EA018849B1 - Элемент бурового снаряда, бурильная труба и соответствующая колонна бурильных труб - Google Patents
Элемент бурового снаряда, бурильная труба и соответствующая колонна бурильных труб Download PDFInfo
- Publication number
- EA018849B1 EA018849B1 EA201070982A EA201070982A EA018849B1 EA 018849 B1 EA018849 B1 EA 018849B1 EA 201070982 A EA201070982 A EA 201070982A EA 201070982 A EA201070982 A EA 201070982A EA 018849 B1 EA018849 B1 EA 018849B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- zone
- grooves
- activation
- segment
- axis
- Prior art date
Links
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims abstract description 128
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 67
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 30
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 12
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 claims description 9
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 abstract 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 21
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 11
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 10
- 230000004323 axial length Effects 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 8
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 6
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- UFGZSIPAQKLCGR-UHFFFAOYSA-N chromium carbide Chemical compound [Cr]#C[Cr]C#[Cr] UFGZSIPAQKLCGR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000007751 thermal spraying Methods 0.000 description 1
- 229910003470 tongbaite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1078—Stabilisers or centralisers for casing, tubing or drill pipes
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/22—Rods or pipes with helical structure
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к элементу (6) бурового снаряда (1), включающему по меньшей мере одну зону (12) опоры на стену буровой скважины, при этом опорная зона (12) снабжена по меньшей мере одним опорным участком (14), имеющим внешний диаметр, больший, чем диаметр других частей элемента, и две зоны активации (10, 16), практически смежные с опорной зоной (12) и расположенные выше и ниже опорной зоны (12), причем указанные зоны активации (10, 16) включают множество канавок (11, 17), имеющих в целом винтовую форму вокруг оси (2) указанного элемента, и опорная зона (12) включает два направляющих участка (13, 15) округлой выпуклой формы вращения, расположенные выше и ниже опорного участка (14), смежные с опорным участком (14) и касательные к опорному участку (14) и к зонам активации (10, 16).
Description
(57) Изобретение относится к элементу (6) бурового снаряда (1), включающему по меньшей мере одну зону (12) опоры на стену буровой скважины, при этом опорная зона (12) снабжена по меньшей мере одним опорным участком (14), имеющим внешний диаметр, больший, чем диаметр других частей элемента, и две зоны активации (10, 16), практически смежные с опорной зоной (12) и расположенные выше и ниже опорной зоны (12), причем указанные зоны активации (10, 16) включают множество канавок (11,17), имеющих в целом винтовую форму вокруг оси (2) указанного элемента, и опорная зона (12) включает два направляющих участка (13, 15) округлой выпуклой формы вращения, расположенные выше и ниже опорного участка (14), смежные с опорным участком (14) и касательные к опорному участку (14) и к зонам активации (10, 16).
018849 Β1
Изобретение относится к области исследований и эксплуатации месторождений нефти или газа, в которых используют вращательные буровые снаряды, состоящие из труб и, при необходимости, из других трубчатых компонентов, соединенных друг за другом в соответствии с потребностями бурения.
В особенности, изобретение относится к профилированной детали для оборудования вращательного бурения, такой как, например, труба, расположенная во вращающейся колонне бурильных труб, или утяжеленная труба, или утяжеленная штанга, или стабилизатор бурения, или соединительная деталь (его88-оуег 8иЬ) с различными диаметрами и типами резьбы.
Подобные бурильные колонны, связанные с другими компонентами бурового снаряда (утяжеленные штанги, стабилизаторы и т.д.), позволяют, в частности, выполнять наклонные скважины, т.е. скважины, наклон которых можно менять относительно вертикали или направления по азимуту во время бурения. В настоящее время наклонные скважины могут достигать глубин порядка 2-8 км и иметь горизонтальную протяженность 2-15 км.
Во время бурения наклонных скважин, включающих практически горизонтальные участки, моменты трения, связанные с вращением бурильных колонн в буровой скважине, могут достигать очень больших величин. Моменты трения могут представлять угрозу используемому оборудованию или целям бурения. Кроме того, подъем породы, полученной в результате бурения, очень часто является сложным изза оседания обломков, образовавшихся в буровой скважине, например в части буровой скважины, имеющей сильный вертикальный наклон. Следствием этого факта является плохая очистка скважины, а также возрастание коэффициентов трения труб бурильной колонны внутри буровой скважины и контактных поверхностей между трубами и стенами скважины.
В документе РК. 2760783 предложен профиль для бурильной трубы с манжетой, контактирующей со стеной буровой скважины и остающейся неподвижной по отношению к стенам при вращении, и участки с канавками, позволяющие активировать циркуляцию бурового раствора.
В более позднем документе РК 2824104 описан профилированный элемент для оборудования вращательного бурения, включающего зону опоры на стену буровой скважины, зону турбулентности для активации циркуляции бурового раствора в буровой скважине вокруг бурового оборудования и зону отклонения, смежную с опорной зоной и зоной турбулентности, которая распространяется в осевом направлении профилированного элемента и которая включает по меньшей мере одну поверхность, наклоненную по отношению к оси бурения, меридианная линия которой в осевой плоскости удаляется от оси профилированного элемента в направлении снизу вверх в рабочем положении профилированного элемента в буровой скважине.
До недавнего времени данный тип устройства был удовлетворительным. Однако возникла необходимость в особенно прочных, многофункциональных буровых снарядах, предназначенных для бурения на значительную глубину и со значительным смещением.
Изобретение улучшит данную ситуацию.
Элемент бурового снаряда для бурения скважины с циркуляцией бурового раствора вокруг указанного элемента и по направлению от забоя буровой скважины к поверхности включает по меньшей мере одну зону опоры на стену скважины во время бурения, при этом на внешней поверхности опорной зоны предусмотрен по меньшей мере один опорный участок, внешний диаметр которого больше внешнего диаметра других частей элемента, и две зоны активации, практически смежные с опорной зоной и расположенные выше и ниже опорной зоны, при этом указанные зоны активации включают множество канавок, имеющих в целом винтовую форму вокруг оси указанного элемента. Зоны активации взаимосвязаны с опорной зоной. Опорная зона включает два направляющих участка округлой выпуклой формы вращения, расположенные выше и ниже опорного участка и смежно с опорным участком. Направляющие участки касательны по отношению к опорному участку и к зонам активации.
Элемент бурового снаряда для бурения скважины с циркуляцией бурового раствора вокруг указанного элемента и в направлении от забоя буровой скважины к поверхности образует соединение между колонной бурильных труб или колонной утяжеленных бурильных труб и узлом забоя скважины. Элемент включает первый конец, имеющий внешнюю поверхность с первым диаметром и внутренней резьбой, второй конец, имеющий внешнюю поверхность со вторым диаметром и внешней резьбой, при этом первый диаметр меньше или равен второму диаметру, по меньшей мере одну зону опоры на стену скважины во время бурения, при этом опорная зона снабжена по меньшей мере одним опорным участком с внешней цилиндрической поверхностью и с внешним диаметром, превышающим диаметры других частей элемента, и две зоны активации, практически смежные с опорной зоной и расположенные ниже и выше опорной зоны. Указанные зоны активации включают множество канавок, имеющих в целом винтовую форму вокруг оси указанного элемента. Опорная зона включает два направляющих участка округлой выпуклой кольцевой формы, расположенные выше и ниже опорного участка и смежно с опорным участком. Указанные направляющие участки касательны к опорному участку и к зонам активации.
Элементом бурового снаряда являются не только компоненты бурового снаряда (бурильные трубы и т.д.), но также и составные части указанных компонентов, такие как бурильные замки с резьбой (ΐοο1-_)θίηΐ8), которые могут быть установлены по краям труб любым способом, например посредством сварки, и которые позволят осуществить соединение труб друг с другом посредством свинчивания.
- 1 018849
Термины выше и ниже в данном случае относятся к направлению циркуляции бурового раствора в межтрубном пространстве вокруг элемента.
Если не указано особо, бурильная колонна означает часть бурового снаряда, включающую одновременно стандартные бурильные трубы и утяжеленные бурильные трубы.
Заявитель установил снижение статических и динамических нагрузок при вращении, снижение осевых нагрузок при спуске и подъеме скважинного снаряда, увеличение способности передачи массы на инструмент, лучшую способность к подъему выбуриваемой породы, лучший запас прочности при чрезмерном растяжении и чрезмерном кручении, уменьшение условий критического продольного изгиба, увеличение усталостного сопротивления при знакопеременном изгибе, снижение разрушения и абразивного износа бурового снаряда, лучшая работоспособность в шламе при операции подъема, позволяющая уменьшить риск закупорки, хорошее сохранение механической целостности резьбовых соединений, уменьшение потерь гидравлического давления, лучшее движение бурового раствора и породы вдоль бурильной трубы, снижение абразивного износа внутренней стены скважины, значительное снижение риска налипания из-за разности давления, а именно в случае, когда гидростатическое давление бурового раствора превышает установившееся давление в материале, например в скале, во время бурения, значительное снижение риска заклинивания бурильной колонны во время операции по подъему и улучшение состояния поверхности стен буровой скважины.
Бурильная труба может включать по меньшей мере один элемент, подобный описанному выше, и трубу, сваренную встык с концом без резьбы указанного элемента. Сварка трубы и элемента может быть осуществлена посредством сварки трением. Указанный элемент может быть изготовлен из короткой детали с большим диаметром, тогда как труба может иметь меньший диаметр, что способствует значительному снижению массы металла для обработки и количества отходов от обработки. Указанная короткая деталь может иметь длину порядка 0,3-1,0 м.
Бурильная колонна предпочтительно имеет большое количество труб, подобных описанным выше, например по меньшей мере 80% или даже более 95%. Бурильная колонна включает трубы, подобные описанным выше, и позволяет получать упомянутые выше эффекты. Бурильная колонна может включать по меньшей мере две смежные трубы.
Стабилизатор бурового снаряда для бурения скважины с циркуляцией бурового раствора вокруг указанного элемента и по направлению от забоя буровой скважины к поверхности может включать по меньшей мере одну зону опору на стену скважины во время бурения, при этом опорная зона снабжена по меньшей мере одним опорным участком с внешним диаметром, большим диаметра других частей стабилизатора, и двумя зонами активации, практически смежными с опорной зоной и расположенными выше и ниже опорной зоны, при этом указанные зоны активации, включающие множество канавок, имеющих в целом винтовую форму вокруг оси указанного стабилизатора. Зоны активации соответствуют опорной зоне. Опорная зона включает по меньшей мере два направляющих участка округлой выпуклой формы, расположенные выше и ниже опорного участка и смежные с опорным участком. Направляющие участки касательны к опорному участку и к зонам активации. Канавки циркуляции, имеющие в целом винтовую форму вокруг оси указанного стабилизатора, установлены на внешней поверхности опорной зоны.
Данное изобретение будет более понятно при изучении подробного описания нескольких вариантов осуществления изобретения, приведенных в качестве неограничивающих примеров, представленных на приложенных графических материалах, на которых показано:
на фиг. 1 - вид сбоку бурильной трубы (компонент бурового снаряда), включающей соединительный элемент с резьбой на каждом конце;
на фиг. 2 - вид в разрезе вдоль оси бурильной трубы, изображенной на фиг. 1;
на фиг. 3 - вид в разрезе по линии 3-3, изображенной на фиг. 1;
на фиг. 4 - вид в разрезе по линии 4-4, изображенной на фиг. 1; на фиг. 5 - вид в разрезе по линии 5-5, изображенной на фиг. 1; на фиг. 6 - вид в разрезе по линии 6-6, изображенной на фиг. 1; на фиг. 7 - частичный вид детали, изображенной на фиг. 1; на фиг. 8 - частичный вид детали, изображенной на фиг. 1;
на фиг. 9 - частичный вид сбоку двух элементов, соединенных на концах с двумя бурильными трубами;
на фиг. 10 - частичный вид сбоку двух элементов, соединенных на концах с двумя бурильными трубами;
на фиг. 11 - частичный вид сбоку утяжеленной бурильной штанги с четырьмя опорными участками; на фиг. 12 - частичный вид сбоку утяжеленной бурильной трубы с четырьмя опорными участками; на фиг. 13 - частичный вид сбоку стабилизатора бурения с опорными участками;
на фиг. 14 - частичный вид сбоку соединительной детали, часто называемой сго55-оусг виЬ; и на фиг. 15 - соединенные трубы, изображенные на фиг. 7 и 8.
Как видно на фиг. 1-12, профилированная труба 1 имеет общую форму вращения вокруг оси 2, которая представляет собой в целом ось бурения, при этом профилированная труба 1 колонны бурильных труб находится в рабочем положении внутри буровой скважины, выполненной инструментом, подобным
- 2 018849 буровому долоту, расположенному на конце бурового снаряда. Ось 2 представляет собой ось вращения бурильной колонны. Профилированная труба 1 имеет трубчатую форму, канал 3 имеет в целом цилиндрическую форму вращения и установлен в центральной части профилированной трубы 1.
Компоненты бурового снаряда (а именно трубы бурильной колонны, представленные на фиг. 1-12) выполнены в трубчатой форме и соединены между собой друг за другом так, что их центральные каналы 3 соединяются друг с другом и образуют сплошное центральное пространство для циркуляции бурового раствора сверху вниз, как показано стрелкой 4 на фиг. 2 между поверхностью, с которой начинается бурение, до забоя буровой скважины, где и работает буровой инструмент. Затем буровой раствор или буровой глинистый раствор поднимается в ограниченное межтрубное пространство между стеной буровой скважины и внешней поверхностью бурильной колонны в соответствии с направлением стрелки 5. Буровой снаряд может включать трубы, утяжеленные трубы (йеауу \\сщ111 бгШ р1ре), утяжеленные штанги (бгШ со11аг), стабилизаторы или другие соединения. Трубы соединены одна за другой путем свинчивания в бурильную колонну, являющуюся основной частью длины бурового снаряда.
Буровой раствор во время подъема наружу из бурильной трубы увлекает за собой обломки геологических формаций, пройденных буровым инструментом, к поверхности, от которой начинается бурение. Колонна бурильных труб разработана для облегчения восходящей циркуляции бурового раствора в межтрубном пространстве между трубой и стеной скважины. Задачей является эффективное увлечение обломков выбуренной породы и осуществление промывки стены буровой скважины и опорных поверхностей бурильной колонны для облегчения прохождения колонны бурильных труб внутри скважины.
Характеристики бурильной трубы и, в частности, компонента бурового снаряда влияют на качество, производительность и безопасность всего процесса бурения в течение фаз проходки, а также в течение фаз спуско-подъемных операций между забоем и поверхностью. Развитие разведки углеводородов требует внедрения все более сложных профилей для все более сложных геологических условий. В настоящее время ведется разведка углеводородов на глубинах, превышающих 4 км, и с горизонтальной протяженностью более 10 км от стационарной установки.
Заявитель понимает, что механические и гидравлические характеристики в точках соприкосновения между компонентом бурового снаряда и стенами пробуриваемой скважины имеют большую важность. Действительно, снаряд трется о стену пробуриваемой скважины при вращении и перемещении. Трение вызывает медленный, но, тем не менее, значительный износ компонентов снаряда и относительно быстрый износ стен пробуриваемой скважины, вследствие чего увеличение диаметра пробуриваемой скважины и увеличение объема обломков могут оказаться значительными для скважин с большой длиной. Наряду с этим, следует избегать кольматажа, вызванного схватыванием обломков между буровой скважиной и снарядом.
Заявитель разработал новый универсальный профиль, позволяющий получить значительное снижение коэффициентов осевого трения, от забоя к поверхности и от поверхности к забою, и вращения, позволяя тем самым осуществлять динамическую очистку полной скважины во время бурения и разрушение накоплений шлама, которые могли образоваться во время спуско-подъемных операций в колонне бурильных труб. Профиль позволяет получить резкое снижение абразивного износа снаряда, а именно колонны бурильных труб, и снижение абразивного износа стен буровой скважины. Кроме того, профиль позволяет избежать контакта между зонами максимальных напряжений свинченных соединений. Профиль позволяет увеличить срок службы оборудования и сохранить механическую прочность на протяжении фаз бурения и спуско-подъемных операций.
Профилированная труба 1 может быть выполнена из цельного куска стали с высокой механической прочностью или же может быть получена посредством сварки отдельных частей друг с другом. В частности, профилированная труба 1 может включать два профилированных участка с относительно короткими конечными участками 6 и 7, являющимися соединительными устройствами труб, именуемыми бурильными замками, и трубчатый центральный участок 8, при этом длина трубы после сварки может превышать 10 м. Центральный участок 8 может иметь внешний диаметр, меньший, чем участки концов. Использование при изготовлении длинного центрального участка 8 коротких конечных участков 6, 7 позволяет значительно снизить количество отходов, а именно стружки при обработке. Таким образом, можно получить значительно больший коэффициент использования материала. Центральный участок 8 может быть выполнен в форме трубы, в целом, с постоянным внутренним диаметром и, в целом, с постоянным внешним диаметром (номинальный диаметр бурильной трубы) и, при необходимости, с припуском на концах к участкам 6 и 7 для облегчения сварного соединения указанных участков 6 и 7.
В общем, следующее описание приведено от свободного конца участка 6 до свободного конца участка 7. Участок 6 (бурильный замок с внутренней резьбой) включает соединительный сегмент с внутренней резьбой 9 внешней кольцевой цилиндрической поверхности, имеющей внутренний диаметр, снабженный внутренней резьбой 9а, предназначенной для соединения с внешней резьбой другой трубы 1. Внутренняя резьба 9а может быть в форме усеченного конуса, например, согласно спецификации ΑΡΙ 7 или согласно одному из патентов заявителя, например И8 7210710, И8 6513840. Соединительный сегмент 9 включает свободный конец участка конца 6 и трубы 1.
- 3 018849
Кроме того, конечный участок 6 включает на внешней поверхности зону активации 10, вид в разрезе которой представлен на фиг. 3. Зона активации 10 включает внешнюю поверхность, касательную к цилиндрической внешней поверхности соединительного сегмента 9, которая может иметь небольшое кольцевое углубление по отношению к внешнему диаметру соединительного сегмента 9, а затем увеличивающийся внешний диаметр. Зона активации 10 включает множество канавок 11 в форме винтовой спирали и имеет общую форму, способствующую (благодаря ее наклону) подъему бурового раствора по направлению вращения бурильной колонны, данное направление вращения представлено на фиг. 1 и 3-6 стрелкой 91. Канавки 11 простираются аксиально от внешней цилиндрической поверхности соединительного сегмента 9 до конца зоны активации 10. Угол наклона винтовых канавок 11 по отношению к оси 2 может составлять 7-45°.
Дно канавок 11 включает сегмент 11а, имеющий диаметр, уменьшающийся по отношению к соединительному сегменту 9, кольцевое дно 11Ь небольшой длины и наклонный сегмент 11с, расположенный с противоположной стороны соединительного сегмента 9 и переходящий во внешний диаметр зоны активации 11. Кольцевая полость внешней поверхности зоны активации 10 расположена практически на уровне наклонного сегмента 11а канавки 11. Как показано на фиг. 3, канавки 11 имеют асимметричный профиль в форме буровой желонки с тупым углом по отношению к внешней цилиндрической поверхности зоны активации 10 с одной стороны и острым углом с противоположной стороны. Острый угол может быть предусмотрен на задней стороне или на выходе канавок по направлению вращения колонны бурильных труб (стрелка 91). Здесь следует напомнить, что колонна бурильных труб всегда приводится в движение в одном направлении, во избежание развинчивания резьбовых соединений. Тупой угол предусмотрен на передней стороне или на входе канавок и выполнен для облегчения ввода линий тока по канавкам 11. В результате канавки 11 благодаря своему асимметричному профилю выполняют функцию вычерпывания обломков.
В частности, зона активации 10 может иметь от семи до десяти канавок 11, например девять канавок. Осевая длина сегмента 11а может составлять 10-70 мм, предпочтительно 35-45 мм, например может быть равна 39 мм. Осевая длина центрального сегмента 11Ь может составлять 5-40 мм, предпочтительно
10-15 мм, например может быть равна 11 мм. Угол α! первого сегмента 11а по отношению к оси может составлять 10-30°, предпочтительно 15-25°, например может быть равным 20°. Угол βι сегмента 11с может составлять 30-60°, предпочтительно 40-50°, например может быть равным 45°. Закругленные переходы между указанными сегментами могут составлять 3-10 мм. Глубина канавок 11 может составлять 520 мм, предпочтительно 10-15 мм. Острый угол нижней грани канавки 11, дополнительный к γ1, может составлять 50-80°, предпочтительно 60-70°, например может быть равным 65°. Расстояние 61 между двумя канавками 11 на внешней стороне сегмента активации 10 может составлять 20-40 мм, например 25-30 мм. Зона активации 10 обеспечивает эффект рециркуляции бурового раствора и обломков во время бурения (спуск при вращении бурильной колонны) и выскабливание стен скважины при подъеме бурильной колонны.
Кроме того, труба 1 включает на своей внешней поверхности, на расстоянии от соединительного сегмента 9, опорную зону 12. Опорная зона 12 включает направляющий сегмент 13, опорный центральный сегмент 14 и направляющий сегмент 15. По направлению потока 5 бурового глинистого раствора из трубы 1 направляющий участок 13 находится ниже, а направляющий участок 15 находится выше. Опорная зона 12 может иметь осевую длину около 50-110 мм, предпочтительно около 70-80 мм. Центральный опорный сегмент 14 имеет цилиндрическую форму вращения с внешним диаметром, большим, чем внешний диаметр других частей трубы 1.
Направляющие участки 13 и 15 имеют внешнюю закругленную форму вращения, например тороидальную, оживальную или даже эллипсоидальную форму. Направляющие сегменты 13 и 15 снаружи касательны к центральному опорному сегменту 12. Направляющий сегмент 13 снаружи касателен к внешней поверхности зоны активации 10. Направляющий сегмент 15 снаружи касателен к зоне активации 16, описанной далее. Длина опорного участка 14 может составлять около половины длины опорной зоны 12. Длина каждого направляющего сегмента 13 и 15 может составлять около четверти длины опорной зоны 12. В случае тороидальной формы направляющие сегменты 13 и 15 могут иметь радиус кривизны около 50-100 мм, предпочтительно 70-80 мм. Опорная зона 12, в частности опорный участок 14, может быть выполнена в виде покрытия или наплавки материала более твердого, чем материал остальной части трубы 1. Твердосплавный материал может включать карбид вольфрама или хрома. Толщина твердосплавного материала может составлять 1-10 мм, например 2-4 мм. Указанный твердосплавный материал нанесен в виде твердого покрытия, которое может быть нанесено с помощью сварки или газотермического напыления (например, в огне или в плазме). Опорная зона 12 предназначена для обеспечения осевого трения при вращении об стену пробуриваемой скважины. Опорная зона 12, в частности профиль направляющих сегментов, позволяет жидкости вызывать эффект подшипника жидкостного трения.
Зона активации 16, расположенная выше опорной зоны 12 по направлению потока бурового глинистого раствора из трубы 1, имеет внешний диаметр, увеличивающийся, как правило, по направлению потока бурового раствора, изображенного стрелкой 5. Внешняя форма может быть, например, яйцеоб
- 4 018849 разной выпуклой формой. С одной стороны, зона активации 16 соединяется по касательной с направляющим сегментом 15 опорной зоны 12, и, с другой стороны, она может соединяться с конической поверхностью вертикальной опоры трубы 1 перед ее соединением с другой трубой 1 (подъемный конус).
Зона активации 16 включает множество канавок 17, имеющих форму, в целом подобную форме канавок 11, но с отличающимися размерами. Количество канавок 17 может составлять от четырех до восьми, например шесть. Зона активации 16 обеспечивает зачерпывание бурового раствора и обломков с эффектом рециркуляции бурового раствора во время бурения (спуск бурильной колонны). Для увеличения осевой скорости бурового раствора между верхней зоной активации 16 и нижней зоной активации 10 и увеличения, тем самым, эффекта рециркуляции бурового раствора, наклон относительно оси винтовых канавок 11, расположенных ниже канавок 17, может быть меньше, чем наклон канавок 17.
Канавка 17 включает нижний сегмент 17а, смежный с направляющим сегментом 15, центральный сегмент 17Ь, представляющий собой цилиндрическое дно, и верхний сегмент 17с, имеющий диаметр, уменьшающийся в направлении стрелки 5. Нижний сегмент 17а может иметь угол β2 по отношению к оси 2, составляющий 30-60°, предпочтительно 40-50°, например равный 45°. Верхний сегмент 17с может иметь угол α2 по отношению к оси 2, составляющий 10-30°, предпочтительно 15-25°, например равный 20°. Осевая длина центрального сегмента 17Ь может составлять 20-60 мм, более предпочтительно 30-40 мм, например равняться 36 мм. Осевая длина верхнего сегмента 17с может составлять 10-50 мм, предпочтительно 20-30 мм, например равняться 24 мм. Центральный сегмент 17Ь может иметь диаметр, меньший диаметра центрального сегмента 11Ь канавок 11 зоны активации 10. Канавки 17 могут иметь глубину, большую, чем глубина канавок 11, предпочтительно большую чем в два раза. Глубина канавок 17 может составлять 20-30 мм, предпочтительно 25-28 мм. Предпочтительно, чтобы толщина материала между цилиндрическим дном 17Ь канавок и внутренним диаметром 3 была больше, чем толщина переходной зоны 18, описанной далее. Например, диаметр дна канавки может быть больше или равен внешнему диаметру переходной зоны 18.
Канавки 17, представленные в разрезе на фиг. 4, имеют грань, расположенную выше по направлению вращения бурильной колонны, с тупым углом по отношению к внешней поверхности вращения зоны активации 16 и расположенную ниже грань с острым углом, комплементарным к γ2, например, который составляет 50-80°, предпочтительно 60-70°, например равняться 65°. Расстояние 62 между двумя канавками 17 может составлять 10-50 мм, предпочтительно 20-40 мм, например равняться 30 мм в зоне, в которой данное расстояние минимально.
Вне зоны активации 16 конечный участок 6 может включать коническую подъемную зону 92 (предназначенную для поддержки трубы во время ее подъема и удержания подъемным устройством буровой вышки перед ее соединением с другой трубой), касательную к внешней поверхности зоны активации 16, а также переходную зону 18, представляющую собой внешнюю цилиндрическую поверхность, проходящую до конца участка, приваренного к центральному участку 8.
Верхний конечный участок 7 (бурильный замок с наружной резьбой) имеет форму, практически симметричную форме конечного участка 6. Конечный участок 7 включает на своей внешней поверхности, в направлении стрелки 4, переходную зону 19, зону активации 20, снабженную канавками 21, опорную зону 22, включающую нижний направляющий сегмент 23, центральный опорный сегмент 24 и верхний направляющий сегмент 25, зону активации 26, снабженную канавками 27, и зону соединения 28, имеющую наружную резьбу.
В частности, переходная зона 19 представляет собой внешнюю цилиндрическую форму вращения, прикрепленную, с одной стороны, посредством сварки к центральному участку 8 и, с другой стороны, касательную к зоне активации 20. Зона активации 20 имеет от четырех до восьми канавок 21, например, шесть. Канавки 21 могут иметь геометрические характеристики, показанные в разрезе на фиг. 5 и подобные геометрическим характеристикам канавок 17, с немного меньшей глубиной. Зона активации 20 обеспечивает эффект рециркуляции бурового раствора и обломков во время бурения (спуск бурильной колонны) и очистку скважины при подъеме бурильной колонны.
При рассмотрении осевых поперечных разрезов, представленных на фиг. 2 и 8, канавки 21 включают два основных сегмента вместо трех для канавок 11 и 17. Канавки 21 включают нижний сегмент 21а, расположенный на протяжении внешней поверхности переходной зоны 19 таким образом, чтобы толщина стенки трубы на уровне сегментов 21а канавок 21 сохранялась, по меньшей мере, равной толщине стенки переходной зоны 19. Другими словами, в нижней зоне 21а дно канавок 21 практически плоское. Кроме того, канавки 21 включают, после нижнего сегмента 21а, верхний сегмент 21Ь, наклоненный для соединения с внешним диаметром зоны активации 20. Верхний сегмент 21Ь может иметь угол наклона β3 по отношению к оси 2, составляющий 30-60°, предпочтительно 40-50°, например может быть равным 45°. Внешняя поверхность зоны активации 20 имеет общую выпуклую форму, например оживальную форму, между переходной зоной 19 и опорной зоной 22. Осевая длина нижнего сегмента 21а может составлять 50-100 мм, предпочтительно 60-80 мм, более предпочтительно являться меньшей, чем средний радиус направляющих участков. Расстояние 63 между канавками 21 может быть равно расстоянию 62.
- 5 018849
Опорная зона 22 может иметь геометрические, физические и/или химические характеристики, подобные характеристикам опорной зоны 12. Нижний направляющий участок 23 касателен к внешней поверхности зоны активации 20 и к внешней поверхности опорного сегмента 22. Верхний направляющий участок 25 касателен к внешней поверхности зоны активации 26 и к внешней поверхности опорного сегмента 22.
Зона активации 26 включает множество канавок 27, например от пяти до десяти, например семь. Внешняя поверхность зоны активации 26 включает сегмент с диаметром, увеличивающимся в направлении стрелки 5, а также сегмент с уменьшающимся диаметром, переходящим во внешний диаметр соединительного сегмента 28. Дно канавок 27 включает нижний сегмент 27а с диаметром, увеличивающимся в направлении стрелки 5, центральный сегмент 27Ь цилиндрического дна и верхний сегмент 27с с диаметром, уменьшающимся в направлении стрелки 5. Нижний сегмент 27а может иметь угол β4 по отношению к оси 2, составляющий 30-60°, предпочтительно 40-50°, например равный 45°. Верхний сегмент 27с может иметь угол α4 по отношению к оси 2, составляющий 10-30°, предпочтительно 15-25°, например равный 20°. Диаметр центрального сегмента 27Ь может быть в пределах от диаметра центрального сегмента 11Ь канавок 11 и до диаметра центрального сегмента 17Ь канавок 17. Осевая длина центрального сегмента 27Ь может составлять 10-50 мм, предпочтительно 20-30 мм. Осевая длина верхнего сегмента 27с может составлять 20-80 мм, предпочтительно 40-60 мм, например может быть равна 53 мм. Зона активации 26 обеспечивает вычерпывание с эффектом рециркуляции бурового раствора и обломков во время бурения (спуск бурильной колонны). Для увеличения осевой скорости бурового раствора между верхней зоной активации 26 и нижней зоной активации 20 и, тем самым, увеличения подъема обломков наклон по отношению к оси винтовых канавок 21, расположенных ниже канавок 27, может быть меньше наклона канавок 27.
При рассмотрении поперечного разреза на фиг. 6 канавки 27 имеют грань, расположенную выше по направлению вращения бурильной колонны, с тупым углом по отношению к внешней окружности зоны активации 26 и расположенную ниже грань с острым углом, комплементарным к γ4, например, который составляет 50-80° по отношению к внешней окружности, предпочтительно 60-70°, например он может быть равен 65°. Глубина канавок 27 может составлять 15-30 мм, предпочтительно 20-25 мм. Расстояние 04 между канавками может составлять 10-40 мм, предпочтительно 20-35 мм, например может быть равно 25 мм.
Переходная зона 28 выше зоны активации 26 имеет внешнюю цилиндрическую форму вращения. Кроме того, переходная зона 28 включает внешнюю резьбу 28а, предназначенную для взаимодействия с соответствующей внутренней резьбой.
В представленном варианте осуществления профилированный элемент 1 включает две опорные зоны 12 и 22, каждая из которых отделена от другой зоны и окружена двумя зонами активации соответственно 10 и 16, 20 и 26. Расстояние между опорными зонами 12 и 22 может быть относительно большим, например оно может составлять около 5-15 м, в зависимости от длины профилированного элемента 1. Вызывает интерес изготовление профилированной трубы 1 в виде отдельных участков 6, 7 и 8. Центральный участок 8, выполненный в виде детали вращения с максимальным диаметром, значительно меньшим, чем максимальный диаметр конечных участков 6 и 7 (бурильные замки), может быть изготовлен из трубчатой заготовки с внешним диаметром, значительно меньшим, например около 15-30%, чем внешний диаметр конечных участков 6 и 7. Кроме того, количество материала для обработки по сравнению с трубой 1, выполненной из цельной заготовки, будет значительно снижено. Участки 6, 7 и 8 свариваются вместе, например, с помощью сварки трением, перед или после выполнения канавок зоны активации и перед или после выполнения усиления опорных зон 12 и 22.
Буровой снаряд может включать трубы 1, имеющие другие элементы, такие как соединители, утяжеленные трубы, утяжеленные штанги или стабилизаторы или без них. В частности, предпочтительным является выполнение снаряда и, в частности, бурильной колонны из большого количества труб 1, обеспечивающих превосходные характеристики бурения, а именно линейную скорость бурения, низкий крутящий момент и низкий абразивный износ пробуриваемой скважины. В действительности, зоны активации 10, 16, 20 и 26 приводят в движение буровой раствор и обломки, расположенные снаружи трубы 1, с эффектом очистки, особенно в случае практически горизонтальных наклонных буровых скважин, в которых обломки бурения могут оседать на внутренней части пробуриваемой скважины. Зоны активации обеспечивают поднятие осадков и их перемещение в направлении стрелки 5, благодаря их винтовому наклону и направлению вращения буровых снарядов. В общем, опорная зона 12, 22 выполнена из материала с большей твердостью, чем твердость остальной трубы 1, и имеет радиальную толщину такую, чтобы внешний диаметр опорного участка, уменьшенный на две радиальные толщины, был больше внешнего диаметра сегмента с резьбой данного элемента.
По меньшей мере один направляющий участок может иметь тороидальную форму, предпочтительно со средним радиусом, превышающим 20 мм, предпочтительно превышающим 60 мм, для формирования подшипника жидкостного трения.
- 6 018849
По меньшей мере одна зона активации может иметь внешний диаметр, увеличивающийся по направлению к опорной зоне.
По меньшей мере один направляющий участок может иметь оживальную или эллипсоидальную форму.
Длина опорного участка может составлять 20-50 мм, предпочтительно 30-40 мм.
Длина опорной зоны может составлять 50-100 мм, предпочтительно 70-80 мм, более предпочтительно являться меньше среднего радиуса направляющих участков.
На фиг. 15 изображено соединение двух труб 1 посредством их резьб 9а и 28а. Опорная зона 12 и зоны активации 10, 16 одной из труб находятся относительно близко к опорной зоне 22 и к зонам активации 20 и 26 другой трубы (расстояние менее около 0,50 м). Учитывая направление 5 циркуляции бурового раствора и обломков снаружи бурильной колонны, буровой раствор и обломки проходят сначала зону активации 16, затем опорную зону 12, затем зону активации 10, после чего проходят в нескольких десятках сантиметров от зоны активации 26, затем проходят опорную зону 22 и, наконец, зону активации
20.
Благодаря близости этих зон, попытки увеличения осевой скорости бурового раствора и обломков вдоль этих разных зон могут быть преимущественными. Для этого можно выбрать такой угол наклона канавок, который будет постепенно уменьшаться от самых верхних канавок 17 до самых нижних канавок
21. Другими словами, угол наклона канавок 21 может быть меньше угла наклона канавок 27, угол наклона канавок 27 может быть выбран меньшим, чем угол наклона канавок 11, и угол наклона канавок 11 может быть выбран меньшим, чем угол наклона канавок 17.
Труба 41 может включать конечный участок 7 (бурильный замок с внешней резьбой), включающий зону активации 20 ниже нижней опорной зоны 22, зону активации 26 выше верхней опорной зоны 42 и зону активации 46 между указанными верхней и нижней опорными зонами в соответствии с фиг. 10. Труба 41 обеспечивает улучшенную активацию бурового раствора и превосходное скольжение по стенам буровой скважины.
Труба 31 может включать участок 6 (бурильный замок с внутренней резьбой), включающий зону активации 16 выше верхней опорной зоны 12 и зону активации 11 между нижней опорной зоной 32 и указанной верхней опорной зоной 12 в соответствии с фиг. 9. Труба 31 включает две опорные зоны и две зоны активации.
В варианте осуществления согласно фиг. 11 профилированный элемент 1 представляет собой утяжеленную штангу. Профилированный элемент 1 включает четыре опорные зоны 12, 22, 52 и 62, каждая из которых окружена зонами активации 10 и 16, 20 и 26, 50 и 56, 60 и 66.
В варианте осуществления согласно фиг. 12 профилированный элемент 1 является утяжеленной трубой. Профилированный элемент 1 включает четыре опорные зоны 12, 22, 52 и 62, каждая из которых окружена зонами активации 10 и 16, 20 и 26, 50 и 56, 60 и 66.
В варианте осуществления согласно фиг. 13 предусмотрен стабилизатор 70, например, расположенный после нижнего конца бурильной колонны. Стабилизатор 70 включает наружную резьбу на одном конце и внутреннюю резьбу на другом конце.
Стабилизатор 70 включает на своей внешней поверхности опорную зону 12, содержащую два опорных участка, нижний 14 и верхний 74, и две зоны активации 10 и 16, размещенные ниже и выше опорной зоны 12. Опорная зона 12 включает два направляющих участка 13, 15 между зоной активации 10 и нижним опорным участком 14 и между зоной активации 16 и верхним опорным участком 74 соответственно. Опорная зона 12 включает соединительный участок 73 между нижним опорным участком 14 и верхним опорным участком 74. Соединительный участок может иметь внешний диаметр, меньший, чем внешний диаметр опорных участков 14 и 74. Внешний диаметр зоны активации 10 может отличаться от внешнего диаметра зоны активации 16.
Стабилизатор 70 включает первый трубчатый сегмент между наружной резьбой и опорной зоной 12 и второй трубчатый сегмент между внутренней резьбой и опорной зоной 12. Внешний диаметр каждого трубчатого сегмента меньше максимального диаметра опорной зоны 12, предпочтительно меньше 65% максимального диаметра опорной зоны 12. Внешний диаметр первого трубчатого сегмента может быть больше или равен внешнему диаметру второго трубчатого сегмента. Длина первого трубчатого сегмента может составлять 254-1219 мм.
Желобки 71 в целом винтовой формы могут быть выполнены, по меньшей мере, в опорной зоне 12 и образовывать пластины 75 стабилизатора между желобками 71. Желобки 71 проходят, по меньшей мере, от нижнего опорного участка 14 до верхнего опорного участка 74. Количество желобков 71 может составлять от двух до шести, например три. Угол наклона желобков 71 по отношению к оси 2 составляет 15-35°. Значение угла наклона может находится в пределах между значением угла наклона канавок 11 зоны активации 10 и значением угла наклона канавок 17 зоны активации 16. Желобки 71 могут проходить от зоны активации 10 до зоны активации 16. Желобки 71 могут проходить по меньшей мере в часть канавок 11 и 17, например в три канавки из шести. Желобки 71 обеспечивают функцию циркуляции бурового раствора, при этом внешний диаметр стабилизатора может быть близок к внешнему диаметру пробуриваемой скважины, и, по меньшей мере, некоторые пластины 75 опираются на внутреннюю по
- 7 018849 верхность скважины.
В варианте осуществления согласно фиг. 14 соединительная деталь или сгоккоуег 8иЬ 80 не имеет желобков 71. Соединительная деталь 80 может иметь опорную зону 41, подобную опорной зоне, изображенной на фиг. 10, внешнюю резьбу на одном конце и внутреннюю резьбу на другом конце, первый трубчатый сегмент между внешней резьбой и опорной зоной 41 и второй трубчатый сегмент между внутренней резьбой и опорной зоной 41. Внешний диаметр каждого трубчатого сегмента меньше максимального диаметра опорной зоны 12, который сам по себе должен быть немного меньше диаметра пробуриваемой скважины. Инерция первого и второго трубчатых сегментов может быть практически равной инерции концов смежных им компонентов. Таким образом, если компонент, смежный с первым сегментом, является утяжеленной штангой, инерция первого сегмента может быть практически равной инерции утяжеленной штанги. Если компонент, смежный со вторым сегментом, является утяжеленной трубой, инерция второго сегмента может быть практически равна инерции утяжеленной трубы.
Каждый стабилизатор 70 или соединительная деталь 80 могут служить соединением между узлом забоя скважины (Ьойот 1о1е а88етЬ1у или ВНА) и бурильной колонной, которая может включать утяжеленные трубы на своем нижнем конце. В одном варианте осуществления стабилизатор 70 или соединительная деталь 80 расположены между утяжеленной трубой (или стандартной трубой, в случае если не предусмотрена утяжеленная труба), составляющей часть бурильной колонны, и утяжеленной штангой или другим компонентом, составляющим часть узла забоя скважины. Более конкретно, внешний диаметр верхней трубчатой части утяжеленной штанги может отличаться от внешнего диаметра первого трубчатого сегмента стабилизатора 70 или соединительной детали 80. Внешний диаметр трубчатой части меньшей утяжеленной трубы может отличаться от внешнего диаметра второго трубчатого сегмента стабилизатора 70 или соединительной детали 80. Отметим, что стабилизаторы обычно располагаются в узле забоя скважины (например, у нижнего и верхнего концов). Установка стабилизатора 70 или соединительной детали 80 между бурильной колонной и узлом забоя скважины предоставляет особые преимущества во время операции, называемой проработка ствола скважины снизу вверх по подъему снаряда. В стандартной конфигурации (без типичного компонента 70, 80 между узлом забоя скважины и бурильной колонной) практически пытаются создать аккумуляцию обломков или дюну прямо над узлом забоя скважины в условиях подъема снаряда расширения снизу вверх. Авторы данного изобретения отмечают, что установка по меньшей мере одного компонента 70, 80 между узлом забоя скважины и бурильной колонной оказывает благоприятное влияние на устранение накопившихся обломков. Кроме того, соединительная деталь 80 может позволить осуществить преобразование увеличенной инерции утяжеленной штанги узла забоя скважины в меньшую инерцию утяжеленной трубы или стандартной бурильной трубы.
В общем, канавки 11, 17, 21, 27 могут включать сегмент дна, наклоненный в секущей плоскости к оси и ближний к смежной опорной зоне, при этом наклон этой плоскости по отношению к оси может составлять 30-60°, предпочтительно 40-50°.
По меньшей мере часть канавок 11, 17, 21, 27 может включать центральный сегмент, дно которого находится в плоскости, практически параллельной к оси.
Труба может включать практически трубчатый сегмент между зоной активации выше первой опорной зоны и зоной активации ниже второй опорной зоны.
Канавки зоны активации выше второй опорной зоны могут включать наклонный сегмент, удаленный от смежной опорной зоны, дно которого наклонено в секущей плоскости по отношению к оси. Наклон этой плоскости по отношению к оси может составлять 10-30°, предпочтительно 15-25°.
Канавки зоны активации выше второй опорной зоны могут включать сегмент, удаленный от опорной зоны, дно которого наклонено в секущей плоскости по отношению к оси и длина которого составляет 20-80 мм, предпочтительно 40-60 мм, и центральный сегмент, дно которого находится в плоскости, практически параллельной оси, и длина которого составляет 10-50 мм, предпочтительно 20-30 мм.
Канавки зоны активации ниже второй опорной зоны могут включать сегмент, дно которого находится в плоскости, практически параллельной к оси, а длина составляет 50-120 мм, предпочтительно 7080 мм.
Канавки зоны активации ниже второй опорной зоны могут включать сегмент, дно которого находится в плоскости, практически параллельной к оси, и касательно к внешней поверхности практически трубчатой поверхности.
Канавки зоны активации выше первой опорной зоны могут включать сегмент, дно которого наклонено в секущей плоскости по отношению к оси, удаленный от смежной опорной зоны. Наклон по отношению к оси может составлять 10-30°, предпочтительно 15-25°.
Канавки зоны активации выше первой опорной зоны могут включать сегмент, удаленный от смежной опорной зоны, дно которого наклонено в секущей плоскости по отношению к оси и длина которого составляет 10-60 мм, предпочтительно 20-30 мм, и центральный практически аксиальный сегмент с длиной 10-80 мм, предпочтительно 30-40 мм.
- 8 018849
Канавки зоны активации ниже первой опорной зоны могут включать сегмент, удаленный от смежной опорной зоны, дно которого наклонено в секущей плоскости по отношению к оси, при этом наклон по отношению к оси составляет 10-30°, предпочтительно 15-25°.
Канавки зоны активации ниже первой опорной зоны могут включать сегмент, удаленный от смежной опорной зоны, дно которого наклонено в секущей плоскости к оси и длина которого составляет 10-70 мм, предпочтительно 35-45 мм, и центральный практически аксиальный сегмент длиной 5-40 мм, предпочтительно 10-15 мм.
Произведение глубины канавки и числа канавок зоны активации может составлять 80-200 мм, предпочтительно 100-160 мм.
Канавки зоны активации могут образовывать с внешней поверхностью зоны активации острый угол на одной грани и тупой угол на противоположной грани в направлении по окружности и относительно внешней окружности зоны активации. Величина острого угла может составлять 60-70°.
Расстояние между двумя канавками зоны активации может составлять 10-50 мм, предпочтительно 20-35 мм.
Глубина канавки зоны активации может составлять 10-40 мм, предпочтительно 11-28 мм.
Канавки имеют в целом винтовую форму под углом по отношению к оси, уменьшающуюся сверху вниз от опорной зоны.
Участок, подобный описанному выше, может быть снабжен резьбовым соединением на одном из концов и может не иметь резьбы на другом конце. Кроме того, бурильная труба может включать по меньшей мере один участок такого типа (включающий, например, бурильный замок) и трубу, конец которой приварен к концу без резьбы указанного участка (сварка встык). Бурильная труба может включать два участка, соединенных трубой, приваренной на ее свободных концах к концами без резьбы каждого участка. Можно создать колонну бурильных труб, включающую по меньшей мере 80% бурильных труб по данному изобретению и даже 100%,
Элемент бурильной трубы по данному изобретению позволяет получить значительное улучшение производительности бурения, а именно увеличение скорости бурения на около 10-30%, уменьшение моментов трения на около 10-60%, уменьшение осевого трения на около 10-50%, увеличение срока службы бурильной колонн на около 10-30% и увеличение общей длины пробуриваемой скважины на около 1-2 км.
Claims (30)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Элемент бурового снаряда (1) для бурения скважины с циркуляцией бурового раствора вокруг указанного элемента (6) и по направлению (5) от забоя буровой скважины к поверхности, при этом указанный элемент образует соединение между колонной бурильных труб (1) или колонной утяжеленных бурильных труб и узлом забоя скважины, причем элемент включает первый конец, имеющий внешнюю поверхность с первым диаметром и внутренней резьбой, второй конец, имеющий внешнюю поверхность со вторым диаметром и внешней резьбой, причем первый диаметр меньше или равен второму диаметру, отличающийся тем, что включает, по меньшей мере, зону (12) опоры на стену скважины во время бурения, при этом опорная зона (12) снабжена по меньшей мере одним опорным участком (14) с внешней цилиндрической поверхностью и внешним диаметром, превышающим диаметры других частей элемента, и две зоны активации (10, 16), практически смежные с опорной зоной (12) и расположенные выше и ниже опорной зоны (12), при этом указанные зоны активации (10, 16) включают множество канавок (11, 17), имеющих в целом винтовую форму вокруг оси (2) указанного элемента, при этом опорная зона (12) включает два направляющих участка (13, 15) округлой выпуклой кольцевой формы, расположенные выше и ниже опорного участка (14) и смежно с опорным участком (14), при этом указанные направляющие участки (13, 15) касательны к опорному участку (14) и к зонам активации (10, 16).
- 2. Элемент по п.1, отличающийся тем, что желобки (71) в целом винтовой формы выполнены, по меньшей мере, в опорной зоне (12) и проходят, по меньшей мере, от нижнего опорного участка (14) к верхнему опорному участку (74).
- 3. Элемент по п.2, отличающийся тем, что количество желобков (71) составляет от двух до шести, при этом желобки имеют угол наклона по отношению к оси (2), составляющий 15-35°, и распространяются от зоны активации (10) до зоны активации (16) и проходят на их концах по меньшей мере в часть канавок (11, 17).
- 4. Элемент по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что опорная зона (12) выполнена из материала с большей твердостью, чем твердость остальной части элемента, и имеет радиальную толщину Е, такую, чтобы внешний диаметр опорного участка (14), уменьшенный на две радиальные толщины Е, был больше внешнего диаметра сегмента с резьбой (9) элемента, причем по меньшей мере один направляющий участок (13, 15) имеет тороидальную форму со средним радиусом, составляющим 60-100 мм, предпочтительно 70-80 мм.
- 5. Элемент по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что по меньшей мере одна зона активации (10) имеет внешний диаметр, увеличивающийся по направлению к опорной зоне (12).- 9 018849
- 6. Элемент по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что по меньшей мере один направляющий участок (13, 15) имеет оживальную или эллипсоидальную форму.
- 7. Элемент по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что угол наклона по отношению к оси (2) винтовых канавок (11) зоны активации (10) ниже опорной зоны (12) меньше соответствующего угла наклона винтовых канавок (17) зоны активации (16) выше опорной зоны (12).
- 8. Элемент по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что канавки (11) включают наклонный сегмент, ближний к смежной опорной зоне, при этом наклон по отношению к оси составляет 30-60°, предпочтительно 40-50°.
- 9. Элемент по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что по меньшей мере одна часть канавок (11) включает центральный сегмент (11Ь) трубчатой формы.
- 10. Элемент по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что произведение глубины канавки (11) и количества канавок зоны активации (10) составляет 80-200 мм, предпочтительно 100-160 мм.
- 11. Элемент по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что канавки (11) по меньшей мере одной зоны активации (10) образуют острый угол на одной грани и тупой угол на противоположной грани по направлению к окружности.
- 12. Элемент по предыдущему пункту, отличающийся тем, что величина острого угла составляет 20-30° по отношению к плоскости, касательной к оси (2) элемента, и к указанной грани.
- 13. Элемент по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что расстояние между двумя канавками (11) зоны активации (10) составляет 10-50 мм, предпочтительно 20-35 мм.
- 14. Элемент по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что глубина канавки (11) по меньшей мере одной зоны активации (10) составляет 10-40 мм, предпочтительно 11-28 мм.
- 15. Элемент по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что включает от трех до пяти опорных зон.
- 16. Элемент по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что включает зону активации (20) ниже нижней опорной зоны (22), зону активации (26) выше верхней опорной зоны (42) и зону активации (46) между указанными нижней и верхней опорными зонами.
- 17. Элемент по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что включает зону активации (16) выше верхней опорной зоны (12) и зону активации (11) между нижней опорной зоной (32) и указанной верхней опорной зоной (12).
- 18. Элемент по п.1, отличающийся тем, что не содержит резьбы на одном конце и снабжен резьбой на другом конце.
- 19. Бурильная труба, включающая два элемента по п.18 и практически трубчатый сегмент (8), соединенный с указанными элементами между зоной активации (16) выше первой опорной зоны (12) и зоной активации (20) ниже второй опорной зоны (22).
- 20. Труба по п.19, отличающаяся тем, что канавки (27) зоны активации (26) выше второй опорной зоны (22) включают сегмент, удаленный от смежной опорной зоны, с наклонным дном (27с) в секущей плоскости к оси, при этом наклон (α4) указанной секущей плоскости по отношению к оси составляет 1030°, предпочтительно 15-25°.
- 21. Труба по п.19 или 20, отличающаяся тем, что канавки (27) зоны активации (26) выше второй опорной зоны (22) включают сегмент, удаленный от смежной опорной зоны, с наклонным дном (27с) в секущей плоскости к оси и длиной в пределах 20-80 мм, предпочтительно 40-60 мм и один центральный сегмент (27Ь) с дном в плоскости, практически параллельной оси, и длиной 10-50 мм, предпочтительно 20-30 мм.
- 22. Труба по одному из пп.19-21, отличающаяся тем, что канавки (21) зоны активации (20) ниже второй опорной зоны (22) включают сегмент, удаленный от смежной опорной зоны, с дном (21а) в плоскости, практически параллельной оси, и длиной 50-120 мм, предпочтительно 70-80 мм.
- 23. Труба по одному из пп.19-22, отличающаяся тем, что канавки (21) зоны активации (20) ниже второй опорной зоны (22) включают сегмент, удаленный от смежной опорной зоны, с дном (21а) в плоскости, практически параллельной оси, и касательный к внешней поверхности практически трубчатого сегмента (19).
- 24. Труба по одному из пп.19-23, отличающаяся тем, что канавки (17) зоны активации (16) выше первой опорной зоны (12) включают сегмент, удаленный от смежной опорной зоны, с наклонным дном (17с) в секущей плоскости к оси, причем наклон указанной секущей плоскости составляет 10-30°, предпочтительно 15-25°.
- 25. Труба по одному из пп.19-24, отличающаяся тем, что канавки (17) зоны активации (16) выше первой опорной зоны (12) включают сегмент, удаленный от смежной опорной зоны, с наклонным дном (17с) в секущей плоскости к оси и длиной в пределах 10-60 мм, предпочтительно 20-30 мм, и центральный сегмент (17Ь) с дном в плоскости, практически параллельной оси, и длиной в пределах 10-80 мм, предпочтительно 30-40 мм.
- 26. Труба по одному из пп.19-25, отличающаяся тем, что канавки (11) зоны активации (10) ниже- 10 018849 первой опорной зоны (12) включают сегмент, удаленный от смежной опорной зоны, с наклонным дном (11а) в секущей плоскости к оси, причем наклон указанной секущей плоскости по отношению к оси составляет 10-30°, предпочтительно 15-25°.
- 27. Труба по одному из пп.19-26, отличающаяся тем, что канавки (11) зоны активации (10) выше первой опорной зоны (12) включают сегмент, удаленный от смежной опорной зоны, с наклонным дном (11а) в секущей плоскости к оси и длиной в пределах 10-70 мм, предпочтительно 35-45 мм, и центральный сегмент (11Ь) с дном в плоскости, практически параллельной к оси, и длиной 5-40 мм, предпочтительно 10-15 мм.
- 28. Бурильная труба (1), включающая, по меньшей мере, элемент (6) по п.19 и трубу (8), конец которой приварен на конце без резьбы указанного элемента.
- 29. Колонна бурильных труб, включающая по меньшей мере две трубы (1) по любому из пп.19-28.
- 30. Буровой снаряд, включающий колонну бурильных труб, имеющую на своем нижнем конце по меньшей мере одну утяжеленную бурильную трубу, узел забоя скважины и по меньшей мере один элемент по одному из пп.1-18, образующий соединение между трубой колонны и узлом забоя скважины.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0800942A FR2927936B1 (fr) | 2008-02-21 | 2008-02-21 | Element de garniture de forage, tige de forage et train de tiges de forage correspondant |
| FR0806262A FR2927937B1 (fr) | 2008-02-21 | 2008-11-10 | Element de garniture de forage, tige de forage et train de tiges de forage correspondant |
| PCT/FR2009/000187 WO2009115687A1 (fr) | 2008-02-21 | 2009-02-19 | Element de garniture de forage, tige de forage et train de tiges de forage correspondant |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201070982A1 EA201070982A1 (ru) | 2011-02-28 |
| EA018849B1 true EA018849B1 (ru) | 2013-11-29 |
Family
ID=40083647
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070982A EA018849B1 (ru) | 2008-02-21 | 2009-02-19 | Элемент бурового снаряда, бурильная труба и соответствующая колонна бурильных труб |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8434570B2 (ru) |
| EP (1) | EP2297422A1 (ru) |
| JP (1) | JP5433864B2 (ru) |
| CN (1) | CN101946056B (ru) |
| AR (1) | AR070620A1 (ru) |
| CA (1) | CA2712670C (ru) |
| EA (1) | EA018849B1 (ru) |
| EG (1) | EG26494A (ru) |
| FR (2) | FR2927936B1 (ru) |
| MX (1) | MX2010009271A (ru) |
| WO (1) | WO2009115687A1 (ru) |
Families Citing this family (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2936554B1 (fr) * | 2008-09-30 | 2010-10-29 | Vam Drilling France | Element de garniture de forage a instruments |
| FR2948145B1 (fr) | 2009-07-20 | 2011-08-26 | Vam Drilling France | Tige de forage et train de tiges de forage correspondant |
| FR2953249B1 (fr) | 2009-11-27 | 2011-12-16 | Vam Drilling France | Composants de garniture de forage et train de composants |
| CN102003151A (zh) * | 2010-10-09 | 2011-04-06 | 西南石油大学 | 一种气体钻井专用稳定器 |
| CN102787823B (zh) * | 2011-05-16 | 2015-01-28 | 王震 | 井下旋流剪切发生器 |
| FR2980815B1 (fr) | 2011-10-04 | 2013-09-27 | Vam Drilling France | Element de garniture de forage et tige de forage correspondante |
| US9297208B2 (en) * | 2011-11-21 | 2016-03-29 | Utah Valley University | Ball and socket roller reamer and keyseat wiper |
| US20130199858A1 (en) * | 2011-11-21 | 2013-08-08 | Sheldon Hansen | Keyseat Wiper |
| AU2012362394B2 (en) * | 2011-12-27 | 2017-01-19 | National Oilwell DHT, L.P. | Downhole cutting tool |
| GB201202640D0 (en) | 2012-02-16 | 2012-04-04 | Simpson Neil A A | Swaged friction reducing collar |
| GB2501094A (en) | 2012-04-11 | 2013-10-16 | Managed Pressure Operations | Method of handling a gas influx in a riser |
| US10309191B2 (en) | 2012-03-12 | 2019-06-04 | Managed Pressure Operations Pte. Ltd. | Method of and apparatus for drilling a subterranean wellbore |
| FR2992345B1 (fr) | 2012-06-22 | 2014-07-25 | Vam Drilling France | Element de garniture de forage avec zone d'activation des fluides |
| CN102733754B (zh) * | 2012-06-28 | 2014-05-21 | 浙江大学 | 一种脉冲等离子体钻机系统 |
| US8607900B1 (en) * | 2012-08-27 | 2013-12-17 | LB Enterprises, LLC | Downhole tool engaging a tubing string between a drill bit and tubular for reaming a wellbore |
| EP3025013B1 (en) * | 2013-07-22 | 2019-11-06 | Tam International Inc. | Grooved swellable packer |
| WO2015013278A1 (en) * | 2013-07-22 | 2015-01-29 | Tam International, Inc. | Swellable casing anchor |
| CA2928535C (en) | 2013-10-25 | 2020-11-24 | National Oilwell Varco, L.P. | Downhole hole cleaning joints and method of using same |
| GB2520701B (en) * | 2013-11-27 | 2016-05-11 | Shearer David | A drill string stabiliser and associated equipment and methods |
| US20150226008A1 (en) * | 2014-02-10 | 2015-08-13 | Stick Man, Inc | One piece reamer for use in boring operations of gas and oil mining |
| CN104453737B (zh) * | 2014-12-18 | 2016-08-31 | 中国石油大学(华东) | 钻杆接头装置 |
| NO3067513T3 (ru) * | 2015-03-13 | 2018-03-10 | ||
| RU169174U1 (ru) * | 2016-09-28 | 2017-03-09 | Андрей Анатольевич Иванов | Переводник для очистки скважины "Гидроклинер" |
| CN106837259B (zh) * | 2017-04-01 | 2023-02-17 | 吉林大学 | 一种海洋浅层天然气水合物微管增产装置及方法 |
| GB201714789D0 (en) * | 2017-09-14 | 2017-11-01 | Innovative Drilling Systems Ltd | Downhole cleaning tool |
| US11441360B2 (en) | 2020-12-17 | 2022-09-13 | National Oilwell Varco, L.P. | Downhole eccentric reamer tool and related systems and methods |
| US11459829B1 (en) * | 2021-03-18 | 2022-10-04 | Kp Oiltech Inc. | Bi-directional “ream on clean” wellbore reamer tool |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1460632A (en) * | 1922-06-28 | 1923-07-03 | Wilson B Wigle | Centering cementing shoe |
| FR2824104A1 (fr) * | 2001-04-27 | 2002-10-31 | Smf Internat | Element profile pour un equipement de forage rotatif et applications a des composants d'un train de tiges de forage |
| FR2835014A1 (fr) * | 2002-01-18 | 2003-07-25 | Smf Internat | Element profile pour un equipement de forage rotatif et tige de forage comportant au moins un element profile |
| US20040060699A1 (en) * | 2000-12-19 | 2004-04-01 | Gholam Rastegar | Torque reducing tubing component |
| FR2851608A1 (fr) * | 2003-02-20 | 2004-08-27 | Smf Internat | Element d'un train de tiges de forage comportant au moins une zone d'appui, tige de forage et joint d'outil |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS6088783A (ja) * | 1983-10-18 | 1985-05-18 | 日本重化学工業株式会社 | 坑井口元におけるコンダクタ−パイプの設置方法 |
| DE3403239C1 (de) * | 1984-01-31 | 1985-06-27 | Christensen, Inc., Salt Lake City, Utah | Vorrichtungen zum wahlweisen Geradeaus- oder Richtungsbohren in unterirdische Gesteinsformationen |
| CA1224414A (en) * | 1985-09-17 | 1987-07-21 | Gulf Canada Corporation/Corporation Gulf Canada | Stabilizer for drillstems |
| US5419397A (en) * | 1993-06-16 | 1995-05-30 | Well-Flow Technologies, Inc. | Well cleaning tool with scratching elements |
| JPH1088954A (ja) * | 1996-09-13 | 1998-04-07 | Koken Boring Mach Co Ltd | ロータリーパーカッションドリルにおけるエクステンションロッド、その製造方法及び再生方法 |
| CN2761805Y (zh) * | 2004-11-18 | 2006-03-01 | 辽河石油勘探局 | 水平井定向井划眼器 |
| FR2924720B1 (fr) * | 2007-12-10 | 2010-09-17 | Inst Francais Du Petrole | Fluide de forage a base minerale et procede de forage |
-
2008
- 2008-02-21 FR FR0800942A patent/FR2927936B1/fr not_active Expired - Fee Related
- 2008-11-10 FR FR0806262A patent/FR2927937B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-02-19 WO PCT/FR2009/000187 patent/WO2009115687A1/fr active Application Filing
- 2009-02-19 EA EA201070982A patent/EA018849B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-02-19 MX MX2010009271A patent/MX2010009271A/es active IP Right Grant
- 2009-02-19 US US12/918,525 patent/US8434570B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-02-19 JP JP2010547221A patent/JP5433864B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2009-02-19 CN CN200980105920.7A patent/CN101946056B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-02-19 EP EP09722713A patent/EP2297422A1/fr not_active Withdrawn
- 2009-02-19 CA CA2712670A patent/CA2712670C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-02-20 AR ARP090100611A patent/AR070620A1/es not_active Application Discontinuation
-
2010
- 2010-08-10 EG EG2010081349A patent/EG26494A/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1460632A (en) * | 1922-06-28 | 1923-07-03 | Wilson B Wigle | Centering cementing shoe |
| US20040060699A1 (en) * | 2000-12-19 | 2004-04-01 | Gholam Rastegar | Torque reducing tubing component |
| FR2824104A1 (fr) * | 2001-04-27 | 2002-10-31 | Smf Internat | Element profile pour un equipement de forage rotatif et applications a des composants d'un train de tiges de forage |
| FR2835014A1 (fr) * | 2002-01-18 | 2003-07-25 | Smf Internat | Element profile pour un equipement de forage rotatif et tige de forage comportant au moins un element profile |
| FR2851608A1 (fr) * | 2003-02-20 | 2004-08-27 | Smf Internat | Element d'un train de tiges de forage comportant au moins une zone d'appui, tige de forage et joint d'outil |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN101946056B (zh) | 2014-08-13 |
| CA2712670C (en) | 2016-03-29 |
| FR2927937B1 (fr) | 2016-06-10 |
| US20100326738A1 (en) | 2010-12-30 |
| FR2927937A1 (fr) | 2009-08-28 |
| JP2011512469A (ja) | 2011-04-21 |
| EG26494A (en) | 2013-12-19 |
| MX2010009271A (es) | 2010-09-14 |
| CA2712670A1 (en) | 2009-09-24 |
| AR070620A1 (es) | 2010-04-21 |
| US8434570B2 (en) | 2013-05-07 |
| FR2927936B1 (fr) | 2010-03-26 |
| WO2009115687A1 (fr) | 2009-09-24 |
| JP5433864B2 (ja) | 2014-03-05 |
| CN101946056A (zh) | 2011-01-12 |
| FR2927936A1 (fr) | 2009-08-28 |
| EP2297422A1 (fr) | 2011-03-23 |
| EA201070982A1 (ru) | 2011-02-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA018849B1 (ru) | Элемент бурового снаряда, бурильная труба и соответствующая колонна бурильных труб | |
| CA2707275C (en) | Drilling cuttings mobilizer | |
| US5040620A (en) | Methods and apparatus for drilling subterranean wells | |
| US5150757A (en) | Methods and apparatus for drilling subterranean wells | |
| IE842299L (en) | Drill arrangement | |
| CA2713491A1 (en) | Spiral ribbed aluminum drillpipe | |
| AU2014208899B2 (en) | Shale drill pipe | |
| RU2320839C2 (ru) | Хвостовик для бурильных установок, предназначенный для бурения по коренным породам | |
| US20140224546A1 (en) | Drill stem element and corresponding drill pipe | |
| US5042600A (en) | Drill pipe with helical ridge for drilling highly angulated wells | |
| US11220868B2 (en) | Split threads for fixing accessories to a body | |
| RU2604604C2 (ru) | Трубный компонент бурильной колонны | |
| RU2631059C2 (ru) | Элемент бурильной колонны с зоной активации текучих сред | |
| US20040060699A1 (en) | Torque reducing tubing component | |
| US8955621B1 (en) | Grooved drill string components and drilling methods | |
| RU2578062C1 (ru) | Защита нижней стороны обсадной колонны при фрезеровании выхода из обсадной колонны | |
| RU169174U1 (ru) | Переводник для очистки скважины "Гидроклинер" | |
| US11136830B2 (en) | Downhole tools with variable cutting element arrays | |
| CN211692318U (zh) | 一种钻井用平滑井壁工具 | |
| GB2370297A (en) | Tubing component | |
| RU2233962C2 (ru) | Наддолотный центратор-стабилизатор для бурения забойным двигателем | |
| CN115596403A (zh) | 一种井眼清砂工具 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |