Буровое долото и система, предназначенная для бурения ствола скважины

007832 Настоящее изобретение относится к буровому долоту для бурения ствола скважины в некотором объекте, обычно расположенному вокруг центральной продольной оси, также изобретение касается системы, предназначенной для бурения скважин в некотором объекте. В патенте США 4492276 описана система бурения с буровым долотом. Известная буровая система имеет удлиненный жесткий корпус, имеющий основную центральную продольную ось, с корпусом соединяется буровое долото, продольная ось которого образует ненулевой угол наклона по отношению к главной центральной продольной оси корпуса. Буровое долото закреплено в корпусе подшипника на удлиненном корпусе буровой системы. Данный удлиненный корпус снабжен турбонасосным забойным двигателем, который может приводить в движение буровое долото независимо от вращения бурильной колонны. На верхнем конце удлиненного корпуса имеется стабилизатор бурильной колонны, а стабилизатор корпуса подшипника расположен близко к корпусу подшипника или непосредственно на нем,сравнительно близко к буровому долоту. Для бурения прямой скважины стабилизатор корпуса подшипника и стабилизатор бурильной колонны приводятся в действие для сцепления с объектом, в котором делается скважина. В то же время,когда приводится в действие буровое долото, бурильная колонна вращается, тем самым приводя во вращательное движение удлиненный корпус независимо от действия турбонасосного забойного двигателя. Это называется наложенным вращением в режиме бурения. Для обеспечения возможности вращения удлиненного корпуса как стабилизатор бурильной колонны, так и стабилизатор корпуса подшипника снабжаются подшипниками. В режиме бурения со скольжением бурильная колонна не вращается, в результате чего буровое долото бурит искривленную скважину, так как долото располагается под углом и поддерживается сбоку стабилизатором корпуса подшипника. Известные в технике системы имеют различные недостатки. Во-первых, при переключении из режима бурения при наложенном вращении в режим бурения со скольжением, в скважине образуются уступы, которые стремятся задержать устройство и тем самым снизить производительность бурения. В связи с образованием уступов к долоту и/или выходному валу турбонасосного забойного двигателя прикладываются значительные боковые силы. Во-вторых, в режиме бурения с наложенным вращением бурится скважина с диаметром, большим номинального, которая при этом может иметь диаметр проходного сечения, меньший, чем номинальный размер скважины. Данное явление вызвано спиралевидной формой скважины. В-третьих, для стандартных турбонасосных забойных двигателей высота долота может быть ограничена, так как расстояние между стабилизатором корпуса подшипника и буровым долотом в значительной степени влияет на характеристики направленности системы. И, наконец, в скважинах, диаметр которых значительно превышает номинальное значение, стабилизатор корпуса подшипника не контактирует со стенками ствола скважины, что делает систему неэффективной. Цель настоящего изобретения заключается в создании буровой системы и бурового долота, предназначенных для бурения скважин, диаметр которых превышает номинальный и которые можно, в частности, использовать для направленного бурения скважин, диаметр которых превышает номинальный. В соответствии с первым аспектом настоящего изобретения предлагается буровое долото для бурения ствола скважины в некотором объекте. Буровое долото имеет центральную продольную ось и содержит направляющую секцию, предназначенную для бурения направляющей части ствола скважины в некотором объекте; секцию с уширенной пятой, следующую за направляющей секцией, причем режущий диаметр Du секции с уширенной пятой превышает режущий диаметр Dp направляющей секции; передаточный вал, расположенный между направляющей секцией и секцией с уширенной пятой; секцию стабилизации, расположенную между направляющей секцией и секцией с уширенной пятой, причем секция стабилизации по размерам входит в направляющую часть ствола скважины и способна стабилизировать в боковом направлении буровое долото относительно объекта и одновременно не препятствовать вращению, по крайней мере, направляющей секции относительно объекта. Согласно второму аспекту данного изобретения предлагается система для бурения ствола скважины в некотором объекте, имеющая буровое долото, соответствующее первому аспекту настоящего изобретения. Буровое долото соединено с вытянутым удлинительным элементом, причем центральная продольная ось бурового долота расположена под некоторым определенным ненулевым утлом наклона по отношению к главной продольной оси вытянутого удлинительного элемента, а направляющая секция и секция с уширенной пятой бурового долота приводятся в действие независимо от вращательного движения удлинительного элемента. Установлено, что благодаря расположению секции стабилизации между направляющей секцией и секцией с уширенной пятой, возможно бурение прямых скважин с использованием режима наложенного вращения при бурении без использования любых дополнительных стабилизирующих средств, также возможно бурение искривленных скважин посредством использования режима бурения со скольжением. Таким образом, может быть исключен, по крайней мере, стабилизатор корпуса подшипника, который-1 007832 раньше был причиной большинства проблем. Соответственно, указанное вращение включает в себя и вращение относительно центральной продольной оси бурового долота. Предпочтительно, чтобы данное вращение включало вращение относительно оси, расположенной в боковом направлении от бурового долота. В предпочтительном варианте реализации настоящего изобретения направляющая секция выполнена с возможностью вращения вокруг указанной боковой оси относительно данной секции стабилизации. Также предпочтительно, чтобы направляющая секция была выполнена с возможностью вращения вокруг центральной продольной оси относительно данной секции стабилизации. Чтобы иметь возможность выборочной блокировки такого вращения, буровое долото содержит запирающие средства для выборочной блокировки вращения направляющей секции вокруг центральной продольной оси относительно секции стабилизации. При бурении искривленной части скважины с наклоном бурового долота относительно верхней секции бурильной колонны возникает тенденция бурения в направлении, перпендикулярном к плоскости, образованной намеченной искривленной частью скважины. Такая тенденция вызвана увеличенной силой сопротивления с одной стороны бурового долота из-за его наклона в скважине. Для ограничения данной тенденции предпочтительно располагать секцию стабилизации так, чтобы L1 превышало L2, гдеL1 - расстояние между рабочим центром секции стабилизации и рабочим центром направляющей секции;L2 - расстояние между рабочим центром секции стабилизации и рабочим центром секции с уширенной пятой. Таким образом достигается то, что увеличенная сила сопротивления с одной стороны направляющей секции, возникающая из-за наклона, практически уничтожается увеличенной с одной стороны силой сопротивления секции с уширенной пятой, возникающей благодаря наклону, причем соответствующие упомянутые увеличенные силы сопротивления действуют во взаимно противоположных направлениях. Предпочтительно, чтобы режущий диаметр (Dp) направляющей секции был больше, чем половина режущего диаметра (Du) секции с уширенной пятой и чтобы секция стабилизации располагалась так,чтобы L2 превышало половину L1. Еще более предпочтительно, чтобы секция стабилизации располагалась так, что отношение L2/L1 было бы, в основном, равно отношению Dp/Du. Настоящее изобретение далее будет описано более подробно на примере и со ссылками на прилагаемые чертежи. На фиг. 1 схематически изображено буровое долото, соответствующее настоящему изобретению,вид сбоку; на фиг. 2 схематически показан разрез варианта реализации долота; на фиг. 3 схематически показан общий вид буровой системы; на фиг. 4 показано расположение бурового долота по отношению к стволу скважины в случае бурения в скользящем режиме; фиг. 5 а и 5b иллюстрируют силы сопротивления, действующие на режущие элементы секции с уширенной пятой и режущие элементы направляющей секции соответственно; на фиг. 6 изображена геометрическая конфигурация буровой системы, для которой минимизируется изнашивание секции боковой стабилизации бурового долота. На чертежах одинаковые числа обозначают одинаковые компоненты. В примере упоминаемый объект образован горными породами, и буровое долото, в частности, подходит для бурения скважин в горных породах. На фиг. 1 изображено буровое долото, содержащее направляющую секцию 1, секцию 2 боковой стабилизации, секцию 3 с уширенной пятой и передаточный вал 4, расположенный между направляющей секцией 1 и секцией 3 с уширенной пятой и жестко соединяющий данные секции. Направляющая секция 1 и секция 3 с уширенной пятой снабжены режущими элементами 5. Режущие элементы 5 могут быть любыми подходящими режущими элементами. Подобное буровое долото может использоваться для бурения скважины в некотором объекте. Секция 2 боковой стабилизации выполнена с возможностью воспринимать боковые нагрузки, передающиеся от буровой системы, или боковые нагрузки, возникающие при бурении направляющей секцией 1 и секцией 3 с уширенной пятой, при этом секция 2 не предназначена для разрезания породы в направлении боковых нагрузок. Имеются различные варианты реализации, осуществляющие данную ситуацию. В первом варианте реализации предусматривается конструкция стабилизатора с лопастями, перекрывающими угол в 360, причем лопасти снабжены износостойкими элементами, которые имеют слабые режущие свойства в боковом направлении. Подобные износостойкие элементы могут быть сделаны,например, посредством армирования алмазами, плоские поверхности которых направлены к стенке скважины. В зависимости от осевого поперечного профиля конструкции стабилизатора с лопастями секция боковой стабилизации может вращаться относительно объекта по оси скважины, или может вра-2 007832 щаться в боковом направлении или в обоих направлениях. Для возможности бокового и осевого вращения профиль должен иметь, по существу, сферическую шейку, форма которой похожа на форму дыни,для оптимизации характеристик скольжения. Для обеспечения возможности только осевого вращения профиль может иметь прямую осевую часть, чтобы лопасти вместе образовывали, по существу, цилиндрическую поверхность относительно объекта и центральной оси. В последнем случае передняя кромка лопастей, которая может быть концевой их частью, наиболее близко расположенной к направляющей секции, может сужаться внутрь для облегчения осевой подвижности. Щели между лопастями стабилизатора дают возможность прохода буровому раствору. Альтернативно, в случае стабилизатора без лопастей предусматривается некоторое количество осевых отверстий в конструкции стабилизатора. Во втором варианте реализации секция боковой стабилизации содержит внешнюю часть 6, которая крепится с возможностью вращения относительно вала 4 между направляющей секцией 1 и секцией 3 с уширенной пятой. Данная часть может быть частью рукавного типа, которая крепится с возможностью вращения вокруг передаточного вала 4. В данной реализации рукав не обязательно должен вращаться в скважине при бурении, он только скользит вдоль скважины, что исключает любую режущую способность. Так же в данном варианте реализации должны предусматриваться средства для пропускания бурового раствора. Предпочтительно, чтобы имелись запирающие средства, которые фиксировали бы рукав относительно передаточного вала. Таким образом, при необходимости рукав может временно вращаться в скважине, что может понадобиться при разбуривании блокирующей площади, которая может находиться в скважине выше направляющей секции. При фиксировании блокируется, по меньшей мере, осевое вращение направляющей секции относительно стабилизирующей секции, так что обе секции вращаются вместе. В третьем варианте реализации внешняя часть крепится с возможностью вращения вокруг шарового шарнира передаточного вала. Это не препятствует как осевому вращению передаточного вала 4 относительно внешней части, так и поворотам или боковому вращению. На фиг. 2 показан пример третьего варианта реализации, где рукав 6 крепится с возможностью вращения к шаровому шарниру 7, имеющемуся на передаточном валу 4. Рукав 6 и шаровой шарнир 7 взаимодействуют посредством любой несущей поверхности, что дает возможность вращения относительно центральной продольной оси бурового долота и относительно оси, перпендикулярной центральной оси. Оптимальная возможность скольжения варианта реализации по фиг. 2 достигается при цилиндрической части, имеющей суженную переднюю кромку 8. Как изображено на фиг. 1, расстояние между центрами режущих структур направляющей секции 1 и секции 3 с уширенной пятой обозначается через L, а расстояние между центром направляющей секции 1 и секцией 2 боковой стабилизации обозначается через L1. Диаметр направляющей секции 1 обозначается через Dp, а диаметр секции 3 с уширенной пятой обозначается через Du. В настоящем примере секция 2 боковой стабилизации имеет такой же номинальный диаметр, как и диаметр направляющей секции 1,но при желании диаметр секции 2 может быть и больше, и меньше. На фиг. 3 схематически показана буровая система, включающая одно из описанных выше буровых долот, причем система устроена так, чтобы имелась возможность управлять буровой системой. Имеется вытянутый удлинительный элемент 9, представляющий собой объемный забойный двигатель (ОЗД), который может являться турбонасосным забойным двигателем. Буровое долото присоединяется к вытянутому удлинительному элементу 9 с помощью корпуса 14 подшипника. ОЗД устроен так, чтобы приводить в действие приводной вал внутри корпуса. Приводной вал (не показан) выполнен с возможностью вращения относительно корпуса и соединен с буровым долотом с целью вращения, по крайней мере, направляющей секции 1 относительно указанного корпуса. Вытянутый удлинительный элемент 9 снабжен стабилизатором 11 бурильной колонны, который можно активировать. Корпус снабжен коленчатым патрубком 10, так что корпус 14 подшипника и, следовательно, буровое долото соединяется с вытянутым удлинительным элементом 9 под углом 0. Плоскость, определяемая центральной линией корпуса турбонасосного забойного двигателя и центральной линией корпуса подшипника, будем называть передней поверхностью инструмента. Буровая система по фиг. 3 управляется следующим образом. В рабочем состоянии ОЗД вращает направляющую секцию 1 и секцию 3 с уширенной пятой бурового долота с помощью приводного вала, расположенного внутри корпуса. Когда бурильная колонна снижается без вращения, буровое устройство скользит по горной породе, которую необходимо бурить. В результате наличия в буровой системе коленчатого патрубка 10, буровое долото бурит под некоторым углом относительно главной оси вытянутого удлинительного элемента 9, в результате чего ствол скважины углубляется под некоторым углом к вытянутому удлинительному элементу. В тоже время стабилизатор 11 скользит ниже секции с уширенной пятой. Общий результат движения бурового устройства заключается в том, что скважина углубляется по кривой. Это называется бурением в режиме скольжения. С другой стороны, когда удлинительный элемент и корпус вращаются, в основном, относительно главной продольной оси, например, посредством приведения во вращательное движение бурильной колонны,-3 007832 буровое долото вынуждено совершать движения с вибрацией, где боковой стабилизатор 2 выступает в качестве центра вибрации. Это порождает наложенное вращательное бурение и называется режимом бурения с вращением. В среднем буровая систем продвигается по прямому пути, так как у коленчатого патрубка 10 нет предпочтительного направления. Стабилизатор 11 может представлять собой или расширяемый стабилизатор, диаметр которого может увеличиваться по сравнению с диаметром при передвижении устройства в скважине, или стабилизатор фиксированного размера, такой как износная накладка, и служить опорной точкой для бурового устройства. Для обеспечения режима бурения с вращением направляющая секция 1 предпочтительно выполнена с возможностью бокового вращения или поворота относительно бокового стабилизатора 2. В частности, в варианте реализации, в котором направляющая секция 1 имеет возможность вращения в боковом направлении относительно стабилизирующей секции 2, обеспечивается соответствующее движение с вибрацией. В последнем случае боковой стабилизатор 2 функционирует в режиме скольжения относительно горных пород. В описанной выше системе корпус подшипника неподвижно соединен с вытянутым удлинительным элементом. Альтернативно, буровое долото, соответствующее данному изобретению, может работать в управляемой системе бурения, в которой бурильная колонна вращается постоянно, но направлением коленчатого патрубка или передней поверхности инструмента можно управлять и во вращательном режиме, и в фиксированном режиме. В фиксированном режиме вытянутый удлинительный элемент вращается относительно коленчатого патрубка, азимутальное направление коленчатого патрубка относительно скважины в объекте фиксировано и указывает долоту на фиксированное направление. Во вращательном режиме коленчатый патрубок вращается вместе с колонной. Последнее приводит к вибрирующему движению долота и, таким образом, бурению прямой скважины. Радиус кривизны, или интенсивность набора угла ствола скважины, пробуренной буровой системой, является функцией параметров управляющей системы. Интенсивность набора угла устройства в режиме бурения со скольжением определяется следующими параметрами, при условии, что секция боковой стабилизации долота не может бурить в боковом направлении: углом изгиба корпуса подшипника относительно корпуса статора турбонасосного забойного двигателя; расстоянием вдоль скважины между секцией 2 боковой стабилизации долота и стабилизатором 11 колонны над турбонасосным забойным двигателем. Любой зазор стабилизатора 11 колонны над турбонасосным забойным двигателем увеличивает интенсивность набора угла и тот факт, что долото должно быть слегка повернуто в стволе скважины, являются двумя параметрами второго порядка с противоположным влиянием на интенсивность набора угла и здесь не рассматриваются. Когда буровая система бурит в режиме скольжения, как описано выше, долото слегка наклонено в скважине для обеспечения бурения по дуге окружности. Долото может вращаться относительно стабилизирующей секции 2. Влияние данного факта на отклонения буровых сил по сравнению с ними же при прямом бурении проиллюстрировано на фиг. 5 а и 5b на основе бурения увеличивающейся секции. Для получения увеличивающейся секции, центральная линия долота должна образовывать небольшой угол наклонас центральной линией ствола скважины на глубине долота (см. фиг. 4). Это предполагает, что рабочая нагрузка всех режущих элементов 5 направляющей секции, расположенных ниже центральной линии долота, будет меньше на некоторую величину, которая представлена сегментом 12 небольшого круга на фиг. 5b. Уменьшение общей силы сопротивления для данных режущих элементов,dFp направлено налево, если смотреть вдоль центральной линии долота в направлении бурения. Аналогично, рабочая нагрузка всех режущих элементов, расположенных выше центральной линии направляющей секции, увеличится на некоторую величину, в итоге результирующая нагрузка лобового сопротивления увеличится на величину +dFp, так же направленную налево (фиг. 5b). Секция 3 с уширенной пятой сталкивается с аналогичными отклонениями в общей нагрузке лобового сопротивления над и под центральной линией, что проиллюстрировано сегментом 13 на фиг. 5 а. Данные отклонения могут стать причиной того, что буровое долото будет гулять, это означает,что буровая система не бурит по искривленной траектории в одной азимутальной плоскости, а буровое долото имеет тенденцию отклоняться в направлении, перпендикулярном к передней поверхности инструмента. В данном случае долото имеет тенденцию изменять азимут искривления скважины. Количественно отклонения можно выразить следующим образом:Klр - константа, представляющая полезный эффект режущей структуры направляющей секции 1 и буримость породы на режущих нагрузках;- угол наклона долота в скважине, определяемый, как угол между центральной линией долота и скважиной в точке расположения центра стабилизационной секции;L1 - расстояние между центром направляющей режущей структуры и стабилизационной секцией;Dp - диаметр направляющей секции 1;Klu - константа, представляющая полезный эффект режущей структуры секции 3 с уширенной пятой и буримость породы на режущих нагрузках;L - расстояние между центром направляющей режущей структуры и режущей структурой с уширенной пятой, как показано на фиг. 1;Du - диаметр скважины. Склонность к гулянию долота исчезает в случае, когда достигается следующее равновесие:(3) Формулы (1) и (2) являются достаточными представлениями, так как нагрузка лобового сопротивления, действующая на соответствующие секции бурового долота, увеличивается с увеличением режущей глубины, а режущая глубина, по существу, линейно зависит от диаметра соответствующей секции бурового долота (т.е. направляющей секции или секции с уширенной пятой) и угла наклонабурового долота в скважине. Из предыдущего получаем соотношение для расположения секции 2 боковой стабилизации: Предполагая, что для направляющей секции 1 и секции 3 с уширенной пятой, процессы резания аналогичны, данное соотношение упрощается для следующего вида: Таким образом, предпочтительно, чтобы геометрическая конфигурация бурового долота была достаточно близка к данному идеальному соотношению, при котором реализуется то преимущество, что система бурит только передней поверхностью инструмента. Когда выполняется условие без гуляний, как отмечено выше, то также выполняется условие минимального изнашивания в азимутальном направлении, так как долото оказывается сбалансированным по силам в данном направлении согласно равенству (4). В вертикальной плоскости долото также должно быть сбалансировано по силам при наклонном положении в скважине. Расчетная формула в этом случае получается аналогичным образом, как и ранее полученная формула для условия без гуляния. На фиг. 6 через dNu обозначена прибавка общей силы, действующей по вертикали на режущие элементы, расположенные ниже центральной линии секции 3 с уширенной пятой долота, связанная с параметром dFu на фиг. 5 а. Такое же отношение может быть определено для направляющей секции 1, выражающее соотношение между dNp и dFp. Данные отношения выражаются следующим образом: Силы dNu и dNp действуют под углом к центральной линии долота. Данный угол обусловлен профилем секций долота. Боковая компонента данных сил выражается следующим образом: Условие минимального изнашивания в вертикальной плоскости, которая является передней поверхностью инструмента, выполняется тогда, когда и предполагая, что равенство (3) выполняется, получаем В случае применения идентичных режущих структур (в терминах, например, типов режущих элементов и передних углов в тыльной плоскости) в направляющей секции 1 и секции 3 с уширенной пятой,данное соотношение упрощается до следующего: Параметры K1, K2, K3 для секции 3 с уширенной пятой и направляющей секции могут быть вычислены для конкретных конструкций долота с помощью программных продуктов для расчета сил, действующих на долото. В показанных вариантах реализации предлагаются сравнительно дешевые управляемые буровые системы, предназначенные для направленного бурения скважин, диаметр которых больше номинального. Исключается необходимость в стабилизаторе корпуса подшипника. Функциональные возможности такого стабилизатора корпуса подшипника берет на себя секция 2 боковой стабилизации, расположенная между направляющей секцией 1 и секцией 3 с уширенной пятой бурового долота. Данная ситуация имеет несколько достоинств: устраняются большие боковые буровые силы, действующие на подшипниковую часть турбонасосного забойного двигателя;-5 007832 в режиме наложенного вращательного бурения диаметр скважины увеличивается минимально (порядка миллиметров), следовательно, уступы, образующиеся в скважине при переключении из режима бурения с вращением в режим бурения со скольжением, имеют минимальные размеры; скважина не приобретает спиралевидной формы благодаря небольшому расстоянию между секцией боковой стабилизации и режущими элементами долота, что приводит к более гладкому стволу скважины; буровая система дает возможность использовать более длинные долота без существенного влияния на характеристики направленности бурения системы; в предложенной буровой системе обеспечивается надежное направленное бурение даже при проведении буровых операций с большими компонентами с уширенной пятой; исключаются большие боковые нагрузки на подшипники управляемого турбонасосного забойного двигателя. Варианты реализации данного изобретения, описанные выше, являются не ограничивающими примерами. В частности, настоящее изобретение также охватывает буровые долота с коническими шарошками и гибридные буровые долота, имеющие направляющие секции и шарошечные секции с уширенной пятой или наоборот. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Устройство, представляющее собой буровое долото, предназначенное для бурения ствола скважины в некотором объекте, буровое долото имеет центральную продольную ось и содержит направляющую секцию, предназначенную для бурения в некотором объекте направляющей части ствола скважины; секцию с уширенной пятой, следующую за направляющей секцией, режущий диаметр Du секции с уширенной пятой превосходит режущий диаметр Dp направляющей секции; передаточный вал, расположенный между направляющей секцией и секцией с уширенной пятой; секцию стабилизации, расположенную между направляющей секцией и секцией с уширенной пятой, причем секция стабилизации по размерам входит в направляющую часть ствола скважины и способна стабилизировать в боковом направлении буровое долото относительно объекта и одновременно не препятствовать вращению, по крайней мере, направляющей секции относительно объекта. 2. Устройство по п.1, в котором указанное вращение включает в себя вращение относительно центральной продольной оси бурового долота. 3. Устройство по любому из пп.1, 2, в котором указанное вращение включает в себя вращение относительно оси, тянущейся в боковом направлении от бурового долота. 4. Устройство по п.3, в котором направляющая секция выполнена с возможностью вращения вокруг указанной боковой оси относительно секции стабилизации. 5. Устройство по любому из пп.1-4, в котором направляющая секция и секция с уширенной пятой жестко соединены друг с другом с помощью передаточного вала. 6. Устройство по любому из пп.1-5, в котором направляющая секция может вращаться вокруг центральной продольной оси относительно секции стабилизации. 7. Устройство по п.6, дополнительно содержащее запирающие средства для выборочной блокировки вращения направляющей секции вокруг центральной продольной оси относительно секции стабилизации. 8. Устройство по любому из пп.1-7, в котором секция стабилизации расположена фиксированным образом относительно направляющей секции. 9. Устройство по любому из пп.1-8, в котором секция стабилизации расположена так, что L1 больше, чем L2, гдеL1 - это расстояние между рабочим центром секции стабилизации и рабочим центром направляющей секции;L2 - это расстояние между рабочим центром секции стабилизации и рабочим центром секции с уширенной пятой. 10. Устройство по п.9, в котором режущий диаметр (Dp) направляющей секции больше, чем половина режущего диаметра (Du) секции с уширенной пятой, и секция стабилизации располагается так, чтоL2 больше половины L1. 11. Устройство по любому из пп.9, 10, в котором секция стабилизации располагается так, что отношение L2/L1, по существу, равно отношению Dp/Du. 12. Система для бурения ствола скважины в некотором объекте, данная система имеет буровое долото, соответствующее одному из пп.1-11, буровое долото соединено с вытянутым удлинительным элементом, причем центральная продольная ось бурового долота расположена под некоторым определенным ненулевым углом наклона относительно главной продольной оси вытянутого удлинительного элемента, где направляющая секция и секция с уширенной пятой бурового долота приводятся в действие независимо от вращательного движения удлинительного элемента.-6 007832 13. Система по п.12, в которой удлинительный элемент может выборочно вращаться вокруг своей главной продольной оси относительно упомянутого объекта или может быть закреплен относительно данного объекта.