CN1628207A - 钻井系统 - Google Patents

Abstract

钻井系统包括支撑井底钻具组合的工作钻柱。工作钻柱包括具有非金属部分的长度的管。工作钻柱优选地包括复合连续油管，该复合连续油管具有不渗流体衬、多重承载层、以及磨损层。多个电导体和数据传输导体可以嵌入于承载层中，以在井底钻具组合和地表之间输送电流或传输数据。井底钻具组合包括钻头、伽马射线仪和倾斜角测量器组件包、转向组件、电子部分、传动装置以及用于转动钻头的动力部分。它可以具有或不具有推进系统。钻探系统可以是不具有推进系统的基于重力的钻进系统。可以提供例如重力的各种驱动装置，以施加钻压。

Description

钻井系统

对于相关申请的交叉参考

本申请要求提交于2002年2月1日，名称为Well System的美国临时申请60/353,654的35 U.S.C.119(e)的利益，并且是提交于2001年7月23日，名称为Well System美国专利申请09/911,963的部分连续申请，该申请是提交于1998年5月20日，名称为Well System的美国专利申请09/081,961的连续申请，该申请现在为美国专利6,296,066，其要求提交于1997年10月27日，名称为DRILLING System的美国临时申请60/063,326的35 U.S.C.119(e)of U.S.的利益，以上都在此结合参考。本申请也涉及下列申请：提交于2001年4月30日，名称为Borehole Retention Assembly的美国专利申请09/845,473；提交于2000年12月15日，名称为CT Drilling Rig的美国专利申请09/739,072；提交于2000年10月4日，名称为Actuator Assembly的美国专利申请09/678,81；提交于2000年6月22日，名称为Burst QAMDownhole Telemetry System的美国专利申请09/599,343，现为美国专利6,348,876；提交于2001年12月7日，名称为Burst QAM DownholeTelemetry System的美国专利申请10/017,176；提交于2000年2月15日，名称为Recirculatable Ball-Drop Release Device for Lateral OilwellDrilling Applications的美国专利申请09/504,569，该申请现为美国专利6,318,470；提交于2000年3月24日，名称为Coiled Tubing Connector的美国专利申请09/534,685；提交于1999年8月20日，名称为ElectricalSurface Activated Downhole Circulating Sub的美国专利申请09/377,982，该申请现为美国专利6,349,763；提交于2000年12月11日，名称为Coiled Tubing Handling System and Method的美国专利申请09/502,317，该申请现在为美国专利6,352,216；提交于2000年2月10日，名称为Multi-String Composite Coiled Tubing Spooling Device的美国专利申请09/501,913；提交于2001年2月16日，名称为LengthCorrection System and Methods的美国临时申请60/269,280；提交  2002年2月8日，名称为Length Correction System and Methods的美国专利申请10/071,279；提交于2001年3月20日，名称为Coiled TubingInjection System的美国临时申请60/280,088；提交于1999年12月20日，名称为Three Dimensional Steerable System的美国专利申请09/467,588；提交于1999年3月25日，名称为Radiation Detector的美国专利申请09/276,431；提交于1999年4月5日，名称为Casing JointLocator Methods and Apparatus的美国专利申请09/286,362，该申请现在为美国专利6,411,084；日，提交于2002年4月12日，名称为Magnetically Activated Well Tool的美国专利申请10/121,399；提交于2001年11月30日，名称为Downhole Assembly Releasable Connection的美国专利申请09/998,125；美国专利6,181,138；提交于2000年2月24日，名称为Coil Tubing Winding Tool的美国专利申请09/512,536；美国专利6,364,021；提交于2001年12月12日，名称为Self Erecting Rig的美国专利申请10/020,367；提交于2001年12月10日，名称为Casing While Drilling的美国专利申请10/016,786；提交于2001年12月22日，名称为Coiled Tubing Inspection System UsingImage Pattern Recognition的美国专利申请10/032,272；提交于2002年8月28日，名称为Method and Apparatus for Removing Cuttings的美国专利申请10/229,964；提交于2002年10月4日，名称为Method andApparatus for Removing Cuttings from a Deviated WELLBORE(卷号为1391-28400)的美国专利申请60/416,020；提交于2002年10月1日，名称为Apparatus and Methods for Installing Casing in a Borehole(卷号为1391-28500)的美国专利申请10/262,136；提交于2002年10月4日，名称为Dual-Gradient Drilling Using Nitrogen Injection(卷号为1391-34800)的美国专利申请10/264,540；提交于2002年10月4日，名称为Well Control Using Pressure While Drilling Measurements(卷号为1391-34900)的美国专利申请10/264,577；提交于2002年10月4日，名称为Methods and Apparatus for Open Hole Drilling(卷号为1391-35000)的美国专利申请10/265,028；以及提交于2002年10月4日，名称为Methods and Apparatus for Riserless Drilling(卷号为1391-35100)的美国专利申请10/264,549；以上所有都在此结合参考。

技术领域

本发明涉及一种使用非金属钻柱的系统，该钻柱与井下工具相连接，用于在钻井中执行井下操作，本发明更特别地包括设置于复合连续油管上的井底钻具组合。在使用钻井系统来钻探钻井时，井底钻具组合包括用于转动钻头的动力部分和用于将钻压设置于钻头上的驱动装置。一个驱动装置是一个推进系统，用于在钻井中移动井底钻具组合。

背景技术

许多现有钻井包括碳氢化合物层，它们在钻探和完井过程中被绕开，因为在这些被绕开的区域完井和开采是不经济的。建造海上钻机要花费约4千万美元，而日租借费用可达250000美元。这样的成本排除了使用这些昂贵的钻机在这些所绕开的碳氢化合物层钻探和完井的可能性。现在，没有一种有效的方法来开采多数所绕开的区域。因此，通常仅有较大的油气开采区域被完成并开采，因为这些钻井足够高产，能够使得使用海上钻机钻探和完井的投入合理。

许多主要的油气田现正产出，需要有一种有效方法来开采这些以前绕开的碳氢化合物区域。这些绕开的碳氢化合物的位置和大小通常是已知的，特别是在脚成熟的开采油田中。

为经济地在现有钻井的绕开区域进行钻探和完井，避免现有钻机和现有钻探设备的使用是必要的。不用钻机开采钻井的一种方法是具有井底钻具组合的金属连续油管的使用。请参见美国专利5215151、5394951和5713422，它们都在此结合参考。井底钻具组合典型的包括井底马达，其提供动力，以转动用于钻探井眼的钻头。井底钻具组合仅以滑动模式运行，因为金属连续油管并不象钢钻杆那样在地表转动，钢钻杆由在钻机上的转盘转动。井底钻具组合可以包括牵引装置，其在井下向下推进井底钻具组合。一个这样的牵引装置是推进器，该推进器推动连续油管的下端并不依赖于与井眼内部的接触或夹持。用这种井底钻具组合能够钻探的深度是有限的。其它类型的牵引装置与井壁相接合，并且是自推进的。

一种这样的自推进牵引装置由Western Well Tool公司制造，用于在井眼中推进靠近的现有井底钻具组合。见美国专利6003606，其在此结合参考。推进系统包括上下壳体，它们在各端设置有封隔器支座。各壳体具有液压缸和活塞，用于在井眼内移动推进系统。推进系统通过膨胀与井壁接合的下封隔器支座，用在缸中延伸的下壳体中的活塞工作，以使钻头向下运行。同时，上封隔器支座收缩并移动到上壳体的另一端。一旦处于下壳体中的活塞完成其冲程，那么在下封隔器支座收缩并重置下壳体的另一端时，上壳体中的液压活塞就被驱动以推动钻头和马达进一步向井下运行。此循环重复进行以在井眼中连续地移动井底钻具组合。牵引装置能够在井眼中沿两个方向中的任意一个推进井底钻具组合。在封隔器支座和壳体之间设置有流体通路，以使钻井液可以流过推进系统。

许多公司制造用于推进钻头和在钻井中拉动钢连续油管的自推进牵引装置。这些牵引装置包括自推进轮，其摩擦地结合在井眼壁上。然而，在推进系统的轮和井眼壁之间只有非常小的间隙，在轮遇到脊和其它钻井壁尺寸变化时就会产生问题。而且，在轮和井眼壁之间经常有合适地推进牵引装置的不足的摩擦接合。

其它公司也提供了牵引装置，该装置用于将导线的端部在套管井眼中向下行走。然而，这些牵引装置与具有已知内部尺寸的套管的内壁相接合。一个这样的牵引装置由Schlumberger公司制造。

金属连续油管的使用具有各种缺点。随着井底钻具组合穿透井眼越深，金属连续油管会变弯曲。在偏斜井中，弯曲特别严重，在该井中，重力并不辅助管道向井下运动。在管道弯曲时，通过与井眼的接触而产生的扭矩和阻力变得更难于克服，并通常使得用连续油管到达远处所绕过的碳氢化合物区域是不切实际或不可能的。而且，钢连续油管通常由于周期性弯曲而在钻探早期疲劳，从而必须被更换。还发现，连续油管会和使用现有钻探系统一样昂贵，该现有钻探系统中使用带接头的钢钻具和钻机。

井底钻具组合也可以包括例如弯曲接头或用于导引井眼轨迹的壳体的定向工具。一些类型的定向工具可以从地表调节。通常，现有的定向工具需要360度旋转以逐渐增加到新的倾角方向。

井底钻具组合可以包括各种传感器，例如邻近于钻头的伽马射线和倾斜计仪器组件包，以及多深度双频井下补偿电阻率测井仪。这些工具产生指示钻头倾角和方位角以及井底钻具组合相对于地层位置的数据，井底钻具组合也可以包括提供其它信息的传感器，例如陀螺测井数据、电阻率测量结果、井下温度、井下压力、流体速率、动力部分的速度、伽马射线测量结果、流体鉴别、地层采样、以及压力、冲击、振动、钻压、钻头扭矩和其它传感器数据。

用于旋转钻探并与金属连续油管一起使用的现有井底钻具组合包括用于收集数据、处理井下数据并将所处理的信息传输到地表的电子部件。所处理的信息可以或者通过现有的导线或者通过泥浆脉冲遥感勘测被传输到地表。在泥浆脉冲遥感勘测中，用阀的开启和关闭来产生脉冲，所处理的数据被以脉冲的方式通过泥浆柱馈回地表。请参见美国专利5586084。然而，泥浆脉冲遥感勘测的传输速率是有限的。

井底钻具组合中的电子部件也受到它们可以承受的温度的限制。一旦电子部件的环境持续例如350°F或者更高的高温一段时间，一些电子部件可能会停止工作。因此，电子部件，例如半导体芯片，必须被认真地生产并选择以确保它们能够承受井底钻具组合的预期热量、冲击和振动。由于电子部件的寿命是温度随时间变化的函数，因而井下温度越高，电子部件的寿命就越短。因此，不仅电子部件是昂贵的，而且，用于处理井下数据的装置的复杂程度也使得井底钻具组合非常昂贵，特别是对于在随钻测井。这种电子部件也降低了井底钻具组合的可靠性。

实时井下数据和信息使得可以从地表实时地向井下做出响应。通常，特别是在现有油井中，油井规划被设计为一个通往目标碳氢化合物地层的几何钻井线路。因此，有利的是，在其它信息中，具有关于定向钻探、地质转向、地层评价、流体评价、钻探动力学、推进和干涉的实时信息。优选的信息和数据会随油井规划而变化。例如，用随钻探测井和随钻产油层转向而确定的所有参数和特性的实时数据和信息是有利的。

与地层评价有关的实时信息包括来自声学测径工具、热中子工具、方位角密度工具以及声波工具的信息。电阻率将确定紧邻井底钻具组合的地层属性。与流体评价有关的实时信息包括来自信息测试器和磁共振成像工具的信息，其示出了周围地层中流体的各种特性，包括它们的可输送性、鉴别和成分。

定向钻探和地质转向上的实时信息包括伽马、地层电阻率和例如钻头处倾角的方向的信息，所有这些都方便了从地表对产油层进行转向。加速计和倾斜计为定向控制提供信息。

钻探动力学上的实时信息包括钻压(WOB)、钻头扭矩(TOB)、以及包括压力和温度的随钻压力(PWD)的信息。在地表接收并由计算机处理的实时信息和数据使得指令可以下达给井底钻具组合，以使得钻头RPM和施加的钻压能够被改变以优化ROP(穿透率)并减少钻头反弹和钻头泥包。也能够改变流体速率和流体压力以改善ROP。请参见美国专利5842149。

井下参数和特性的的各种实时信息和数据是有利的，其包括井下温度、运行温度、井下压力、运动压力、环空压力、管压、地层压力以给压力采样。可以传输到地表的其它类型数据包括倾角、方位角、陀螺测井数据、电阻率测量结果、磁共振(MRI)、声波、中子密度、密度、流体鉴别、陀螺测井、孔隙率、流体速率、动力部分的rpm值、伽马射线测量结果、流体鉴别、地层采样和与方向和地层特性有关其它数据。与钻探有关的其它数据包括冲击、振动、钻压、钻头扭矩、穿透速率、马达rpm值、横跨马达的压差以及其它与钻探性能参数有关的数据和信息。

特别有利的是提供实时液压分析，例如围绕井底钻具组合的井眼环空压力。高值井需要井下压力传感器，而浅井可以不需要井下压力传感器。在包括钻探、起下钻、循环和静止模式，井底压力测量结果是特别有利的。这些实时测量结果能够用于等效循环密度(ECD)监控、防止起下钻中的过度抽吸—浪涌压力、以及优化井眼清洁。另外，压力测量结果能够用于执行泄漏测试，检测在钻探中的流入或反冲、并优化钻探实践。钻探时的实时井下压力对操作员是特别有价值的。

井下压力是钻探中的关键参数。已知井下压力使得井眼压力可以调整。如果井眼压力可以低于一定深度的孔隙压力，那么地层流体会进入钻井。如果井眼压力超出一定深度的破裂压力，那么地层会断裂而钻井液会进入地层。通常使用在地表测得的钻杆和环空压力来计算井下压力。为精确地测量这些表面压力，通常要在井完全关闭时停止循环，以使井下压力稳定并消除井筒压力的任何动力学影响。这当然占用了宝贵的钻机时间并引起钻探的停止，这可以产生其它问题，例如卡住钻柱。

一些钻探操作试图随钻探测量结果(MWD)技术来确定地层压力。现有MWD方法的一个缺点在于许多工具将压力测量结果数据间歇地传输会地表。许多MWD工具一体结合了多个测量结果工具，例如伽马射线传感器、中子传感器和密度计，并典型地一次仅有一个测量结果被传输回地表。因此，报告的压力室据间隔可以有2分钟之多。提供向地表的较高数据传输率，消除现有井底钻具组合中的大多数电子装置并增加向地表传输数据的可靠性应当是优选的。

将数据传回地表能够通过多种遥感勘测方法中的一个实现。一种典型的现有遥感勘测方法是泥浆脉冲遥感勘测。信号通过一系列压力脉冲被传输穿过钻井液。这些较小的压力变化被地表的设备接收并处理为有用的信息。在流体不流动或流动速率过慢时，泥浆脉冲遥感勘测不起作用。因此，在井关闭而流体不流动时，泥浆脉冲遥感勘测和标准MWD工具具有非常小的实用性。

尽管在井不循环时MWD工具不能通过泥浆脉冲遥感勘测传输数据，但许多MWD能够连续进行测量并将所收集的数据存储在存储装置中。在整个钻探组件被从井眼中拉出时，数据能够在以后从存储器中获得。在此方式下，钻柱通过井眼时，操作员能够知道它们是否已抽吸了井，即，将流体拉入引入井中，或冲刷了井，即增加井眼压力。

用于将数据传输到地表的另一种遥感勘测方法是电磁遥感勘测。低频电磁波通过地层传输到地表的接收器。电磁遥感勘测受深度的限制，而信号在水中衰减很快。因此，在深水中钻探的钻井中，会在地层中传播得相当好但却不能在深水中传播。因此，需要在泥浆线上设置海下接收器，这可能是不切实际的。

因此，本领域仍然需要用于根据从井底接收的实时压力数据而确定和调整钻井压力的装置和方法。因此，本发明的实施例涉及用于使用实时压力数据进行自动压力控制过程的装置和方法，其试图克服现有技术的限制。

本发明克服了现有技术的缺点。

发明内容

本发明的井下系统将钻井装置传送到钻井中，并包括在井下与复合连续油管相连接的井底钻具组合。井下系统用复合连续油管的独特特性提供用于在地表进行处理的实时井下数据和信息，并且，在使用井底钻具组合中的推进系统时，两倍甚至5到10倍于现有系统地，扩展井底钻具组合到斜井和水平井眼中的作用范围，并且用于井下系统的装置比具有现有管和钻机的其它现有系统更轻、更加紧凑。比现有油气旋转钻机或金属连续油管部件，移动、提升和安装井下系统的复杂性和成本，以及布置其所需的空间和结构强度被减到最小。

本发明的系统优选地包括复合连续油管，该管道具有内流体不渗透衬，多重承载层以及外磨损层。承载层优选地为绕内衬缠绕的树脂纤维。多个电导体和/或数据传输导体嵌入于承载层中，用于在井底钻具组合和地表之间输送电流和传送数据。而且，多个传感器设置于井底钻具组合中，并可以设置于一个或多个沿复合连续油管设置的数据传输管道上。

在一个实施例中，井下系统用于钻探井眼。钻探组件包括复合连续油管和与连续油管相连接的钻探组件。钻探组件具有一个钻头和一个井下马达。钻探组件也包括单向阀，以使流体仅可以通过复合连续油管和钻探组件向下流动。井下马达可以为无仪器的。钻探组件可以具有或不具有在井眼中延伸的导体。导体可以嵌入于复合管道的壁中，以为井下马达提供动力，和/或提供使钻探组件与地表进行通信的遥感勘测装置。导体连接到钻井组件的至少一个传感器中，以测量例如井下压力的井下数据和信息，该数据和信息可以与地表相通信以进行处理。钻探组件还包括驱动装置，用于施加钻压。

在另一个实施例中，井底钻具组合包括钻头、伽马射线和倾斜计和方位角仪器组件、具有转向组件的推进系统、电子部分、电阻率测井仪、用于转动钻头的传动和动力部分。复合连续油管中的电导体向电子部分提供电源，并可向动力部发提供电源。复合连续油管中的数据传输管道可以为光缆，该光缆将来自复合连续油管和/或井底钻具组合中的各个传感器的数据传输到地表。

推进系统包括壳体，该壳体具有待牵引模块的上游端和带牵引模块的下游端。牵引模块各自与设置于液压缸中的活塞相连接，该液压缸位于一个壳体部分内，用于在井下上下推动井底钻具组合。在运行中，牵引模块中的一个扩张以与井眼相接合，而液压活塞迫使钻头向井下运动并向前拉动连续油管，而另一牵引模块移动到其壳体部分的另一端，准备驱动其活塞以进一步向井下移动钻头。推进系统的壳体包括水眼，通过该孔可以延伸一根输出轴，该输出轴的一端有效地连接到动力部分，而另一端与钻头相连接。为改变钻井的轨迹，转向组件可以有各种类型，例如在两壳体部分之间的可调接头、设置于推进系统的壳体上的三维可调直径叶片稳定器，或者两个多位置牵引模块，它们设置于推进系统壳体上，能够单独地偏心扩展。当转向组件为可调联接件时，穿过推进系统的输出轴在两壳体部分的接合处具有铰接连接。

转向组件的一个实施例包括具有前缘的主体部分，该前缘通过接头连接与主体部分相连接，而前缘与钻头可操作地连接。驱动装置以可移动的方式设置在主体上，并与前缘相接合以相对于主体部分在接头连接处移动前缘，以在接头连接处相对于主体部分的轴线改变前缘部分的轴线。驱动装置具有第一位置，在该位置上相对于主体部分的轴线改变前缘轴线，以形成钻头钻探的的第一方向；还具有第二位置，在该位置上相对于主体部分的轴线改变前缘轴线，以形成钻探的第二方向。在钻头位于井眼中时，驱动装置将前缘的轴线从第一位置改变到第二位置，并可以在组件进行钻探时改变该位置。

钻探系统也包括一种在不使用钻机的情况下在新井眼中设置管的方法和装置。使用套管活塞(casing ram)以安装井中的生产管柱。

本发明的钻探系统的一个优点在于不使用钻探钻机进行钻井钻探。钻探系统可以在船舶上使用，并使用海下钻探平台。然而，不需要钻机、自升式平台或浮动装置。本发明的钻探系统是无钻机连续油管系统，并能够不但用于再次进入现有钻井，也能用于钻探新钻井。

本发明的钻探系统的另一个优点在于，操作系统所需的工作人员数目明显减少。

另一个优点在于非金属钻柱的使用。钢工作钻柱的省去使得钻探钻机能够省去，不然，就需要用钻探钻机来处理金属钻柱。

本发明的钻探系统的另一优点在于从井底钻具组合延伸到地表的复合连续油管的使用。复合连续油管的使用提供了在地表的增强的压力控制，因为避免了钢工具接头上扣和解扣。而且，同钢钻杆相比，复合连续油管上的必须穿过防喷器的加厚端数目减少。复合连续油管以可能的程度卷绕到井眼中，然后被井下连续油管推进系统展开。然后，通过将复合连续油管卷绕到地表的卷盘上而收回复合连续油管。

本发明的复合连续油管的另一个优点在于多个长度的管在地表进行连接和断开，与连接带接头的钢钻杆使用钻塔所需的麻烦的程度比，要好的多。

复合连续油管的另一优点在于在接近平衡或平衡下的钻探和完井能力。在接近平衡时用大约与地层压力相同的液柱压力钻探和完井对于生产地层所造成的损坏较小。

本发明的另一优点在于井底钻具组合的使用，该组件位于井眼的底端，从而将现有井底钻具组合所受到的振动减到最小。振动、共振、冲击对于现有井底钻具组合是极具破坏性的，特别是对于这些组件中的电子部件。

本发明的另一优点在于延伸穿过复合连续油管的电导体的使用。通过在地表和井底钻具组合之间传导电能，在井底钻具组合中不再需要交流发电机和电池来操作电子部件。

本发明的又一优点在于例如铜导线、光缆或同轴电缆的数据传输管道的使用，这些数据传输管道穿过复合连续油管壁。这些数据传输导体使得由井底钻具组合中的传感器所接收的原始数据可以直接实时地传输到地表，而不暴露导线，暴露将导致导线损坏。然后，数据能够在地表而不是象在现有井底钻具组合中那样在井下得到处理。在地表处理数据，可以使用更大的、更复杂而不那么昂贵的计算机处理系统来分析数据。而且，在现有井底钻具组合中用于处理井下数据的电子装置可以省去，从而降低了昂贵而有些易损坏的井下电子装置的成本。使用复合连续油管中的数据传输管道的另一个优点在于更快更可靠地将数据直接传输到地表的能力。消除了现有的以泥浆柱脉冲向地表传递数据的过程。

本发明的另一个优点在于连接装置的使用，该连接装置用于连接复合连续油管的长度，包括电和数据传输管道的连接。

本发明的另一个优点在于，使用一种用于精确定向钻探的有效、可靠、并且不那么昂贵的井下推进系统和观测系统。

本发明的其它目的和优点将根据下面的说明而变得明显。

附图说明

参考下列附图以详细地说明本发明的一个优选实施例，在附图中：

图1A为示例钻井的示意图；

图1B为图1A的示意的一部分的放大视图，其中示出了钻井的地表装置；

图1C为在一个钻井的典型钻探应用中的本发明的钻探系统的俯视示意图；

图2为本发明的复合连续油管的剖视图；

图3为具有电导体和数据传输导体的复合连续油管沿图2的面3-3剖开的剖视图；

图4为连接两个复合连续油管长度的连接装置的剖视图；

图4A为连接装置的阳壳体的剖视图；

图4B为连接装置的阴壳体的剖视图；

图5为图1A中所示出的井底钻具组合的放大视图，该井底钻具组合与复合连续油管的下端相连接；

图5A为图5的转向组件的顶端视图；

图6为具有电阻率天线和转向组件的推进系统的剖视图；

图7为沿图6的面7-7剖开的剖视图，其中示出了一个牵引模块；

图8A、B、C、D和E为从万向接头到电马达的转向组件的剖视图；

图9为用于安装和拆卸新钻井中的套管的系统的示意图；

图10为用于展开一节套管进入新井眼并将其从井眼中收回的套管活塞的分解视图；

图11为比较复合连续油管和钢连续油管上的拉力和泥浆重量的关系图；

图12为使用基于重力的钻探组件的钻井的示例的示意图；

图13为图12中所示出的井底钻具组合的放大视图，该井底钻具组合与无导体复合连续油管的下游端相连接；

图14为使用基于重力的钻探组件的示例钻井的示意图，该钻探组件适于钻探海下钻井；

图15为图14中所示的井底钻具组合的放大视图，该井底钻具组合与无导体复合连续油管的下游端相连接；

图16为图14所示的另一个用于钻井中的井底钻具组合的放大视图，该井底钻具组合与导体复合连续油管的下游端相连接。

具体实施方式

本发明可以有各种形式的实施例。在附图中示出、并在此详细说明了本发明的特定实施例，应当理解，本公开是对本发明原理的示例说明，而并未将本发明限制于此处所示出和所说明的。

本发明的系统包括连接有井底钻具组合的复合连续油管。本发明的各种实施例提供了井底钻具组合的多种不同结构，各个井底钻具组合应用于多种不同类型钻井中的一个的井下操作，这些钻井包括新油井、延伸油井、延伸现有油井、侧钻井、偏斜井以及其它类型的钻井。应当理解，井底钻具组合可以仅是一种用于在油井中进行井下操作的井下工具。通常，井下操作与在井中钻探并产层完井有关，但本发明并不局限于此。本发明提供了使用本发明的系统的多种方法。应当充分认识到的是，下述实施例的不同阐述可以单独地实施或以任何适当的组合形式实施，以在井下操作中实现所期望的结果。特别的是，本系统在实践中可以应用于任何类型的井下操作。

首先参考图1A，其中示出了本发明的一个示例性的操作环境。连续油管操作系统10包括电源512，表面处理装置514和连续油管盘卷516。注入头518将工作钻柱或连续油管20从盘卷516供给并引导到井522中。井底钻具组合30被示为与复合连续油管20的下端相连接，并伸入偏斜钻井或水平井12中。应当理解，此实施例的描述是示例性的，本发明并不局限于所公开的特定钻井，应当理解，本发明可以应用于各种钻井方案。例如提交于2000年12月15日的美国专利申请09/739072所述的钻井装置；以及提交于2001年12月12日，顺序号为10/020367的美国专利申请所述的自立式钻井装置；它们都在此结合参考。

图1B示出了连续油管部件526，该连续油管部件使用盘卷516，用以将复合管道20在导轨528上穿过注入装置518和刮油器532。注入装置518迫使复合连续油管20穿过防喷装置534进入钻井522。电源512通过电气管道538、540与复合连续油管20管壁中的电气管道电气地相连接。连续油管部件526也可以具有连续油管检查系统。参见提交于2001年12月22日，顺序号为10/032272的美国专利，其在此结合参考。而且，地面处理装置514具有与同样容纳于复合连续油管20管壁中的数据传输管道相连接的数据传输管道542、544。应当理解，容纳在复合连续油管管壁内的电源管道538、540和数据传输管道542、544沿着复合连续油管20管壁的全长延伸，并与将在下面说明的监控模块580相连接，该监控模块设置于井底钻具组合30中。电源管道和数据管道优选地由一种经济的低电阻导电材料组成，例如铜绞线。见提交于1998年5月20日，名称为钻探系统的美国专利申请09/081961，该申请现为美国专利6296066，以及提交于1997年10月27日，名称为“钻探系统”的美国临时申请60/063326，它们都在此结合参考。

现参考图1C，其中示出了在偏斜于现有井14的侧钻井13中使用钻探系统10的示意图。钻探系统10从曾用于钻探、完井和生产现有钻井14的现有平台18的台面16伸出。各种控制装置21设置于平台18的表面上，用于接收和发送井下信号。这些控制装置是现有技术所公知的。应当理解，防喷装置和其它必需的安全控制设备22设置于平台台面16上，以钻探和完井13。还应当理解，该侧钻井13仅仅是为了示例性地描述在本发明的典型应用中的钻探系统10及其操作，而不应认为其将本发明局限于侧钻井。

复合连续油管20用作工作钻柱，并具有各种优良特性，这些特性包括承受施加在管道上的拉力的拉伸强度；使管道可以被卷绕的屈服应变；承受压差的屈服应力，即圆周应力；以及使管道大致平衡悬浮的重量。

杨氏模量与管的拉伸强度有关，尽管不是严格的1∶1的关系。因此，管道的杨氏模量越高，拉伸强度就越高。重要的是，管的拉伸强度被最大化，以使得可以使用预定的拉伸力于工作钻柱上拉。

然而，牢固的管道同时也是较刚性的管道。必要的是，管道为柔性的，以使其可弯曲并可卷绕。连续油管必须可弯曲，以使其能够穿过鹅形弯。其必须也能弯曲到一个特定的直径，以使其可以卷绕，以使得连续油管可以在盘卷上输送、展开进入钻井或卷绕回盘卷。因此，管道的杨氏模量降低，以使得管道可以弯曲；但该管道的杨氏模量也足够大，以使其具有足够的拉伸强度。

用于卷绕复合连续油管的盘卷的标准直径为13英尺。然而，实际限制是实际上所能够处理的盘卷的直径。卷直径的限制是实际移动盘卷的客观限制。一旦卷直径大到不能输送，也就是实际上的极限。用于钻探船的盘卷必须足够大，以从码头上连续油管，以使得该管道可以直接被卷绕到船上。最大直径可以为40英尺。对于卡车，高速公路的交通规则限制盘卷的直径，以使得卡车和盘卷可以从桥或类似物下通过。用于卡车的带凸缘盘卷可以具有大约13英尺的最大直径。随着管直径的进一步增加，盘卷芯部的直径也必须随之增加。在提交于2000年2月10日的美国专利申请09/501913中记载了一种多钻柱复合连续油管卷绕装置的例子，其在此结合参考。在提交于2000年2月11日的美国专利申请09/502317中公开了一种连续油管处理系统的例子，该美国专利申请现为美国专利6352216，其在此结合参考。

复合连续油管的有效显著特性是一种复合管道，其具有在500000到5000000psi范围内的杨氏模量的弹性模量的轴向分量。杨氏模量的优选范围是500000到2000000psi。复合管道是非各向同性的，弹性模量在所有轴向上及其线性方向上都不相同。管的实施例可以由纤维构成，例如非金属纤维、金属纤维或者非金属和金属的混合纤维。一个实施例包括由螺旋卷绕或编织纤维强化的热塑或者热固化聚合物或环氧聚合物形成的管道。该纤维可以为非金属的、金属的或者金属和非金属材料的混合物。

下面是钢和复合连续油管的弯曲应变的比较：

对于2-7/8”钢管道，典型的屈服应力θ_y＝80000psi

因此，屈服应变ε_y＝θ_y/E，其中E为材料的杨氏模量。

因为E_steel＝30×10⁶psi，

所以ε_y(steel)＝80000/3000000＝0.00267in/in

对于复合连续油管，E_composite＝1.43×10⁶psi，并典型地有θ_y(composite)＝26000psi，因此，以同样的方式可以得到

ε_y(composite)＝26000/1430000＝0.01818in/in，即1.8％。

在复合管屈服前的最大弯曲应变比钢的大6.81倍。对于弯曲计算，可参见McGraw-Hill图书公司1978纽约出版的《Mark’s StandardHandbook for Mechanical Engineeers》的第5到54页，其在此结合参考。

屈服应力除以杨氏模量得到屈服应变。因此，如果管道的屈服应力为26000psi，那么通过除以杨氏模量的范围，就可以确定实现可连续油管的屈服应变的范围。屈服应力与在复合连续油管中的纤维性能相关。该范围由用于管道的最小直径盘卷确定。在确定屈服应变范围时，优选的是，降低屈服应力和降低杨氏模量，不优选的是，保持一个被该范围内的不同杨氏模量除的强度。强度和模量的比率一起升高和降低，使屈服应变的范围可以变小。因此，优选的是，保持屈服应变为常数，以在管道的刚度变化时使最优处于该范围的中部。

在屈服应力为26000psi而杨氏模量为1430000psi时，屈服应变的上述计算结果为1.8％。如果大小为26000psi的屈服应力为常数，那么大小为500000psi的较低杨氏模量就产生一个大小为1.3％的屈服应变，而大小为2000000psi的较高杨氏模量就产生一个大小为5.2％屈服应变。对于卷绕在芯部直径为13英尺的标准卷上的复合连续油管，其屈服应变优选地为2％。如果卷绕的直径增至三倍，那么屈服应变将为约0.5％，这基本上是该管道屈服应变的下限。如果复合连续油管具有2000000psi的杨氏模量，那么复合连续油管将优选地具有接近30000psi的强度，对应于一个大小为1.5％的屈服应变。

随着管道直径增加，盘卷芯部也相应增加，因为复合连续油管在其卷绕到盘卷上时优选地具有2％的应变。因此，2％的应变用于使管道能够绕盘卷弯曲。如果通过减少杨氏模量而减少该应变，那么该管道的强度也就降低。

屈服应变的上限取决于制造水平。如果采用热塑或热固化工艺，那么该管道能够强度高，而弹性模量也相应较高。现在，实践中的上限为约3％。因此，屈服应变的范围为从约0.5％到3.0％。最优选的是，屈服应变为大约2％。

使用上述具有弹性模量、屈服应力和屈服强度的公式，用在500000和2000000之间的弹性模量范围和屈服应变的范围，即0.5％到3.0％，并更优选地为约2％的优选屈服应变，可以计算出屈服应力的范围。

下面提供拉伸钢管道和复合连续油管所需力的比较，其示出了具有井下推进系统和复合连续油管以在井中向下移动并从钻井中收回的系统的能力。

拉伸钢管道或复合连续油管以克服简单滑动摩擦所需的力为：

钢管道所需拉力(F_steel)：

F_steel＝μ*W_steel*K_steel*L_steel

其中，μ＝井摩擦系数(假定为0.5)

W_steel＝每英尺钢管的重量＝4.53磅/英尺(2-7/8”外径×5/16”壁)

K_bst＝钢管在12.5磅/加仑泥浆中的浮力因子＝0.809

L_steel＝管在水平方向上的长度＝10000英尺

因此，拉伸10000英尺的钢管所需力为：

F_steel＝18324磅。

对于复合连续油管，同样有：

μ＝井摩擦系数(假定为0.5)

W_compositel＝每英尺复合连续油管的重量＝1.7磅/英尺(2-7/8”外径×5/16”壁)

K_bcomposite＝复合连续油管在12.5磅/加仑泥浆中的浮力因子＝0.0157

L_composite＝管在水平方向上的长度＝10000英尺

因此，拉伸10000英尺的复合连续油管所需力为：

F_composite＝133磅。

拉伸10000英尺的钢管道所需的力是比拉伸相同量复合连续油管的所需的力的138倍。关于摩擦力的计算，可参见McGraw-Hill图书公司1978年纽约出版的Theodore Baumeister、Eugene A.Avallone、Theodore Baumeister III所著的《Mark’s Standard Handbook forMechanical Engineers》的第3-24页到3-27页，其在此结合参考。

现参考图11，其中示出了使用复合连续油管或钢连续油管在不同浮力条件下，即在约8到13磅之间的正常泥浆重量范围内，钻探50000英尺水平钻井所需的力的比较图。泥浆重量可能比图11示出的更重，并能够被最高控制到18磅。泥浆重量不可能比图11所示出的更轻。水为8磅左右，而油泥浆则为约7.9磅。图11涉及一种50000英尺长的复合连续油管，对于在50000英尺长的水平钻井中的管长度，其具有假定的摩擦系数。图11示出了复合连续油管(黑色方块)和钢管道(圆圈)之间力的不同。钢管道几乎要高一个数量级。如果不是比例不同，那么两张图都不可能在一页上。图11示出了对于特定泥浆重量施加于管道的轴线力。

管道的断裂强度与复合连续油管的拉伸强度有关。图11示出了复合连续油管所需的拉伸强度。

复合连续油管优选地由具有一个在0.99克每立方厘米到2.9克每立方厘米之间的特定重量密度的材料制造。除非另有说明，本发明所用的术语复合连续油管应指一种连续可卷绕的或分段相连的管状钻柱，其具有上面所述的特性。应当理解，复合连续油管可以为在管壁中具有导体的联接复合管道。具有联接复合管道的优点在于，更容易将管移动就位，而不必使用非常大的盘卷。而且，联接管道可以转动。应当理解，尽管本发明的上述管并不包括连续油管，本发明的各种部件可以适用于与连续油管一起使用，特别是在短水平位移的井中，和使用智能牵引车的情况。

具有上述特性的复合连续油管20提供了很多优点。较低的弹性模量使较大的管能够卷绕在较小直径的盘卷上，而不使连续油管20的材料屈服。管道不会在弯曲过程中疲劳。较低模量可以使连续油管在卷绕到盘卷上具有无限疲劳寿命。而且，在连续油管随着进出钻井而绕在井较小半径的弯曲部分上时，较低的模量提供了非常低的阻力。较低的密度使管道重量较轻，以便输送和提升。而且，能够通过使用适当重量的泥浆或对该管道实施特定工艺而对管道在钻井中的浮力进行调整。在大多数优选的几何尺寸中，12.9磅/加仑的泥浆实现了管道的平衡悬浮。具有与钻井液重量相接近的浮力使在连续油管移入和移出井眼时由于重力产生于钻井壁上的摩擦阻力最小。在依赖于作为井底钻具组合和钻头的动力部件的推进系统时，这是特别有利的。

在提交于2002年2月8日，名称为Length Correction System andMethods的美国专利申请10/071279和美国专利申请60/269280中公开了与复合连续油管一起使用的长度修正系统的例子。

现参考图2和图3，用于连续油管20的管优选地由具有上述特性的复合材料制成。复合连续油管20优选地具有不渗液衬32，多个承载层34，和耐磨层36。如图3所最清楚地示出的是，多个导体40嵌入于承载层34之内。这些导体40可以是电导体，例如用于传输电能的电导体41，和/或用于传输数据的导体，例如数据传输导体42。一个或多个导体40可以包括多个传感器。应当理解，导体可以为沿着连续油管20的长度延伸移传输压力液体的通道。

智能钻井包括传感器和导体，以将井底传感器所测量和收集的数据和信息传输到地面。数据传输导体42可以是电线、光纤、液体或其它类型的数据传输导体。应当理解，导体42包括电缆、光缆、同轴电缆、以及能够用于传送信息或指令的任何其它装置。光纤能够将大量数据和信息快速实时地传送到地面。例如，光纤可以用于测量井底温度和压力，并将这些测量结果实时传递到地面以便钻井的控制。智能钻井也能够控制各种油层液体和区域。另外，智能钻井的安装能够与复合连续油管20结合，以便于长期的实时油层动态过程的监控和管理。

嵌入于复合连续油管20壁中的导体42将实时数据和信息传输到地面以分析和处理。光纤可以是优选的，因为光纤能够比电导体传输更多的数据，并可以更容易地精确调谐和使用。具有通信系统的小型生产卫星部件可以用于将数据和其它生产信息传送到中心。从完井系统或钻探系统传输来的指令和数据可以以声的、振动的、液压的、射频的、短频带或宽带、或任何其它能量形式进行传输。例如，根据传感器的数据和信息，完井装置可以由通过导体传输给该设备的指令或信号打开、关闭、调整或做出其它操作。见美国专利6257332，其在此结合参考。

在美国专利5018583、5097870、5176180、5285008、5285204、5330807、5348096和5469916中说明了复合管道的类型，这些专利中的每一个都在此结合参考。也可参见A.SAS-JAWORSKY和J.G.WILLIAMS发表于SPE PAPER 26536，1993的《Development ofComposite COILED TUBING FOR OILFIELD SERVICES》，其在此结合参考。美国专利5080175、5172765、5234058、5437899和5540870公开了复合杆、设置于复合电缆内的电或光导体，它们中的每一个都在此结合参考。

不渗液层32为内管，优选地由聚合物制成，例如聚氯乙烯、聚乙烯或PDVF。层32也能由尼龙、其它的特殊聚合物或人造橡胶制成。在为不渗液层32选择适当材料时，要考虑钻探侧钻井13所使用的钻井液的化学成分和井下的温度。内层32的主要目的是作为一种不渗液屏障，因为，碳纤维不是对流体的迁移不能渗透的，特别是在它们被弯曲后。内层32对于流体是不可渗透的，因此，将承载层34与穿过衬32的水眼46的钻井液相隔绝。在复合连续油管20的制造工艺中，内层32也用作敷施承载层34的心轴。

承载层34优选地是具有足够多层的树脂纤维，以承受悬浮在液体中的工作钻杆20所需的载荷，该载荷包括复合连续油管20和井底钻具组合30的重量。

承载层34的纤维优选在地在热硬化或热固化的树脂中缠绕。碳纤维因其强度而是优选的，尽管玻璃纤维不强度是那么高，但是玻璃纤维比碳纤维便宜得多。而且，也可以使用碳纤维和玻璃纤维的混合物。因此，用于承载层34的特定纤维将取决于钻井，特别是钻井的深度，以使得所选择的纤维可以体现强度和成本的适当折衷。典型地，全碳纤维由于其强度和抗压性而是优选的。

承载纤维层34提供复合连续油管20的机械特性。承载层34缠绕和编织，以便为复合连续油管20提供包括拉伸和压缩强度、爆破强度、弹性、抗腐蚀液性、抗气体侵入性、外部静液压、内部液压、拆卸以进入钻井的能力、密度即浮动性、抗疲劳和其它机械特性在内的各种机械特性。纤维34独特地缠绕和编织，以使复合连续油管20的机械特性最大化，包括显著地增加其强度。

优选的是，围绕最外的承载层34周围编织耐磨层36。耐磨层36是牺牲层，因为其与钻井12的内壁相接合，并随着复合连续油管20伸入钻井12而磨损。耐磨层36保护下面的承载层34。一种优选的承载层是Kevlar^TM的，这是一种十分耐磨的耐磨材料。尽管仅示出了一层耐磨层36，但根据需要，也可有额外的耐磨层。例如，在承载层之间可以有磨损指示层35。耐磨层35的一个优点在于，其能够由不同的纤维和颜色制成，从而易于确定复合连续油管20上的磨损位置。磨损层35是为方便而使用的，对于管道并不是必要的。磨损层35、36由玻璃纤维制成，例如纤维玻璃。应当理解，内层32和磨损层36对于复合连续油管20的使用并不是必不可少的，并可能在特定的应用中是不需要的。尽管不需要，也可以应用压力层38。

优选地提供另一种不渗液层37，以用作对于液体和气体的外不渗液层。优选的是，层37是PVDF层，提供一种负渗透率的外不渗层。在环形空间比水眼的压力高时，即压差向着水眼时，产生负渗透率。因此有PVDF的内层和外层以防止气体渗透。在为不渗液层32选择适当材料时，考虑钻探侧钻井13中所使用的钻井液的化学成分和井下温度。内层32的主要目的在于作为一种抗液体渗透的屏障，因为碳纤维不是对流体迁移不渗透的，特别是在被弯曲后。外层37优选地由聚合物制成，例如聚氯乙烯、聚乙烯或PDVF。层32也能由尼龙或其它特殊聚合物、或人造橡胶制成。

根据上述优选特性并按管道的特定应用而制造复合管道。管道具有碳纤维与将该纤维保持在一起的基质的一个比率。纤维的每层有一个角度。纤维的角度随各层而不同。碳纤维层以预定的角度缠绕该管。碳层34能够增加或减少，并且，通过添加较多或较少的纤维玻璃，可以控制复合连续油管的重量。例如，纤维玻璃可以替换比其轻的碳纤维。纤维玻璃包括典型地使复合连续油管更重的玻璃纤维层。因此，复合连续油管可以制成为大致平衡悬浮，以使复合连续油管浮在钻井液中。

在编织过程中，导体，例如电导体和/或数据传输导体、传感器和其它数据链路可以嵌入在复合连续油管20的壁中的承载层34之间。它们被与承载层34的碳、混合物或玻璃纤维一起缠绕到复合连续油管20的壁内。应当理解，可以根据需要在复合连续油管20的壁中嵌入任何数目的电导体、数据传输管道和传感器。如图所示，导体40绕层32设置于纤维玻璃层47中。纤维玻璃的主要功能在于容纳导体40。导体40嵌入于纤维玻璃层47中，以提供连续圆周外表面。纤维玻璃47用作导体40之间的填充物。导体40首先绕层32缠绕，然后敷施纤维玻璃47。围绕导体40和纤维玻璃层47有多个碳纤维层34。碳纤维层基质为管道提供强度。

电导体41可以包括一根或多根同导线，例如单股线，多股铜线、编织线或同轴编织导线。这些在地面与电源相连。编织铜导线43或光缆45用与承载层34相结合的纤维缠绕。尽管可以采用单股铜线，但是编织的铜导线43提供了沿复合连续油管20的更大传输能力和降低了的电阻。电导体41使大量电能可以通过基本上为单个的导体从地面传输到井底钻具组合30。使用多路技术，在地面和井底钻具组合30之间可以通过单个导体41进行两路通信。导体40提供向地面的实时数据传输。

用于从地面上的电源向井底钻具组合30输电的主要铜导体41优选地为编织的铜导线43。编织的铜导线43可以用于为转动钻头140的动力部件90供电。编织的铜导线43可以从地面传导较高的电压，例如400伏特的电压，该导线会产生热量，必须进行散热。编织的铜导线43优选地设置于两个最外层的承载层34之间。通过将编织的铜导线43设置得邻近复合连续油管20的外径，编织的铜导线43设置于层34的一个较大的表面面积上，以实现最佳的散热。

四个电源导体是成一组的，其中一个向下输电，另一个接地。它们是正负电压，并且是2和2。信号线公开于提交于2000年6月22日，名称为Burst QAM Downhole Telemetry System的美国专利申请09/599343，该申请现在为美国专利6348876；以及提交于2001年12月7日，名称为Burst QAM Downhole Telemetry System的美国专利申请10/017176，它们都在此结合参考。导体41各优选地为一组编织的铜导线，22规格。它们为结构的原因，即结构的一体化，而编织，并彼此电接触。两个数据导体为两个独立的导线。向下的链路通信在供电导线上。两个数据导体是从井底钻具组合到地面的高速链路。数据被实时地传输到地面。

传感器也可以嵌入于承载层34，并且联接到一个或多个数据传输导体，例如光缆。作为嵌入传感器的替代，光缆可以沿其长度以不同间隔蚀刻，以在复合连续油管20长度的预定位置上用作传感器。这使得压力、温度和其它参数沿着复合连续油管20被监控并被传输到地面控制中心。

具有导体40的复合连续油管20能够在井的构建过程中提供主要的便利，该导体40与集成的随钻测量工具(MWD)和/或随钻测井工具(LWD)相连接。在包括以前不能够进行的传统数据传输的过程的所有操作过程中，导体40使连续数据传输成为可能。而且，传输率大大地增加，从而得出来自传感器的高解析度实时数据，以用于地层评价、定向读数、压力测量、钻头上的拉力/重量(WOB)、以及其它井下数据和信息。高解析度和连续数据传输帮助解决钻探钻井时所产生的潜在挑战。这些挑战可以包括较高的等效循环密度(ECDs)、较长的开孔间距、以及降低的环空间隙。高质量数据也可能产生对其它技术的更有效的应用，以加强钻井的地质力学环境。复合连续油管20能够确定可渗透区、钻探诱发的断裂、以及井眼膨胀。

对数据的连续存取，包括起下钻时的连续存取，帮助提供对潜在问题的早期预警，例如对于断裂的产生或井下的不稳定状况的早期预警。对于损失区位置的了解能够提高化学处理的效率，以增加裸井眼的抗破裂性。在连续的井构建过程中设置套管或衬管之前，在必须使用继续钻井材料或化学下套管材料以填充冲刷区域时候，这种了解特别有用。而且，它能够对于在设置任何套管前的较长间距钻进十分有用。

在特定的状态下，ECD的管理对于建井的成功能够是重要的。具有MWD/LWD井底钻具组合钻探系统的复合连续油管20能够增加管理ECD的能力。连续油管作为钻柱的使用，使在起下钻时在井眼中的实现连续循环成为可能，整个井中和工作泥浆系统的泥浆性能连续优化。通过复合连续油管20传输的环空压力测量结果的连续存取提供了关于ECD的有用信息。根据该信息，能够连续地调整钻探参数和流体性能，已保持在孔隙压力和断裂梯度压力的极限内。在起出井眼时，通过从连续油管钻柱中泵压，能够以一种平滑、连续的方式消除由于抽吸而导致的压力下降。

在地面的实时数据和信息使得可以监控和控制钻井中的压力。钻探系统向地表的控制系统提供实时井底压力测量结果，其适于自动地控制参数，例如钻井液重量、泵压速率和节流致动。控制系统接收包括气体压力传感器的其他井下压力传感器、在地面地泥浆体积传感器和流量器的输入。然后控制系统调节钻井液密度、泵速、或节流致动以检测、关井等一个或多项，并循环出井眼注入物。

一个优选的实施例包括一种在钻头位于井底时用于检测和控制地层流体向井内的流入量的方法。一旦检测到井涌，或者通过井下压力探测，或者通过质量流速平衡，井能够被关闭而地层压力能够由井下压力传感器测量。在循环停止或在循环继续的时候，可以得出井下压力测量结果。如果已经形成地层压力，那么控制系统就调整钻井液密度、泵压速率和节流致动中的一个或多个，以循环出钻进流入物。见提交于2002年10月4日，名称为Well Control Using Pressure WhileDrilling Measurements(卷号为1391-34900)的美国专利10/264,577，其在此结合参考。

在改进了控制井压力的性能之外，钻探系统改善了测量孔隙压力和破裂压力的能力。如果在泵停止或减速时观察到气体流入物，那么在该过程中井眼压力就能够被精确地测量。类似的是，能够用测试中瞬态压力行为的实时井下测量结果进行地层完整性测试(FIT)或泄漏测试(LOT)。在涉及地层断裂的LOT中，这种高解析度的数据能够改善并加速测试的解释。在其中不期望有破裂的FIT中，高质量的实时数据能够防止地层的意外破裂。从复合连续油管20中的导体40中获得的固定的随钻压力(PWD)测量结果提供了较高的控制度。

该系统的这些特性使得，能够提供在孔隙压力和破裂梯度的更窄窗口中，比现有技术中的可能达到情况更安全地操作的可能。在钻探产油层井眼时，在井眼中改进的压力控制，以及用于增强对破裂阻力的理解的潜能，能够降低将钻探泥浆损失在产油层中的可能。这种降低能够帮助防止与这种损失有关的生产问题。

本发明的钻探系统可以用于在深水中的双梯度钻探。双梯度钻探技术用于调整容纳于钻井中的液柱的密度。使用本发明，通过为操作员提供实时井下压力测量结果而实现了这一目的。典型的单梯度钻探技术在井底到钻机之间使用基本上密度恒定的液体控制钻井压力。相反的是，双梯度钻探在钻井平台和海底之间使用其密度大致与海水相同的较低密度液体，而在实际地层中，即在海底和井底之间，使用较高密度的钻井液。双梯度钻井技术有效地模拟了设置于海底的钻机，从而避免了与深水钻探有关的一些问题。因此，使用相同数量的套管柱能够钻探或达到更深的钻井深度。参见提交于2002年10月4日，名称为Dual-Gradient Drilling Using Nitrogen Injection(卷号1391-34800)的美国专利申请10/264,540其在此结合参考。

复合连续油管20使井底钻具组合可以有与现有MWD/LWD系统不同地设计制造。现有系统必须用电池或涡轮机自行供电。电池是昂贵、危险的，必须定期更换。涡轮机是复杂的机械装置，容易腐蚀和堵塞。泥浆脉冲器也会发生这些机械故障。这些脉冲器在今天看来是一种较慢的遥感勘测方法。它仅能向地面实时发送部分传感器测量值其能够仅在循环时运行，因此，它排除了用连接的钻具起下钻时的遥感勘测。这种特性要求这些系统将它们所获得的大部分数据存储于井下工具存储装置中。仅通过从井眼起出井底钻具组合并通过地表的电缆下载才能获取数据。这些工具被预设定为试图优化数据的存储和遥感勘测。大型处理器用于井下工具中，以处理传感器信号和原始数据以将所存储的数据大小减到最小。通常，做决策所需要的数据并不实时地传输，而是留在工具的存储装置中，直到下一次从井眼起出。

具有复合连续油管20和井底钻具组合30的钻探系统10能够由于连续油管20中的嵌入导体而摆脱此情况。电能从地表提供，这消除了对于电池或涡轮机的需要。所有的原始传感器数据都被立即实时地传输到地表，而不需要脉冲装置。在现有MWD/LWD系统中，这三个部件一般地具有最高的失效率。由于原始传感器数据在地表处理，因而大型的处理器或井下存储装置不再是必要的。这种优点降低了井底钻具组合的复杂程度，并减少了在井底钻具组合中的印刷电路板上的大型部件，这种大型部件容易受到振动和冲击的影响。井底钻具组合30的质量保证被容易地监控。更重要的是，在全部时间里，所有数据的可用性使得在钻探的同时可以做出精确、实时的决策。

一些因子对于水平完井的性能和可靠性是重要的。产油层特性、有效井长、以及钻井附近的条件决定了完井的流入性能。例如沙的不一致性以及泥质含量和流入物的特性的地层特性对于未固结的地层中完井可靠性是重要的。在所希望的产油层中，水平井更有效的设置引起性能和可靠性的改进。

在钻探系统10中的地层评价传感器可以包括用于地层倾角确定的方位聚焦伽马射线传感器和用于最优化钻井设置的具有多深度勘测的电阻率传感器。这些传感器特别适于高倾角钻井和产油层井路中的地质转向(geo-steering)。

使用复合连续油管20和井底钻具组合30，能够有效地设置射孔。膨胀筛、机械完井关井(shutoffs)装置以及化学方案/技术。最重要的目标中的一个在于要尽可能做到最有效的建井，获得最大可能的产量。复合连续油管钻探完井系统10支持其全部原理。

复合连续油管20可卷绕，以使其可以卷绕在滚筒上。在制造复合连续油管20的制造中，内衬32滚筒上绕出，并直线地穿过编织机。随着衬32穿过多个编织机，碳纤维、混合纤维或玻璃纤维编织于内衬32上，这些编织机在内衬32上各编织一侧纤维。完成的复合连续油管20被卷绕到滚筒上。参见提交于2000年2月11日，名称为CoiledTubing Handling System and Method的美国专利申请09/502,317，该美国专利申请现为美国专利6,352,216；提交于2000年2月24日，名称为Coil Tubing Winding Tool的美国专利申请09/512,536；以及提交于2000年2月10日，名称为Multi-String Composite Coiled TubingSpooling Device的美国专利申请09/501,913；它们都在此结合参考。

在编织过程中，导体40，例如导电体41和/或数据传输导体42，以及传感器44在承载层34的编织之间被敷施于复合连续油管20。在制造过程中编织纤维时，导体41、42可以直线地设置、螺旋地卷绕或绕连续油管20编织。而且，导体41、42可以以特定的角度缠绕，以便补偿在复合连续油管20受压时内衬32的扩张。

复合连续油管20可以有各种直径。尽管对于金属连续油管1-1/2英寸的直径是典型的，但是复合连续油管20优选地具有大于1-1/2英寸的直径。当然，连续油管的尺寸应由其所用于的井和特殊用途决定。

尽管可能的是，复合连续油管20可以具有任意连续的长度，例如高达25000英尺，但优选的是，复合连续油管20被制为较短的长度，例如1000英尺、5000英尺和10000英尺。一种典型的滚筒会容纳约12000英尺的复合连续油管。然而，典型的是，具有可以与另外的复合连续油管20一起使用的另外的支撑滚筒。当然，这些滚筒可以用于增加或缩短复合连续油管20的长度。对于复合连续油管20的直径和重量，并没有象对于其长度一样的限制。

复合连续油管20具有使延伸钻井的钻探和完井具有可能的所有特性。特别的是，同铁质材料相比，复合连续油管20在悬浮与液体中时具有对应于其重量的较高强度，并具有较好的寿命。复合连续油管20也与用于钻探该钻井的钻井液相容，并可以被设计制造为在使钻井液沿水眼46上返到井眼12形成的还空时，接近悬浮(取决于泥浆的重量和密度)，并支撑有井眼12形成的环空82。悬浮减少到可接受的程度抑制了以前在金属管中会遇到的阻力和其它摩擦因素。复合连续油管20可以用于更高的温度，特别是在热交换器设置于钻探平台16上以冷却在钻井12中循环的钻井液时。由于复合连续油管20并未旋转而转动钻头140，因而在复合连续油管20上没有设置扭矩。

现参考图4，其中示出了用于连接复合连续油管20的相邻长度52、54的连接器50。如下所述，60可以设置于连接器50中。在美国专利4844516和5332049中示出了其它类型的连接器，它们在此结合参考。

在提交于2000年3月24日的美国专利申请09/534,685中做出了对于连接器50的详细说明，其在此结合参考。对于管道中的导电体，参见美国专利5,146,982，其在此结合参考。

现参考图4A，阳端连接器56通常呈中空圆柱体的形式。通常从图4A的右侧向左侧运动，阳端连接器的多个特性被示出。花键28被加工在或附着于所述阳端连接器的外边缘。内电触片51也设置于阳端连接器56上。内电触片51通常呈圆柱状，并包括电触片或环52和擦拭器密封装置53。内电触片51通常位于端连接器56的外半径上。触环52由任何导电体组成，而擦拭器53由电绝缘体组成。

继续参考图4A，转动环27设置于阳端连接器56上。转动环27绕阳端连接器56的筒体自由转动；然而转动环27并不沿阳端连接器56的长度轴向地滑动。锁定环30防止转动环27沿阳端连接器56的长度滑动，并可以有现有的机械装置，例如花键或止块。转动环27也在其外表面上具有螺纹33。

阳端连接器56和转动环27的另一特征是密封装置29。在本发明的优选实施例中，密封装置29分别设置于阳端连接器56和转动环27的表面。然而，该密封装置也能够设置于阴端连接器58上。这些密封装置由人造橡胶材料组成，该材料可以相对于钻井中液压的压力形成密封。如图所示，密封装置29可以设置在位于阳端连接器56和转动环27上的凹槽、凹口或环内。

现参考图4B，其中示出了阴端连接器58。类似于阳端连接器56，阴端连接器58也通常呈圆柱形。阴端连接器58包括凹槽48和接收螺纹49。阴端连接器58也具有密封表面80和外电触片61，它们都设置于阴端连接器58的内径上。

外电触片61通常呈圆柱形，并包括外电盘或环63。外电触片61在内电触片51上包括对应于每个导体的外电环63。触环63可以由任何导电材料组成。外导电环63并未由擦拭器密封分开而是由未示出的塑料绝缘体分开。外电触片61设置于阴端连接器58的内半径上。电环63与嵌入于复合管道20中的导体相连接，该导体与阴端连接器58相连接。

阳端连接器56和阴端连接器58具有许多共同的特性。为便于讨论，在下面一起说明这些共同的特性。

再次参考图4A和图4B，其中示出了通道71和相适应的密封装置72。相适应的密封装置72由人造橡胶材料组成，可以在液压下形成压缩密封。

阳和阴壳体可以包括轴向通路73。这些轴向通路为中空的或凹槽，大致具有电导线的直径或间隙。通路可以具有多种形状，视连接器50的最终形状和所选择的制造方法而定。

阳端连接器56、阴端连接器58以及转动环27具有钻入各个部件的多个孔82、84、86。

阳端连接器56和阴端连接器58都具有外圆锥壳体44和内套87。阳套壳体和阴壳体的环形内衬87是开裂环状楔85。开裂环状楔85的外直径是笔直的，并且其内直径为逐渐变细的。圆锥壳体44具有笔直的外直径和逐渐变细的内直径。内套87具有笔直的内直径和逐渐变细的外直径。开裂环状楔85本身由一种在较高应力下具有强度并相对有弹性的材料制成。铍铜被作为合适的材料使用。阴端连接器和阳端连接器56、58的其它部件由高强度材料制成，例如钢，并优选地由抗腐蚀的材料制成。

还是参考图4A和图4B，其中示出了阳端连接器和阴端连接器56、58内径中的过渡段55、57。

内电触片51和外电触片61各自具有四个触盘或环51、61。这个数字的选择相应于设置于典型的使用连续油管20中的导体。可以使用不同数目的触片。内电触片51和外电触片61可以容纳擦拭器密封装置，例如密封装置53。由人造橡胶绝缘材料形成的擦拭器密封装置在电触片51、61之间形成脊状分隔。擦拭器密封仅设置于内电触片51上而没有设置在外电触片61上。

如图4A和图4B所示，盖83、90设置于阳端连接器和阴端连接器。这些盖不是组装的连接器的一部分，然而，它们在制造中连接到各个连接器，以便处理并防止外界物质进入并导致壳体可能的损坏。阳端连接器和阴端连接器56、58的结构可以包括组装成最终壳体的分开部分。

如从图4所最清楚示出的是，组装的连接器50具有与复合连续油管20的外表面齐平的外表面。这便于连续油管20在导轨528上通过并穿过注入装置518和刮油器532。它还使连接器卷绕在管道盘卷516上。

应当理解，在平台台面16上可以使用一种用于连接连接器50的装置。一种这样的装置可以包括伸入井12中的复合连续油管20的长度一端的加紧钳，以及用于复合连续油管20新长度一端的管钳，其中，管钳插入并转动新长度以形成连接50。

应当理解，端连接器56、58可以在制造过程中安装在复合连续油管20的两端，从而，在输送到钻探现场时已经安装在连续油管20的两端上。也应当理解，端连接器56、58不必由金属制成，而可以由一种复合物制成。复合端连接器能够热粘合到复合连续油管20的端部。而且，应当理解，也能够使用其它类型的快速接头，例如用于高压水管连接的快速接头。

对于穿过连接器50的导体40的单个连接器的一种替代是环绕该连接的电磁地传输信号的通信链路，而不是穿过连接器50传输。参见美国专利5160925，其在此结合参考。然而，导体40直接在连接50上连接在一起是优选的。

可与连接器50相比较的连接器用于将复合连续油管20的下游端与井底钻具组合30相连接，并与位于地表的电力系统相连接，该系统用于提供电能并处理数据。连接器40也用于修复复合连续油管20的损坏端，以使得损坏端可以被切掉而其余的部分可以重新连接到工作钻柱20。优选的是，复合连续油管20的定制长度不是为每个井定制的。

现在参考图5，井底钻具组合30具有安装在驱动轴141上的钻头140；轴承组件161；转向组件124，该转向组件包括电子部分181并优选地包括一个靠近钻头的方向传感器556，该传感器具有倾斜计和磁力计组件包130；上恒定速率(CV)接头616；具有导线接头的动力部件90；止回阀618；电阻率测井仪121；以及电子断路器622。关于电子断路器的细节，请参见提交于2001年11月30日的美国专利申请09/998,125，其在此结合参考。关于驱动转向组件的驱动器，请参见提交于2000年10月4日的美国专利申请09/678,817，其在此结合参考。井底钻具组合30还可以具有传感器接头624，该传感器接头具有定向组件554。井底钻具组合30也可以具有或不具有推进系统120，该推进系统具有下牵引背压控制模块660和下拉/压接头662和上牵引背压控制模块666。井底钻具组合30包括压力测量接头664，上拉/压接头668、监控接头672以及释放(解卡)工具80。关于释放工具的更多细节，请参考提交于2000年2月15日的美国专利申请09/504,569，该申请现为美国专利6318470，其在此结合参考。

井底钻具组合30与延伸到钻井表面的工作钻柱20相连接。井底钻具组合30不发生转动。应当理解，其它工具可以包括在井底钻具组合30中。组成井底钻具组合30的这些工具视所使用的钻井系统和所钻探的井眼而改变。应当理解，本发明并不限于特定的井底钻具组合，也可以使用其它的可选组件。例如，转向组件124可以与动力部件90分开，或设置于动力部件90的上方。在提交于1999年12月20日的美国专利申请09/467,588中记载了转向组件124及其操作的更多细节，其在此结合参考。

井底钻具组合30可以通过释放工具80连接到复合工作钻柱20的下游端78。释放工具80可以连接到从地面电致动用的导体40中的一个。在提交于2001年11月30日，名称为Downhole AssemblyReleasable Connection的美国专利申请09/998,125中记载了另一种释放工具，其在此结合参考。

作为释放工具80，可以使用各种类型的释放工具，例如炸药装置、化学切割器或机械释放装置。用于释放金属连续油管的一种类型的机械释放装置公开于美国专利5146984，其在此结合参考。一种释放工具80包括一种电动起爆的炸药装置，以用于将井底钻具组合30和工作钻柱20之间的连接分开。这种释放工具简单可靠。在井底钻具组合30卡在钻井12中时，释放工具80是必要的。

动力部件90为钻头140的转动提供能量。推进系统120提供使井底钻具组合30进出钻井12的驱动力。应当理解，复合连续油管20不能被推入井眼中。推进系统120能推动复合连续油管20进入井眼，或者，其能够用于将复合连续油管从井眼中返回抽出。电阻率测井仪121确定井底钻具组合30附近的地层电阻率，并具有位于电子部分181内的电接头包。转向组件124改变井眼12的轨迹并优选地容纳于推进系统120中。

还应当理解，井底钻具组合30可以具有例如美国专利5332048所公开的同心可调的稳定器，其在此结合参考。稳定器可以设置在井底钻具组合30的任何位置上，视具体应用而定。

应当理解，井底钻具组合30的组成可随具体应用和具体井而变化。可以加入到井底钻具组合30的其它工具的例子包括NMR磁共振成像工具，该工具用于将数据传输到地表，指示周围地层中液体的不同特性，包括它们的可输送性、鉴定和成分。还应当理解，不同类型的传感器可以包括于电子部分181内，或位于井底钻具组合30上的其它位置，以提供关于钻探和地层的其它信息，例如用于方向控制和监测的三轴线加速计和倾斜计。例如，所有通过在随钻测井而确定的参数和特性可以包括在井底钻具组合30内。其它参数和特性包括工作压力、工作温度、环空压力、地层压力、压力采样、流体鉴定、陀螺侧斜、孔隙率和密度。关于具有放射性检测器的井底钻具组合的例子，请参见提交于1999年3月25日的美国专利申请09/276,431，其在此结合参考。

动力部件90可以为一个动力源或动力源的组合，该动力源包括液压驱动器、电驱动器、涡轮机、叶轮式马达、或者任何其它井下马达，为钻头140提供动力。动力部件90可以改变其扭矩或RPM特性，并能够从地表控制。

一种典型的动力部件90包括使用常规容积式井下液压马达以转动输出轴。该马达具有转子和定子，其转子随着液压流体穿过复合连续油管20并在动力部分90的定子和转子之间而转动。转子可以连接到输出轴，其馈回到地表控制的传动装置。在美国专利5620056中公开了一种井下钻探马达，其在此结合参考。

应当理解，延伸到地表的复合连续油管20的电导体41使动力部件90可以具有一个或多个电动机。可以从地表传导电流以操作作为动力部件90的多级电动机。这种多级电动机能够为钻头140提供所需要的性能特性。多级电动机也是牢固可靠的，并能够相对于钻井液密封。

应当理解，尽管非液压马达可以用作动力部件90，但是钻井液仍然向下穿过复合连续油管20的水眼46并向上穿过由井孔12和复合连续油管20形成的外环空82，以除去钻头140的钻屑并冷却和润滑钻头140和井底钻具组合30的其它部件。

电子部件181为钻探时的测量、测井和产油层轴向而提供电接头包和装置。电子部件181包括用于电阻率测井仪121的电接头包。在美国专利5233522、5235285、5260662、5339036和5442294中记载了电阻率测井仪，它们都在此结合参考。电子部件181用作地层测量工具。

现参考图6和图7，井下连续油管推进系统120用于多个目的，这些目的包括井底钻具组合30在任何一个方向上的推动或推进，周围地层的电阻率测量，以及用于在产油层转(定)向井眼轨迹的转向组件124。推进系统120包括壳体106，其中具有穿过流体的水眼114，用于使钻井液向下流过复合连续油管20的井眼46。应当理解，必须有足够的流动区域，以获得充足的井下流体并保持套管106中足够的壁厚。

为自行推进，推进系统120成为主要的推动器，并包括下游封隔器牵引模块102和上游封隔器牵引模块104。应当理解，推进系统120可以包括多于两个牵引模块。推进系统120的壳体106具有下游部件108和上游部件112并为约20英尺长，而各壳体部件108、112为约10英尺长。动力输出轴116延伸穿过中心水眼114。

如在图7中最清楚地示出的是，其中示出了牵引模块102的剖面。由于牵引模块102、104结构类似，因此对一个牵引模块的说明大致就是对另一个模块的说明。牵引模块102有绕其外圆周的钢支脚96，其可以扩张或收缩到与井眼12的壁的接合中。多个凹槽或纵向液体流动通路98绕形成直角96的钢带的内圆周设置，以在牵引模块102扩张进入与井眼12的壁的接合时使钻井液可以穿过环空82向上游流动。牵引模块102、104可以具有如在下面所详述的可独立扩张的单独腔，以相对于壳体106偏心地扩张模块102和104。在提交于2001年4月30日的美国专利申请09/845473中公开了牵引模块的另一个实施例，其在此结合参考。

下游壳体部件108包括管状液压缸126，其中设置有一种液压活塞128，在该活塞上设置有下游牵引模块102。液压端口130、132设置于管状气缸126的相对端，以向活塞128施加液压。液压端口134、136设置得邻近下游牵引模块102，以扩张和收缩牵引模块进入和离开与井眼12的壁的接合。应当理解，上游壳体部件112的结构和操作是类似的。还应当理解，推进系统120包括一系列采用液压的阀门，用以分别地驱动牵引模块102、104和设置于牵引模块102、104上的活塞128、129。

推进系统120的循环包括使下游牵引模块102扩张到与井眼12的内部相接合，而上游牵引模块104处于收缩和非接合位置。液压通过液压端口130施加到活塞128上。随着对活塞128施加压力，壳体106向下移动井下驱动钻头140，其中，由于其与牵引模块102相连接，因而活塞为静止的。同时通过液压端口142施加液压流体，使压缩的上游牵引模块104在上游壳体部件112上向前移动。上游牵引部件104向前移动的同时，套管106向井下移动并驱动钻头140。一旦下游牵引模块102达到管状液压缸126的上游端，它就完成其向前的冲程并收缩。同时，上游牵引模块104完成其向管状液压缸127下游端的行程并处于其重置位置，以启动钻头140向下的冲程。牵引模块104然后扩张到与井眼12相接合。由于液体压力通过液压端口131施加并作用于上游活塞129，推进系统120向下相对于钻头钻头140推进。同时，通过从上游端口132施加液压，下游牵引模块102收缩并重置。该循环然后重复进行，使推进系统120以一个流体运动连续向下游运动，并在钻头140上提供向下的压力。各冲程大约是套管部分108、112的长度。

应当理解，液压驱动可以反向，其中推进系统120可以在井眼12中向上游移动。换句话说，推进系统120能够在井眼12中向前，即向下游方向，或者向后，即向上游方向运动。还应当理解，尽管推进系统120示出为液压驱动，也可以用输电导体43提供的电力电气地对其进行操作。

应当理解，尽管已说明推进系统120具有两个牵引模块，推进系统120也可以被构造为具有附加的牵引模块，例如三个牵引模块，视具体应用而定。

Western Well Tool，Inc.公司制造了一种牵引装置，该装置具有可扩张和收缩的上游和下游封隔器支座，该支座设置在用于自推动钻头的液压活塞和液压缸上。在提交于1996年8月22日，公开与1997年3月6日，公开号为WO97/08418的欧洲专利PCT/US96/13573中说明了Western Well Tool，Inc.公司的牵引装置，其在此结合参考。

其它推进系统也可以适于与本发明的井底钻具组合30一起使用。其它类型的牵引装置包括享有美国专利5394951的Camco International，INC.公司的尺蠖式(inchworm)牵引装置和Honda公司的美国专利5662020，它们都在此结合参考。并且，Martin Marietta Energy Systems，Inc.公司生产有自动牵引装置，其公开于美国专利5497707和5601025中，它们中的每一个都在此结合参考。另一个公司制造了一种叫做“Helix”的牵引装置，见Alexander Ferworn和Deborah Stacey所著的《Inchworm Mobility-Stable，Reliable And Inexpensive》；澳大利亚的CSIRO-UTS所著的《OIL WELL TRACTOR》；Fredrik Schussler所著的《WELL TRACTOR FOR USE IN DEVIATED AND HORIZONTALWELLS》；L.J.LEISING，E.C.ONYIA，S.C.TOWNSEND，P.R.PASLAY和D.A.STEIN发表于SPE Paper 37656，1997的《Extending theReach of Coiled Tubing Drilling(Thrusters，Equalizers，ANDTRACTORS)》；所有这些都在此结合参考。也请参见在1994年10月25-27日在伦敦举行的1994SPE欧洲石油会议上发表的SPE Paper28871，《Well Tractors for Highly Deviated and Horizontal Wells》，它们都在此结合参考。

钻探系统的另一优选实施例可以根本不使用任何推进系统而是依靠重力。这种系统可以用于钻探浅井，并包括设计制造的复合连续油管和井底钻具组合，例如下述。各种装置可以用于将重量放在钻头上，包括例如井底钻具组合的重量、复合连续油管的重量、用于连续油管的地表注入装置(注入端部件518)的力、或者这些重量的任意组合。

现参考图12，其中示出了用于井302的基于重力的钻探系统300的一个优选实施例。图12中所示出的井是陆基钻井，其中井302被用基于重力的钻探系统300从地表进行钻探。尽管井眼302并不是例如图1A中所示出的基本上偏斜的井眼，应当理解，使用基于力的钻探系统300进行钻探的井眼可以为基本上偏斜的井眼。然而，井眼302越垂直，重力在基于重力的钻探系统300中起的作用就越大。明显的是，同非常倾斜的井眼相比，重力在基本上垂直的井眼中会起到最大的作用。在不用例如注入头部件518或推进系统的其它辅助动力装置的情况下，重力的拉力越大，基于重力的钻探系统300所钻探的距离就越深。应当理解，这种实施例并不局限于所公开的特定井眼，而可以用于钻探各种井眼，无论深浅，只要不是非常偏斜即可。

基于重力的钻探系统300包括井底钻具组合310，该组件与复合连续油管钻柱320相连接并伸入井眼302。已经结合图1A和图1B说明了用于处理复合连续油管钻柱320的连续油管系统10。与其它所述钻探系统不同的是，基于重力的钻探系统300并不包括推进系统，例如牵引装置。

复合连续油管320基本上与前述的复合连续油管20相同，除了复合连续油管320并不大致平衡悬浮和并不包括嵌入于复合连续油管壁中的导体。尽管复合连续油管320优选地并不大平衡致悬浮，从而使复合连续油管320的所有重量都施加在钻头的重量上，在特定的环境下，复合连续油管320可以被制造为具有有限的浮力。深水探井典型的是近乎垂直的，将井眼的清洁问题减到了最小。例如水深可以为10000英尺，而在泥浆线下有另外的7000英尺深度井眼。在每加仑10磅的钻井泥浆中的悬浮重量约为0.97磅/英尺。因此，在井底钻具组合卡住而拉力施加于复合连续油管上以移除井底钻具组合时，约有17000磅的悬挂重量，其约为复合连续油管30000磅拉伸强度的一半。因此，钻头上钻压需要与在复合连续油管上拉的能力平衡。因此，复合连续油管可以被制造为恰好不能悬浮。

因此，复合连续油管320可以被称为“无导体”复合连续油管，因为在管道壁中没有嵌入能量或数据导体。尽管管道320为连续连续油管是优选的，但是应当理解，复合管道可以为联接管。一些复合管，例如AMF所售的复合管，包括钢工具接头。

以示例的方式，基于重力的钻探系统可以具有不同的尺寸。一个系统可以包括对应于3-1/8英寸井底钻具组合310的3.06英寸的复合连续油管320。另一系统可以包括4-1/4英寸的复合连续油管320和4-3/4英寸的BHA310。另一系统可以包括5-1/2英寸的复合连续油管320和6-3/4英寸的BHA310。

现参考图13，其中示出了通过连接器304与复合连续油管钻柱320相连接的井底钻具组合310。无导体管道320可以连接到井底钻具组合310，该井底钻具组合使用连接器，所述连接器是于2000年3月24日提交的美国专利申请09/534,685所介绍的，其在此结合参考。连接器304可以包括释放机构，例如前述的释放装置80。井底钻具组合310包括设置于井下马达312输出轴308上的钻头306。

在马达312上和连接器304下设置有一个或多个单向阀314、316。止回阀314、316防止地层流体和压力进入复合连续油管320并流到地表11。示出于图13中的阀314、316的实施例包括分别铰接于326、328的活瓣322、324。可见的是，活瓣322、324可以被穿过无导体管道320的水眼330的向下流体流向下偏压。还可见的是，在作为井底钻具组合310底部分壳体336上，活瓣322、324分别与止块332、324的接合而防止回流。还应理解，阀314和316可以是dart阀和提动阀。

井下马达312可以由流过无导体管道320和井底钻具组合310的钻井液驱动，并可以为一种标准容积式马达或涡轮机。应当理解，井下马达312可以由一个动力源或动力源的组合驱动，这些动力源包括用于驱动钻头306的液压驱动、电驱动、涡轮机、叶片式马达或任何其它井下马达。井底钻具组合310也可以仅仅包括用于垂直井的无仪器马达312，无仪器马达与地表没有通信。无仪器马达不具有任何仪器，其唯一的功能就是仅仅转动钻头。

一种优选的基于重力的钻探系统300包括无导体管道320(没有导体嵌入于管道壁)、无仪器井下马达312、例如阀314或316的止回阀、以及钻头306。无导体管道320具有复合管道，其不是各向同性的，并且其弹性模量在所有轴向或zh直线方向上并不相同。盲(dumb)管320优选地由纤维结构构成，所述纤维结构用在粘合物或环氧树脂中的纤维围绕衬以优选方式和角度螺旋缠绕。可选的是，基本钻探系统300也可以具有能量导体340，其从无导体复合连续油管320的水眼向下延伸。

应当理解，基于重力的钻探系统300可以具有或不具有在地表11和井底钻具组合310之间通信的遥感勘测装置。在一个基本实施例中，没有为基于重力的钻探系统302提供遥感勘测装置。如果需要遥感勘测装置，那么遥感勘测装置可以包括泥浆脉冲遥感勘测、声学遥感勘测、电磁(EM)遥感勘测、液柱遥感勘测、或者电导体(E线)遥感勘测。

为示意的目的，图13具有从地表11伸出向下穿过无导体管道320水眼的电导线340，电导线340的下端由连接器342连接到一个或多个从壳体336壁中的一个或多个管道348伸出的导线344、346。导线344、346延伸穿过管道348到达具有用于转动钻头306的电动机(未示出)的井下马达312。请参见SPE 54469：Turner，Head，Yuratich和Cameron为在1999年5月25-26日的1999 SPE/CoTA Coiled TubingRoundtable上报告所准备的《The All Electric BHA：RecentDevelopments toward an Intelligent Coiled-Tubing Drilling System》；SPE68441：Head，Yuratich和Hanson为在2001年5月7-8日的SPE/CoTACoiled Tubing Roundtable上报告所准备的《Electric Coiled TubingDrilling(E-CTD)Project Update》；和SPE 68489：Turner，Head，和Yuratich为在2001年5月7-8日的SPE/CoTA Coiled TubingRoundtable上做报告而准备的《New DC Motor for Downhole Drillingand Pumping Applications》，以上都在此结合参考。

电线344、346和电导线340提供在地表11和BHA310之间的双向通信，同时也为井下马达312提供动力。尽管未就基于重力的钻探系统300进行说明，但是应当理解，电线344、346也可以连接到一个或多个井下传感器，例如下述，这些传感器设置在一个井下组钻具组合310中，或者为井下组件310的一部分。尽管优选的，但却不是必须的是，井底钻具组合310可以具有井下压力传感器，例如环空压力传感器，以用于测量钻井底部302的井下压力。BHA310可以在前述井底钻具组合中具有各种传感器和驱动器。

其它部件是任选的。典型的特定基本井下信息被传输到地表。例如，为油井控制的目的，了解井下环空压力是优选的。转向组件可以不是必要的。优选的是，井底钻具组合具有拉力/压力接头，尽管没有这些接头也可以进行钻探。

作为与前述井底钻具组合30的不同之处，由于没有推进系统，因而可以使用各种方式在钻头306上设置钻压。一种方式包括使用注入装置518以在管道320上施加向下的力，并从而将力施加于井底钻具组合310。应当理解，注入装置518可以在管道上施加力而无论该管道是无导体管道(没有导体嵌入于管道壁)或是导体管道(一个或多个导体嵌入于管道壁)。另一种方式包括向井底钻具组合310上添加钻铤。另一种方式包括使用复合连续油管320的重量在钻头306上设置钻压。也可以使用其它的动力装置来辅助钻头306在井眼中钻进。一个这种装置包括一种振动井底钻具组合310的振动工具。另一种动力装置包括作为井底钻具组合310一部分的液压推进器。另一种动力装置包括泵在地表的循环，以使钻井液的脉冲穿过井底钻具组合310。通过改变地表泵的速度，能够实现钻压的较小增加。例如，泵速率每一两分钟可以在50到90加仑每分钟之间变化。名义钻井流速率典型地为90gpm。这种泵速率上的改变导致管道内径内的压力变化。在较高的压力下，管道外径增加，而管道的长度减少。随着长度的减少，注入装置将更多的管道伸入井眼。在泵压速率减少时，管道外径减少，而管道长度增加。这种管道长度上的增加在钻头上增加了一个较小的钻压。另一种动力装置包括使用阻尼阀或者涡流阀(vortex valve)以产生脉冲。一种这样的脉冲系统由Rogaland出售。另一种动力装置为文氏管工具。

在运行中，基于重力的钻探系统300下降到井中，例如通过事先安装的并用水泥加固的结构或导体套管350。井底钻具组合310被重力降下，穿过套管350到达井眼302。钻井液被向下泵压到无导体管道320的水眼330并穿过井底钻具组合310。钻井液流开启阀314、316并在液压井下马达的情形下驱动井下马达312，该井下马达转动驱动轴308上的钻头306。钻井液穿过钻头306中的喷口(未示出)，然后流回环空352，将钻头306的钻屑带回地表11。基于重力的钻探系统300继续钻探井眼302，或者到达目标深度，或者到达需要设置套管的深度。

现参考图14，其中示出了基于重力的钻探系统350的又一优选实施例，其特别地适于钻探海底油井，并特别地适于在深水中钻探。钻探系统350从平台354的台面352伸出。尽管平台可以为固定于海底356的固定平台，在深水油井中，平台354为浮动平台，并可以为浮动钻探船舶上的平台。各种控制装置358设置于平台354上，用于接受和发送井下信号。这些控制装置是本领域公知的。应当理解，防井喷装置和其它必要的安全控制装置360也可以或者设置于平台354上，或者设置于海底356，以钻探油井和完井。基于重力的钻探系统350包括与复合连续油管380的下端相连接并伸入到由基于重力的钻探系统350钻的井眼362的井底钻具组合370。应当理解，此实施例并不局限于所公开的特定海底钻井，应当理解，本发明可以用于可使用基于重力的钻探系统的任何钻井。尽管未在图14中示出，应当理解，连续油管操作系统，例如图1A和图1B中所示出的系统10，可以与钻探系统350一起使用。例如，复合连续油管380可以从具有超过20000英尺复合连续油管的自动盘卷系统展开。

应当理解，根据图12和图13所公开和描述的钻探系统300可以用于钻探例如在图13中所示出的海下钻井，并可以被描述为基本的基于重力的钻探系统。然而应当理解，在深水中深水中钻探海下油井时，更复杂的钻探系统，例如图14所示出和说明的钻探系统，是优选的。还应当理解，钻探系统被设计为并具有为了用于特别深的钻井和/或海下钻井的组件。

复合连续油管380可以为无导体管道，例如根据图12和图13所说明的管道320，或者可以包括具有根据图12和图13所说明的一个或多个遥感勘测装置的无导体管道320。用于基于重力的钻探系统350的遥感勘测装置优选地在地表的控制装置358和井底钻具组合370之间具有直接连接。各种装置可以用于将一个或多个导体从地表延伸到井底钻具组合370。一种装置包括将导线从地表延伸到井底钻具组合370。该导线可以仅延伸穿过复合连续油管380的水眼，而不附在管道380上。水眼中的导线妨碍通过管道380的水眼中的工具通过。另一种可能性(本人并不会这样做，但是其他人可能这样做)是在管道的外直径上布设导线，并使用井下旁通接头。这种方法并不是优选的，因为钻井液必须流过管道380或流过环空并从而连续地冲刷导体。

另一种装置可以包括将导体附到复合连续油管380的内壁或外壁。例如，导体可以附着于复合连续油管380的内壁，例如通过胶水或鞘。另一种方法可以包括将导体连接到复合连续油管380的外表面，例如通过绕管道380的外表面设置一个鞘，而使导体位于管道380的外表面上。这些方法不是最佳的，因为导体可能与管道380的内壁或外壁相分开。将导体与管道380相附的另一考虑是在管道380和所连接的导体之间弹性的不同。如果模量不同，那么它们一个可以扩张和压缩到比另一个更大的程度，从而使导体从管道上分离。

应当理解，管道380可以在特定环境下为金属连续油管而不是复合连续油管。金属连续油管和用作导体的金属线的弹性相类似，而复合连续油管和金属连续油管之间的弹性十分不同，特别是该管道处于压力下时。当连续油管受到压力时，复合连续油管会变短而金属导体会变长。这会导致导体上端处的电缆端呈鸟巢状。如果管道拉伸得比导体多，那么就能够产生绞盘(captan)效应。

为上述原因，优选的是，复合连续油管380与前述复合连续油管20基本相同。因此，为描述图14中的基于重力的钻探系统350，应假定复合连续油管380具有多个导体，例如在图3中对于复合连续油管20所描述的。导体40嵌入于复合连续油管的承载层。导体40可以具有一个或多个铜导线，用于将电能从地表传输到井底钻具组合370并提供遥感勘测，即在地表的控制中心和井底钻具组合370中的数据获取系统之间的双向数据通信。例如，可以由六根导体穿过复合连续油管380，其中4根导体是电源导体而2根导体是数据导体，数据导体提供承担地表和井底钻具组合370之间通信的高速数据链路，从而可以实时地向地表传输信息。

现参考图15，其中示出了井底钻具组合370的放大视图。井底钻具组合370形成数控自动化连续油管钻探系统，以形成高级井建系统。应当理解，对井底钻具组合370进行说明的部件是一组优选的部件，并且这些部件会改变而包括不同组合，这视油井规划而定。从下端起，井底钻具组合370具有钻头372、三维滑动工具或转向组件374、例如容积式马达的井下马达376、例如地层电阻率测井仪的电阻率测井仪378、电气断路器382、聚焦伽马射线传感器384、方向传感器386、拉力/压力接头390、压力/温度接头392、循环接头394、套管箍位置测量器398、落球断路器400、电压转换接头402以及钻压或动力装置404。循环接头394被电子地操纵，并使用通向环空的端口，以使钻屑以较高循环速率运送，并能够将堵漏材料泵压出来，而没有阻塞井底钻具组合的危险。然而，井眼越垂直，对于循环接头394的需求就越小。拉力/压力传感器390也结合到井底钻具组合310。拉力/压力传感器390测量由动力装置404施加到钻头372上的力。在深水钻探中，井底钻具组合370中也可以有测井传感器。然而应当理解，可以在钻出井眼后进行测井。

高价值钻井需要井下压力传感器而浅井则不需要井下压力传感器。在深水中，井下压力测量是优选的。非常优选的是，在井底钻具组合370中具有井下压力传感器，尽管这种传感器不是必不可少的。压力/温度接头392具有环空压力传感器和压差传感器，以提供实时液压分析。在包括钻探、起下钻、循环的工作模式和静止模式下，环空压力传感器提供井底压力测量结果。这些实时测量结果能够用于等效循环密度(ECD)监控，防止行进过程的过度抽吸和浪涌压力，并优化井眼的清洁。另外，压力测量结果能够用于执行泄漏测试，在钻探中检测流入和井涌，优化钻井。在钻探时的实时井下压力对于操作员是十分有用的。

应当理解，尽管实时遥感勘测是优选的，但是并不是必不可少的，而前述的其它遥感勘测装置，例如泥浆脉冲遥感勘测也可以用于将井下压力通信给地表。良好的遥感勘测是重要的，特别是对于井控制。泥浆脉冲遥感勘测的限制在于，在井下流体循环停止或具有过于缓慢的流速的情况下，泥浆脉冲遥感勘测难于进行。在电磁遥感勘测中，信号被穿过地层传送。然而，尽管射频信号很好地穿过地层，但是它们并不能穿过水。因此，电磁遥感勘测受到深度和地层类型的限制，并特别依赖于地层的电阻率。尽管可以使用沿管设置的中继器以持续信号的传送，但是这些中继器在管道中。

本钻探系统370使得实时井底数据的传输可以通过嵌入于复合连续油管380中的导体来执行。实时井底数据使操作员可以执行复杂的远程地质定(转)向。钻探者可以观察实时数据变量，例如泵压力，并能够监控钻井液系统、阀和流体流速。流测量结果对于井控特别重要。另外，电阻率测井仪378、聚焦伽马射线传感器386、上下拉力/压力接头388、390、方向传感器和套管箍位置测量器398为操作员提供实时钻探信息。下拉力/压力接头390测量钻压，以精确控制施加在钻头上的力。处于地表的注入装置518可以由来自上拉力/压力接头396的数据直接控制。注入装置518优选地为100kip滑轮组夹持机构。

图14中所示出的基于重力的钻探系统350特别适用于小井眼钻探。小井眼钻探典型的包括直径小于等于6-1/2英寸的井眼的钻探。小井眼钻井的钻探需要精确钻探。

在从例如浮动钻探船舶的浮动钻井平台354钻探时，基于重力的钻探系统350特别有利。钻探系统350比现有钻探系统小得多。而且，在浮动平台或船舶上使用金属连续油管并不实际，因为金属管随着浮动船舶或平台的移动而疲劳。复合连续油管是有利的，因为其非常耐疲劳。

基于重力的钻探系统350可以穿过从海底356和平台352伸出的高压立管。应当理解，也可以使用现有的低压立管，但是却不够经济。在可以进行水中钻探之处，泥浆线和地表之间不需要立管。

使用基于重力的钻探系统350的经济效益随着水和/或钻井的加深而增加。对于钻井深度，如果采用单直径井眼，那么使用基于重力的钻探系统350可以钻探的钻井深度就仅仅受限于井的水力学特性。

现参考图16，还应当理解，钻探系统可以具有推进系统或牵引装置，在井眼的起始部分使用重力而在井眼的下部使用推进系统进行钻探。井底钻具组合410形成数字控制自动化连续油管钻探系统，以形成高级井建系统，并特别适于深水开发钻探。从下端起，井底钻具组合410具有带钻头412的定向钻探部分、三维转向工具或转向组件414、靠近钻头的方位测量装置416、以及井下马达418，例如容积式马达。组件410也具有地质转向部分，该部分具有四个一组的聚焦伽马射线传感器420、地层电阻率测井仪422、以及方向传感器424。组件410具有地层评价部分，该地层评价部分具有声学测径工具426、补偿热中子工具428、方位角密度工具430以及双模声学(BAT)工具432。组件具有液体评价部分，该部分具有地层测试装置434，以及磁共振成像(MRI)随钻探测井(LWD)工具436。组件还包括钻探动力部分，该部分具有下电循环接头438、钻压(WOB)接头440、以及随钻压测压接头442。该组件具有带牵引装置444的推进部分。组件具有干涉部分，该部分具有上电循环接头446，拉力/压力接头448、监控接头450以及落球断路器452。组件410的上端与复合连续油管454的导体下端相连接。应当理解，相对井底钻具组合410所述的部件是优选的一组部件，并且这些部件可以变化，并包括不同组合，视钻井规划而定。井底钻具组合也可以包括电断路器，压力/温度接头、套管箍位置测量器以及电压转换接头。

井底钻具组合410的部件提供许多功能。靠近钻头的方位传感器416测量斜角和方位角。四个一组的聚焦伽马射线传感器420是井下聚焦伽马射线检测器。地层电阻率测井仪422执行一组电阻率测量。方向传感器424包括三个加速度计和磁力计，它们用于确定工具的面倾角和方位角。传感器426提供靠近钻头的倾角和方位角而传感器424提供确定的测量结果。声学测径工具426测量井眼的直径并具有三个声学变换器，它们发出声波脉冲并在该声波从井眼壁弹回后感知该声波。补偿热中子428为中子孔隙工具，用于确定地层的孔隙。方位角密度工具430测量地层的体积密度，即每毫升克。双模声学(BAT)声波工具432为声学工具，其测量声音在地层中的通过时间，并测量孔隙。通过基于时间的地震数据对其进行校准，以使得传输时间能够与深度相结合，以实现时间深度的转换。它们也用于岩石强度计算。磁共振成像(MRI)随钻测井(LWD)工具436观测流体并测量渗透性。它们确定流体和流体在地层中的百分比。它确定钻井中有多少可移动的碳氢化合物、气、油和水，即井中的油、气和水。随钻压力的接头442具有压力传感器和温度传感器，用于随钻探时测量压力，并特别是在井底钻具组合周围的压力和井底钻具组合内的压力。接头442将实时压力测量结果传送到地表。监控接头450为井下主控制装置，并用作为井下CPU，其从井底钻具组合中的传感器中获取所有数据，并将这些数据传送到地表。钻压接头440和拉力/压力接头448进行类似的测量。接头448测量在工作钻柱上的拉力，而WOB接头440测量设置在钻头上的重量。在拉力被测量为一个正向力时，钻压被测量为一个负向力。

现参考图8A-E，其中示出了转向组件124的一个优选实施例。转向组件124的一个实施例具有一个主体部分，该主体部分具有一个通过接头连接与其相连接的前缘，而该前缘可操作地与钻头相连接。驱动装置以可动的方式设置于主体部分上，并与前缘相接合，以在接头连接处相对于主体部分移动前缘，从而在接头连接处相对于主体部分的轴线改变前缘轴线。驱动装置具有第一位置，在该位置上相对于主体部分的轴线改变前缘轴线，以形成钻头钻探的的第一方向；还具有第二位置，在该位置上相对于主体部分的轴线改变前缘轴线，以形成钻探的第二方向。在钻头位于井眼中时，驱动装置将前缘的轴线从第一位置改变到第二位置，并可以在组件进行钻探时改变该位置。在提交于1999年12月20日的美国专利申请09/467,588中公开了此实施例。

可能的是，牵引模块可以由于反作用扭矩而在与钻头旋转方向相反的方向上略微转动。井下连续油管推进系统120可以具有一体的计数转动装置以自动计数转动推进系统120，以保持弯曲角的正确方向，以使得井眼轨迹保持正确的方向。

井下连续油管推进系统120包括一体的WOB/TOB(钻压和钻头上的扭矩)传感器。此传感器向地表计算机提供信息，该计算机处理数据并向推进系统120发出指令，以使得钻头RPM和钻压能够改变以优化ROP(钻进速率)并减少钻头弹跳和钻头泥包。流动速率和流动压力也能够改变以改善ROP。

在运行中，推进系统120保持在一个方向上，以使得在转向组件124的驱动时，钻头140具有已知的倾角。

这些地层数据被通过导体40从电子部分181传输到地表，数据在地表得到控制装置21的处理，以确定紧邻井底钻具组合30的地层属性。电阻率测量、伽马、钻头倾角的组合都方便了在地表进行采油层转(定)向。

多个公司制造电阻率测井仪，包括Halliburtion、Schlumberger，Dresser SPERRY，Inc和Baker Hughes.在美国专利5318138中也公开了电阻率测井仪，其在此结合参考。

来自电阻率测井仪121和三轴加速计的电阻率测量结果是主要的测量结果，它们用于井轨迹的地质定向控制或产油区定向控制。这些测量结果在地表处理，以确保钻头140的钻探的适当方向，或在必要的时候，通过转向组件124修正井眼轨迹方向。

尽管电阻率测井仪12已被示出为被井底钻具组合30包括在内，但是应当理解，在操纵本发明的钻探系统10时，电阻率测井仪不是必要的。而且，由于本发明的钻探系统10通常会用于现有油井中，现有油井会已经被测定并且所绕开的碳氢化合物区域的坐标会已经被确定，因而能够通过使用电阻率或其它产油层转向传感器，用达到绕开的碳氢化合物层的井轨迹设计一个井，而不需要它们的位置。

在运行中，井底钻具组合30被组装为包括钻头140、井下连续油管推进系统120、转向组件124、电阻率测井仪121、电子部分181、传动部分100和动力部分90。井底钻具组合30与复合连续油管20的下端和释放工具80的上端相连接。井底钻具组合30下到复合连续油管20的井眼12中。将复合连续油管20展开到钻井中的一种优选的方法是首先展开1000英尺长的复合连续油管20，然后展开由连接装置40连接在一起的单独的1000英尺。钻井液向下流入复合连续油管20的水眼46，穿过动力部分90，穿过推进系统120的水眼114，穿过钻头140并将环空82到地表。在动力部分90为井下容积式马达、涡轮机和其它液压马达时，钻井液转动定子中的转子，使伸过推进系统120的输出轴116有效地钻动钻头140。复合连续油管20中的电管道41为电子部分和所有的井下传感器提供电能，并在动力部分90为电动机时用于为动力部分90提供电能。

关于定向钻探的其它信息，请参见美国专利5332048；D.R.Skinner所著的《Introduction to Petroleum Production》第I卷，第2-3章；国际MWD协会(THE INTERNATIONAL MWD SOCIETY)1993年1月19日所著的《State of THE ART IN MWD》；1993年4月/7月发表于Oilfield Review的《MEASUREMENTS AT the Bit：A New Generationof MWD Tools》；Anadrill Schlumberger于1991年的《Anadrill DirectionalDrilling People，Tools and Technology Put More Within Your Reach》；J.S.WILLIAMSON和A.LUBINSKI所著的《Predicting Bottom holeAssembly Performance》，IADC/SPE 14764，1986；Baker Hughes Inteq于1994著《TECHNICAL DATA SHEET FOR NAVIGATOR》；AnadrillSchlumberger著于1995年的《An Underground Revolution，IntegratedDrilling Evaluation and Logging》；Anadrill Schlumberger所著《IdealWellsite Information System》；Frank HEARN，John Hickey，Paul Seaton和Les Shale所著的《The Navigator Sales Orientation Manual》；以及Baker Hughes著于1996年的《Navigator Reservoir Navigation Service》；它们都在此结合参考。

推进系统120将钻头140推进到地层中，以钻探新井眼12。钻速或进给的速率由地表控制。井底钻具组合30的唯一转动部分是输出轴116和钻头140。复合连续油管20和井底钻具组合30的其余部分并不在井眼12内转动。因此，本发明的钻探系统10仅工作于滑动模式，其中复合连续油管20从不为钻探的目的而转动。三轴加速计和电阻率测井仪121为地面的操作员提供取向、钻头140的方向和位置和井眼12与地层中产油层的接近程度。推进系统120可以由转向组件123以铰链方式连接，以适当地相应于来自方向和产油层传感器的数据而导引钻头140。应当理解，井底钻具组合30可以由控制管道控制，例如位于地表的控制装置21中的微控制器管道，其通过复合连续油管20管壁中的导体接收井下信号和数据，分析这些信号和数据并通过导体32向井下传输指令，以控制井下操作。请参见例如美国专利5,713,422和5,842,149，它们都在此结合参考。也请参见美国专利申请09/599,343和09/467,588；以及提交于2001年12月7日，名称为Burst QAM Downhole Telemetry System的美国专利申请10/017,176，它们都在此结合参考。

再次参考图4，在连接器50的端连接器56、58之间可以设置有喷射接头。在提交于1999年8月20日的美国专利申请09/377,982,现在的美国专利6,349,763中公开了循环接头，其在此结合参考。装置和方法可以用于辅助移除切屑。请参见提交于2002年8月28日，名称为Method and Apparatus for Removing Cuttings的美国专利申请10/229,964；以及提交于2002年10月4日，名称为Method and Apparatusfor Removing Cuttings from a Deviated Wellbore的美国专利申请60/416,020(卷号为1391-28400)，其在此结合参考。

本发明的钻探系统可以用于在海底钻井中钻探初始井眼。请参见提交于2002年10月4日，名称为Methods and Apparatus for Open HoleDrilling(卷号1391-35000)的美国专利申请10/265,028；以及提交于2002年10月4日，名称为Methods and Apparatus for Riserless Drilling(卷号1391-35100)的美国专利申请10/264,549；它们都在此结合参考。

应当理解，尽管井底钻具组合30已被说明为仅有一个井下连续油管推进系统120，井底钻具组合可以包括多于一个的井下连续油管推进系统120，并可以有两个或多个井下连续油管推进系统组成，例如一前一后的，以提供额外的动力来推进钻头140。视具体应用而定，这种井下连续油管推进系统可以包括两个或更多个牵引模块。

还应当理解，在钻探使用中，井底钻具组合30不仅用于钻井，事实上可以是其它井的工具来执行其它操作。这种钻井工具包括钻井修井(intervention)工具、钻井模拟工具、测井工具、密度设计(engineering)工具、射孔工具、或磨铣。

例如，井底钻具组合可以包括在钻探系统中的套管箍位置测量器，以验证深度修正算法。套管箍位置测量器将能够计数套管。钻井中套管的记录用于提供非常精确的长度测量结果。因此，套管箍位置测量器开始用于验证深度算法，该算法修正连续油管的拉伸。一旦设置了衬层，套管箍位置测量器也能够用于打孔。一旦设置有衬管，套管箍位置测量器就用于精确地确定在衬管上的射孔位置。这一相同组件能够与其前面的射孔枪一起使用。井底钻具组合的另一部分会被使用，例如压力测量接头以及与悬挂在井底钻具组合前面的射孔枪一起的拉伸接头。套管箍位置测量器使可以在衬管内的射孔枪非常精确地定位。一个电信号可以用于击发打孔枪。在提交于1999年4月5日的美国专利申请09/286,362和提交于2002年4月12日，名称为Magnetically Activated Well Tool的美国专利申请10/121,399有套管箍位置测量器及其使用方法的一个例子，它们都在此结合参考。

复合连续油管20并不需要承受较大的拉力或压力。随着钻井液向下穿过水眼46并达到环空82上，钻井液为复合连续油管20提供浮力，从而减少施加在复合连续油管20上的拉力和压力。而且，由于复合连续油管20并不在井眼内转动，因而复合连续油管20与来自井底钻具组合30的任何反作用相隔开。

复合连续油管20也具有足够拉力和压力强度，以承受钻探时的大多数意外情况。例如，如果井底钻具组合30被卡在钻井中，那么复合连续油管20就具有足够的拉伸强度以在大多数情形下拔出卡住的井底钻具组合30。而且，如果井底钻具组合30进入产油井时，复合连续油管20可以抵抗产油井的压力而进入，作为流体静力学或地层压力的结果，该压力施加压缩载荷。这在一些情形下常发生处理与强化生产的修理井中，以再次开采增加产量。复合连续油管20将具有来自钻井液的内部压力，以便平衡外部井的压力和一定的挤毁强度。

在电子部分181中所使用的电子装置同现有井底钻具组合的电子部件相比是廉价的。因此，即使该电子装置由于高温而失效，也可以从钻井中取出井底钻具组合30并更换和修复电子部分181中的电路板。

各种类型的数据可以由复合连续油管20中的导体40传输到地表。一些类型的数据可以被传输到地表，包括倾角、方位角、陀螺测井数据、电阻率测量结果、井下温度、井下压力、流体速率、动力部分的rpm值、伽马射线测量结果、流体识别，地层取样和压力，冲击，振动，钻压，钻头扭矩以及其它传感器数据。例如，井底钻具组合包括压力测量接头664，用于感知钻井12的环空82的压力。

在提交于2000年6月22日的美国专利申请09/599,343和提交于1999年12月20日的美国专利申请09/467,588中说明了用于将数据传输到地表的装置的一个优选实施例，它们都在此结合参考。数据传输导体42使大量数据的传输可以实现，这些数据被地表的高性能计算机处理。通过在地表处理这些数据，井底钻具组合30变得更加便宜并更加有效。具有向地表高速传输数据的能力使得大多数现有井底钻具组合上的电子装置可以省去。它也增强了向地表传输数据的可靠性，因为省去了通过泥浆柱脉冲地传送数据。

在井底钻具组合30顶部的工具为导线型电子工具。这些是非钻井(non-drillng)导线工具技术并能够使用电压转换器。该工具将1000伏电压和0.3安培或3毫安传送给变压器。而井底钻具组合实际上使用3安培和30伏电源。变压器将1000伏和3毫安转换为30伏和3安。井下电池提供更多的电能，因为电池为高安培装置。然而，它仅提供此电能一个十分短的周期。井底钻具组合并不是高能运行系统。该井底钻具组合与其它的井下涡轮机驱动的井底钻具组合处于相同的功率能量范围中。

复合连续油管20中的电导体41因而使得更多的电能可以被传送到井下。导体41能够将3安培的电流向下传递给井底钻具组合30。以此种方式，导体41能够获得3安培电流和1000伏电压的电力。同由电池供电的典型波动电源相比，这种供电也更稳定。这使电阻率测量可以达到地层的更深处。而且，在井底钻具组合中不再需要交流发电机和电池部分。来自地面的较高能量也能够用于将电流传输到地层中，以改善电阻率测井仪121进行的电阻率测量。

应当理解，复合连续油管20和推进系统120可以用于将各种井装置传送到井中，并与在油井的钻探、完井和生产中具有其它用途的井底钻具组合一起使用。复合连续油管20和推进系统120可以在钻探时使用以进出井眼，移动这些钻井装置例如电动机、涡轮机、叶片式马达和容积式钻探马达、用于测量三维空间位置的各种类型的传感器、例如钻头或喷射器的用于驱替地层的部件、测径记录(声学的或机械的)、例如造斜器的定向造斜装置、套管铣刀、套管退出系统(化学的或爆炸的)或钻探中使用的其它井下工具。复合连续油管20和推进系统120也可以与各种钻探性能传感器一起使用，这些钻探性能例如伽马、电阻率、磁共振(MRI)、声波、中子密度、温度、压力、地层压力或其它井下参数。复合连续油管20和推进系统120还可以与钻探性能传感器一起使用，这些钻探性能包括钻压、钻头扭矩、穿透率、管压、环空压力、冲击和振动、马达的rpm值、跨过马达的分压、或其它性能参数。各种转向装置可以与复合连续油管20和推进系统120一起使用，例如在马达内或上方的固定弯头、在马达内或上方具有定向器的固定弯曲、在马达内或上方具有可调定向器的可调弯曲接头、三维或更少维数的转向系统、一个或多个回流止回阀、循环接头、快速断开接头、套管箍位置测量器、电池、电动透平、电子部件、稳定器或其它用于井底钻具组合转向的装置。复合连续油管20和推进系统120也可以与生产设备一起使用，这些生产设备例如井下泵、裸井眼封隔装置、套管井眼封隔装置、沙滤网、井下压力控制阀、射孔衬管、射孔枪、或其它用于钻井生产的装置。复合连续油管20和推进系统120还可以与油井维修设备或用于处理地层的设备一起使用，例如套管清刮器、喷射清洁工具、酸和其它钻井处理流体系统、带状处理流体系统和其它用于油井维修或处理的装置。复合连续油管20和推进系统120也可以用于传送例如修井工具、井强化增产工具、密度设计(engineering)工具或测井工具。上面列出的钻井服务和维护工具是示例性的而并未包括全部。

在新钻井中，可能使用复合连续油管20作为生产钻柱。复合连续油管20能够捆绑到外套管封隔装置或密封于套管退出点并伸到地表。

本发明可以用于在井眼中安装套管。在此方法中，推进系统是易处理的。请参见提交于2002年10月1日，名称为Apparatus and Methodsfor Installing Casing in a Borehole(卷号1391-28500)的美国专利申请10/262,136，其在此结合参考。

使用井底钻具组合30使钻井系统10可以进入井眼12并从井眼12中快速返回。本发明的钻探系统10的一个目的在于迅速而经济地开采所绕过的地层，因为它们的开采寿命有限。

还应当理解，复合连续油管20可以用于为钻井射孔。例如，在井底钻具组合30从钻井12中移出时，该钻井被安装上套管，射孔接头可以与复合连续油管20的井下端相连接并向下到达新井眼12。射孔接头能够起爆以在井眼12上射孔，以用于开采。复合连续油管20能用作产油管道。滤筛件也能处于复合连续油管20的下游端。

本发明的井底钻具组合的另一应用是在随钻进行测试。井底钻具组合被降到钻井中，并邻近待测量地层设置。使用井底钻具组合上的上下牵引模块以在套管井眼中隔开产油区。然后收集并处理数据，典型的用于测试地层压力。通常，收集样本以便在地表分析。井底钻具组合必须特别牢固以承受极度恶劣的钻探环境。

本发明的井下连续油管推进系统可以具有其它应用。这些应用包括例如现有测井工具的输送和套管的拉伸或在井眼中完成钻井柱。

其它应用包括使用钻井组件在产油管道中蜡化或沙化处进行清洁工作。钻探系统插入钻井中而井底钻具组合包括于其中。马达和压力工具设置于井底钻具组合的端部，并清洁所有蜡和沙。压力工具将包括随钻压力工具、拉力和压力接头、以及马达。在较长的水平作业中，该组件也可以具有牵引装置。电阻率、伽马、和定向部件在井底钻具组合中不是必不可少的。

该组件也能用于设置封隔器并跨式封隔器。实际上，该系统也用于井眼中任何需要定位的部件，并特别是水平延伸井所需的任何工具。待设置部件将设置于井底钻具组合的前面。

该系统也可以用于进行水泥胶结测井。而且，任何类型的套管井眼测井都能够在井底钻具组合之前进行。也能够使用任何导线测井工具，因为导体整个线路沿沿复合连续油管壁延伸。

现参考图9和图10，新井眼下钢套管仍是优选的。钢具有更大的绝对拉伸和压缩强度，并且比现有复合管道更具弹性。而且，钢能够承受产油井中的温度梯度和产油井中的其它环境条件。钢套管也能够承受产油井中的许多剪切力。因此，钻探系统10优选地在复合连续油管20上使用井底钻具组合，以钻探井眼，而钢套管被降到新钻井中以完井。

由于本发明的钻探组件10的目的在于消除对钻机的需要，因而图9和图10中示出了一个不需要钻机的完井组件240。完井组件240具有管处理系统242、套管提升器244、套管钳246和套管活塞250。管处理系统在水平方向上拾起示于248的单个套管节，并将单个的套管节移动到处于251中间位置，然后移动到垂直位置253。新的节然后被水平设置于井口254。在井口254上方的垂直位置，液压控制的套管提升器244夹持管的新节与伸出井口254的套管柱的上端对齐。钳246设置于液压套管卡盘240的框架上，以螺纹的方式将新套管节连接到井眼中的套管柱的上端。

现参考图10，套管活塞250通过上卡瓦座256和下卡瓦座258来支撑套管提升器244。卡瓦座256、258具有卡瓦，用于悬挂套管柱。套管柱穿过卡瓦座256、258中的卡瓦，该卡瓦座支撑并夹持套管。套管活塞具有四个活塞260，用于向下推动新套管联接件和套管柱并从而进入井眼。一种套管活塞由Oklahoma市的R.L.Gilstrap Co.公司制造。请参见R.L.GILSTRAP CO.的《The WELLHEAD CASINGJACFOR EXTRA PIPE PULLING POWER》，其在此结合参考。在管的新联接件以螺旋方式连接到套管柱上时，其使用液压套管千斤顶252而顶进井眼中。完井系统240也包括现有的在钻井中的新套管固井。在提交于2001年3月20日的美国专利申请60/280,088中也公开了一种连续油管注入系统的例子。

完井系统240相对于现有技术具有多个优点。正如所见，在新井眼内安装套管柱时不需要钻机。而且，完井系统240可以由少到两个人来操作。而且，套管活塞250能够将套管从钻井中拉出，并具有足够的力，能够克服套管与上了套管的井眼之间的摩擦和阻力。而且，套管卡盘250能够将套管柱推入钻井。现有钻机不具有这种能力，而是依赖于套管的重量，使用重力和或转动或往复运动以在井中建立套管柱。

应当理解，本发明可以与现有钻机一起使用，或包括减少使用的现有钻机。例如，操作员使用现有钻机钻探用于钻进套管的井眼，然后释放钻机，以将其用于其它钻井。

尽管已经示出和说明了本发明的一个优选实施例，在不背离本发明的精神的情况下，本领域技术人员能够对其做出修改。

Claims (52)

1.一种系统，用于从地表在井中传送井的装置，其包括：

复合连续油管，所述复合连续油管具有1/2％到3％范围内的屈服应变；和

井底钻具组合，其在井下与所述复合连续油管相连接。

2.根据权利要求1所述的系统，其中所述复合连续油管具有其轴向弹性模量分量为500000到200000psi的杨氏模量的管。

3.根据权利要求1所述的系统，其中所述复合连续油管包括非各向同性的管。

4.根据权利要求1所述的系统，其中所述复合连续油管包括在所有轴向上具有不同的弹性模量的管。

5.根据权利要求1所述的系统，其中所述复合连续油管包括具有非线性弹性模量的管。

6.根据权利要求1所述的系统，其中所述复合连续油管包括其材料密度在0.99克每立方厘米到2.9克每立方厘米的范围之内的管。

7.根据权利要求1所述的系统，其中所述复合连续油管由纤维强化基质制成。

8.根据权利要求1所述的系统，还包括嵌入于所述复合连续油管壁中的光纤导体。

9.根据权利要求1所述的系统，还包括环绕所述复合连续油管的流体，其使得所述复合连续油管基本上平衡悬浮在井中。

10.根据权利要求1所述的系统，还包括嵌入于所述复合连续油管中的导体。

11.根据权利要求10所述的系统，其中所述井底钻具组合包括与所述导体相导通的传感器，所述传感器通过所述导体将数据实时地传送到地表。

12.根据权利要求11所述的系统，其中所述传感器为压力传感器。

13.根据权利要求10所述的系统，其中所述导体环绕衬设置，该衬具有环绕所处导体和衬缠绕的承载纤维。

14.一种用于从地表钻探井眼的组件，该组件包括：

不具有导体的复合连续油管；

与所述复合连续油管相连接的钻探组件；

包括钻头和井下马达的所述钻探组件。

15.根据权利要求14所述的组件，其中所述井下马达由流过复合连续油管的流体驱动。

16.根据权利要求14所述的组件，还包括在所述钻探组件中的单向阀，从而仅使流体穿过所述复合连续油管和钻探组件向下流动。

17.根据权利要求14所述的组件，其中所述井下马达是无仪器的。

18.根据权利要求14所述的组件，还包括沿所述复合连续油管延伸的电线。

19.根据权利要求18所述的组件，其中所述井下马达被通过所述导体传输的电能来电力地驱动。

20.根据权利要求18所述的组件，其中所述电线延伸穿过所述复合连续油管。

21.根据权利要求14所述的组件，还包括沿所述复合连续油管延伸的导体，以便与所述钻探组件双向地通信。

22.根据权利要求21所述的组件，其中所述钻探组件还包括与所述导体相导通的传感器。

23.根据权利要求22所述的组件，其中所述传感器为井眼压力传感器，该传感器向地表实时提供压力测量结果。

24.根据权利要求21所述的组件，其中所述钻探组件还包括与地表相通信的泥浆脉冲遥感勘测传感器。

25.一种用于从地表钻探井眼的组件，该组件包括：

复合连续油管，它具有的管壁嵌入其中一个或多个导体；

与所述复合连续油管相连接的钻探组件；

所述钻探组件包括钻头和井下马达的；以及

用于形成钻压的的动力装置。

26.根据权利要求25所述的组件，其中所述井下马达由流过所述复合连续油管的流体驱动。

27.根据权利要求25所述的组件，还包括在所述钻探组件中的单向阀，从而使得流体仅穿过所述复合连续油管和钻探组件向下流动。

28.根据权利要求27所述的组件，其中所述单向阀为止回阀。

29.根据权利要求27所述的组件，其中所述单向阀为活瓣阀。

30.根据权利要求25所述的组件，其中所述井下马达是无仪器的。

31.根据权利要求25所述的组件，其中所述井下马达被电力驱动，所述导体与所述井下马达相连接，以为所述井下马达提供能量。

32.根据权利要求25所述的组件，其中所述导体提供所述钻探组件和地表之间的双向通信。

33.根据权利要求32所述的组件，其中所述钻探组件还包括与所述导体相导通的传感器。

34.根据权利要求33所述的组件，其中所述的传感器为井眼压力传感器，向地表实时提供压力测量结果。

35.根据权利要求25所述的组件，其中所述井下马达为容积式马达。

36.根据权利要求25所述的组件，还包括将所述钻探组件与地表相连接的遥感勘测装置。

37.根据权利要求25所述的组件，其中所述复合连续油管具有1/2％到3％范围内的屈服应变。

38.根据权利要求25所述的组件，其中所述动力装置包括所述复合连续油管和所述钻探组件的重量。

39.根据权利要求25所述的组件，其中所述动力装置包括注入装置。

40.根据权利要求25所述的组件，其中所述动力装置包括设置于所述钻井组件上方的钻铤。

41.根据权利要求25所述的组件，其中所述动力装置包括液压推进器。

42.根据权利要求25所述的组件，其中所述动力装置包括在地表循环的流体泵。

43.根据权利要求25所述的组件，其中所述动力装置包括涡流阀。

44.根据权利要求25所述的组件，其中所述动力装置包括文氏管。

45.根据权利要求25所述的组件，其中所述动力装置包括推进系统。

46.根据权利要求25所述的组件，其中所述复合连续油管包括：

复合连续油管的第一长度，其具有第一管状壁，一个或多个第一导体嵌入于所述第一管状壁；

复合连续油管的第二长度，其具有第二管状壁，一个或多个第二导体嵌入于所述第二管状壁；

用于连接复合连续油管的第一和第二长度的连接装置；

第一机械连接装置，该装置附着于所述第一长度并包括第一导体连接装置，以及第二机械连接装置，该装置附着于所述第二长度并包括第二导体连接装置；

所述第一和第二机械连接装置被构造为使得，当所述第一机械连接装置与所述第二机械连接装置相接合时，所述第一和第二长度机械地相连接而在所述第一和第二导体之间形成通信线路；和

所述钻探组件，其与复合连续油管的所述长度中的一个相连接。

47.根据权利要求46所述的组件，用于在复合连续油管的所述第一和第二长度中的所述第一和第二导体之间建立电连接，其中：

所述连接装置包括附着于所述第一长度并具有至少一个管道的阳壳体，该管道形成得使所述第一导体可以穿过所述管道；

所述连接装置包括附着于所述第二长度并具有至少一个管道的阴壳体，该管道形成得使所述第二导体可以穿过所述管道；

所述阳和阴壳体包括连接第一和第二长度的所述第一和第二机械连接装置；

所述阳壳体包括第一电触环，所述第一电触环包括至少一个圆周地嵌入于所述第一电触环的触片，并还包括多个刮油密封环，所述第一电触环也具有管道，以使来自第一复合连续油管的导线可以与所述触片相连接；和

所述阴壳体包括第二电触环，所述第二电触环包括至少一个圆周地嵌入于所述第二电触环的匹配片，所述第二电触环也具有管道，以使来自第二复合连续油管的导线可以与所述匹配片相连接，所述电触片设置使得，在所述阳壳体与所述阴壳体相连接时，所述第一电触环的所述触片紧固地与所述第二电触环的所述匹配片相接合。

48.根据权利要求25所述的组件，其中所述钻探组件还包括转向组件；

所述转向组件包主体部分，该主体部分具有有接头连接，连接到所述主体部分的前缘，所述主体部分和所述前缘各具有一个轴线；所述前缘与所述钻头可操作地相连接；

驱动装置以可动的方式设置于所述主体上并与所述前缘相接合，以在所述接头连接处，相对于所述主体部分移动所述前缘，并在所述接头连接处相对于所述主体部分的轴线改变所述前缘的轴线；以及

所述驱动装置具有第一位置，在该位置上相对于主体部分的轴线改变前缘轴线，以形成钻头钻探的的第一方向；还具有第二位置，在该位置上相对于主体部分的轴线改变前缘轴线，以形成钻探的第二方向，在钻头位于井眼中时，所述驱动装置将前缘的轴线从第一位置改变到第二位置。

49.一种用于在钻探形成壁的井眼时控制钻头方向的方法，其包括：

将带有井下马达和转向组件的井底钻具组合下降到复合连续油管的井眼中，所述复合连续油管具有嵌入于其中的导体；

通过转动井下马达上的钻头并向钻头施加载荷而钻探井眼；

通过所述导体传递改变钻进方向的信号；和

在钻探时，通过改变钻探时下部轴线与上部轴线之间的角度，并通过改变在钻探时下部轴线与上部轴线之间的方位角，而相对于转向部件的上部，在上下部之间的接头连接处，调整下部的轴线，以改变钻头的角度和方位角，并从而改变钻探方向。

50.一种用于钻探井眼的方法，该方法包括：

将带有井下马达、钻头和井下压力传感器的井底钻具组合降到复合连续油管的井眼中，该复合连续油管具有嵌入于其中并与压力传感器相导通的导体；

通过转动井下马达上的钻头并向钻头施加载荷来钻探井眼；

用井下压力传感器测量压力；

将压力测量结果数据传输到控制系统；和

调整关井装置、钻井液密度、泵压速率、或节流致动中的至少一个，以改变井下压力，其中所述调整由控制系统执行，而没有任何手动干涉。

51.一种用于钻探井眼的方法，该方法包括：

将钻探组件降到无导体的复合连续油管上，该钻探组件具有井下马达和钻头；

由于重力而使钻探组件在井下移动；和

通过转动井下马达上的钻头并向钻头施加载荷来钻探井眼。

52.一种用于钻探井眼的方法，该方法包括：

将钻探组件降到具有导体的复合连续油管上，该钻探组件具有井下马达和钻头；

由于重力而使钻探组件在井下移动；和

通过转动井下马达上的钻头并向钻头施加载荷来钻探井眼；

侧量井下压力；和

将压力数据通过导体实时地传送到地表。

并且将井眼中的井下压力传感器传送到复合连续油管的井眼中，该复合连续油管具有导体，导体嵌入于所述复合连续油管并与压力传感器相导通；

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