很多现有的井包括在钻井和完井过程中被搁置(bypassed)的油 气层，因为这些搁置的油气层完井生产是不经济的。海上钻机的建设 费用约$40百万，一天的租金会达$250,000之多。这样的成本不允许 使用这样昂贵的钻机对这些搁置的油气层进行钻井和完井。目前，没 有经济有效的方法对很多搁置的油气层进行生产。因此常常是较大的 油气层被完井并投入生产，因为，这些井有足够的生产率，证明使用 海上钻机进行钻井和完井经济上是值得的。
现在很多主要油田已在中老期(paying out)，需要经济有效的方 法生产这些以前搁置的油气层。一般来说，这些搁置油气层的位置和 大小是已知的，特别是在较成熟的生产油田中。
为了在现有的井中经济地钻和完井搁置的油气层，需要不使用常 规钻机和常规钻机设备。不用钻机生产井的一个方法是使用带有底部 钻具组合的金属的复绕油管。见本文参引的美国专利5,215,151； 5,394,951；和5,713,422。底部钻具组合一般包括一个井下马达，提供旋 转钻头的动力以钻进井筒。井下钻具组合仅在滑动方式工作，因为金 属复绕油管在地面不被旋转，不象由钻机上的转盘旋转的钢钻杆。底 部钻具组合可包括一个牵引器，它推进底部钻具组合沿井筒向下。一 个这样的牵引器是一个推进器，它推拉复绕油管的下端向下，不依靠 接触或抓住井筒内壁。由这样的底部钻具组合能够钻的深度是有限的。
一个这样的自推进牵引器是由西井工具公司(Western Well Tool) 制造，在井筒推进一个接近常规底部钻具组合。推进系统包括一个上、 下罩，它带有在每端上安装的封隔器支座。每个罩具有一个液压缸和 柱塞，使推进系统在井筒内移动。通过下封隔器支座膨胀接合井筒壁， 下罩中柱塞在液压缸中伸开，推进系统工作，在井下推钻头。同时， 上封隔器支座收缩，并向上罩的另一端移动。一旦下罩柱塞完成它的 冲程，然后，当下封隔器支座收缩，在下罩另一端上重新定位时，上 罩液压柱塞启动推钻头和马达进一步向下。这个循环重复连续在井筒 内移动底部钻具组合。牵引器可在井筒的两个方向推进底部钻具组合。 在封隔器支座和罩间设有流动通道，允许钻井液通过推进系统。
几个公司制造在井中推进钻头和拉钢质复绕油管的自推进牵引 器。这些牵引器包括自推进轮，它们摩擦接合井壁。然而，在推进系 统轮和井壁间存在很小间隙，当轮遇到井壁尺寸上的凸棱或其他不平 时，就会出现问题。而且，时间一长在轮与井壁间会出现对于充分推 进牵引器摩擦接合不够的情况。
其他公司也提供牵引器，用于沿下了套管的井筒步进(walk)推 进电缆端部。但是，这些牵引器接合具有已知内尺寸的套管内壁。 Schlumberger制造这种牵引器。
使用金属复绕油管有几个缺点。底部钻具组合穿过井筒较深时， 金属复绕油管倾向于弯曲。在斜井中弯曲特别剧烈，斜井中，重力无 助于向井下拉油管。在油管弯曲时，由于与井筒接触产生的力矩和阻 力变的较难克服，并常使得使用复绕油管达到远距离的搁置的油气层 是不实际或不可能的。而且，钢复绕油管常在钻井过程早期由于循环 弯曲疲劳，必需更换。还发现，复绕油管与使用接头连接的钢管和钻 机的常规钻井系统一样的昂贵。
底部钻具组合也可包括定向工具，如弯接头，或罩，用于引导井 筒轨迹。一些类型的定向工具可从地面调节。现有技术的定向工具常 要求棘轮(ratchet)可360度旋转以到一个新的倾斜方向。
底部钻具组合可包括各种传感器，如接近钻头的伽码射线和测斜 仪组件，和多深度双频井眼补偿电阻率侧井仪。这些工具产生表示钻 头倾斜和方位的数据，及底部钻具组合相对于地层的位置的数据。底 部钻具组合也可包括其他传感器，提供关于井筒的其他数据，如陀螺 勘测数据；电阻率测量；井下温度；井下压力；流速；动力部分速度； 伽码射线测量；流体识别；岩样；和在钻头上的压力，冲击振动，钻 压；钻头扭矩和其他传感器数据。
旋转钻井和与金属连续油管配用的现有技术底部钻具组合包括电 子组件，用于收集数据，井下处理数据，和向地面传输处理的信息。 处理的信息可通过常规电缆或泥浆脉冲遥测传输到地面。在泥浆脉冲 遥测中，使用一个阀，处理的信息通过泥浆柱脉冲返回地面，所述阀 的开和闭产生脉冲。见美国专利5,586,084。但是，泥浆脉冲遥测的传 输速度是有限的。
在底部钻具组合中的电子组件可以抵抗的温度也是有限的。一旦 在任何持续的时间期间，电子组件的环境受到高温，如305度F，或 更高，一些电子组件会不起作用。因此，电子组件如半导体集成电路 片，必需仔细生产和选择，确保它们能够抵抗底部钻具组合的可预见 的热，冲击和振动。因为电子组件的寿命是在时间上的温度函数，井 下温度越高，电子组件的寿命越短。因此，电子组件不仅昂贵，而且 井下处理数据的设备的复杂性使得底部钻具组合很昂贵，特别是随钻 测井仪。这样的电子组件也减少了底部钻具组合的可靠性。
由现有的井钻新井生产被搁置的油气层，常需要在现有的套管上 切割一个孔或窗口，随后，钻柱通过所述窗口，钻一个斜的井眼进入 到被搁置的油气层中。在现有套管切割窗口使用的现有技术工具，产 生一个无规则几何形状的窗口，并常是带有不整齐形状。而且，切割 工具会产生一个围绕窗口的锯齿边。在新的斜井筒可以被钻前，常常 需要连续地向井眼运动钻具，以便把窗口清理干净。不整齐形状和锯 齿边会在新井眼的钻井和完井中造成问题。因为窗口的特定位置和几 何形状是未知的，在现有井眼中的套管和新井眼的新套管间建立一个 密封也是困难的。
将下了套管的井眼用新套管进行密封的现有技术程序包括在注水 泥操作时，用水泥填充在不整齐形状的窗口和新套管间的间隙。常需 要具有很好塑性的特殊水泥流入到这些间隙。常常必需将套管端部铣 磨干净。而且，即使在注水泥操作后间隙常留在窗口周围，使得水泥 仍不能形成一个充分的密封。

本发明克服了现有技术的缺点。
本发明提供一个在井中运送井装置的系统，包括：
一根复合控制管缆，所述复合控制管缆具有的弹性模量在所有的 轴线是不同的；和
一个井下连接到所述复合控制管缆的推进系统，用于在井中轴向 地推进所述井装置。
本发明的系统使用具有独特性能的复合控制管缆，将底部钻具组 合进入到倾斜的和水平的地下井眼的作用范围延长到现有技术系统以 前达到的范围的两倍以上，乃至5-10倍。在本发明系统中用的装置 比包括管类和钻机的现有技术系统的装置要轻。移动，提升和安装本 发明系统的复杂性和费用，以及布置它要求的空间和结构强度，与现 有技术油气开发旋转钻机，或金属连续油管比较，是最小的。
本发明系统最好包括一个复合控制管缆(umbilical)，它具有一 个在内的流体不可渗透衬，多层承载层，和一个外耐磨层。承载层最 好是围绕内衬编织的树脂纤维。多个电导体和数据传输导体埋在承载 层中，在地面和底部钻具组合间输送电流和传输数据。而且，沿复合 控制管缆的长度可在一个或多个数据传输导管上安装多个传感器。
底部钻具组合包括一个钻头，一个伽码射线和测斜器和方位仪组 件，一个带有可导向(steerable)组件的推进系统，一个电子部分，一 个电阻率侧井仪，一个传动装置和一个旋转钻头的动力部分。在复合 控制管缆中的电导体向电子部分提供电源，并可以向动力部分提供电 源。在复合控制管缆中的数据传输导管可以是光纤缆，它将各传感器 的数据传输到地面，如伽码射线和测斜仪组件和电阻率测井仪的数据。
推进系统包括一个罩，它具有一个带有牵引舱的上游部分和一个 带有牵引舱的下游部分。各牵引舱连接一个安装在一个罩部分内的液 压缸中的柱塞，推进底部钻具组合沿井眼上下。在工作中，一个牵引 舱膨胀，接合井眼，同时液压柱塞向井下推钻头，并向前拉复合控制 管缆，而另一个牵引舱移动到它的罩部分的另一端，准备启动它的柱 塞进一步向井下移动钻头。推进系统的罩包括一个孔眼，一个输出轴 穿过所述孔眼，输出轴一端工作连接动力部分，另一端连接钻头。可 导向组件有各种类型的，用于改变井轨迹，如在两个罩部分间的一个 可调连接，一个安装在推进系统罩上的三维的可调直径叶片的稳定器， 或安装在推进系统罩上的可单独偏心伸长的两个多位牵引舱。在可导 向组件是可调连接时，穿过推进系统的输出轴在两个罩部分的配接处 具有一个铰链接头。
钻井系统也可包括另一个在现有下了套管的井眼切割窗口的底部 钻具组合。这个底部钻具组合连接复合控制管缆，并包括一个上游和 下游牵引舱，跨过要切割窗口的下了套管的井眼部分。一个模板安装 在在所述组合的罩上，并被液压或电动启动接合下了套管的井眼内壁。 一个切割喷嘴安装在罩上的齿形轨道上，按模板限定的切割套管上的 窗口。然后套管的切割片被电磁体磁性收回，并保持在罩中。一旦切 好窗口，底部钻具组合和套管的片被从井中取出。一个带有密封凸缘 的管状件然后安装在底部钻具组合上。所述组合下入到井眼，带密封 凸缘的管状件被安装在窗口。然后一个生产管柱下到井中，在管状件 内安装，进行被搁置油气层的生产。密封凸缘密封连接处。
钻井系统也包括一个不用钻机在新井眼设置管的方法和装置。使 用套管柱塞在井中安装生产管柱。
本发明的钻井系统的一个优点是不用钻机钻井。钻井系统可从一 个浮动平台操作，并使用一个海底钻井井口底盘。然而不用钻机，千 斤顶，浮式装置(floater)。本发明的钻井系统是无钻机控制管缆钻井 系统，不仅可用于再入现有井，而且也用于钻新井。
本发明的钻井系统的另一优点是显著减少操作该系统的井队人 员。
还有一优点是使用非金属的钻柱。不需要钢工作管柱使得能够不 需要操纵金属管的钻机。
本发明的钻井系统的再一个优点是使用从底部钻具组合到地面延 伸的复合控制管缆。使用复合控制管缆提供地面的强化的压力控制， 因为，钢质工具接头的连接和解开消除。而且，与必需通过防喷气的 钢钻杆比较，复合控制管缆上的加厚端的数目显著减少。复合控制管 缆以可能的程度下入到井眼中，然后由井下控制管缆推进系统进一步 布置到井中。然后通过将复合控制管缆缠绕到地面上的一个滚筒上回 收。
本发明复合控制管缆另一优点是多根一定长度的管不必须象对接 头连接的钢质钻杆要求的那样，使用钻机在地面连接和解开到相同程 度。
复合控制管缆的另一个优点是能够在接近平衡和欠平衡下钻井和 完井。在钻井液柱压力大约相同于地层压力的接近平衡情况下钻井和 完井，引起的对生产层的损坏较小。
本发明的另一优点是使用底部钻具组合，它固定在井筒上，因此 使得常规底部钻具组合遇到的的振动大为减小。振动，谐振和冲击对 常规底部钻具组合是很有害的，特别是对组合中的电子组件。
本发明的另一个优点是使用穿过复合控制管缆的电导体。通过在 地面和底部钻具组合间传导电能，在底部钻具组合中不再需要交流发 电机或电池，使电子组件工作。
本发明的另一个优点是使用通过复合控制管缆的壁的数据传输导 管，如光纤缆，或同轴缆。这种数据传输导体允许将底部钻具组合中 的传感器接受的原始数据直接传输到地面，不暴露可能会损坏的线。 然后在地面处理数据，而不是象在常规底部钻具组合中那样在井下处 理数据。通过在地面处理数据，可用较大，较精密较廉价的计算机处 理系统，分析数据。而且，在常规底部钻具组合中要求的井下处理数 据的电子装置可以不再需要，从而减少昂贵而且相当脆弱的井下电子 组件。使用在复合控制管缆中的数据传输导管的另一个优点是能向地 面较快且可靠地直接传输数据。通过泥浆柱脉冲传输数据的常规过程 被取消。
本发明的另一优点是使用连接复合控制管缆的长度的连接器，它 包括电和数据传输导管的连接。
本发明另一个优点是为准确定向钻井，使用有效，可靠和不昂贵 的井下控制管缆推进系统，和勘测系统。
通过以下说明会明了本发明的其他目的和优点。
附图说明
下面参考附图详细说明本发明的一个优选实施例，图中：
图1是本发明的钻井系统在一个典型钻井应用中的立面示意图；
图2是本发明复合控制管缆的剖面图；
图3是具有电导体和数据传输导体的复合控制管缆沿图2中的平 面3-3的剖面图；
图4是复合控制管缆连接两段长度的连接器的剖面图；
图5是连接复合控制管缆下游端的本发明底部钻具组合的立面示 意图；
图5A是图5的底部钻具组合的具有整体反向旋转装置的传动装 置的示意图；
图6是带电阻率天线和可导向组件的推进系统的剖面图；
图7是沿图6中7-7平面的剖面图，示出了牵引舱之一；
图8是底部钻具组合的另一个实施例的示意立面图，部分剖切， 该组合用于切割现有下了套管井眼上的窗口；
图9是在图8现有下了套管井眼中的切割的窗口的立面剖面图；
图10是图8和9所示窗口的示意剖面图，一个生产管柱安在新井 眼中；
图11是用于在新井眼中安装和除去钢管的系统的示意图；
图12是向新井眼设置和回收一节套管的套管柱塞分解图；
图13是具有与本发明配用的另一个可导向组件的推进系统的示 意剖面图；
图14是在图13中的牵引舱的平面14的剖面图；
图15是具有另一个与本发明配用的可导向组件的推进系统的示 意剖面图；
图16是图15中沿可导向组件的导向启动器的平面16上的剖面 图；
图17是不同泥浆重量的复合控制管缆和钢质复绕油管上的拉力 比较图。

本发明可具有不同的实施方式。在图中和本文中详细说明了本发 明的特定实施例，应理解本公开是为了解释本发明的原理，而不是将 本发明限定于图示和说明。
本发明的系统包括一个复合控制管缆线，其上安装着一个底部钻 具组合。本发明的各个实施例提供几个不同的底部钻具组合结构，每 个用于多种不同类型井之一的一种井下操作，这些井包括：新井，位 移延伸井(extended reach well)，延伸的现有的井，侧钻井，斜井， 和其他类井。应理解，底部钻具组合可以仅是进行一项钻井操作的一 个钻井工具。钻井操作常涉及到在井的油气层的钻井和完井，但本发 明不限于这些操作。本发明的实施例提供了应用本发明系统的多种方 法。应充分认识到，下述的实施例的不同原理可以分开地，或适当结 合地用于在井下操作中以产生出所需的结果。特别是，本系统实际上 可用在任何类型的钻井操作中。
见图1，在此示出一个用本发明系统作为钻井系统10的示意图。 钻井系统10包括一个形成工作柱20的管柱，它带有底部钻具组合30， 组合30连接到工作柱20的下端。所示的工作柱20和底部钻具组合30 置于与现有的井14相倾斜的侧钻的井中。钻井系统10由现有平台18 的地面16伸出，现有平台是以前用于钻井、完井并产生出现有井14 的。在平台18的表面上有各种控制器21，接受并向井下发出信号。这 些控制器是已知的。在平台地面16上应设有防喷器和其他必要的安全 控制装置22，为井12的钻井和完井用。此外，侧钻井12仅是为了说 明本发明典型应用中的钻井系统10和它的操作，决不应认为是限定本 发明在侧钻井的范围。
复合控制管缆20用作工作柱。复合控制管缆的突出工作性能是一 根管，其扬氏弹性模量的轴向分量为500,000-10,500,000psi，范围最好 是2,000,000-5,000,000psi。该管各向异性，弹性模量在所有轴线上不 同，且不是线性的。实施该管可以由纤维构成，如非金属纤维，金属 纤维，或金属和非金属纤维混合构成。一个实施例中包括了一根螺旋 缠绕的或交织的纤维强化热塑料构成的管，或纤维强化的热固聚合物， 或环氧树脂管。纤维可以是非金属，或金属，或金属和非金属材料的 混合。复合控制管缆最好由密度为0.99-2.9克/立方分米的材料制成。 除非另外限定，在本说明中用的复合控制管缆一术语的意思是连续可 缠绕的，或分段连接的管柱，它具有上述特征。应理解，虽然本发明 的上述管不包括复绕油管，但本发明的各种组件可与复绕油管配用， 特别是，与浅油井(short reach wells)和智能牵引器(smart tractor)配 用。
上述特征的复合控制管缆20具有很多优点。低弹性模量允许大型 管缠绕到小直径辊上，不会使控制管缆20产生塑性变形。在弯曲时不 疲劳。低的模量可使控制管缆在辊上盘卷具有无限的疲劳寿命。而且， 在控制管缆进出井时，沿井眼短半径弯曲和弧段受力时，低模量形成 很低的阻力。低密度使得管的重量轻便于运输和提升。而且，使用适 当加重的泥浆或特定设计的管，该管在井筒中可以漂浮。12.9磅/加仑 泥浆使得具有最优选的几何形状的管具有中性浮力。使浮力接近钻井 液的重量，在控制管缆进出井筒时，由于重力可形成与井壁的最小摩 擦阻力。
下面是钢和复合管复绕油管间弯曲应变的比较：
2-7/8″钢管，典型屈服应力θy＝80,000psi
因此，屈服应变εy＝θy/E，E为材料的扬氏模量
因E钢＝30×106psi，这样εy(钢)＝80,000/30,000,000＝0.00267英寸/ 英寸
同样，E复合管＝1.43×106psi，并且一般θy(复合管)＝26,000psi，
因此，εy(复合管)＝26,000/1,430，000＝0.01818英寸/英寸
使复合管屈服前的最大弯曲应变是钢的6.81倍。弯曲计算方法， 参见《机械工程师马克标准手册》(Mark′s Standard Handbook for Mechanical Engineers)一书，作者Baumeister，Theodore，Avallone， Eugene A.，Baumeister，Theodore III，第八版McGraw-HIll图书公司 (McGraw-Hill Book Company)，纽约，1978年，第5-54页。
下面提供的比较是拉伸钢或复合管连续油管需要的力，表示了用 井下推进系统和复合控制管缆向井底更深处移动和从井底回收的系统 能力。
克服简单的滑动摩擦，拉钢或复合管连续油管需要的力为：
钢管需要的拉力(F钢)：
F钢＝μ×W钢×K钢×L钢
μ＝井筒摩擦系数(约为0.5)
W钢＝钢重量/英尺＝4.53磅/英尺(2-7/8″外径×5/16″壁厚)
K钢＝在12.5磅/加仑的泥浆中钢的浮力因子＝0.809
L钢＝水平方向管长＝10000英尺
因此，拉10000英尺的钢需要的力F钢＝18,324磅
同理，对于复合管
μ＝井筒摩擦系数(约为0.5)
W复合管＝复合管重量/英尺＝1.7磅/英尺(2-7/8″外径×5/16″壁厚)
K复合管＝在12.5磅/加仑的泥浆中复合材料的浮力因子＝0.0157
L复合管＝水平方向管长＝10000英尺
拉复合管10000英尺需要力F复合管＝133磅
拉10000英尺的钢管需要的力是拉同样复合管的138倍。摩擦力 的计算，参见《机械工程师马克标准手册》)(Mark′s Standard Handbook for Mechanical Engineers)一书，作者Baumeister，Theodore，Avallone， Eugene A.，Baumeister，Theodore III，第八版，McGraw-Hill图书公司 (McGraw-Hill Book Company)，纽约，1978，第3-54-3-27页。
现参见图17，此图示出在不同浮力状态下，即不同的泥浆重量时， 用复合管或钢复绕油管钻50,000英尺的水平井时需要的拉力。
现见图2和3，控制管缆20最好是具有上述特征的复合管做成。 复合控制管缆20最好具有一个不渗透流体的衬32，多层承载层34， 和一层耐磨层36。如图3所示，多个导体40和42嵌于承载层34中。 这些导体可以是金属的或光纤的导体，如电导体40和数据传输导体 42。一个或多个数据传输导管42可包括多个传感器44。应理解，导体 可以是延伸于传输压力流体的控制管缆20长度方向的通道。
本文参引的美国专利5,097,870；5,176,180；5,285,008；5,285,204； 5,330807；5,348096和5,469,916中示出和说明了复合管的类型。还见 本文参引的“Development of Composite Coiled Tubing for Oilfield Services″作者A.Sas-Jaworsky and J.G.Williams，SPE Paper 26536，1993。 本文参引的美国专利5,080,175；5,172,765；5,234,058；5,437,899和 5,540,870中公开了复合管棒材，和装在复合管电缆中的电或光学导体。
不可渗透流体的衬32是一根内管，最好由聚合物制造，如聚乙烯 或聚氯乙烯。衬32也可由尼龙或其他特殊聚合物或弹性材料制造。在 选择衬32的适当材料时，应对侧钻井12中用的钻井液和在井下遇到 的温度予以考虑。因为碳纤维，特别是弯曲后不透过流体，内衬32主 要起不渗透流体的隔层的作用，内衬32不渗透流体，从而，将承载层 34与通过衬32的孔眼46的钻井液隔离。在复合控制管缆20的制造过 程中，内衬32也起添加承载层34的芯棒作用。
承载层34最好是树脂纤维，具有足够层数以支撑悬在钻井液中的 工作柱20所要求的负荷力，包括复合控制管缆20和井底钻具组合的 重量。例如，图2所示的控制管缆20具有六层承载层34。
承载层34的纤维最好是缠绕到热固的或可固化的树脂中。尽管玻 璃纤维比碳纤维便宜，但其强度却不如碳纤维大，考虑到强度问题， 用碳纤维好些。也可碳纤维和玻璃纤维混用。因此承载层34的具体纤 维将取决于井，特别是，井的深度，以致在选择的纤维中可达到强度 和成本均适当的复合管。一般全部是碳纤维较好，因为它的强度和抗 压力大。
承载层34决定复合控制管缆20的机械性能。缠绕和编织承载层 34，使得形成具有各种机械性能的复合控制管缆，所述性能包括抗拉 和抗压强度，脆裂强度，韧性，抗腐蚀性流体的性能，气体侵入性能， 外静水压力性能，内流体压力性能，抗进入井筒中被剥落的性能，密 度即浮力，抗疲劳性能，和其他机械性能。纤维34是独特地缠绕和编 制的，使得复合控制管缆20的机械性能最大，包括极大地加大它的强 度。
耐磨层36最好围绕最外的承载层34编织。耐磨层是一个牺牲层， 因为它接合井筒12内壁，在复合控制管缆20下入到井12中时磨损。 耐磨层36保护下面的承载层34。一个较好的耐磨层是Kevlar商标的 材料，是一种抗磨损强度很高的材料。虽然仅示出一层耐磨层，根据 需要可以附加耐磨层。耐磨层36的一个优点是它可以是由不同的纤维 和颜色做成，使得易于确定在复合控制管缆20上的磨损位置。应理解， 内衬32和耐磨层36对于复合控制管缆20的使用不是关键的，在某些 应用中可以不使用。也可以加上压力层38，但不是必需的。
在编织过程中，电导体40，数据传输导体42，传感器44和其他 数据连接线可以埋入在复合控制管缆20的壁中的承载层34间。用承 载层34的碳，玻璃纤维和混合纤维将这些装置缠绕到复合控制管缆20 的壁中。应理解，根据需要，任何数目的电导体40，数据输送导管42 和传感器44可埋入到复合控制管缆20的壁中。
电导体40可以包括一根或多根铜线，如线41，多导体铜线，编 织线，如43，或同轴编织的导体。这些导体连接地面电源。一根编织 的铜线43，或同轴电缆45用结合到承载层34的纤维缠绕。虽然可以 用单根的铜线，但一根编织的铜线43沿复合控制管缆电阻小，形成较 大的传输能力。电导体40允许基本通过一个单一导体从地面传输到底 部钻具组合30大量电能。用多道传输，在地面和底部钻具组合间通过 单一导体可以双向通讯。这单一导体41可向地面提供数据传输。
用于从地面电源到底部钻具组合30传输的主铜导体40最好是编 织的铜线43。编织铜线43可用于向驱动部分90提供电源，使钻头140 旋转。编织铜线43可以从地面传导大电压，如400伏，这将产生必须 散发出去的热。编织铜线43最好在两个最外的承载层34之间。将编 织铜线43设置在邻近复合控制管缆20的外径，编织铜线43位于层34 的较大的表面积上，使散热最大。
数据传输导管42可以是多根光纤缆，提供与地面的控制器通讯， 以在两个光纤方向传输所有数据。光纤缆具有宽的频带传输能力，并 允许在底部钻具组合30和地面间双向通讯。如前所述，光纤缆可以是 直线或螺旋形地缠绕在承载层34的碳、玻璃混合或纤维中。
如图3所示，传感器44埋在承载层34中，并连接到一个或多个 数据传输导体42，如光纤缆上。作为埋入的传感器的代替，光纤缆也 可在它的长度上间隔腐蚀，充当沿复合控制管缆20的长度的预定位置 上的传感器。这使能沿复合控制管缆20监控压力，温度和其他参数， 并传输到地面控制器。
复合控制管缆20可以盘卷，使得它可以绕在一个滚筒上。在制造 复合控制管缆20时，内衬32从一个滚筒绕开，直线通过一个编织机。 然后当衬32通过多个编织机时，碳，混合或玻璃纤维编织到内衬32 上，每个编织机在内衬32上编织一层纤维。制成的复合控制管缆20 然后缠绕到滚筒上。
在编织过程中，电导体40，数据传输导体42和传感器44在承载 层34的编织间加到复合控制管缆20中。在编织纤维的制造过程中， 导体40，42可以围绕控制管缆20直线铺设，螺旋缠绕，或编织。而 且，导体40也可以特定角度缠绕，使得在复合控制管缆20内加压时 补偿内衬32的膨胀。
复合控制管缆20可制成各种直径。金属的复绕油管一般的使用直 径为1-1/2″，但复合控制管缆20最好具有比1-1/2″大的直径。当然， 复合控制管缆的尺寸将根据具体用途，和它所使用的井来确定。
虽然复合控制管缆20可以具有连续的长度，如25,000英尺，但 最好复合控制管缆20被制成较短的长度，如1,000，5,000和10,000 英尺。一般滚筒可容纳约12,000英尺复合控制管缆。但是，一般具有 附加的备用滚筒，可提供附加的复合控制管缆20。这些滚筒当然可用 于加长或缩短复合控制管缆20的长度。对于复合控制管缆20的直径 和重量，实践中没有象对它的长度那样的限制。
复合控制管缆20具有能够进行延长位移井的钻井和完井所有的 必需性能。特别是，复合控制管缆20比铁质材料的管，当悬浮在泥浆 中，具有对于它的重量来说的大的强度，和较长的服役期。复合控制 管缆20也与钻井用的钻井液相容，在钻井液由它的孔眼46向下，并 由井筒12形成的环形空间82上返时，接近浮力(取决于泥浆比重和 密度)。这使得上述金属管遇到的阻力和其他摩擦系数减少到可接受 的限度。复合控制管缆20可用于提高温度的情况，特别是当，在钻井 平台16上放置热交换器，冷却通过井筒12循环的钻井液时。因为不 用旋转复合控制管缆20来使钻头旋转，在复合控制管缆20上不存在 扭矩。
见图4，此图示出一个连接器50，连接复合控制管缆20的相邻的 长度52和54。可在连接器50中放一个喷射接头60，这将在下文说明。 连接器50包括一个安装在复合控制管缆长度52上的凹端连接器56， 和一个安装在复合控制管缆长度54上凸端连接器58。下面详细说明凸 端连接器58，连接器58包括一个端面59，一个外管形罩62和一个内 管形套64，它们形成容纳多个承载层34的环形区域66。如所见，内 衬32穿过内管形套64。一个或多个销68穿过罩62，承载层34，和内 套64，将端连接器58连接到复合控制管缆长度54的终端。其他类型 的连接器参见美国专利4,833,516和5,332,049。
在连接器58的端面59中设有多个连接器70，用于连接到装在承 载层34间的电导体40和数据传输导体42上。在本文参引的美国专利 4,568,145；4,699,454；5,064,268中说明了光纤缆连接器。同轴缆的连接 器示于本文参引的美国专利4,698,028。对于在管中的电导体，见本文 参引的美国专利5,146,982。Dean G.O′Brien of Califomia还制造另一种 光纤连接器。
连接器50是一种快速连接器。快速连接的一个类型是图4示出的 卡口式的连接。凸端连接器58包括多个园弧形的扇段72，它具有可与 凹连接器56配接的向外突出的带锥度的表面74，凹连接器56具有多 个园弧形扇段76，它带有一个向内的带锥度的凸缘78。工作时，在凸 端连接器上的扇段插入到连接器56的扇段76间，然后连接器58旋转 带锥度的表面74、78，将连接器56和58的两端面57和59拉在一起。 凹连接器56包括多个高压密封件79，它密封接合凸端连接器58的端 面59。在端连接器56，58完全接合形成连接器50时，电导体40和数 据传输导体42的连接器70对准并连接，传输电流或数据。
应理解，在平台地面16上可使用一个装置连接连接器50。一个 这样的装置可包括一个虎钳(vise)，用以夹住深入到井12中的复合 控制管缆20的那端，和一个夹钳(tong)插入并旋转复合控制管缆20 新长度，以形成连接50。
应理解，端连接器56，58最好在制造过程中安装在复合控制管缆 20的端部，因此在运到钻井现场时已经安在复合控制管缆20的端部。 还应理解，端连接器56，58不需要由金属制成，而可以由复合管制成。 复合管端连接器可以加热结合到复合控制管缆20的端部。而且，应理 解，也可使用其他类型的快速连接，如用于高压软管连接的快速连接。
导体40和42的各自连接器64和66的另一种变换是通讯链环， 它是围绕连接，而不是通过连接器50，电磁传输信号。见本文参引的 美国专利5,160,925。然而最好是导体40，42直接在连接50处连接在 一起。
与连接器50类似的连接器用于将复合控制管缆20的下游端连接 到底部钻具组合30，以及地面的提供电源和处理信号的电系统。连接 器50也用于修理复合管20损坏的端部，使得损坏的端部可以割掉， 其余部分重新连接到工作柱20。最好是定做的，不是做成对每个井都 适用的，复合控制管缆20长度。
见图5，示出的底部钻具组合30，通过一个脱开工具(release tool) 80，连接复合工作柱20的下游端78。脱开工具80最好连接导体40 和42之一，以便从地面取得电启动。各种类型的脱开工具可用作脱开 工具80，如炸药，化学切割器，或机械丢手(release)。脱开金属复 绕油管的机械丢手的一种类型在本文参引的美国专利5,146,894中公 开。最好的脱开工具80包括电起爆炸药，割断底部钻具组合30和工 作柱20间的连接。这样的脱开工具简单可靠。如果底部钻具组合30 被卡在井12中，就需要脱开工具80。
图5所示的底部钻具组合30用于井筒12的钻进，并包括一个动 力部分90，一个地面控制的传动装置100，一个整体的反转装置125， 一个电子部分110，一个井下控制管缆推进系统120，一个电阻率侧井 仪121，一个可导向的组件124，一个伽码射线和侧斜仪组件130和安 装在钻柱123上的钻头140。动力部分90为钻头140的旋转提供动力。 推进系统120提供底部钻具组合30进出井筒12的动力。应理解，复 合控制管缆20不能被推入到井筒中。推进系统120能够将复合控制管 缆20拉入到井筒，或它可用于支撑复合控制管缆20退出井筒。电阻 率测量仪121测定底部钻具组合周围的地层的电阻率，包括一个装在 推进系统120中的电阻率天线122，和装在电子部分110中的电子组件。 可导向组件124改变井筒12的轨迹，最好装在推进系统120中。伽码 射线和侧斜仪组件130估定钻头140处的地层的特征，并提供在井筒 12内的钻头140的定向和角度控制的早期信息。
应理解，底部钻具组合30可包括一个同心的可调稳定器，如本文 参引的美国专利5,332,048公开的那些。稳定器取决于应用，可位于底 部钻具组合的任何处。
应理解，底部钻具组合30的组成随应用和井变化。其他可以加入 到底部钻具组合30中的工具包括，NMR磁共振成象工具，用于向地 面传输数据，指示周围地层的流体特征，包括它们的可运输性，识别 和成分。还应理解，不同的传感器可包括在电子部分110中，或位于 井底钻具组件30上的其他位置，提供关于钻井和地层的其他信息，如 定向控制和勘测用的三轴加速仪和侧斜仪。例如，用随钻井时测定的 参数和特性可以包括在底部钻具组合30中。传感器测得的其他参数和 特性包括操作压力，操作温度，环空压力，地层压力，压力采样，流 体识别，陀螺测斜，气孔率和密度。
动力部分90可包括驱动钻头140的一个动力源，或动力组合，包 括水驱动，电驱动，涡轮，叶轮(vane)型液压马达，或其他井下马 达。动力部分90可改变它的力矩或RPM特性，并由地面控制。
一个典型的动力部分90包括一个常规容积式井下液压马达，该马 达用常规变容压缩旋转输出轴。该马达具有一个转子和一个定子，在 液压流体向下通过复合控制管缆20和动力部分90中的定子和转子之 间时转子旋转。转子连接到一输出轴，输出轴馈送到地面控制传动装 置100。从传动装置100来的动力通过一根旋转轴传动到钻头140，旋 转轴可包括一个或多个等速接头。在本文参引的美国专利5,620,056中 公开了一种井下钻井马达。
应理解，伸到地面的复合控制管缆20的导电体40可使动力部分 90包括一个或多个电动马达。电流可从地面引导驱动作为动力部分90 的多级电动马达。这样的多级马达具有能力，供给钻头140上要求的 性能特征。多级马达也是坚固可靠的，并可以对钻井液密封。
应理解，即使可以不用液压马达作为动力部分90，钻井液仍沿复 合控制管缆20的孔眼46向下并从井筒12和复合控制管缆20形成的 外环空82向上，带走钻头140的钻屑，并冷却和润滑钻头140和底部 钻具组合30的其他组件。
可以使用地面控制传动装置100，并将其安装在动力部分90的下 游端，以变化和调节动力部分90的操作性能。传动装置100改变着动 力部分90的输出性能，如改变其扭矩和/或RPM特性。取决于动力部 分90中用的动力类型，可以使用或不使用传动装置100，也可以包括 一个齿轮减速器，或增速器。现参见图5A，传动装置100最好也包括 一个整体的反转装置(counter rotation)125，它可由地面控制，允许 推进系统120反向旋转。整体的反转装置125包括一个在传动装置100 和推进系统120间的连接111，和一个马达113，以形成静传动装置100 和推进系统120间的相对旋转。使用整体反转装置125能够使得，如 果推进系统120由于反扭矩的作用，被旋转稍离开了正确的定向，推 进系统120的反转，能够保持在推进系统120上的可导向组件124的 弯角的正确的定向。还应理解，也可使用一个马达使钻头140在动力 部分90的旋转方向的相反方向旋转。
电子部分110提供随钻测量，录井和油气层导向(pay zone steering)用的电子组件和仪器。电子部分110包括电阻率侧井仪121 的电子组件，并连接在推进系统中的电阻率天线122。在本文参引的美 国专利5,223,522；5,235,285；5,260,662；5,339,036；和5,442,294中示出测 量电阻率的仪器工具。电子部分110起地层测量工具的作用。
见图6和7，井下控制管缆推进系统120具有多个作用，包括在 两个方向之一推进底部钻具组合30，对周围的地层进行电阻率测量， 利用油气层可导向组件124为井筒轨迹导向。推进系统120包括一个 罩106，它具有一个穿透的孔眼114，为使钻井液通过复合控制管缆20 的孔眼46向下流动。应理解，必需有足够的孔眼面积，以获得足够的 向下流量，并且罩106的壁厚也要足够。
为了自推进，推进系统120成为原动机，并包括一个下游的封隔 器式的牵引舱102，和一个上游封隔器式的牵引舱104。应理解，推进 系统120可包括两个以上的牵引舱。推进系统120的罩106包括一个 下游部分108和一个上游部分112，并且约20英尺长，每个罩部分108 和112约10英尺长。一个动力输出轴116穿过中心孔眼114，并可包 括一个铰接接头118，它取决于使用的导向组件124的类型邻近推进系 统120。
如图7所示，此图示出牵引舱102的横剖面图。因为牵引舱102 和104结构相似，一个牵引舱的说明近似于另一个。牵引舱102包括 围绕它的外圆周的钢支座96，它可以膨胀收缩与井12的壁接合。多个 槽或纵向流体通道98围绕形成支座96的钢带的内圆周形成，在牵引 舱102膨胀与井12的壁接合时，使钻井液通过环空82向上流动。如 下文详细说明的，牵引舱102和104可具有独立可膨胀的各自的室， 用于相对于罩106偏心膨胀舱102，104。
下游罩108包括一个管状液压缸126，在其中设有一个液压柱塞 128，在柱塞上安装下游牵引舱102。液压通道130和132位于管状液 压缸126的相对两端，向活塞128施加液压力。液压通道134和36邻 近下游牵引舱104，膨胀和收缩牵引舱，使其与井12的壁接合和脱离。 应理解，上游罩部分112的结构和作用是相似的。还应理解，推进系 统120包括一系列用流体压力驱动的牵引舱102和104和活塞128和 129的阀，活塞129和129分别安装在牵引舱102和104上。
推进系统120的循环包括膨胀下游牵引舱102与井12内接合，此 时上游牵引舱104是在收缩的不接合的位置。通过液压通道130施加 液压力，压力施加到活塞128。当压力相对于活塞128施加，由于活塞 128固定在接合井壁的牵引舱102上是静止的，此时，罩106向下游向 前沿井沿移动钻头140。同时液压力通过液压通道142施加，使收缩的 上游牵引舱104在上游罩部分112上向前移动。上游牵引舱104向前 移动，同时使罩106向井眼下移动，启动钻头140。一旦下游牵引舱 102到达管状液压缸126的上游端，它便完成了它的前进冲程，并收缩。 同时上游牵引舱104现在完成了向管状液压缸127的下游端的行程， 并在重新确定的位置，开始它使钻头140向下的冲程。然后牵引舱104 膨胀接合井筒。当液压力通过液压通道131向上游活塞129施加时， 推进系统120向下相对于钻头140产生冲程。同时，下游牵引舱102 收缩，并通过上游通道132施加的液压力重新定位。然后循环重复， 使得推进系统120能够在一个流体运动中连续向下游移动，在钻头140 上形成向下的压力。每个冲程约等于罩部分108和112的长度。
应理解，液压驱动可以颠倒方向，从而推进系统120可在井筒12 中向上游移动。即，推进系统120能够在井筒12中向前，向下游，或 向后，向上游步进。还应理解，虽然推进系统120图示出是液压驱动 的，它也可以用电源传输导体43提供的动力由电驱动。
应理解，虽然已对带有两个牵引舱的推进系统120进行了说明， 取决于用途，推进系统120的结构也可以多带几个引舱，如三个牵引 舱。
Western Well Tool，Inc.制造的一种牵引器具有可膨胀和可收缩的 上游和下游封隔器支座，它们安装在液压活塞和液压缸上，自推进钻 头。本文参引的1996年8月22日提出，1997年3月6日公布的公布 号为WO97/08418的欧洲专利申请PCT/US96/13573中，描述了Western Well Tool申请的牵引器。
其他的推进系统也可用于本发明的底部钻具组合30。其他类型的 牵引器包括渐进蜗杆(inchworm)，公开于本文参引的Camco International，Inc，.的美国专利5,394,951；Honda的美国专利5,662,020。 以及Martin Marietta Energy System，Inc.生产，在本文参引的美国专利 5,497,707和5,601,025中公开的机器人牵引器。另一个公司制造一种 被称为“Helix″的牵引器。还见本文参引的″Inchworm Mobility-Stable， Reliable and Inexpensive，″作者Alexander Ferworm and Debrah Stacey； “Oil Well Tractor″作者澳大利亚的CSIRO-UTS；″Well Tractor for Use in Deviated and Horizontal Well″作者Fredrik Schussler；″Extending the Reach of Coiled Tubing Drilling(Trusters，Equalizers，and Tractors)″作者 L.J.Leising，E.C.Onyia，S.C.Townsend，P.R.Paslay and D.A.Stain，SPE Paper 37656，1997。还见本文参引的″Well Tractor for Highly Deviated and HorizontalWells″，SPE Paper28871，1994年SPE欧洲会议论文，伦 敦，1994年10月25日-27日。
见图6，可导向组件124最好提供三维导向，并可包括一个可调 节连接，或一个可变偏心可调直径的叶片稳定器，前者如本文参引的 美国专利5,311,952公开的那种。图6示出一个可变偏心可调直径的叶 片稳定器，它具有多个稳定器叶片141，分方位地位于围绕罩106的中 部143的槽中。每个叶片141安装在一个或多个与罩106一体的斜面 件145上，使得在稳定器141轴向运动时，斜表面145径向向外凸轮 式地顶叶片141，与井12的壁接合。通过一个安装在罩106中叶片141 上游端附近的电动的螺丝147，叶片141可以可变地和可调地径向向外 移动，电动螺丝147电连接一个或多个电导体40，由地面启动。一个 弹簧149安装在叶片141下游端的罩106中，向罩槽收回叶片141。每 个安装在罩106上的稳定器叶片是单独径向可调的，从而罩106的中 心上相对钻头140的支点可以改变，从而在基本任何方向变化钻头轨 迹。在本文参引的美国专利3,129,776；4,185,704；4,388,947；5,423,389中 说明了偏心叶片稳定器。
如果可导向组件124在罩部分106和112间包括一个可调连接， 轴116在铰接接头118处铰链连接。本文参引的美国专利5,314,032公 开了一种可调连接。借助一个等速U形接头或一根扭转杆，通过铰接 接头118，可通过推进系统120传送动力。在本文参引的美国专利 5,527,220中说明了一种铰接接头。也可用一种钛制柔性轴(flex shaft)。 可导向组件124最好由地面控制，虽然它可以在底部钻具组合30中井 下控制。
见图13-16，在此示出导向底部钻具组合的另一些实施例。这些 是对以上说明的两个牵引舱间的地面控制铰接接头(或机械，或液压 或电动)的附加实施例。
见图13-14，底部钻具组合190包括一个钻头140，它安装在井 下控制管缆推进系统194上。推进系统194包括一个罩196，它具有安 装彼此相邻的两个牵引舱198和200。牵引舱198，200具有各自的可 膨胀室202，它位于钢支座204和罩196间。每个室202带有一个独立 的阀206，它能够膨胀到各自的预定压力，使得每个室膨胀到支座204 的选择的圆弧部分上的各自程度，从而使罩196相对于井筒12偏心。 如图13和14所示，接近钻头的牵引舱198的室202完全膨胀邻近井 筒12的下侧208，相对于井筒下侧208提升罩196，而远离钻头的牵 引舱200的室202在井筒12的高侧完全膨胀，使罩196相对于下侧208 下降。这将一个向上的力施加到钻头140，使得底部钻具组合190增斜， 向上倾斜井眼轨迹。同样，舱198和200的膨胀可颠倒，降斜。还应 理解，每个牵引舱198和200中的室202可以预定方式单独膨胀，以 任何优选的三维方向改变井的倾斜和方位。这方法可用于在任何方向 导向钻头，不需要在两个牵引舱198，200间的铰接接头。
见图15和16，底部钻具组合212包括一个安装在井下控制管缆 推进系统214上的钻头140。推进系统194包括一个罩，它具有两个罩 部分218，220，由一个可调的连接222连接到一起。输出轴116包括 一个铰接接头118。(见图6)罩可具有一个最大弯曲的整体的铰接接 头或柔性接头，允许在罩中的那个点上弯曲。标准同心牵引舱102，104 分别安装在邻近罩外端的罩部分218和220上。一个导向组件230位 于在两个牵引舱102和104间的可调连接222周围。导向组件230包 括一个导向启动器232，它具有单独独立的机械，或液压或电动的启动 器234，连接到多个轴236上。最好有四根轴236。轴236穿过导向启 动器232中的孔238，并连接到各自的启动器234上，每个启动器将一 个轴从导向启动器232伸长一个预定距离。当导向启动器232由地面 启动，它使得在两个牵引舱102和104间的罩弯曲，从而在钻头140 上，在与导向启动器232中的伸长轴236的相同方向，施加一个横向 力。轴236可由各自的启动器234以预定方式单独伸长，在任何优选 的三维方向改变井轨迹的倾斜和方位。
由于反扭矩，牵引舱可能会在钻头旋转的相反方向有轻微旋转。 井下控制缆管推进系统120包括整体的反转装置125，自动反转推进系 统120，保持弯角的正确定向，使得井筒轨迹的正确方向得以保持。
井下控制缆管推进系统120包括一个整体WOB/TOB(钻压和钻 头扭矩)传感器。这个传感器向地面计算机提供信息，地面计算机处 理这些数据，然后向推进系统120发出指令，以致钻头的RPM和施加 的钻压可以变更，以优化ROP(机械钻速(rate of penetration))和减小 钻头的弹跳和钻头泥包。也可变更泥浆流速和压力，改善ROP。
在操作中，推进系统120保持在一个方向，使得通过导向组件124 在罩部分108和112间的活动连接，在钻头140上有一个已知的倾斜。 因此，根据设计，推进系统120不旋转，它也不在井筒12内滚动。
推进系统罩106包括在罩部分108和112中对准的通道142和 144，其中要求装有铰链接头118。然而，这将取决于使用的可导向组 件124。还注意到，柔性接头可代替活动接头118使用。活动接头118 也可以是智能(地面控制)的，或很象柔性接头非智能(没有控制，并只 用于允许在牵引舱间产生最大弯曲)的。
电阻率天线122由两部分组成，一个下游天线146，一个上游天 线148，分别安装在通道142和144中。每个通道142，144密封盖住 天线146，148，防止天线146，148接触流体。天线146，148分别容 纳在通道142，144中，使得罩106在工作弯曲时，天线146，148不 致断裂。电阻率天线146，148和接受器具有约12英尺的总长度。因 此，牵引舱102，104必需至少分开12英尺，以留出天线的位置。电 阻率天线146，148从推进系统罩106起可探测约10-34英寸的地层 深度。
电阻率天线146，148是柔性线，由一个共用连接连接在一起，该 连接跨过活动接头118，具有一个连接电子部分110的数据传输导管。 天线122测量的电阻数据首先传送到电子部分110，然后传送到地面。 如前所述，天线146，148，它们的共有连接和在电子部分110中的相 关的电子组件一起形成电阻率仪器121。应理解，虽然将电阻率天线 146，148设在牵引舱102和104间较好，但也可将电阻率天线122设 在牵引舱104的上游。
然后地层数据经由光纤缆42从电子部分110传送到地面，在地面 由控制器21处理，鉴别直接在底部钻具组合30周围的地层性质。在 钻头处的电阻率的测量，伽码射线测量和井斜测量相结合简化了地面 的寻找油气层的勘探导向工作。
包括Halliburden，Schlumberger，Dresser Sperry Inc.和baker Hughes等的几个公司制造电阻率侧井仪。在本文参引的美国专利 5,318,138中也有对电阻率侧井仪的描述。
伽码射线和测斜仪组件130位于推进系统120和安装钻头140的 钻柱123之间的，下游推进系统120的前方。伽码射线和测斜仪组件 130位于下游推进系统120前是较好的，使得尽可能地接近钻头140。 伽码射线和测斜仪组件130是一个工具，具有磁力仪和传感器，以探 测钻头140的动态倾斜和方位。伽码射线和测斜仪组件130包括导向 井轨迹的油气层导向工具。伽码射线和测斜仪组件130通过电磁数据 传输系统，如本文参引的美国专利5,160,925说明的那种，连接到电子 部分110，通过在复合控制管缆中的一个或多个数据传输导管42将数 据传输到地面。
电阻率侧井仪121的电阻率测量，伽码射线和侧斜仪组件130的 倾斜角和方位角的测量，和三轴加速度计的的测量是井轨迹地质导向 (geo-steering)或油气层导向的主要测量。这些测量数据在地面处理， 确保钻头140的钻井的正确方向，或者，如果需要，通过导向组件124 校正井轨迹的方向。
在本发明中，由于电阻率天线146，148安装在推进系统120上， 伽码射线和侧斜仪组件130位于推进系统120和钻头140间，井下控 制管缆推进系统120与底部钻具组合30的可导向性结合为一体。在现 有技术中，一些地层传感器设置在可导向组件弯角的上游，如距离钻 头10-50英尺处，这影响及时测定到需要校正轨迹，以避免钻入到出 问题地层的能力。将导向组件124设置在推进系统120中，推进系统 120可以离钻头140很近，不再用常规的底部钻具组合的弯头。或者， 电阻率天线122可以安装在推进系统120上方。
虽然示出的电阻率测井仪121是包括在底部钻具组合30中，应理 解，操作本发明钻井系统10并不要求电阻率侧井仪。在很多应用中， 不用电阻率测量，伽码射线和测斜仪组件130可提供足够油气层导向。 而且，因为本发明的钻井系统10常用于现有井，现有井制过图的，被 搁置的油气层的坐标是可预先确定的，这样，不需通过使用电阻率或 其他油气层导向测定装置对它们定位，就可以设计出带有到被搁置的 油气的几何井轨迹的井平面图。探测油气层储量的伽码射线和测斜仪 组件130，将沿预先绘制的井轨迹，导向钻头140。
在操作中，组装的底部钻具组合30包括钻头140，伽码射线和测 斜仪组件130，井下控制管缆推进系统120，可导向组件124，电阻率 测井仪121，电子部分110，传动装置100和动力部分90。脱开工具 80的顶端连接复合控制管缆20的下端，底部钻具组合30通过脱开工 具连接复合控制管缆的下端。底部钻具组合30在复合控制管缆20上 下入到井筒12。在井中布置复合控制管缆20的优选方法是先下入一个 10,000英尺长的复合控制管缆20，然后下入用连接器50连接的每个 1,000英尺长的复合控制管缆。钻井液沿复合控制管缆20的孔眼46流 动，通过动力部分90，通过穿过推进系统120的孔眼114，再通过钻 头140，通过环空82上返地面。动力系统90是井下容积式马达，涡轮 或其他液压马达。钻井液旋转在定子内的转子，使穿过推进系统120 的输出轴116工作旋转钻头140。电阻率天线122接受地层反馈，并将 电阻率数据送到电子部分110。同样，伽码射线和测斜仪组件130提供 钻头周围地层的数据，和井斜及井方位数据。在复合控制管缆20中的 电导线40向，除了伽码射线和侧斜仪组件130外的电子部分和所有井 下传感器提供电源，并在动力部分90是电动马达时，向动力部分90 供电。
关于定向井的另外的信息，可参见美国专利5,332,048；的 “Introduction to Petroleum Production”，第1卷第2和第3章；″State of the Art in MWD″，国际MWD社团1993年1月19日出版(the International MWD society)；″Measurement at the Bit：A New Generation of MWD Tools″，油田回顾，1993年4/7月(April/JULY 1993 issue of Olifield Rewiew)；″Anadrill Directional Drilling People，Tools and Technology Put More Within Your Reach″作者Anadrill Schlumberger， 1991；″Petroleum Bottomhole Assembly Performance″作者J.S. Williamson and A.Lubinski，IADC/SPE 14764，1986；″Technical Data Sheet for Navigator″作者Baker Hughes Inteq，1994；″An Underground resolution，Integrated Drilling Evaluation and Logging″作者Anadrill Schlumberger，1995；″Ideal Wellsite Information System″作者Anadrill Schlumberger，1991；″The Navigator Sales Orientation Manual″作者 Frank Hearn，John Hickey，Paul Seaton and Les Shale；和″Navigator reservoir Navigation Service″作者Baker Hughes，1996。
推进系统120推进钻头140进入地层，钻新的井筒12。由地面控 制机械钻速或进给。底部钻具组合30的旋转部分仅是输出轴116和钻 头140。复合控制管缆20和底部钻具组合30的其余部分在井筒12内 不旋转。因此，本发明的钻井系统10仅在滑动方式工作，即复合控制 管缆20始终不为了钻井旋转。在伽码射线井斜测定仪组件130，三轴 加速计和电阻率侧井仪121中的传感器向地面的工作者提供，钻头140 的方位，方向和位置情况和井筒附近相对于地层中油气层的位置数据。 然后响应定向和油气层传感器的数据，推进系统120可以由可导向组 件124驱动，正确引导钻头140。应理解，底部钻具组合30可由一个 控制电路控制，如在地面的控制器21中的微控制电路，它通过在复合 控制管缆20的壁中的数据传输导线42，接受井下信号和数据，进行分 析，然后通过数据传输导线42发出指令，指导井下的工作。见本文参 引的美国专利5,713,422。
见图4，可在连接器50的端连接器56，58间设置一个喷射接头 60。喷射接头60包括与水眼46连通的多个通道61和喷嘴63，每个通 道61以向上游的角伸到喷射接头70的外部。在每个通道61中设一个 阀65，以控制通过通道6l的流体流量。阀65可由地面控制。在钻头 的切屑由环空82上返时，它们会在环空82集中，不能流到地面。反 向的喷射接头60使液压流体通过喷嘴63，形成流体喷射，将切屑上推 通过下了套管的井筒的鞋部，使得摩擦力减小，切屑可流到地面。反 向喷射接头60可设在每个连接50处，将切屑扫除通过环空上返，流 到地面。
应理解，虽然仅带有一个井下控制管缆推进系统120的底部钻具 组合30已被说明，底部钻具组合可包括一个以上的井下控制管缆推进 系统120，并可以包括两个或多个井下控制管缆推进系统，如串联，提 供附加动力推进钻头140。这种井下控制管缆推进系统取决于应用，可 包括两个或多个牵引舱。
应理解，底部钻具组合30在不仅仅能进行钻井使用，而且，事实 上，可用于其他工具在井中进行其他作业。这样的工具包括井干预工 具，井的强化增产工具，录井工具，密度工程工具(density engineering tool)，射孔工具，或铣磨工具。
复合控制管缆20不需要承受大的拉伸或压缩。当钻井液沿孔眼向 下并上返环空时，钻井液对复合控制管缆20形成浮力，进而减少加在 复合控制管缆20上的拉伸和压缩。而且，因为复合控制管缆20在井 筒内不旋转，复合控制管缆20与从底部钻具组合30来的反作用扭矩 相隔绝。
复合控制管缆20也具有足够的拉伸和压缩强度，抵抗在钻井中的 极意外的情况。例如，如果底部钻具组合30卡在井中，复合控制管缆 20具有在大多数情况中的抽出卡住的底部钻具组合30足够的拉伸强 度。而且，如果底部钻具组合30进入生产层，复合控制管缆20可以 相对着生产井的压力进入，生产井施加作为静水压力或地层压力的压 缩负荷。在被强化增产的修井的井中有时发生这种现象。复合控制管 缆20会有钻井液的内压，平衡外部井压，以及足够的压溃强度。
在电子部分110中用的电子装置，与常规底部钻具组合的电子组 件比较，是不昂贵的。因此，即使电子装置在使用时因为高温使性能 变差，底部钻具组合30可以从井中回收，更换或修理电子部分110中 的电路板。
利用在复合控制管缆20中的数据传输导管42，可向地面传输各 种数据。传输到地面的数据包括井斜，方位，陀螺勘测数据，电阻率 测量，井下温度，井下压力，流速，动力部分的转速(rpm)，伽码射线 测量，流体鉴别，地层试样和在钻头上的压力，冲击，振动和重量， 以及其他传感器数据。例如底部钻具组合可包括一个压力接头，测定 井筒12中环空82的压力。
数据传输导管42最好是光纤缆。光纤缆具有很大的频带宽度，允 许传输大量的数据，然后数据由地面上功能强大的计算机处理。用光 纤缆，数据传输速度快，可传输数据量大。通过在地面处理数据，底 部钻具组合30更廉价，更有效。具有向地面高速传输数据的能力允许 不再使用现有技术底部钻具组合的大多数的电子装置。因为不用通过 泥浆脉冲传输数据它也提高了向地面传输数据的可靠性。
在复合控制管缆20中的电导体40允许较大电能向井下输送。这 使得电阻率测量可达到更深的地层。而且，在底部钻具组合中不再要 求由一个交流发电机，或电池，向除了伽码射线和侧斜仪组件130以 外所有部件供电。也可用地面的较大功率的电源向地层输送电流，强 化电阻测定仪121的电阻测量。
应理解，可用复合控制管缆20和推进系统120，将各种井装置运 送到井里使用，使底部钻具组合具有钻井，完井和油井生产的其他用 途。复合控制管缆20和推进系统120可在钻井时使用，将这些井装置 下入或抽出井筒，如电动马达，涡轮，叶轮，或容积式钻井马达，各 类测量空间三维位置的传感器，躯替地层的件如钻头或喷头，井径仪 (声或力学)，定向造斜装置如造斜器，套管铣鞋，套管出口系统(化 学或爆炸)或钻井用的其他井下工具。复合控制管缆20和推进系统120 也可与各种钻井性能传感器配用，如伽码，电阻率，磁共振(MRI)， 声，中子密度，温度，压力，地层压力，或其他井下参数的传感器。 复合控制管缆20和推进系统120还可以与钻井性能传感器配用，如钻 压，钻头扭矩，机械钻速，管压，环空压，冲击和振动，马达转速， 跨马达压差，或其他性能参数的传感器。各种导向装置可与复合控制 管缆20和推进系统120配用，如在马达内或上方的固定弯接头，带有 定向器的在马达内或上的固定弯接头，带有可调定向器的在马达内或上 的可调弯接头，三维或三维以下导向系统，一个或多个回流止流阀， 循环接头，快速切断接头，套管接箍定位器，电池，电动涡轮，电子 装置，稳定器或其他导向底部钻具组合的装置。复合控制管缆20和推 进系统120也可与生产设备配用，如井下泵，裸眼封隔器，下套管井 封隔器，砂筛，压力控制井下阀，带眼衬管，射孔枪，或其他用于建 井的装置。复合控制管缆20和推进系统120还可与修井设备配用，或 处理地层的设备配用，如套管清刮机，喷射清洁工具，酸和其他井处 理流体系统，层位处理流体系统或其他修井或井处理装置。复合控制 管缆20和推进系统120也可用于运送例如井干预工具(well intervention tool)，井的强化增产工具，密度工程工具，录井工具。上 述列出的修井和维护工具仅是为了举例，不是总括。
见图8和9，复合控制管缆20可与底部钻具组合150配用，在现 有井筒切割侧钻窗口，向被搁置的油气层钻新井。图1示出使用底部 钻具组合150的井筒，除去一段现有套管，允许推进系统120出来， 钻新井筒12。
见图8，底部钻具组合150由脱开工具80连接到复合控制管缆20 的下游端。底部钻具组合150包括一个动力部分90，一个传动装置100， 一个电子部分110，和一个井下控制管缆窗口切割组件160。应理解， 底部钻具组合150不包括钻头，并可以不要动力部分90。电子部分110 在向地面传输井下参数，如温度，压力等数据时仍是有用的。
切割组件160包括一个上游牵引舱102，和一个下游牵引舱104。 如图8所示，推进系统160包括一个安装在罩163内的液压驱动活塞 165，167上的模板(template)164，在与下了套管的井筒14的壁接触 的一个延伸位置和一个邻近罩163的缩回位置间移动模板164。
应理解，取决于用途和井，推进系统可以要求带或可以不带底部 钻具组合。如果不要求自推进，牵引舱102，104仅用于提供一个稳定 的平台，进行窗口切割工作。膨胀的牵引舱102，104提供一个绝对稳 定的平台以搁置模板164，然后围绕模板164以优选的形状开窗170。
如图9所示，模板164具有在井筒14的壁172中要切割的窗口 170的预定形状那样的周边166。一个或多个喷嘴168安装在柔性软管 的端部，软管提供水气体混合喷射流，气体是由地面供的氮气或二氧 化碳气。应理解，本发明的切割方法不限于流体。例如，高温切割装 置或其他方法也可以用。喷嘴168安装在具有旋转齿轮171的轨道169 上，旋转齿轮移动喷嘴168在罩160上进行螺旋运动，并沿邻近模板 164的周边166的螺旋路径174，切割套管14的壁172中的窗口170。 喷嘴168可以液压驱动或电动沿轨道169螺旋式如沿路径174，通过切 割在模板170内的套管井筒14的多个部分176，沿其周边166干净地 切割窗口。套管12的部分176然后用在罩163上的电磁体磁性移走。
在工作中，底部钻具组合150移到邻近窗口170的定位的位置中。 牵引舱102，104膨胀接合套管12的壁172，因此形成一个稳定的窗口 170的切割平台。罩163上的液压活塞165，167被启动相对于套管12 的壁172的内部移动模板164。模板164由液压活塞165，167施加到 它的压力保持在位。安装在罩160的轨道169上的齿轮171，电动启动， 混合着气体的流体由地面通过复合控制管缆20和喷嘴168泵压。在齿 轮171沿轨道169并在模板内以螺旋方式移动喷嘴168时，套管172 的部分176被自由切割，并用电磁体178收回。一旦喷嘴168完成套 管12的部分176的完全切割形成窗口，牵引舱102，104被释放，底 部钻具组合150从下了套管的井筒14回收。其结果是图9所示的整齐 形状的窗口被干净地切割。
虽然说明的是底部钻具组合150使用气体冷凝的水切割窗口170， 应理解，底部钻具组合150也可与其他切割窗口170的装置配用，如 炸药，化学喷嘴，或使用氮气或其他气体或液体的冰。其他装置包括 冲击钻，乙炔焰或弧击穿。
见图10，在底部钻具组合150从井14取出后，一个管状件180， 它具有窗口170形状和尺寸的密封凸缘，安装在底部钻具组合150上， 或类似的组件上，并下入到井筒14。在邻近窗口170定位总成150时， 并在膨胀牵引舱102和104与套管14的壁172接合后，与启动器165， 167相似的液压启动器被启动，将管状件180正确定位，并将管状件 180安到套管14的窗口170上。密封凸缘182然后被围绕周边166支 撑，形成围绕套管14的窗口170的密封。密封凸缘182形成一个在窗 口170上的机械密封连接184，接受底部钻具组合，如底部钻具组合 30，进行新井筒12的钻进。在完成新井筒12钻进时，一个生产管柱 可通过管状件180和密封凸缘182下降，进入新井筒12。
或者，一个完井管柱可以通过管状件180的内孔下入到井筒12 中。然后套管在新井筒12中用水泥固井。在新井筒12中的新套管保 持新井筒是裸眼的，允许随后的地层处理，并防止生产时井筒坍塌。 应理解，如果希望被搁置的地层快速生产，套管上端可凸出到下了套 管的井筒中，围绕上端固定套管外封隔器，将现有下了套管的井筒14 密封。常常是从现有的油气层和被搁置的油气层生产出的油气在套管 外封隔器上混合，通过下了套管的井筒上升到地面。
能够使用复合控制管缆20作为新井筒12中的生产管柱。复合控 制管缆20可回接到套管外封隔器上，或在套管出口点密封，延长到地 面。
利用底部钻具组合150能够快速使钻井系统10下到井筒14中， 并由井筒14快速收回。本发明钻井系统10的一个目的是快速经济地 使搁置的油层生产，因为它们的生产期有限。
还应理解，复合控制管缆20可用于井的射孔。例如，在底部钻具 组合150从井12取出后，井被固井，一个射孔接头可安在复合控制管 缆20的井下端，下入到新井筒12中。然后射孔接头被引爆，对井筒 射孔，以便生产。复合控制管缆20然后可用作生产油管。一个滤网可 安到复合控制管缆20的下游端。
本发明底部钻具组合的另一个应用是随钻测试。底部钻具组合下 到井中，邻近要测试的地层定位。在底部钻具组合上的上下牵引舱用 于隔绝在下了套管井筒中的生产层。然后数据被收集处理。一般是测 试地层压力。常常收集试样回收到地面。底部钻具组合必需特别牢固， 以抗极为严酷的钻井环境。
本发明井下控制管缆推进系统可包括其他应用。例如包括运送常 规录井工具，和拉套管，或将完井管柱下到井筒。
见图11和12，使用钢套管对新井筒固井仍是较好的。比当前的 复合管，钢具有较大的绝对拉伸和压缩强度，及较好的弹性。而且， 钢能够抵抗在生产井内的温度梯度，以及其他环境条件。钢套管也能 抵抗生产井的很多剪切力。因此，最好钻井系统10使用在复合控制管 缆20上的底部钻具组合钻进井筒，然后向新井筒下入钢套管完井。
因为本发明的钻井系统10的目的是消除对钻机的需要，完井组件 240示于图11和12，它不要求钻机。完井组件240包括一个管操纵系 统242，一个套管吊卡244，套管钳246和套管柱塞(ram)250。管操 纵系统242提起每个以248表示的在水平位置的一根套管，然后移动 每个套管到252的中间位置，然后到直立位置253。然后新的一根垂直 地位于井口254上。在井口254上垂直位置，液压控制的套管吊卡244 抓住新的一根管对准从井口254凸出的套管柱上端。钳246安装在液 压套管柱塞240的框架上，将新的套管在井筒中的套管柱的上端上紧 丝扣。
见图12，套管柱塞250通过一个顶引罩(bowl)256和底部引罩 258支撑套管吊卡244。引罩256，258包括悬挂套管柱的卡瓦。套管 柱通过支撑和抓住套管的引罩256，258中的卡瓦。套管柱塞包括四个 柱塞260，向下推新的套管和套管柱进入新的井筒。一种套管柱塞是由 R.L.Glistrap Co.of Oklahoma City制造的。见本文参引的″The Wellhead Casing Jac for Extra Pipe Pulling Power″创作者R.L.Gilstrap Co.。在新 套管丝扣连接到套管柱后，用液压套管千斤顶252将它顶入井筒。完 井系统也包括在井中新套管的常规注水泥固井。
完井系统240与现有技术相比有以下几个优点。如所见，不需要 钻机在新井筒安装套管柱。而且，完井系统240可以由少到两人操作。 此外，套管柱塞250具有将套管拉出井的能力，并具有克服套管相对 于下了套管的井筒的摩擦力和阻力的能力。而且，套管柱塞250具有 将套管推入到井中的能力。常规钻机不具有这样的能力，而是依靠套 管的重量，使用重力和/或旋转或往复移动，在井中安装套管柱。
应理解，本发明可与常规钻机配用，或可包括减少常规钻机的使 用。例如，一个操作者使用常规钻机钻导管的井筒，然后交出该钻机 以便在其他井用。
虽然已图示并描述了本发明的优选实施例，在不偏离本发明构思 的范围内，业内人士可作出变更。