CN88102408A - 改进的液体井打孔设备及方法 - Google Patents
改进的液体井打孔设备及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN88102408A CN88102408A CN198888102408A CN88102408A CN88102408A CN 88102408 A CN88102408 A CN 88102408A CN 198888102408 A CN198888102408 A CN 198888102408A CN 88102408 A CN88102408 A CN 88102408A CN 88102408 A CN88102408 A CN 88102408A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- mentioned
- piston
- pressure
- hole
- drift
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title description 11
- 230000035515 penetration Effects 0.000 title 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 claims abstract description 72
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 31
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 24
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 13
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 11
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 11
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 11
- 244000273618 Sphenoclea zeylanica Species 0.000 claims description 6
- 239000012224 working solution Substances 0.000 claims description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 2
- 241000628997 Flos Species 0.000 claims 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 abstract description 12
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 20
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 13
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 6
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 4
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 4
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- 239000006061 abrasive grain Substances 0.000 description 3
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 3
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 3
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000792 Monel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 2
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 241000206601 Carnobacterium mobile Species 0.000 description 1
- 235000009421 Myristica fragrans Nutrition 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001315 Tool steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 208000002925 dental caries Diseases 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 235000012907 honey Nutrition 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 230000000266 injurious effect Effects 0.000 description 1
- 239000000976 ink Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 239000001115 mace Substances 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N phencyclidine Chemical class C1CCCCN1C1(C=2C=CC=CC=2)CCCCC1 JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- NHDHVHZZCFYRSB-UHFFFAOYSA-N pyriproxyfen Chemical compound C=1C=CC=NC=1OC(C)COC(C=C1)=CC=C1OC1=CC=CC=C1 NHDHVHZZCFYRSB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002760 rocket fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/112—Perforators with extendable perforating members, e.g. actuated by fluid means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/061—Deflecting the direction of boreholes the tool shaft advancing relative to a guide, e.g. a curved tube or a whipstock
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Nozzles (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
Abstract
一种矿井外套穿孔设备包括一个细长的壳体,该壳体内安装有一个用于在外套上冲切出一个开口的可向外伸出的液压缸驱动冲头。一个高压射流喷嘴安装在一个软管的端部,当通过外套伸出以便对周围的地面构造层切割出径向延伸孔,该软管就通过冲头内的一个轴向孔向外伸出。当压力增加时蓄压器的压力被克服,而冲头缸体和软管驱动缸体连同软管供给工作液体的设备都被起动,以便开始进行穿孔工作。当压力降低时,各部件返回原始缩回位置。
Description
本发明涉及石油和/或者天然气方面的外套打孔设备,步骤和方法。更准确地说,本发明是利用一种高压液体驱动的冲头用于在油井外套内打出一个孔,然后利用高压喷射流在距外套外面相当大的距离向外将周围的地层切出一个通道以便使液体或气体碳氢化合物流入外套内的独特的设备和方法。
绝大多数的油和气井都是采用转动钻削进行打孔的,其中含有极细颗粒的钻削泥浆通过钻杆串向下推压并经过钻头出来以便将钻削物,冷却剂和其它有用的产品排放出来。通常在钻削泥浆中含有重晶石的极细颗粒。曾经发现在钻井孔周围的地层大约在距孔一米或更远一些距离处由钻井液体形成向外的污染区。这种污染在泥浆中将形成大量的微细颗粒,经常形成对碳氢化合物流入油井外套内的重大的屏障。
此外,通过水泥灌浆和固定油井的各种液体对岩层的侵袭产生了对岩层附加的污染。曾经通过钻削液,水泥或固定油井的液体所污染的或被堵塞的油井孔的周围区域被称为侵入区或破坏区,而其影响称为构层破坏,表层破坏或表层效应。“表层效应”是在围绕着油井孔周围液体流动的破坏或阻力变化的大小的一个石油工程量度,是以无量纲的数字表示。一个高的表层效应数值值或因数代表严重的构层破坏例如以10表示,而一个低的表层效应数值就是0。
在试图提供一个流动通道通过周围的岩层或者去除表层效应以便允许和增加碳氢化合物流入油井外套内在这方面的努力和建议已经提出过许多种办法。可能普通的办法就是采用位于外套内的枪械装置发射弹头的办法;但是从这种装置中发射的弹头一般情况是不能够穿过污染区的,而且通过采用这种装置也不能达到最佳流动条件。因此,用于穿过周围岩层的其它各种建议都提出来了。例如,美国专利4,022,279号提出了一种在距油井外套外面一个较大距离处钻削螺旋形孔的方法以便增加其产量。但是,该专利还未公开如何用来形成合乎要求的螺旋形孔的设备,而且不能确定是否实际存在这种结构。
美国专利3,370,887号公开了一种带有喷流柱塞11的断裂装置,该装置是利用喷射流流入装有柱塞的壳体中,利用该柱塞通过油井外套径向向外喷流。授于达姆斯等人(Dahms,et al.)的专利3,400,980号3,402,965号都公开了一种工具,该工具是向下运动至油井外套的下端外面,并由该工具中伸出一个可伸长的管子或软管构件向外延伸,并同时排放出高压液体以便在油井的下端形成一个空腔。该专利的装置已被用于井盐的开采。授于受德蒙兹等人(Edmunds,et al.)的专利3,402,967号公开了一种装置,该装置的工作情况与达姆斯(Dahms,et al.)的专利情况很相似。
授于马洛特(Malott)的美国专利3,547,191号公开了一种设备,该设备下降至油井内以通过喷嘴装置26,27将高压液体进行喷射。由喷嘴装置喷射出来的液体通过在外套上预先制成的开口35流出。
授于麦斯墨(Messmer)的美国专利3,318,395号公开了一种工具,该工具带有一个其位置下降至油井的合适部位上的固体火箭推进燃料34的主体。该火箭燃料进行点火并通过喷嘴装置36向外排气喷射,穿过外套和外套周围的岩层。由从箭中出来的喷射物还包括磨料颗粒,这些颗粒有助于切割工作,并用于将周围的岩层切出一个缺口以便将它切断并有助于提高产量。但是,由于来自火箭的喷射物,或任何其它固定位置的射流装置的喷流浸蚀了岩层,这就增加了喷嘴与岩层之间的喷射距离,并在很大程度上降低了设备的有效性。
授于塔季茹夫等人(Tagiov,et al.)的专利4,050,529号公开了一种工具,该工具下降至油井外套的下部并带有喷嘴装置,通过该喷嘴喷射出带磨料颗粒的高压水用于将外套和周围的岩层切穿。采用带磨料材料常常将油井弄脏因而对各种阀,泵和类似装置在以后的使用中造成巨大的磨损问题。此外,磨料被吸收在周围的岩层中也会堵塞岩层的孔隙。
授予斯肯奈尔等人(Skirner,et al.)的美国专利4,346,761号公开了一种带有喷嘴20的装置,该喷嘴能够在外套内垂直上,下运动以便将外套切割出若干槽。该喷嘴不伸出至外套的外面;但是,由该喷嘴喷出的高压射流将会明显地对周围岩层的切割具有一定程庹的影响。
来用高压喷嘴对油井外套进行切割已公开的其它专利还包括有授于布朗等人(Brown,et al.)的专利3,130,786号;授于皮特曼等人(Pitman.et al.)的专利2,145,776号和授于洛甫等人(Love,et al.)的专利4,134,453号。授于阿尔契巴鲁德(Archibala)的再颁发专利Re,29,021号公开了一种带有径向射流的地下采矿系统,该射流保持在油井孔内并用于切割周围的构层。授于撒莫尔斯(Summers)的美国专利4,317,492号公开了一种高压水射流式油井系统,该系统可用于采矿和打孔工作,其中形成射流的喷嘴移出于油井的底部然后进行径向运动。授于加考贝(Jacoby)的美国专利3,873,156号也公开了一种射流式的采矿装置,该装置可以移动至井的底部以便在盐类矿井内形成一个空腔。授于包雅及耶夫(Boy.a djieff)的美国专利4,356,676号公开了一种机械钻削设备,该设备可由井内进行径向移动用于形成一个水平的孔。许多其它美国专利中公开了带有用于切割靠近矿井底部或位于矿井府部岩层的高压喷嘴装置的设备,这些专利包括:美国专利2,018,285号;2,258,001号;2,271,005号;2,345,866号;2,707,616号;2,758,653号;2,796,129号和2,838,117号。
由于上面所提到的现有技术的装置都存在着各种不同的缺陷,没有一个能够达到实质上成功的程度。例如,那些装置都是通过设置在外套内的喷嘴简单地喷出高压射流,因而不能真正有效地由外套向外切割一个足够的距离。此外,由这种装置所提供的切割的方向和程度受到许多变化的参数的影响,这些参数包括周围构造的特性,因此是难以得到预期的结果的。对于所有通过矿井外套的侧壁而工作的高压式射流装置所存在的一个共同问题是,作为一个先决条件必须先在外套和它周围的水泥上打一个孔才能切入周围的构造层。在某些现有的装置中,该孔是可以采用喷嘴射流本身打出来的,而另外一部分装置则就需要借助于分立的机械切割装置。对采用喷嘴射流进行外套的切割的那些装置有在一个非常严重的缺陷,其中的切割液体经常带有磨料颗粒,这些颗粒就保留在外套中而且在以后对各种阀或者其它构件如泵之类的装置,进入这些装置的某些磨料成分最终将显示出有害的影响。
采用分立的机械切割装置所存在的缺陷是,一方面大量地增加了附加的设备费用而且采用这种设备用于切割外套的工时费用也增加了。这是符合实际的因为采用这种装置一般需要将切割装置下降到矿井的底部,对外套进行切割,随后的将切割装置移出并在采用喷嘴射流主外套进行切割,随后是将切割装置移出并在采用喷嘴射流式切割工具使用前,先要对射流装置进行定位。由矿井中进行工具的定位和移出通常是需要耗费时间和价格昂贵的牵引和管子串的更换。
所有在美国专利4,640,362号(授于斯凯鲁斯泰得)〔Schellstede〕即本发明以前的各种型式的打孔设备具有的共同缺陷是它们都没有真正作到在外套外面的足够距离内对构造层进行合适的穿孔以便获得产量的提高。因此,一直存在着迫切需要提供一种设备,该设备能够对矿井外套在向外超过外套周围的污染区的一定距离内对外套周围的地面构造层进行有效的打孔。一个特殊的问题是在斯凯鲁斯泰得(Schllstede)以前的许多装置不能够使可形成切割射流的装置保持在一个合理的喷射距离内。
前面所提到的斯凯鲁斯泰得(Schellstede)的专利的发明在打孔技术方面显示出一个非常重大的突破是它可以使地面构造层的打孔超过外套周围的污染区,这样与以前所知道的装置相比提供了一个非常优异的性能。另外,它可以在由半刚性的,可伸长的导管和喷嘴伸展装置提供的射流向外运动之前产生一个使水泥脱离外套的起始喷射流;此外,斯凯鲁斯泰得装置还根据其独特的设计具有其它方面优异的特性。但是,斯凯鲁斯泰得专利的装置的结构有些复杂,并需要液压系统,其中包括两个氮蓄压器,转子驱动器,和阀组和流动管线,所有这些构件都要安装在10英尺的壳体内。另外,斯凯鲁斯泰得的装置的工作过程中需要对该装置提供压力的工作液体要在每个工作循环中的不同的时间内具有四个不同的压力,因此整个装置的长度是很大的,而且所采用的是流动管路,鉴于在该装置中需要采用高压液体这样产生泄漏的潜在可能性也很大。
因此,本发明的主要目的是提供一种新的改进的设备和方法用于围绕着矿井的外套的地面构造层进行打孔,该设备与以前已知的设备相比要更小巧,更简单,而且更少出事故。
本发明的另一个目的是提供一种为采用半刚性可伸长的导管和具有喷嘴伸长装置的喷枪式矿井打孔器的简单控制头。
本发明的最佳实施例包括一个细长的一般为圆筒形管,该筒形管具有一个靠模的驱动油缸用于驱动一个楔块模板以便将一个可径向向外运动的冲头通过矿井的外套伸出。一个可伸长的半刚性的导管和喷嘴伸长装置或“喷枪”,该喷枪在其外端具有一个喷嘴,该喷嘴的安置是可以通过在冲头内的一个轴向孔向外进行轴向运动,以便使其在外套上形成一个小的向外的作用力。当冲头将外壳穿孔后,该喷嘴就向外移动超过外套以便形成由外套的开口处向外伸出成为穿过构造层的一个孔。当利用冲头对外套开始向下进行打孔运动时,喷嘴的工作是用来冲洗和去除外套后面的水泥,以便使冲头更快地在外套上进行打孔。外套中设有一个单一的蓄压器,该蓄压器根据该设备的打孔压力的要求提供所需要的压力氮气。在滑阀活塞杆上的一个蓄压器活塞设置在蓄压器缸体内并通常是通过一个蓄压器压力将它推紧在一个第一位置上,其中一个连接在喷枪上的驱动喷枪缸体作用于推动该喷枪向着其伸展位置运动和接受工作液体以保持喷枪处于其缩回位置。而且,在一较低的压力下的工作液体导入冲头的靠模驱动缸体,以便将其定位于缩回位置,从而使冲头缩回。
后两个功能在斯凯鲁斯泰专利中都已介绍过,本发明提供了用于产生这些功能的不同的控制装置。打孔过程是通过向活塞滑阀组件提供高压工作液体通常是水开始的,该工作液体要在能够克服由蓄压器作用于滑阀活塞组件在足够高的压力下所产生的力,以便导致活塞滑阀组件向着一个第二位置移动。该活塞滑阀组件的位移运动导致工作液体的方向向着喷枪驱动缸体和冲击驱动模板缸体流动,因些这些缸体基本上同时驱动使冲头向外伸出并通过冲头将喷枪和喷嘴向外推动,与此同时以高压力的工作液体供给至喷枪。在喷枪内的工作液体流经喷嘴关开始向着外套内部的要通过冲头进行冲孔的部位上进行喷射以便在外套的该部位上产生一个小的力以加速与冲头相接触的外套部位的破坏并当与冲头相接触的部位一发展成一个烈缝时就使工作液体立刻向外流向构造层中。从而,在外套该部位后面的水泥和构造层就被浸蚀掉以便由于冲头的运动造成外套侧面飞边容易向外变形。当打孔完毕之后,喷枪就带前喷嘴连续地向外对着构造层喷射以便在外套外面周围几英尺的地方形成一个扩大的开口以便能够增加矿井随后的产量。当穿孔工作完成以后,可以使其压力返回至低水平以便使活塞滑阀组件返回到其第一位置,以导致喷枪驱动缸体和冲头靠模缸体返回到它们的起始位置从而使喷枪缩回至该设备的壳体中。
图1是显示一个天然气井或石油井的立面剖视图,图中表示本发明的打井设备的最佳实施例用于对外套和周围的构造层进行穿孔;
图2是显示本发明液压系统和某些机械构件工作过程的流程图;
图3A,3B,3C,3D,3E,3F,3G和3E都是由图1所示设备由顶部至底部连续地沿着3-3载面线切取的剖视图,而且各部分是处于在穿孔工作开始之前的位置;
图4表示沿图3A中4-4截面线切取的剖示图;
图5表示沿图3A的5-5截面线切取的剖示图;
图5表示沿图3A的5-5截面线切取的剖示图;
图6表示沿图3B的6-6截面线切取的剖示图;
图7表示沿图3A的7-7截面线切取的剖示图;
图8表示沿图3B的8-8截面线切取的剖示图;
图9表示沿图3C的9-9截面线切取的剖示图;
图10表示沿图3C的10-10截面线切取的剖示图;
图11表示沿图3D的11-11截面线切取的剖示图;
图12表示沿图3D的12-12截面线切取的剖示图;
图13A表示沿图3D的13A-13A截面线切取的剖示图;
图13B表示沿图3E的13B-13B截面线切取的剖示图;
图13C表示沿图3F的13C-13C截面线切取的剖示图;
图13D表示沿图3G的13D-13D截面线切取的剖示图;
图14A,14B,14C,14D,14E,14F和14G都是沿着如13A等同一截面线切取的剖示图,但是用来表示该设备从顶部到底部连续向下各部分的不同位置各部件示图,其中穿孔工作已经完成而喷射正在进行;
图15表示沿图13C的15-15截面线切取的剖示图;
图16表示沿图14F的16-16截面线切取的剖示图;
图17表示沿图17F的17-17截面线切取的剖示图;
图18表示图13A的一部分一个放大图;和
图19表示最佳实施例中的喷嘴的对开截面剖示图。
首先参看图1,图中显示在矿井10内,本发明的设备的最佳实施例,该设备具有一个通过石油,天然气或水的油层14向下伸出的外套12。在钻井过程中,绕着外套的周围向外伸展出一个侵入区16并由钻削泥浆成分挤入油层中。另外,紧挨着外套的部位通常将注入水泥以便在完成钻井之后在外套的周围形成一个水泥层。
本发明包括一个细长的向下打孔的设备20该设备吊挂在管子串22的表面上,该管子串是由许多成段的管子组成,在最下面的管子段是连接在常规结构的环流阀21,过滤器23和稳定器/锚上,该稳定器/锚上带有一个可向外张开的有选择地进行控制的装置用于与外套12的内壁相接合的便将稳定器/锚停泊在一个固定的位置上。该细长的设备20的上端通过一个带螺纹的连接器26吊挂在稳定器/锚上。
管子串22的地面以上部分的上端,如斯凯鲁斯泰得专利的图1所示,通过一个常规装置或者一个钻井台连接至一个回转支撑上,再连接至一个低压软管和一个高压软管至液压压力源上。该软管构件由一个具有操纵控制面板的卡车上伸出。另外,该卡车带有一个电动机驱动普通高压和低压泵装置连接在软管构件上并由操纵控制面板进行控制。该泵接受由一个普通二级过滤器组件所组成的伸出的从抽吸管路来的工作液体,该过滤器组件接受由液罐车输来的未经过滤的工作液体并进行过滤将所有大于20微米的颗粒过滤掉;但是,甚至最细的过滤器都可以使用。该高压泵是一种耐酸泵改进的五个活塞组成的定量泵,该泵提供一个低频脉动输出,其频率是可调的。具有不同缸体数的各种泵都可以采用。
该细长的打井设备20是由许多个连接在一起的管形壳体构件组成,其中设有各种功能和设施。该壳体的功能形成区段由顶部到底部如图1所示包括一个控制区段,一个喷枪区段和一个冲孔区段如图中所示。
该控制区段在图3A,3B,3C,14A和14B中显示得最清楚,它包括一个圆筒形控制壳体或圆筒30,该圆筒在其上端连接有一个带螺纹的控制卡环32用于将主控制壳体的上端的头部34夹住。该头部34带有一个轴向孔,在孔内安装有包括一个“0”型环38的筒形密封件36。一个上部圆筒形孔40由控制壳体90的上端向下伸出,该上部孔的下端是由一个环形肩部41形成的,在该肩部下面有小一些的轴向孔40′,该孔轴向向下伸展至一有径向肩部42如图3B所示。
有一个滑阀活塞组件44,48用于在孔40内进行轴向往复运动,该组件是由一个上滑阀构件44和下滑阀构件48组成,该两个构件都以螺纹连接在50C处如图3A所示。上部构件44的上端带有一个延伸杆50紧挨在延伸杆的下面安装在一个上部控制活塞51。在上部控制活塞51下面距有相当大的距离处安将有一个中间活塞56,如图14A所示。一个第三者下部控制活塞58安装在中间控制活塞56的下面靠近下部滑阀构件48的上端处,如图3A所示。在下部滑阀构件48的下端配置有一个蓄压器活塞52,该活塞是通过一个带有外表面46′的联杆46连接在活塞58上。蓄压器活塞52的直径小于活塞56,58的直径,这是为了在该装置的组装时,不会使安装在活塞上的“0”型环密封件在轴向孔40侧壁上形成的各种孔相接触时(该孔40是大于安装有活塞52的孔40′的)将“0”型环密封件切断或损坏。上部控制活塞51设置有一个与孔40相啮合的静压平衡“0”型环密封件54。控制活塞56和58也具有铸铁活塞环密封件104该活塞环以显示易见的方式与孔40相啮合如图3A所示。蓄压器52设有一个氮气密封“0”型环60,该密封环是设置在由筒形孔40′,70和72所形成的储存有氮气的腔体与流入腔体71的工作液体之间。
还应当说明的上部滑阀构件44具有一个由最上端向下伸出并终止于一个径向孔64的一个轴向孔62,该径向孔64是设置在下部滑阀构件48的中间控制活塞56的下面和下部控制活塞58的上面的一个缩小直径的杆部45处,如图3C所示。这样,应当说明的是在滑阀活塞组件44,48的表面的外面和圆筒形孔40的面在控制活塞56和控制活塞58之间的空间或腔体66具有一个中间可动的腔体,其设置的目的在下面将清楚了。应当指出的是活塞56和活塞58的每一个都设置有三个铸铁活塞环密封件104,该蜜封件当运动经过孔94D和94C等部件时它们所经受液体的高压和高速的耐久性要比那些其它类型的普通的环形密封件(而这些密封件很快会损坏而且不适用的)大得多。同样的,一个上部可动的腔体67设置在孔40的表面,杆部表面50′与活塞51和56之间,而一个下部可动腔体71是设置在孔40的表面,杆部表面46′与活塞58和52之间如图3A和图3B所示。活塞52设置有压装在它上面的黄铜套筒52′和52″。
孔40的下端与缩小直径的孔40′的上端相连通,孔40′的最下端的环形肩部41与更小的轴向孔70也相连通如在图3B中可看得最清楚。孔70在其下端终止于孔72处,而一个氮气填充阀V(图3C)是安装在紧挨孔72的下端。孔72,70和40′与蓄压器活塞52相配合以形成一个氮气蓄压器,该蓄压器通过阀V填充以高压氮气,在将该设备放置于外套之前就要以高压氮气通过阀V。
控制壳体30还带有孔73C和74A,该孔由主控制壳体30的上端平行于壳体的轴线向下伸出而分别终止于径向孔75C和76A,如图3A和3B所示。一个轴向平行孔77C向下伸出形成径向孔75C的最内端,和一个相似的轴向平行孔78A由径向孔76A的最内端向下伸出。轴向平行孔88D和90B(图4和图5)也由主控制壳体30的上端向下伸出而且同样地分别连接至径向孔97D和98B上(图8),由该径向孔处分别有轴向平行孔89D和91B向下伸出。孔77C的最下端与一个具有较大直径的承接套管孔79C相连通(图3C和图9),在该承接套管孔中设有一个插入联接件116C,而在轴向平行孔78A的下端与一个承接套管孔79A相连通,在该承接套管孔内设有一个插入联接件116A。插入联接件116A和116C以其下部或底端以螺纹拧入在喷枪区段上端的上部连接器卡头84的上端的带螺纹的开口中如图3C所示。同样地,孔89D和91B的下端分别与承接套管孔79D和79B的下端相连通,孔79D和79B的尺寸要能够接受插入联接件116D和116B,该联接件还安装在喷枪区段的连接器卡头84的上端。插入联接件和承接套管的采用对在插入联接件116A-D上采用“O”型环或唇边式密封件的该设备的不同区段的液压系统之间提供一种真正快速联接和防泄漏连接。从实际情况看该设备所具有的一个非常重要的优点是它的一个区段可以在野外很容易地进行更换而不需要将设备完全拆卸下来。换句话说,各区段可以很简单地脱离连接并将一个新的区段更换上,而且又很容易地将各区段重新连接起来。当该设备进行试验和工作时,如果其中一个区段发生故障,从而可以毫不困难地更换下来。而且该设备的运输要比专利4,640,362号的设备容易得多,这是因为其最长的构件区段才只有20英尺而上述专利的设备的整体组装件的总长是49英尺。
一个径向孔68A提供了孔40与孔74A之间的连通,如图5所示。因此,当各部件处于图3A和图5所示位置时,空腔66和轴向平行孔74A之间就连通起来。同样地,一个径向孔69B提供了轴向平行孔90B和孔40与腔体66之间的连通,亦如图5所示。
还需要指出的是一个径向孔92C使孔73C与孔40相连通如图3A和图7所示,从而当各部件处于图3A所示位置时,在孔40,活塞58的下端和活塞52的上端所形成的空间71与孔73C相连通。此外,一个径向孔94D通过主孔40的内部与轴向平行孔88D相连通如图7所示。
一个下部单向阀95设置在与孔40的内部相连通的一个径向下部通气孔96的外端部如图6所示,而一个上部单向阀放置在一个上部通气孔100处如图3A所示。当滑阀活塞组件44,48处于上部位置时(图3B),下部孔96与腔体71相连通,而上部通气孔100与腔体67相连通。同样地,径向孔88D和90B分别与轴向平行孔88D和90B相连通,如图8所示。轴向平行孔88D和90B的下端分别与放大的承接套管孔79D和79B相连通,该承接套管孔分别用于容纳安装在前面所提到的喷枪上端的插入液体连接件116D和116B(图9)。可以采用不同尺寸的插入和承接联接器以便保证各区段以最佳情况连接起来。
通过一个以螺纹拧在主控制缸壳体30外表面上的支承环80(图3C)将主控制制壳体30的下端连接在喷枪区段的上端,而一个联接器套管82以其下端连接在一个带粗螺纹的连接器套管110上。联接器套管82套装在支承环80上以便使构件80和82得以预防联接器套管82的任何附加的向下运动。应当可以理解,术语“喷枪”指的是半刚性,可伸长的导管和喷嘴伸长装置构件166及其有关驱动装置;这种则“喷枪”和“半刚性可伸长导管和喷嘴伸长装置”这两个述语有时可以互换使用。
现在转到喷枪区段的细节问题,首先参看图3C,图中显示出该喷枪区段的上部外表面是由带粗螺纹的连接器套管110形成的,该连接器套管在其上端具有外螺纹可与联接器套管82螺纹连接在一起并将上部连接器卡头84包封起来。该上部连接器卡头84带有一个轴向孔86和一个第一对在直径方向对着的槽,该槽可以容纳安装在连接器套管110的侧壁上螺纹孔内的锁紧凸缘112和114,如图3C所示。插入流动连接器116C和116A由上部连接器卡头84的上端向上伸出,并以其上端分别与由控制壳体30的下端形成的孔77C和78A的下端相连通,而以其下端与倾斜的孔120C和120A相连通,这些倾斜孔又通过连接件分别与轴向平行导管124C和124A相连接,该平行导管向下延伸至连接器套管110和管形喷枪缸壳体128中如图3C所示。
同样地,孔79D和79B的下端分别通过插入联接件116D和116B(图9)与上部连接器卡头84的各倾斜孔相连通,该倾斜孔又与导管124D和124B的上端相连通(图10和图13A)。
管形喷枪缸壳体128是以螺纹连接在带粗螺纹的连接器套管110上并由此向下伸出。另外,一个上部喷枪缸体130是螺纹连接在上部连接器卡头84的下端并带有一个上部腔体131′,该腔体通过卡头84的下端的一个缩小直径的孔87与卡头84的轴向孔86相连通如图3C所示。一个喷枪驱动活塞134用于在一个轴向孔132中进行往复运动,该轴向孔132是由位于该孔轴向上部的活塞杆构件136的上端上面的腔体131′向下伸出的。活塞134是由蒙乃尔合金制成的;但是,带有黄铜套筒的不锈钢活塞也已证明是适用的。应当提出的是在孔132和杆136之间具有一个间隙,其目的是显而易见的。
上部喷枪缸体130的下端是以螺纹部分拧入上部头部构件138的上端,而上部活塞杆构件136的下端螺纹连接在螺杆连接器140的上端如图3D所示。一个下部喷枪缸体131以其上端连接至下部头部构件139的下端上。上部头部构件138是通过四个机器螺栓141(图11)连接在下部头部构件139上以形成一个整体头部组装件。还应当提出的是,头部构件138和139都在其直径方向相对面两侧上设有沟槽,通过该沟槽使管路124C和124A伸出。
蒙乃尔合金的中间杆构件146的上端142是螺接在带螺纹的杆构件140的下端部。该杆构件146具有比上端部142大一些的直径并带有一个轴向孔148。径向孔150使轴向孔148与下部头部构件139的孔182内部的空间158和杆146外部的下部喷枪缸体131的孔160相连通。将杆146设置在具有比杆146的外径大一些的孔182和160内是非常重要的。因此,液体可以自由地通过径向孔150流入在孔182和160与杆146的外表面之间的内部孔148和空间158(图18)或者从那里流回来。但是,带有唇边密封元件143是通过套筒106和106′安装在上部和下部头部构件138和139上,用于在孔132和孔160之间形成一个压力密封件。该密封件143可以是一种带“O”型环扩张器的唇边式密封件,该“O”型环扩张器是由派克密封件公司(Parker Seal Corporation)出售的商标为POLYPAK的产品。杆146的下端是以整体地连接至下部喷枪活塞162上,该活塞是以相啮合地容纳在孔160内并在其中进行往复运动。该往复运动的喷枪活塞驱动组件的总体设计要使其当该工具的所有工作过程中活塞杆保持拉伸状态。由于活塞的长行程和小的直径,将杆146置于压缩载荷条件下将导致该杆的弯曲。通过头部构件138,139等喷射液体,则伸长和缩回压力由活塞的杆部一侧分别与下部和上部喷枪活塞162和134相接触以便使活塞杆136总是处于拉伸状态而永远不会处于压缩力作用状态下。
一个喷枪导套168容纳着下部活塞杆164,该活塞杆以其下端连接至由聚四氟乙烯芯子272和以不锈钢编织物构成的带外螺纹的铠装层274形成的喷枪166上(图3E)。导套168以其下端连接至一个带内喷枪导向通道172的冲头底部170(图13C)上。一个喷射喷嘴169连接至喷枪166的外端用于当喷枪166内提供高压液体时,由其外端形成一个切割射流。喷枪导套168在其内表面与杆164和喷枪166的外表面之间具有一个1/32英寸的小的内部间隙。同样地,在孔160和164的外表面之间也具有一个约1/32英寸的间隙。上述间隙是为了在穿孔过程中当喷枪伸出而经受压缩力时防止杆164和喷枪166的弯曲变形。还应当再次提出的是当设备进行工作时由于孔132和182内存在压力,杆部连接活塞134和162要总是处于拉伸状态,以便使其永远不经受造成弯曲问题的压缩力。
冲头底座170以其管形冲孔元件171以螺纹连接在具有一个导向孔173的冲头的一端上,在该装置驱动之前,在导向孔73内就安置一个喷嘴169如图13C所示。冲孔元件171通过一个靠模包封壳体230的导套175上的开口伸出,以便使冲孔元件能够移动至图13C和图14F所示的位置上并由该位置上返回。冲头底座170的运动是通过安装在壳体230上的固定位置上并与通过螺栓193安装在冲头底座170上的一个横向杆181相啮合,还与冲头底座的肩部183和185相啮合的导向杆177和179限制在相对于壳体230的径向运动方面。由冲头驱动活塞236和冲头驱动模板244产生的纵向力通过冲头底座的肩部183和185转换成通向导向杆177和179然后通向冲头171的径向力,以便产生在矿井外套内对一个孔冲孔作用。该组合的各部件使冲头与靠模包封壳体230的导套175内的孔保持在一直线上。当冲头发生受剪切的情况下,横向杆181通过冲头底座170防止靠模壳体230受到损坏。该冲头底座与导套175永远保持对正在一直线上。177,183和179,185的接触表面都是经淬火处理的以便承受施加于它们的高压力和高的作用力。该冲头底座还带有与靠模244的经淬火的靠模表面245,245′,247和247′相啮合的经淬火的靠模跟随表面186和189,用于推动冲头底座170和冲头171向外以响应靠模244的向上运动。同样地,跟随表面191与靠模244的端部表面相啮合随着靠模244的向下运动将冲头171缩回。冲头和靠模244等的结构和相互作用是与斯凯鲁斯泰得(Schellstede)的专利4,640,362号所公开的内容是相似的;但是,冲头上设置的弧形侧面槽264(图3F)相当于斯凯鲁泰得专利中的矩形槽254;而且控制线路具有很大的差别。冲头的外表面是经淬火并经机械加工的,以便使其垂直切削刃E总是垂直的。冲头的外径和内径的比值必须使在外套上所冲出的孔不会产生一个外套的冲切塞块进入冲头的中间。冲头的内径边缘是带圆弧形的以阻止冲切这种塞块。而且,冲头的各表面的角度都是与水平轴线呈现45°角的。
导管124B和124D的下端分别与轴向平行孔174B和174D相连通如图13A所示。导管147B又与一个径向孔176B相连通,该径向孔以其内端与一个轴向孔178相连通,通过该轴向杆136的下端以在孔178与杆136的外表面之间具有一个间隙的条件下伸出。因此,径向孔176B与孔132和杆136的外表面之间的空间是流体连通的,这种连通是通过孔178与孔132的连通实现的如图13A所示。同样地,轴向平行孔174D的下端与其一个径向孔180D相连通,该孔180D以其内端与一个围绕着杆146的上端142并与它隔有一个空间的孔182相连通如图18所示。
孔182的上端终止于一个环形表面支座表面266,当各部件处于图3D和图18所示的位置时,该表面266与杆元件146的上端相啮合。但是,当各部件处于图14C所显示的位置时,径向孔180D与孔182和杆136的外壳面之间之间的空间处于充分的连通状态。下部喷枪缸体131的下端是以螺纹拧入一个刚性喷枪携带滑块186的上端上的轴向带螺纹的套筒内,在滑块186内的轴向平行孔187C和187A分别设置在与导管124C和124A呈一直线的位置上如图3E所示。
另外,应当指出的是喷枪携带滑块186的上部外圆周是以螺纹拧入一个管形壳体188的下端螺纹中(图3E)。管形壳体188的上端是以螺纹拧入中间管形喷枪壳体190的下端螺纹中,该壳体以其上端以螺纹拧入上部管形喷枪缸体壳体128的下端的螺纹部分。一个环形法兰192(图3E)由喷枪携带滑块186向外伸出并设有一个与一个喷枪螺纹的管形连接器196的端面肩部相啮合的肩部194,该连接器196又以螺纹拧至一个冲头靠模壳体198的上端。
一个下部喷枪携带滑块200以螺纹拧入壳体198内部的由携带滑块200伸出的喷枪导向管子168上,并拧在夹持着携带滑块200的凸缘201和203上的如图3E以及同样地在图3B所示的位置上。轴向平行孔202C和202A(图3E)沿着喷枪携带滑块200的长度方向伸出并分别通过安装在喷枪携带滑块186的下端的插入连接件204C和204A与孔187C和187A以它们的上端相连通。另外,柔性软管构件206A和206C分别通过联接装置207A和207C连接至孔202A和202C的下端,并在螺纹连接到冲头靠模壳体198的下端上的楔运行壳体208内向下伸出。同样地,软管构件206C和206A都以其最下端连接至固定位置的导管210C和210A上如图3F所示。
导管210C的下端连接至通过一个靠模包封的壳体230伸出的一个固定位置的空心杆212上,该壳体230是由壳体208的下端向下伸出的。一个导向头部232(图3G)螺纹连接在壳体230的下端上,而一个冲头靠模驱动缸体235是螺接在头部232上如图3G所示。
一个冲头驱动活塞236的设置是用于在缸体235的内部进行往复运动,该活塞并带有一个轴向孔,空心杆212通过该孔伸出。应当可以理解,活塞236能够相对于杆212进行往复运动,由活塞的一侧向活塞的另一侧的泄漏是通过一个与杆212的外壳面相啮合的密封件238进行预防的;而且黄铜衬套214与杆212相啮合。以上述结构用以代替专利4,640,362号所推荐的在冲头区段的运行软管以提供一个大大提高耐久性和可靠性的结构。此外,该设备的组装是非常容易的。还应当指出的是杆212是安装在一个冲头靠模驱动杆238的轴向孔240内,该驱动杆238是以其下端螺纹连接在冲头驱动靠模244的248部位(图3G)。在头部232内的密封件242(图13D)与杆238相啮合以防止由缸体235的活塞杆一侧的腔体243内发生压力泄漏;还有一个孔250A(图3G)通过头部232伸出,以其下端连接在活塞杆一侧腔体243而以其上端连接至导管210A的下端。一个靠模导向滑块250通过机器螺栓252安装在靠模244的上端,并分别与壳体230和208的孔254和256相滑动啮合。导向滑块250当在两个方向上运动时帮助楔块保持呈一直线,以防止楔块竖起,或者当冲头缩回时防止楔块抬起由靠模包封壳体230脱出。
现将参看图2和图3A至图3H对工作过程的一个循环进行描述。在将该设备下降至孔内之前,将一般以标号260表示的并在孔70,73和43′内具有空腔的蓄压器注入具有足够高压力的氮气以便于蓄压器活塞产生一个力,该力足以克服由管路区段26的压头所造成的反作用力,该压头是由主壳体的内部经过孔62和64传过来的。应当提到的是,对于在图3A至图3H所显示的位置的各部件,在管路构件26内的压力将向下经过孔62并在径向经过孔64进入腔体66内,该压力向上和向下作用在活塞56和58上;由于作用于活塞滑阀包括孔62的上部的面积上的向上的压力是小于向下的面积上所产生的力,其净效果力是将构件44向下压紧。图3A和图3B实际是显示蓄压器活塞在52处的表面积要比轴向孔62的截面积大得多。孔62的面积等于活塞52超过活塞56的面积之值。这样,在管路区段26内的液体的流体静压力所产生的向下的力等于流体静压力乘以孔62的面积。需要克服流体静压作用力的向上的力等于在蓄压器内的压力乘以活塞52的面积。由于活塞52的面积要比孔62的面积大得多,作用于蓄压器活塞56的底部上的在蓄压器内的压力,因而可以大大小于作用于该设备的上端的流体静压力。
此外,在腔体66内的压力也经过径向孔68A并进入垂直孔74A(图5),径向孔76A,径向孔78A,插入流动连接器116A,倾斜孔120A,导管124A,孔187A,连接器204A,孔202A,接头207A,软管206A,孔210A,孔250A,进入活塞杆一侧腔体243,以便将冲头驱动活塞236保持在其下部位置如图2和图3H所示。上述流动通路是在图2的左边部分中集体地标注以A。
在可动的腔体66内的压力液体也以一定方式施加于径向孔69B和导管90B是很重要的,这在图5中可以很明显地看出。在导管90B内的压力是通过75B(图14B),77B,116B,120B,124B144B,176B(这些导管都是在图2中的标号上集合地标注以B字母)至孔178,液体由该孔处在孔178与杆136的外表面之间向下流动进入孔132中(图18)并作用于喷枪驱动活塞134的下表面上以便向上推紧活塞以保持杆164和喷枪166等在其完全缩回位置上。从而使所有构件都保持在图3A至图3H和图13A至图13D所示的位置。由于氮气压力与流体静压力的压力比值应当是使滑阀活塞组件保留在上部或缩回位置,流体静压力是用于将冲头和喷枪保持在其缩回位置一直到施加一个泵压力作为一个附加力作用于流体静压力上以推动滑阀活塞组件进入向下的或伸出的位置。
当需要时,先开始进行一个穿孔工作,将管路构件26中的压力增加至足以克服氮气蓄压器260内的压力的临界点。由于滑阀构件46的向下运动的结果,各部件由图3A至图3H和图13A至图13D的位置上立刻运动至图14A至图14E所示的位置。
滑阀构件的起始运动,造成径向孔68A与可动的腔体的压力脱离连接以便使冲头驱动缸体235的活塞杆一侧的腔体243通过孔250A,导管210A等流至孔40的内部(图14A)并通过单向阀100(图3A)排放到设备的外面。冲头驱动活塞236随后就畅通地向上运动以便起动靠模的运动和冲头构件向外的合成运动开始进行冲切工作。用以推动活塞236运动的压力液体沿着B流动,包括由腔体66经过孔92C,孔73C,孔75C,孔77C,孔79C,插入联接器116C,倾斜孔120C,导管124C,孔187C,联接器204C,孔202C,联接器207C,软管206C,导管210C和空心杆212的流动,由该空心杆的下端排放至冲头驱动缸体的头部(或下部)腔体258内以便立刻起动活塞236,杆238和靠模244的向上运动。
靠模244的向上运动导致该靠模推动冲头171由其如图13C和图15所示的缩回位置向外到达其如图14F和图16所示的伸出位置,以这样的运动在外壳12上冲切去出一个孔,对于该外套的排出的部分主要是包括飞边F(图16)而没有从外壳主体的任何外套部分出现断开的情况。冲头171的向外边运动是伴随以喷嘴169的向外运动,该喷嘴由喷嘴端部向外伸出很长,以便在地层周围以下按描述的方法打出一个孔。
滑阀组件44,48的向下运动还将使带压力的腔体66与径向孔94D(图7)定位在一直线上,由该径向孔开始高压液体向下流经孔74D,径向孔76D,孔78D,孔79D,联接件116D,倾斜孔120D,导管124D,孔174D和径向孔180D进入孔160。使液体向下流入孔160上端的该孔与活塞136的外表面之间的空腔和中间杆构件146的外表面与孔160之间的空腔内,以便使液体流经径向孔150进入轴向通道151(图14C)。进入通道151的液体进入由构件162所形成的轴向通道内,由该构件的下端进入喷枪166的内部以一种显而易见的方式由喷嘴169开始喷射液体。上述进入孔160的集成流道是以图2的右边部分所示的带D字母的通道。当喷枪的穿孔打入地层时,液体和切削物经过飞边F流回来并经过槽264下落到外套的内表面与工具的外表面之间的环形空间内。
当穿孔完成之后,泵压力就降低到足以使蓄压器260中的压力在蓄压器活塞52上产生足够的作用力以便使滑阀构件44,48返回至图3A和图3B所示的位置。这种运动导致流入径向孔176B(图14C)的工作液作用于恒速134的下端以便将喷枪缩回到图3C至图3F所示的位置。
滑阀构件44返回至图3A所示的位置,还使液体流经通道A以产生活塞236和靠模244的向下运动,用以将冲头171缩回至壳体中在图13C所示位置。在缸体235的腔体258中和在孔160中活塞162以上的液体是经过下端单向阀泄漏孔排放出去以便使其产生上述运动。
该循环可以重复许多次,以便在同一产生区域内打出许多孔。随着所有穿孔工作过程的完成,一个带配重的杆下落至钻孔管子串上用以将环流阀21内的一个剪切销剪断以便使管子串中所有液体排放出去用以减少把该管子串和穿孔设备由矿井外套向上提起所需要的力并且避免了拉出一排“湿管子串”,该管子串将把井座淹没。
构件36,51,56,58,236都是由黄铜制成。所有壳体构件都是由4140合金钢制成;冲头171是由505工具钢制成而其它金属构件是由不锈钢制成。
本发明实际存在的另外的重要方面是冲头表面171′和171″都是互相垂直的。而且,冲头的外径和内径的比值应不小于2.3,这样以便所获得在外套上的开口的飞边F都是沿着开口的对面两侧卷回来。假如采用的比值小于2.3时,则中心孔将简单地冲切出一个“金属饼”将保留在冲头的孔内,并阻碍了喷嘴的伸出和/或将冲头毁坏。如何避免由外套内冲切成一个“金属饼”实际上是采用对冲头的端面与内孔的外端的相交处制成一个带圆弧的边缘311,与此同时外径的相交处313是锋利的刃口。带圆弧的边缘311也有助于喷枪的定心以便保证该喷枪将能完全缩回至冲头内部。
该最佳实施例能使其适用于4.5英寸外径的外套中,这是用于石油和天然气井最小的外径值,已经是足够小的了。在专利4,640,362号所公开的型式的设备之前的已知设备是不能用于这样小的外套中。
最佳实施例的各种各样改进型对于熟习本发明专业技术的人员无疑地将能做出。因此,应当可以理解,本发明的精神和范围完全是在所附权利要求中。
Claims (10)
1、在一种型式的矿井穿孔设备中包括一个壳体装置,一个工作液体输入装置设置在该壳体装置中,一个具有内端和外端的向外可动的冲头构件,上述外端带有一个外套切割装置用于当对着这种外套用力推进时在外套上切割出一个开口,一种支撑着上述冲头构件的装置用在一个缩回位置,在该位置上,上述冲头构件的外端基本上位于该壳体装置的范围之内与一个伸出位置,在该位置上上述冲头构件的外端是位于上述壳体装置的外面之间进行相对于该壳体装置的运动,一个机械传动的冲头驱动装置安装在壳体装置内用于推动上述冲头构件在其缩回位置与伸出位置之间进行运动,一个在其一端上安装有喷嘴装置的高压软管装置用于在上述冲头装置中的一个缩回位置,并在该位置上上述喷嘴装置位于冲头构件的内部以及一个伸出位置,在该位置上所述喷嘴是位于该冲头的件的外部之间进行运动以便向外喷射出一个高压射流超出该冲头构件的外端用来切割和去除周围的地面构造层,一种安装在上述壳体装置内的喷嘴定位驱动装置用于推动上述喷嘴朝着其伸出位置运动,并用于朝着其缩回位置可将该喷缩回来,其改进部分包括:一个安装在上述壳体装置中的控制装置响应高于预定压力的一个压力的工作液体的输入并用于基本上同时驱动上述冲头驱动装置和上述喷嘴定位驱动装置以便基本上同时产生一个对冲头装置和喷嘴装置由它们的缩回位置朝着其伸出位置的开始运动。
2、如权利要求1所述设备,其中所述控制装置进一步包括一种装置,该装置基本上在与上述冲头驱动装置和喷嘴定位驱动装置起动的同时,用以向着上述软管装置提供压力的工作液体。
3、如权利要求2所述设备,其中所述控制装置包括一个控制缸体装置,一个含有压力气体的压力蓄压器,安装有一个蓄压器活塞用于在上述蓄压器内的圆筒形孔内在第一位置和第二位置之间进行往复运动,通过该压力蓄压器中的压力气体用以推动该蓄压器活塞朝着上述第一位置运动,一个带内部开口并由上述蓄压器活塞通过上述控制缸体装置伸出的控制杆装置,许多个安装在上述控制缸体装置内的控制杆装置控制活塞和一个空心杆延伸部分将上述控制杆装置的内部开口与上述工作液体源连通起来,以便使工作液体的压力在控制杆上产生一个对着由蓄压器中的压力气体所产生的作用力,以便当工作液体源的压力值等于或大于一个预定的临界值,该蓄压器活塞就移动至其第二位置。
4、如权利要求3所述本发明,其中所述控制活塞包括:一个上部控制活塞,一个中间控制活塞和一个下部控制活塞和一个下部控制活塞和一个将上述活塞杆装置的内部与一个由上述控制杆的外表面,上述控制缸体的表面和上述两个控制活塞的端部表面所形成一个可动的腔体之间连通起来的孔装置。
5、如权利要求1所述矿井穿孔设备,其中所述喷嘴定位驱动装置包括一个连接在上述高压软管装置的一端的细长杆并安装在一个细长缸体内以便进行往复运动,具有一定间隔距离的第一和第二活塞安装在上述细长的活塞杆上由上述活塞杆的连接构件将该活塞在杆的轴向隔开一定距离,一种装置用于有选择地向着细长的缸体的上述第一和第二具有一定间隔的活塞之间的空腔内供给压力工作液体用于在第一和第二活塞上产生方向相反而且不相等的轴向力以便保持上述活塞杆的连接部分处于拉伸状态,与此同时对该活塞杆产生一个轴向运动以推动上述高压软管装置运动。
6、如权利要求5所述设备,其中所述控制装置还包括一种装置用于,基本上在上述冲头驱动装置和喷嘴定位驱动装置起动的同时,向着上述软管装置提供压力的工作液体。
7、如权利要求6所述本发明,其中所述控制装置包括一个控制缸体装置,一个含有压力气体的压力蓄压器,安装有一个蓄压器活塞用于在该蓄压器的圆筒形孔内在第一位置和第二位置之间进行往复运动以其在压力蓄压器内的压力气体用来推动蓄压器活塞朝着第一位置运动,一个带有内部孔的控制杆装置该装置由上述蓄压器活塞经过控制缸体装置伸出,许多个安装在上述控制缸体装置内的控制杆装置上的控制活塞和一个将控制杆装置的内部孔与工作液体源相连通的空心杆延伸部分以便使工作液体的压力在上述控制杆上产生一个对着在蓄压器内的压力气体所产生的作用力以便当工作液体源的压力等于或大于一个预定的临界压力值时将蓄压器活塞移动至其第二位置。
8、权利要求7所述本发明,其中所述控制活塞包括一个上部控制活塞,一个中间控制活塞和一个下部控制活塞和一个将上述活塞杆装置的内部和一个由上述控制杆的外表面,上述控制缸体的表面和上述两个控制活塞的各端部表面之间形成的可动腔体之间连通起来的孔装置。
9、一种矿井穿孔设备包括一个壳体装置,一个设置在该壳体装置内的压力工作液体源,一个连接在上述压力工作液体源的可选择地进行工作的控制装置,一个具有内端部和外端部的可向外移出的冲头构件并用于在一个缩回位置在该位置上该冲头构件完全包封在上述壳体装置内与一个伸出位置在该位置上,上述冲头构件的外端伸出于上述壳体装置的外面一个足够长的距离之间进行轴向运动,以便在该壳体装置定位的部位上将矿井外套进行穿孔,一个安装在上述壳体装置内用于进行往复运动的楔块靠模装置,一个在上述楔块靠模装置上的靠模表面装置,一种与上述靠模表面装置相啮合并连接在上述冲头构件上的靠模跟随子装置以便实现上述楔块靠模装置的轴向运动使该冲头构件相对于上述壳体装置进行伸出或缩回,一个液压缸体装置,安装有一个活塞和活塞杆组件用于在上述液压缸体装置内进行运动,一种用以将上述活塞和杆组件连续至上述楔块靠模装置上的装置而其中所述楔块靠模装置是安装在上述液压缸体与上述压力工作液体源之间,其改进部分包括:一个导管装置以其上端固定地连接至上述控制装置上,该导管并具有一个在轴向通过上述楔块靠模装置伸出的固定位置的下部导管部分,以便使该楔块靠模装置相对于上述固定位置的下部导管部分是可动的,该下部导管部分以其最下端连接至上述液压缸体装置上,而其中该控制装置包括一种装置用于将压力工作液体源连接至上述导管装置上或者是用于将上述导管装置连接至排放口,以便造成上述活塞和杆组件以及楔块靠模装置的运动。
10、这种的矿井穿孔设备中包括一个壳体装置,一种在上述壳体装置中的工作液体输入装置,一个高压软管装置在其一端上安装有一个喷嘴装置,该喷嘴在一个缩回位置,在该位置上该喷嘴位于上述壳体的内部与一个伸出位置上,在该位置上上述喷嘴位于壳体的外部以便在向外喷射高压射流的位置之间进行运动,所述用于在周围的地面构造层进行切割的冲头构件,其改进部分包括:安装在壳体装置中的喷嘴定位驱动装置用于推动上述喷嘴朝着其伸出位置移动并包括一个连接在上述高压软管装置的一端上的细长的活塞杆并安装在一个细长的缸体内以便进行往复运动,具有一定间隔的第一和第二活塞安装在上述细长的活塞杆上由一个活塞杆连接构件将上述两活塞在活塞杆上隔开一定距离,一种装置用于向着该细长的缸体内的上述第一和第二活塞之间的空腔内有选择地供给压力工作液体以便在上述第一和第二活塞上产生方向相反而又不相等的作用力用以保持该活塞杆的连接部分处于拉伸状态与此同时使该活塞杆产生一个轴向运动以推动上述高压软管装置进行运动。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US042,191 | 1987-04-24 | ||
US07/042,191 US4790384A (en) | 1987-04-24 | 1987-04-24 | Hydraulic well penetration apparatus and method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN88102408A true CN88102408A (zh) | 1988-11-09 |
Family
ID=21920546
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN198888102408A Pending CN88102408A (zh) | 1987-04-24 | 1988-04-23 | 改进的液体井打孔设备及方法 |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4790384A (zh) |
JP (1) | JPS6448991A (zh) |
CN (1) | CN88102408A (zh) |
AR (1) | AR240352A1 (zh) |
BR (1) | BR8801979A (zh) |
CA (1) | CA1278509C (zh) |
DE (1) | DE3813698A1 (zh) |
FR (1) | FR2619154B1 (zh) |
GB (1) | GB2203778B (zh) |
IN (1) | IN171144B (zh) |
MX (1) | MX164865B (zh) |
NO (1) | NO881770L (zh) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1049272C (zh) * | 1995-11-15 | 2000-02-09 | 阎林森 | 封底沉井法 |
CN110067534A (zh) * | 2015-02-24 | 2019-07-30 | 特种油管有限责任公司 | 喷射软管承载系统 |
Families Citing this family (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4928757A (en) * | 1987-04-24 | 1990-05-29 | Penetrators, Inc. | Hydraulic well penetration apparatus |
US5012877A (en) * | 1989-11-30 | 1991-05-07 | Amoco Corporation | Apparatus for deflecting a drill string |
US5255750A (en) * | 1990-07-30 | 1993-10-26 | Ben W. O. Dickinson, III | Hydraulic drilling method with penetration control |
US5107943A (en) * | 1990-10-15 | 1992-04-28 | Penetrators, Inc. | Method and apparatus for gravel packing of wells |
US5327970A (en) * | 1993-02-19 | 1994-07-12 | Penetrator's, Inc. | Method for gravel packing of wells |
US6125949A (en) * | 1993-10-01 | 2000-10-03 | Landers; Carl | Method of and apparatus for horizontal well drilling |
NO313763B1 (no) * | 1996-07-15 | 2002-11-25 | Halliburton Energy Serv Inc | Fremgangsmåte ved reetablering av adgang til en brönnboring og styredel til bruk ved tildannelse av en åpning i en brönnfôring |
DE60010647T2 (de) * | 1999-01-11 | 2005-05-19 | Weatherford/Lamb, Inc., Houston | Rohreinheit mit einer mehrzahl von auslässen zur verwendung in einem bohrloch und verfahren zum einführen einer solchen rohreinheit |
US6260623B1 (en) | 1999-07-30 | 2001-07-17 | Kmk Trust | Apparatus and method for utilizing flexible tubing with lateral bore holes |
GB2377719B (en) | 2000-02-16 | 2004-08-25 | Performance Res & Drilling Llc | Horizontal directional drilling in wells |
NO312255B1 (no) * | 2000-06-28 | 2002-04-15 | Pgs Reservoir Consultants As | Verktöy for gjennomhulling av et langsgående veggparti av et fôringsrör |
AU2003226330B2 (en) * | 2002-04-10 | 2007-05-31 | Buckman Jet Drilling, Inc. | Nozzle for jet drilling and associated method |
CN100335738C (zh) * | 2005-11-26 | 2007-09-05 | 太原理工大学 | 可水压切换冲孔、割缝的高压水射流钻头 |
US9260921B2 (en) * | 2008-05-20 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for constructing and fracture stimulating multiple ultra-short radius laterals from a parent well |
US8770316B2 (en) * | 2008-05-20 | 2014-07-08 | Radial Drilling Services, Inc. | Method and apparatus for high pressure radial pulsed jetting of lateral passages from vertical to horizontal wellbores |
CN101899949B (zh) * | 2010-04-30 | 2012-08-29 | 辽宁工程技术大学 | 多功能煤层防冲射流钻孔切缝喷头 |
US9022695B2 (en) | 2012-10-18 | 2015-05-05 | P3 Infrastructure Consulting Inc. | Apparatus and system for securing a hollow pile in the ground |
CN104653163B (zh) * | 2013-11-15 | 2018-01-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种防内冲蚀水力喷砂器 |
US10519737B2 (en) * | 2017-11-29 | 2019-12-31 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Place-n-perf |
Family Cites Families (34)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US29021A (en) * | 1860-07-03 | Island | ||
US1495949A (en) * | 1923-06-21 | 1924-05-27 | Co 2 Products Company | Fluid-pressure-actuated jack |
US2018285A (en) * | 1934-11-27 | 1935-10-22 | Schweitzer Reuben Richard | Method of well development |
US2258001A (en) * | 1938-12-23 | 1941-10-07 | Dow Chemical Co | Subterranean boring |
US2271005A (en) * | 1939-01-23 | 1942-01-27 | Dow Chemical Co | Subterranean boring |
US2345816A (en) * | 1940-12-24 | 1944-04-04 | Russell R Hays | Hydraulic drilling apparatus |
US2426106A (en) * | 1942-07-31 | 1947-08-19 | Myron M Kinley | Means for explosively inserting orifices in pipe in wells |
US2699921A (en) * | 1950-11-18 | 1955-01-18 | Regan Forge & Eng Co | Expanding hole enlarger or underreamer for deep wells |
US2796129A (en) * | 1951-08-13 | 1957-06-18 | Orpha B Brandon | Oil recovery process |
US2743703A (en) * | 1952-07-07 | 1956-05-01 | Leonidas C Miller | Pneumatic actuator having tandem power cylinders |
US2838117A (en) * | 1953-05-22 | 1958-06-10 | Pan American Petroleum Corp | Fracturing formations at selected elevations |
US2707616A (en) * | 1953-08-28 | 1955-05-03 | Renther Tiefbau G M B H | Boring-head for horizontal drills in water-collecting devices |
US2852230A (en) * | 1954-03-11 | 1958-09-16 | Empire Oil Tool Co | Side wall coring and bottom hole drilling tool |
US2758653A (en) * | 1954-12-16 | 1956-08-14 | Floyd H Desbrow | Apparatus for penetrating and hydraulically eracturing well formations |
US3130786A (en) * | 1960-06-03 | 1964-04-28 | Western Co Of North America | Perforating apparatus |
US3202062A (en) * | 1962-04-23 | 1965-08-24 | Ling Temco Vought Inc | Actuator |
US3145776A (en) * | 1962-07-30 | 1964-08-25 | Halliburton Co | Hydra-jet tool |
US3301337A (en) * | 1964-05-05 | 1967-01-31 | Alpha Trace Inc | Apparatus for completing a well |
US3318395A (en) * | 1964-12-28 | 1967-05-09 | Gulf Research Development Co | Method and apparatus for cutting a hole in the wall of a well |
US3402967A (en) * | 1966-03-11 | 1968-09-24 | Kalium Chemicals Ltd | Method and apparatus for controlling the development of a solution mining cavity |
US3400980A (en) * | 1966-03-11 | 1968-09-10 | Kalium Chemicals Ltd | Apparatus for inserting down hole mechanism through bore holes |
US3402965A (en) * | 1966-03-11 | 1968-09-24 | Ppg Industries Inc | Method of increasing injection and withdrawal point in a solution mining cavity |
US3370887A (en) * | 1966-04-05 | 1968-02-27 | Continental Oil Co | Hole preparation for fracturing solution mining wells |
US3511133A (en) * | 1968-03-06 | 1970-05-12 | Caterpillar Tractor Co | Position control for hydraulic jacks |
US3547191A (en) * | 1968-12-10 | 1970-12-15 | Shell Oil Co | Rotating jet well tool |
US3873156A (en) * | 1973-01-15 | 1975-03-25 | Akzona Inc | Bedded underground salt deposit solution mining system |
US4022279A (en) * | 1974-07-09 | 1977-05-10 | Driver W B | Formation conditioning process and system |
US4050529A (en) * | 1976-03-25 | 1977-09-27 | Kurban Magomedovich Tagirov | Apparatus for treating rock surrounding a wellbore |
SU747985A1 (ru) * | 1976-09-30 | 1980-07-15 | Специальное Конструкторское Бюро Гидроимпульсной Техники Со Ан Ссср | Гидравлическое устройство дл вскрыти скважин |
US4134453A (en) * | 1977-11-18 | 1979-01-16 | Halliburton Company | Method and apparatus for perforating and slotting well flow conductors |
US4346761A (en) * | 1980-02-25 | 1982-08-31 | Halliburton Company | Hydra-jet slotting tool |
US4317492A (en) * | 1980-02-26 | 1982-03-02 | The Curators Of The University Of Missouri | Method and apparatus for drilling horizontal holes in geological structures from a vertical bore |
US4365676A (en) * | 1980-08-25 | 1982-12-28 | Varco International, Inc. | Method and apparatus for drilling laterally from a well bore |
US4640362A (en) * | 1985-04-09 | 1987-02-03 | Schellstede Herman J | Well penetration apparatus and method |
-
1987
- 1987-04-24 US US07/042,191 patent/US4790384A/en not_active Expired - Fee Related
-
1988
- 1988-04-22 CA CA000564905A patent/CA1278509C/en not_active Expired - Lifetime
- 1988-04-22 FR FR888805390A patent/FR2619154B1/fr not_active Expired - Fee Related
- 1988-04-22 DE DE3813698A patent/DE3813698A1/de not_active Withdrawn
- 1988-04-22 NO NO881770A patent/NO881770L/no unknown
- 1988-04-23 CN CN198888102408A patent/CN88102408A/zh active Pending
- 1988-04-25 JP JP63100428A patent/JPS6448991A/ja active Pending
- 1988-04-25 AR AR310663A patent/AR240352A1/es active
- 1988-04-25 MX MX11233A patent/MX164865B/es unknown
- 1988-04-25 IN IN264/MAS/88A patent/IN171144B/en unknown
- 1988-04-25 GB GB8809743A patent/GB2203778B/en not_active Expired - Lifetime
- 1988-04-25 BR BR8801979A patent/BR8801979A/pt not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1049272C (zh) * | 1995-11-15 | 2000-02-09 | 阎林森 | 封底沉井法 |
CN110067534A (zh) * | 2015-02-24 | 2019-07-30 | 特种油管有限责任公司 | 喷射软管承载系统 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO881770D0 (no) | 1988-04-22 |
CA1278509C (en) | 1991-01-02 |
IN171144B (zh) | 1992-08-01 |
MX164865B (es) | 1992-09-29 |
DE3813698A1 (de) | 1988-11-17 |
GB2203778A (en) | 1988-10-26 |
JPS6448991A (en) | 1989-02-23 |
FR2619154B1 (fr) | 1991-03-22 |
GB2203778B (en) | 1991-03-27 |
FR2619154A1 (fr) | 1989-02-10 |
US4790384A (en) | 1988-12-13 |
BR8801979A (pt) | 1988-11-22 |
NO881770L (no) | 1988-10-25 |
GB8809743D0 (en) | 1988-06-02 |
AR240352A1 (es) | 1990-03-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN88102408A (zh) | 改进的液体井打孔设备及方法 | |
US4640362A (en) | Well penetration apparatus and method | |
US4765173A (en) | Well penetration apparatus | |
US6283230B1 (en) | Method and apparatus for lateral well drilling utilizing a rotating nozzle | |
CN105443085B (zh) | 一种油气开采装置和方法 | |
US5301758A (en) | Method and apparatus for enlarging a bore hole | |
US3955478A (en) | Hydraulically powered percussion drill | |
US4928757A (en) | Hydraulic well penetration apparatus | |
EP0398977A1 (en) | Apparatus for removing fluid from the ground and method for same | |
CN1013781B (zh) | 井管钻孔器件及方法 | |
KR20170113259A (ko) | 워터해머 장치 | |
CN2297538Y (zh) | 井下高压水力射孔器 | |
RU2487990C1 (ru) | Устройство для создания перфорационных каналов в скважине | |
RU60132U1 (ru) | Устройство для перфорирования скважин | |
DE19725052C2 (de) | Bohrgerät | |
RU156338U1 (ru) | Устройство для создания перфорационных каналов в скважине | |
US10760365B1 (en) | Fluid driven jarring device | |
CN113279405A (zh) | 一种套筒钻进系统 | |
RU2043486C1 (ru) | Устройство для перфорации скважин | |
CN201982046U (zh) | 斜盘式柱塞泵增压的膨胀管补贴工具 | |
US4005811A (en) | Roof bolt injection mast | |
CA2264812C (en) | Blasting device | |
CN212272121U (zh) | 一种负压解堵装置及负压解堵管柱 | |
CN2916187Y (zh) | 可传压抽油泵 | |
RU2119042C1 (ru) | Устройство для очистки забоя скважины от осадконакоплений |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |