形。

1、  一种井筒钻井系统，包括：
连续油管；
在连续油管上的被向传递到井下的井底组件，该井底组件具有包括多个可分离模块的模块化结构，所述多个可分离模块包括钻头、用来导引所述钻头的可导向系统，以及用于驱动所述可导向系统和所述钻头的马达。

2、  如权利要求1所述的井筒钻井系统，其中，所述多个可分离模块还包括位于所述马达和所述可导向系统之间的随钻测量系统。

3、  如权利要求1所述的井筒钻井系统，其中，所述多个可分离模块还包括位于所述马达的井上方向的随钻测井系统。

4、  如权利要求1所述的井筒钻井系统，其中，所述多个可分离模块还包括位于所述马达和所述可导向系统之间的随钻测井系统。

5、  如权利要求2所述的井筒钻井系统，其中，所述多个可分离模块还包括位于所述马达和所述可导向系统之间的随钻测井系统。

6、  如权利要求1所述的井筒钻井系统，其中，所述多个可分离模块还包括往复式牵引系统。

7、  如权利要求1所述的井筒钻井系统，其中，所述多个可分离模块还包括连续式牵引系统。

8、  如权利要求1所述的井筒钻井系统，其中，所述多个可分离模块还包括一对无线收发机，所述马达的端部各有一个所述无线收发机。

9、  如权利要求1所述的井筒钻井系统，其中，所述导向系统是可完全旋转导向系统。

10、  如权利要求4所述的井筒钻井系统，其中，所述随钻测井系统用于获得旋转或方位测量结果。

11、  一种系统，包括：
连续油管输送的钻井组件，所述钻井组件包括钻头、用于旋转所述钻头的马达和位于所述马达下方的用于导引所述钻头的完全旋转的旋转可导向系统。

12、  如权利要求11所述的系统，还包括所述马达下方的随钻测量系统。

13、  如权利要求12所述的系统，其中，所述随钻测量系统是完全旋转系统。

14、  如权利要求11所述的系统，还包括所述马达下方的随钻测井系统。

15、  如权利要求14所述的系统，其中，所述随钻测井系统是完全旋转系统。

16、  如权利要求12所述的系统，其中，所述随钻测量系统实现向地表的实时通讯。

17、  如权利要求12所述的系统，还包括随钻测量系统，其在所述马达上方并且能够与所述完全旋转的旋转可导向系统实时通讯。

18、  如权利要求17所述的系统，还包括所述马达上方的随钻测井系统。

19、  如权利要求17所述的系统，其中，所述随钻测井系统用于获得旋转或方位测量结果。

20、  如权利要求11所述的系统，还包括牵引器，以辅助所述连续油管输送的钻井组件的输送。

21、  一种方法，包括：
用多个模块化部件构建井底组件以执行钻井操作；
设置所述多个模块化部件的导向系统、钻头和马达，使得所述导向系统在所述钻头和所述马达之间；以及
在连续油管上向井下传递所述井底组件。

22、  如权利要求21所述的方法，还包括在所述马达和所述导向系统之间添加其他模块化部件。

23、  如权利要求22所述的方法，其中，所述添加包括在所述马达和所述导向系统之间添加随钻测量系统。

24、  如权利要求21所述的方法，还包括在所述马达上方添加随钻测量系统，并且控制所述随钻测量系统和所述导向系统之间的通讯。

25、  如权利要求23所述的方法，其中，所述添加包括在所述马达和所述导向系统之间添加随钻测井系统。

26、  如权利要求21所述的方法，还包括在钻井期间旋转所述导向系统。

27、  如权利要求21所述的方法，其中，所述传递包括使用牵引器。

28、  如权利要求25所述的方法，其中，所述随钻测井系统用于获得旋转或方位测量结果。

29、  一种方法，包括：
将完全旋转的旋转可导向系统连接至钻头；以及
在连续油管上将所述完全旋转的旋转可导向系统和所述钻头输送到井筒中。

30、  如权利要求29所述的方法，还包括将马达定位在所述完全旋转的旋转可导向系统上方。

31、  如权利要求30所述的方法，还包括将可旋转的随钻测量系统放置在所述马达和所述完全旋转的旋转可导向系统之间。

32、  如权利要求30所述的方法，还包括将可旋转的随钻测井系统放置在所述马达和所述完全旋转的旋转可导向系统之间。

33、  如权利要求32所述的方法，其中，所述随钻测井系统用于获得旋转或方位测量结果。

用于连续油管钻井的导向系统
技术领域
本发明大体涉及用于井的定向钻井(directional drilling)的方法和系统，特别是用于生产石油产品的井。更特别地，它涉及在连续油管(coiled tubing)上运行的可导向系统(steerable system)。
背景技术
公知的是，当为了烃(hydrocarbon)的勘探和生产而钻油井和气井时，使井从垂直和特定方向上偏斜(deviate)通常是必要的。这就叫做定向钻井。定向钻井用例如通过形成偏斜原始井眼的支井(branch bore)来增加特定井的排放(drainage)。这在海洋环境中也是有用的，其中，由于一些斜井(deviated well)从生产平台向各个方向延伸出去，单个的海上生产平台可以到达几个烃的储藏。
定向钻井系统通常有两类：按照它们的操作模式被分为推靠钻头(push-the-bit)系统和摆动钻头(point-the-bit)系统。推靠钻头系统通过对容纳井的地层的侧壁施加压力而工作。摆动钻头系统将钻头瞄准到期望方向，因此当钻头钻井的底部时引起井筒(wellbore)的偏离。
推靠钻头系统是公知的并且例如在2001年3月27日授予给MacDonald等的美国专利No.6,206,108和Weatherford/Lamb，Inc于2000年9月28日公开的国际专利申请No.PCT/GB00/00822中被描述。这些参考文献描述了可导向钻井系统，其具有多个可调整的或可延伸的肋或推力块(pad)，它们位于相应的工具轴环(collar)周围。可以通过各个肋或推力块的可选择延伸或收缩在井的侧壁上施加压力来控制钻井方向。
摆动钻头系统通常基于以下原理：当两个反向旋转的轴通过接头被联合并且形成不是零的角度时，，第二轴不会绕第一轴的中心旋转轴线的轨迹运行，假定两个轴的旋转速率相等。
不同的摆动钻头技术被开发，这些技术带有实现定向控制的方法，该方法通过当工具旋转时在期望方向偏移(offset)或摆动钻头实现。在2000年7月25日授予Kosmala等的美国专利No.6,092,610中概述一种这样的摆动钻头技术，其整个内容在此并入以作参考。该专利描述了一种用于定向钻井的主动受控(actively controlled)旋转可导向钻井系统，该系统具有在钻井过程中通过钻柱旋转的工具轴环。钻头的轴在轴环内被万向接头支撑并且被轴环可旋转地驱动。为了实现旋转钻头的受控导向，钻头的轴相对于工具轴环的方向被测出并且钻头的轴保持对地同步(geostationary)并且可选地相对于工具轴环轴向倾斜。在钻柱旋转过程中，这个位置通过使钻柱经由偏置心轴绕偏置心轴万向接头旋转而被保持，该旋转与轴环旋转方向相反并且以同样的旋转频率。马达使偏置心轴相对于工具轴环旋转并且受到来自位置传感元件的信号输入的伺服控制。必要的话，可以使用制动器来保持偏置心轴和钻头的轴线的对地同步。可替代地，涡轮机被连接到偏置心轴上以向偏置心轴提供相对于工具轴环的旋转，并且制动器被用于根据来自位置传感器的信号输入伺服控制涡轮机。
现有的旋转可导向系统在钻柱上运行并因此继承了与钻柱相关的操作局限。如在美国专利No.7,028,789中描述的，其做出了将旋转可导向系统与连续油管结合的尝试。该参考文献公开了一种用于连续油管钻井的集成马达和导向(steering)系统。然而，如同将在以下讨论的，专利No.7,028,789中描述的这个装置具有几个固有的缺点，这些缺点通过本发明的教导被克服。
发明内容
总的来说，本发明提供了一种钻井系统和方法，其中钻井组件在连续油管上向井下传递。钻井组件包括钻头、可导向系统和马达，该马达旋转可导向系统和钻头以用于钻井眼。可导向系统被用来导引钻头，因而使得井眼可以在各个方向和轨迹上形成。
附图说明
本发明的一些实施例将在后面结合参考附图被描述，其中相同的参考标号指示相同的元件，并且：
图1是根据本发明实施例的在连续油管上的钻井组件的示意图；
图2是根据本发明可替代实施例的在连续油管上的钻井组件的另一实施例的示意图；
图3是根据本发明可替代实施例的在连续油管上的钻井组件的另一实施例的示意图；
图4是根据本发明可替代实施例的在连续油管上的钻井组件的另一实施例的示意图；
图5是根据本发明可替代实施例的在连续油管上的钻井组件的另一实施例的示意图；
图6是根据本发明可替代实施例的在连续油管上的钻井组件的另一实施例的示意图；以及
图7是根据本发明可替代实施例的在连续油管上的钻井组件的另一实施例的示意图；
图8是根据本发明可替代实施例的在连续油管上的钻井组件的又一实施例的示意图。
具体实施方式
在以下描述中，提出了大量细节用于提供对本发明的理解。然而，那些本领域的技术人员可以理解的是，本发明可以被实现而无需这些细节并且由所述实施例而来的大量变化或改进是可行的。
本发明涉及一种用于连续油管钻井的系统和方法。被用作连续油管钻井组件的井底组件(bottom hole assembly)是可控的，以使井筒可以沿多个所选轨迹成形。井底组件可包括不同尺寸和配置的可导向系统，涵盖从超细可导向系统到被设计用来钻较大的井眼的连续油管钻井应用。因此，降低了传统的操作成本，并且连续油管钻井操作所需的钻机(rig)具有比传统钻机更小的底座(footprint)。
当如下所述的导向系统在连续油管钻井期间在泥浆电机(mud motor)的下方运行时，它可以实现连续的轨迹控制。这导致了更加平滑精确的轨迹以及减小的摩擦，因此使得向钻头的重量转移(weight transfer)更好、生产率增加并且扩边(step-out)更长，因为波动和曲折明显地减少了。因为连续油管中的来自泥浆马达的反扭矩被旋转可导向系统自动地补偿，工具工作面(tool face)控制得到很好的改善。
在如下所述的实施例中，导向系统是完全旋转的旋转导向系统。当用于连续油管钻井应用时，完全旋转的方面提供了减小的摩擦和与诸如美国专利No.7,028,789中的那些使用非旋转柱元件的现有系统相比更强的扩边能力，。另外，本连续油管钻井系统使用可被移动、添加或者互换的模块化元件。例如，分立的模块化井底组件元件提供了更大的可选灵活性并且实现了与美国专利No.7,028,789中所述的非模块化系统相反的完全旋转导向系统。模块化牵引(tractor)系统也可以被并入到连续油管钻井系统中，例如用以辅助系统移动并进一步提高扩边能力。
旋转可导向系统还具有处理能力，该处理能力足以从诸如近钻头(near-bit)传感器这样的传感器接收数据并且向地表系统传送该数据。该处理能力还可以用于控制泥浆马达下方的可导向系统。尽管数据到地表收集位置的传输可以被延迟，在此描述的实施例可以容易地提供从旋转可导向系统和它的近钻头传感器向地表位置的数据实时通讯。当然，这使得钻井操作的实时监测是可行的。
应该注意的是，本发明的实施例可以包含旋转可导向系统中的所有元件的完全旋转。另外，这个旋转系统既可以是推靠钻头系统也可以是摆动钻头系统。还有，应该理解的是，术语“泥浆马达”指的是各种泥浆马达类型，例如正排量型(positive displacement)钻井马达或涡轮式钻井马达。
连续油管钻井系统20的一个实施例在图1中示出。在该实施例中，连续油管钻井系统20包括井底组件22，其是以被连续油管24传递的钻井组件的形式。井底组件22包括多个不同的并且可分离的模块26，这些模块可以根据需要被连接或分离以互换部件、并入其他部件或者另外改变钻井组件22的配置。模块26可以通过各种紧固技术连接，这些紧固技术包括螺纹连接、单个螺纹紧固件的使用或其他适当的紧固机构的使用。
在图1示出的实施例中，井底组件22的模块26包括可导向系统28，在本实施例中，它是旋转可导向系统。旋转可导向系统28是完全旋转系统并且连接到钻头30。马达32，例如泥浆马达，驱动旋转可导向系统28和钻头30的旋转并且连接到连续油管24。其他的模块26被连接到马达32的上方或下方。例如，随钻测量(MWD)系统34作为在泥浆马达32和可导向系统28之间连接的模块单元被示出。
可导向系统28经由从可导向系统传感器38接收数据的控制器/处理器36而具有数据处理能力。可导向系统28还可以包括推力块/促动器以推靠钻头30。从传感器收集的数据向井上(uphole)被传输到，例如用于进一步分析的地表位置。类似地，随钻测量系统也向井上传输数据。数据向井上传输至地表位置或向井下传输可以通过各种遥测技术实现，包括泥浆脉冲遥测、电磁(E-mag)遥测、线缆(wire-line)遥测、光纤遥测，或者通过其他通讯系统和技术。作为实例，位于马达32下方的随钻测量系统34可以利用依赖相对较长波长的泥浆脉冲通讯。无源功率源(passive power supply)42，例如电池，可以被并入随钻测量系统中，以实现泥浆泵和马达关闭使得随钻测量系统传感器是静止时的勘测(survey)。在这个实例中，从可导向系统28经由随钻测量系统34向表面的通讯是实时的。应该进一步注意，处理器36还可以用于从泥浆马达32下方对可导向系统28进行控制操作。
连续油管钻井系统20的另一个实施例在图2中示出，其中，另一模块26被安装在马达32和可导向系统28之间。在这个实施例中，随钻测井(LWD)系统模块44被添加到可导向系统28和马达32中间。作为实例，随钻测量系统34和随钻测井系统44可以依次位于马达32下方、并且在马达32和可导向系统28中间。像图1示出的那样，随钻测井系统44和随钻测量系统34置于马达32下方可以限制数据传输到表面的速度。然而，可替代的遥测手段，例如E-mag、光纤以及其他技术可以用于数据传输。
在图1和2示出的实施例中，可导向系统28包括完全旋转系统。然而，位于马达32下方的其他模块26也可以是完全旋转模块。例如，随钻测量系统34或者随钻测量系统34和随钻测井系统44的组合可以是如箭头46所示的完全旋转系统。一个或多个完全旋转模块在连续油管钻井操作过程中提供了减小的摩擦力和增强的扩边能力。此外，这种手段可以提供从LWD系统44获得旋转或方位测量结果及图像的能力。
如图3所示，一个或多个模块26还可以位于马达32的上方。在图示的实施例中，随钻测量系统34从泥浆马达32向井上方向定位，即在泥浆马达32的上方。在图3的实施例中，随钻测量系统34随着连续油管24滑动但并不转动。随钻测量系统34置于马达32上方有利于系统34和地表之间更高的数据传输速率。另外，随钻测量系统34在泥浆泵和马达32运行时可以用于勘测。如所示那样，可导向系统28保持完全旋转并且位于马达32紧下方。
当随钻测量系统34位于马达32上方时，来自可导向系统28的数据的通讯，尤其是实时数据通讯，要求数据传输穿过泥浆马达32。例如，来自可导向系统28的数据可以经由如以上讨论的那些适当的遥测技术被传达到随钻测量系统34，以传送到表面。各种遥测系统潜在地可以被用于穿过泥浆马达传输数据。然而，一个实施例使用多个收发机48，例如无线接收机/传送机，如图4所示。在这后一实施例中，马达32的端部各有一个无线收发机48。来自或朝向可导向系统28的数据的通讯可以经由位于马达32上方或下面的收发机48之间的电磁无线数据通讯遥测来传导。无线系统是灵活的系统，其使得其他模块和其他装置在收发机之间的放置而不影响可导向系统28和地表之间的实时通讯。然而，数据可以经由其他遥测方法被传达，包括其他无线方法、有线感应(wired inductive)方法、超声方法和其他适当的遥测方法。
如图5所示，随钻测井系统44也可以位于马达32的上方。随钻测井系统44可以独自位于马达32的上方或者与随钻测量系统34组合。在图示的实例中，随钻测量系统34和随钻测井系统44随连续油管24滑动但并不旋转。这些可互换模块之间的通讯可以通过以上讨论的那些适当的遥感方法实现。另外，导向系统28与随钻测量系统34和/或随钻测井系统44之间的通讯可以通过如前面段落讨论的有线或无线的方法实现。
模块26还可以包括如图6所示在连续油管24和泥浆马达32之间连接的以轴向装置50形式的轴向移动模块，例如牵引系统、推进器、履带装置(crawler)或其他适当的装置。在图6中，牵引系统52被示出并且定位用以帮助克服与连续油管24相关的滑动摩擦。牵引系统52的使用还增强了向钻头30的重量转移，其增加了扩边距离。牵引系统52可以用于在此描述的任何实施例中。例如，牵引系统52可以被连接在马达32的上方并且随钻测量系统34被连接在可导向系统28和马达32之间，如图6的特定实例所示。
轴向装置50还可以包括连续型牵引系统54，如图7所示。这种类型的牵引器可以提供连续的运动并且可被设计用于从泥浆马达32汲取动力(scavenge power)。例如，连续型牵引系统54可以包括流动导管和有轨托架(track carriage)，当泥浆马达对向前运动提供动力时，该有轨托架通过流动差压延伸。作为实例，牵引系统54被配备在泥浆马达32的上方，并且完全旋转可导向系统28和随钻测量系统34被配备在马达32的下方。
在本发明的其他实施例中，如图8所示，模块26还可以包括在马达32下方的随钻测井系统44，其用于旋转或方位的测量结果/图像，还可以包括在马达32上方、连续油管24下方的随钻测量系统34，以及用于高数据传输速率的通过马达32或在其附近的替代通讯装置(也就是非泥浆脉冲，non-mud pulse)。
根据特定的钻井操作，连续油管钻井系统20可以被构建成多种配置。另外，模块化部件的使用，在对于给定的环境和钻井操作中构建适当的井底组件时提供了巨大的适应性和灵活性。各个模块的实际尺寸和结构可以按照需要或期望调整以促成特定类型的钻井操作。连续油管的尺寸也可以依赖于环境和期望要钻的井筒来变化。
因此，即使本发明只有一些实施例在以上细节中得以描述，那些本领域的普通技术人员将可以容易地做出多种可能的改动而不偏离本发明的教导。因而，这些改动被如权利要求限定的本发明范围所包括。