EA025134B1

EA025134B1 - Компоновка долота с обратной циркуляцией

Info

Publication number: EA025134B1
Application number: EA201490805A
Authority: EA
Inventors: Марк Л. Джоунс; Кеннет М. Карри; Джеффри Т. Росс; Кайл Э. Джонсон
Original assignee: АТЛАС КОПКО СЕКОРОК ЭлЭлСи
Priority date: 2011-10-17
Filing date: 2012-10-17
Publication date: 2016-11-30
Also published as: EA201490805A1; ZA201402428B; IN2014CN02669A; AU2012326204A1; WO2013059344A2; MX2014004350A; AU2012326204B2; WO2013059344A3; CA2855717C; CA2855717A1; MX343156B; US20130133956A1; CN104160105B; CN104160105A; US9422771B2

Abstract

Предложена система бурового долота для подземного бурения, содержащая буровое долото, имеющее передний конец долота и задний конец долота, причем передний конец долота имеет множество режущих элементов на переднем торне бурового долота и первый промывочный канал возврата текучей среды, проходящий через буровое долото от переднего конца долота к заднему концу долота; наддолотный переводник, расположенный вокруг заднего конца долота и соединенный с задним концом долота, содержащий корпус с передним концом наддолотного переводника, задним концом наддолотного переводника и отверстием, расположенным на переднем конце наддолотного переводника, с размерами и формой, обеспечивающими прием заднего конца бурового долота, причем задний конец наддолотного переводника выполнен с возможностью соединения со смежным скважинным компонентом; отличающаяся тем, что наддолотный переводник содержит множество лап, проходящих от переднего конца наддолотного переводника к переднему концу долота между парами режущих элементов; и второй промывочный канал возврата текучей среды, соединяющий первый промывочный канал возврата текучей среды с задним концом наддолотного переводника.

Description

Настоящая заявка относится к буровым долотам, используемым для бурения скважин, таких как водные скважины, нефтяные и газовые скважины, нагнетательные скважины, геотермальные скважины, параметрические скважины для горных разработок и других работ, в которых бурится ствол скважины вглубь земли.

Предпосылки изобретения

Специализированные буровые долота используют для бурения стволов скважин или просто скважин в земле для различных целей, в том числе водных скважин, нефтяных и газовых скважин, нагнетательных скважин, геотермальных скважин, параметрических скважин для горных разработок и других аналогичных работ. Данные буровые долота обычно бывают двух типов - буровые долота с вращающимися шарошками и буровые долота с фиксированными резцами.

Скважины и другие отверстия в земле бурят, прикрепляя или присоединяя буровое долото к некоторому средству вращения бурового долота. В некоторых случаях, например в вариантах применения для горных разработок, буровое долото прикрепляют непосредственно к валу, вращаемому двигателем, мотором, приводом или другим средством подачи крутящего момента для вращения бурового долота.

В других вариантах применения, например для бурения на нефть и газ, скважина может иметь глубину несколько тысяч футов (1000 фут = 305 м) или больше. В данном случае буровое долото соединяется с поверхностью земли и двигателем или приводом, вращающим буровое долото, так называемой бурильной колонной.

Бурильная колонна обычно содержит несколько элементов, которые могут включать в себя специальный забойный двигатель, выполненный с возможностью создания дополнительного или, если на поверхности двигатель или привод не оборудован, единственного средства вращения бурового долота. Могут применяться специальные каротажные и навигационные инструменты для измерения различных физических характеристик геологического пласта, бурение которого проводят, и измерения местоположения бурового долота и бурильной колонны. Дополнительные утяжеленные бурильные трубы и толстостенные бурильные трубы обычно создают вес, используемый для вдавливания бурового долота в пласт, бурение которого проводят. Наконец, бурильные трубы соединяют данные элементы, буровое долото, забойный двигатель, каротажные инструменты и утяжеленные бурильные трубы с поверхностью, где двигатель или приводное устройство вращает всю бурильную колонну и, следовательно, буровое долото для взаимодействия бурового долота с геологическим пластом для углубления ствола скважины.

Стандартное буровое долото 202 с коническими шарошками показано на фиг. 3. На фиг. 3 буровое долото 202 с коническими шарошками состоит из корпуса 300 с присоединительным ниппелем 302 и множества лап 304. Хотя это не показано на фиг. 3, присоединительный ниппель 302 имеет наружную резьбу для соединения со смежным компонентом бурильной колонны. Канал 310 проходит от присоединительного ниппеля 302 через корпус 300 долота 202 с коническими шарошками. Лапы 304 проходят к рабочей части долота 202 с коническими шарошками и имеют коническую шарошку 306, установленную на конце лапы 304. Хотя это не показано, каждая коническая шарошка 306 имеет по меньшей мере один резец, установленный на наружной поверхности конической шарошки 306 для разрушения породы. Резцы могут выполняться из цементированного материала или иметь покрытие из твердого материала, такого как поликристаллический алмаз. Конические шарошки 306 имеют центральную ось, вокруг которой вращаются и которой коническая шарошка 306 соединена с лапой 304 для вращения на ней.

При бурении ствола скважины текучую среду, обычно промывочный раствор на водной или нефтяной основе, называемый буровым раствором, подают насосом вниз по бурильной колонне через бурильные трубы и любые другие элементы, присутствующие в ней, для прохода через буровое долото. Промывочные текучие среды других типов используют в некоторых случаях, в том числе воздух, азот, пены, аэрозоли и другие комбинации газов, текучих сред и смесей газов и текучих сред, но для данной заявки промывочным раствором и/или буровым раствором считается промывочная текучая среда любого типа, в том числе газы, текучие среды и их комбинации. Другими словами, буровые долота обычно имеют канал текучей среды в корпусе для обеспечения прохода бурового раствора через долото и его выхода через одну или несколько насадок, окон или сопел. Предназначением промывочной текучей среды является охлаждение и смазка бурового долота, придание устойчивости стволу скважины для предотвращения обрушения, предотвращения входа текучих сред, присутствующих в геологическом пласте, в ствол скважины и перенос обломков породы или шлама, произведенных буровым долотом, вверх по кольцевому пространству и на выход из ствола скважины.

В стандартном долоте с коническими шарошками промывочная текучая среда перекачивается на рабочий торец 308 долота 202 с коническими шарошками с проходом через бурильную колонну на буровое долото 202. Текучая среда проходит через канал 310 бурового долота 202 с коническими шарошками на конические шарошки 306 и проходит вокруг долота 202. Промывочная текучая среда возвращается вверх по кольцевому пространству (пространство между наружной поверхностью бурильной трубы и

- 1 025134 стенкой ствола скважины). Когда промывочная текучая среда проходит от рабочего торца 308 к наружной поверхности долота 202 с коническими шарошками, промывочная текучая среда уносит выбуренную породу пласта от долота 202.

В некоторых ситуациях может являться целесообразной обратная циркуляция промывочной текучей среды. В таких ситуациях промывочная текучая среда перекачивается вниз по кольцевому пространству ствола скважины, проходит по торцу бурового долота во внутренние каналы текучей среды бурового долота, проходит через них и вверх во внутренний канал бурильной колонны. Альтернативно, бурильная колонна может иметь по меньшей мере одну секцию трубы с двойной стенкой. Труба с двойной стенкой имеет внутренний канал, образованный внутренней поверхностью внутренней стенки трубы и наружный канал, образованный наружной поверхностью внутренней стенки и внутренней поверхностью наружной стенки. Промывочная текучая среда может перекачиваться вниз по наружному каналу и выходить снаружи бурильной колонны вблизи бурового долота. Промывочная текучая среда затем возвращается через внутренний канал. Также возможна перекачка текучей среды вниз по внутреннему каналу и перевод в наружный канал перед буровым долотом, где промывочная текучая среда выходит из бурильной колонны.

В любой ситуации при перекачивании промывочной текучей среды вниз по кольцевому пространству или вниз по наружному каналу трубы с двойной стенкой промывочная текучая среда необязательно проходит по торцу бурового долота. Часто значительная часть промывочной текучей среды обходит торец бурового долота и проходит во внутренние каналы бурового долота другими путями, например между лапами в долоте с коническими шарошками. Для направления большего объема текучей среды на торец долота с коническими шарошками можно приваривать удлинители к долоту с коническими шарошками между лапами. Вместе с тем приваривание удлинителей может перегревать подшипники и уплотнения конических шарошек, уменьшая долговечность бурового долота. Таким образом, существует необходимость создания способа направления большего объема текучей среды на торец существующих буровых долот с вращающимися шарошками без вредного воздействия на долговечность бурового долота.

Сущность изобретения

Варианты осуществления настоящего изобретения включают в себя компоновку бурового долота для подземного бурения. Компоновка бурового долота включает в себя буровое долото и наддолотный переводник. Буровое долото имеет передний конец долота и задний конец долота. Передний конец долота имеет множество режущих элементов на переднем торце переднего конца долота и первый промывочный канал возврата текучей среды, проходящий через буровое долото к заднему концу. Наддолотный переводник расположен вокруг заднего конца долота и соединяется с задним концом долота. Наддолотный переводник включает в себя корпус с передним концом переводника, задним концом переводника и отверстием, расположенным на переднем конце переводника, с размерами и формой, обеспечивающими прием заднего конца бурового долота. Задний конец переводника выполнен с возможностью соединения со смежным скважинным компонентом, таким как бурильная труба. Множество лап проходит от средней зоны переводника к переднему концу переводника между парами режущих элементов. Множество лап предпочтительно имеют промывочный канал подачи текучей среды, расположенный в них, причем промывочный канал подачи текучей среды проходит от множества лап к заднему концу наддолотного переводника. Наддолотный переводник имеет второй промывочный канал возврата текучей среды, соединяющий первый промывочный канал возврата текучей среды с задним концом наддолотного переводника, причем второй промывочный канал возврата текучей среды предпочтительно изолирован от промывочного канала подачи текучей среды в наддолотном переводнике.

В другом варианте осуществления наддолотный переводник включает в себя корпус, множество лап и промывочный канал возврата текучей среды. Корпус имеет передний конец, задний конец и отверстие, расположенное на переднем конце с размерами и формой, обеспечивающими прием бурового долота. Задний конец выполнен с возможностью соединения со смежным скважинным компонентом. Множество лап проходит от переднего конца и имеет опережающий конец. Множество лап выполнено с возможностью стыковки с наружной поверхностью бурового долота. Каждая из множества лап имеет промывочный канал подачи текучей среды, расположенный в ней, причем промывочный канал подачи текучей среды проходит от опережающего конца к заднему концу наддолотного переводника. Промывочный канал возврата текучей среды соединяется отверстием с размерами и формой, обеспечивающими прием бурового долота, и изолирован от промывочного канала подачи текучей среды в корпусе.

В другом варианте осуществления способ изготовления компоновки бурового долота с обратной циркуляцией из стандартного бурового долота включает в себя создание стандартного бурового долота и компонента наддолотного переводника. Стандартное буровое долото включает в себя присоединительный ниппель, и компонент наддолотного переводника имеет множество лап, проходящих от переднего конца компонента наддолотного переводника. Присоединительный ниппель вставляется в компонент наддолотного переводника так, что множество лап проходит по присоединительному ниппелю к рабочей поверхности бурового долота. Компонент наддолотного переводника скрепляется с буровым долотом.

Краткое описание чертежей

Для дополнительного объяснения указанных выше и других преимуществ и признаков одного или

- 2 025134 нескольких настоящих изобретений конкретные варианты их осуществления показаны на прилагаемых чертежах, на которые в описании даны ссылки. Чертежи показывают только типичные варианты осуществления и поэтому не должны считаться ограничивающими. Один или несколько вариантов осуществления описаны и объяснены с дополнительной конкретикой и подробностями с использованием прилагаемых чертежей, на которых показано следующее.

На фиг. 1 схематично показано сечение ствола скважины с бурильной колонной, совместимой с вариантами осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 2 показана компоновка долота с обратной циркуляцией согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 3 показано сечение долота с тремя коническими шарошками, используемого в компоновке долота с обратной циркуляцией фиг. 2.

На фиг. 4 показано сечение секции юбки, используемой в компоновке долота с обратной циркуляцией фиг. 2.

На фиг. 5 показано сечение секции резьбовой муфты, используемой в компоновке долота с обратной циркуляцией фиг. 2.

На фиг. 6 показано сечение секции обратного клапана, используемого в компоновке долота с обратной циркуляцией фиг. 2.

На фиг. 7 показано сечение компоновки бурового долота с обратной циркуляцией фиг. 2, показывающее поток промывочной текучей среды.

На фиг. 8 показана компоновка долота с обратной циркуляцией согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 9 показано сечение секции юбки, используемой в компоновке долота с обратной циркуляцией фиг. 8.

На фиг. 10 показано сечение секции резьбовой муфты, используемой в компоновке долота с обратной циркуляцией фиг. 8.

На фиг. 11 показано сечение компоновки бурового долота с обратной циркуляцией фиг. 8, показывающее поток промывочной текучей среды.

Чертежи выполнены без соблюдения масштаба.

Подробное описание

При использовании в данном документе выражения по меньшей мере один один или несколько и и/или являются открытыми, то есть как конъюнктивными, так и дизъюнктивными. Например, каждое из выражений по меньшей мере одно из А, В и С, по меньшей мере одно из А, В или С, одно или несколько из А, В и С, одно или несколько из А, В или С и А, В и/или С означает само по себе А, само по себе В, само по себе С, А и В вместе, А и С вместе, В и С вместе или А, В и С вместе.

Различные варианты осуществления настоящего изобретения показаны на прилагаемых чертежах и изложены в подробном описании в данном документе и формуле изобретения. Следует понимать, вместе с тем, что сущность не содержит всех аспектов и вариантов осуществления одного или нескольких настоящих изобретений, не является ни в коей мере ограничительной или запретительной, и что изобретение (изобретения), раскрытое в данном документе, должно охватывать очевидные для специалиста в данной области техники улучшения и модификации.

Дополнительные преимущества настоящего изобретения должны стать более понятными из следующего рассмотрения с прилагаемыми чертежами.

На фиг. 1 схематично показано сечение ствола 100 скважины с бурильной колонной 102, установленной в нем. Вышка 104 соединяет бурильную колонну 102 с верхней поверхностью пласта 106 горных пород. Бурильная колонна 102 состоит из множества компонентов, являющихся скважинными инструментами, таких как трубные звенья, измерительные инструменты и буровые долота. Трубные звенья имеют внутренний канал, создающий путь прохода текучей среды, подаваемой через бурильную колонну. Трубные звенья могут иметь двойные стенки, создающие два отдельных промывочных канала для текучей среды. Кольцевое пространство 108 образуется между бурильной колонной 102 и стенкой ствола 100 скважины. Буровое долото 110 установлено снизу бурильной колонны 102. При перемещении буровое долото 110 разрушает пласт 106, обеспечивая продвижение бурильной колонны 102 вглубь пласта 106.

На фиг. 2 показан вариант осуществления компоновки 200 долота с обратной циркуляцией. Компоновка 200 бурового долота с обратной циркуляцией в общем состоит из долота 202 с коническими шарошками и юбки 204. Компоновка 200 долота с обратной циркуляцией дополнительно содержит секцию 206 резьбовой муфты и секцию 208 обратного клапана. В варианте осуществления фиг. 2 юбка 204, секция 206 резьбовой муфты и секция 208 обратного клапана показаны как три отдельных части, но в некоторых вариантах осуществления они могут объединяться друг с другом для получения менее трех отдельных компонентов. Юбка 204, секция 206 резьбовой муфты и секция 208 обратного клапана в общем называются наддолотным переводником и когда являются отдельными компонентами и при объединении. Кроме того, юбка 204, секция 206 резьбовой муфты или секция 208 обратного клапана могут каждая состоять из индивидуальных частей в составе данного компонента.

- 3 025134

На фиг. 3 долото 202 с коническими шарошками фиг. 2 показано более подробно. Показанное долото 202 с коническими шарошками является стандартным долотом с тремя коническими шарошками.

Вместе с тем долота других типов можно использовать в компоновке 200 долота с обратной циркуляцией, и варианты осуществления не ограничены долотами с тремя коническими шарошками. Долота могут являться стандартными деталями и проходить модернизацию для превращения в компоновку долота с обратной циркуляцией.

Работа долота с коническими шарошками фиг. 3 выше описана для бурового долота со стандартной циркуляцией. С использованием вариантов осуществления настоящего изобретения долото с коническими шарошками фиг. 3 можно применять в качестве бурового долота с обратной циркуляцией. Варианты осуществления настоящего изобретения обеспечивают применение большинства буровых долот в качестве буровых долот с обратной циркуляцией.

На фиг. 4 показано сечение юбки 204. Юбка 204 обеспечивает применение стандартного долота 202 с коническими шарошками в качестве долота с обратной циркуляцией. Юбка 204 имеет множество лап 402, которые проходят к рабочему торцу 308 долота 202 с коническими шарошками. Каждая лапа 402 имеет размеры и форму, обеспечивающие точную посадку вокруг и между лап 304 долота с коническими шарошками. В некоторых вариантах осуществления лапы 304 долота с коническими шарошками можно дорабатывать для создания профиля, стыкующегося с профилем лап 402 юбки, или в других вариантах осуществления лапы 304 долота с коническими шарошками можно не дорабатывать, и лапы 402 юбки можно дорабатывать для создания профиля, стыкующегося с профилем лап 304 долота с коническими шарошками. В некоторых вариантах осуществления можно применить комбинацию доработки лап 304 долота с коническими шарошками и лап 402 юбки.

По меньшей мере одна лапа 402 юбки имеет промывочный канал 404, через который можно подавать промывочную текучую среду. Промывочный канал 404 выходит из лапы 402 юбки вблизи рабочего торца 308 долота 202 с коническими шарошками. Поскольку промывочная текучая среда подается на рабочий торец 308, промывочная текучая среда имеет улучшенную возможность прохода по рабочему торцу 308 и затем в канал 310 долота 202 с коническими шарошками по сравнению с подачей ближе к лапам 304 долота с коническими шарошками без 204 юбки.

Юбка 204 имеет размеры и форму, обеспечивающие такую посадку на долото 202 с коническими шарошками, что лапы 402 юбки располагаются вблизи конических шарошек 306. Юбка 204 имеет центральный канал 406 с размерами и формой, обеспечивающими стыковку с наружной поверхностью корпуса 300 долота. В некоторых вариантах осуществления юбку 204 можно напрессовывать на корпус 300 долота.

На фиг. 5 показано сечение секции 206 резьбовой муфты компоновки 200 долота с обратной циркуляцией. Секция 206 резьбовой муфты скрепляет юбку 204 с долотом 202 с коническими шарошками. Секция 206 резьбовой муфты включает в себя внутреннюю поверхность с внутренней резьбой с размерами и формой для свинчивания с наружной резьбой присоединительного ниппеля 302 долота с коническими шарошками. При ввинчивании присоединительного ниппеля 302 шарошечного долота во внутреннюю резьбу секции 206 резьбовой муфты секция 206 резьбовой муфты продвигается к рабочему торцу 308 долота 202 с коническими шарошками. Юбка 204 не может продвигаться мимо переднего долота 202 с коническими шарошками и образует останавливающий упор для секции 206 резьбовой муфты. Когда задняя поверхность 204 юбки входит в контакт с передней поверхностью 504 секции 206 резьбовой муфты, секция 206 резьбовой муфты не может продвигаться дальше. Перемещение вперед 204 юбки, таким образом, ограничено долотом 202 с коническими шарошками и перемещение назад ограничено секцией 206 резьбовой муфты.

Секция 206 резьбовой муфты включает в себя канавку 506, расположенную на передней поверхности 504. Канавка 506 является кольцевой и передняя поверхность образует внутреннюю уплотняющуюся поверхность 510 и наружную уплотняющуюся поверхность 508 вокруг канавки 506. Когда задняя поверхность 204 юбки и передняя поверхность 504 секции 206 резьбовой муфты входят в контакт друг с другом, образуется уплотнение между юбкой 204 и секцией 206 резьбовой муфты, так что канавка 506 образует передний кольцевой промывочный канал. Сквозные каналы 404 от лап 402 юбки проходят через заднюю часть 204 юбки так, что сквозные каналы 404 сообщаются текучей средой с канавкой 506, образующей передний кольцевой промывочный канал. Поскольку секция 206 резьбовой муфты навинчивается на долото 202 с коническими шарошками, когда юбка 204 установлена на место, угловое положение компоновки 206 резьбовой муфты относительно юбки 204 не важно, поскольку сквозные каналы 404 должны в любом случае соединяться с канавкой 506, образующей передний кольцевой промывочный канал.

Секция 206 резьбовой муфты может иметь по меньшей мере один боковой канал 512, в который установочный винт или штифт можно вставлять для скрепления секции 206 резьбовой муфты с долотом 202 с коническими шарошками. Стыковочный боковой канал может выполняться на металлорежущем станке в долоте 202 с коническими шарошками для приема установочного винта или штифта, предотвращающего вращение долота 202 с коническими шарошками относительно секции 206 резьбовой муфты. Стыковочный боковой канал может выполняться на металлорежущем станке перед навинчиванием

- 4 025134 секции 206 резьбовой муфты на долото 202 с коническими шарошками или после навинчивания секции 206 резьбовой муфты на долото 202 с коническими шарошками. В некоторых вариантах осуществления стыковочный боковой канал может отсутствовать, и установочный винт или штифт может вдавливаться в поверхность присоединительного ниппеля 302 долота 202 с коническими шарошками. Также можно применять другие средства скрепления секции резьбовой муфты или всего наддолотного переводника с долотом.

Задний конец 514 секции 206 резьбовой муфты включает в себя заднюю кольцевую канавку 516 и центральный выступ 518. Канал 520 секции резьбовой муфты проходит от передней поверхности 504 секции 206 резьбовой муфты до заднего конца 514 центрального выступа 518. Канал 520 секции резьбовой муфты совмещается с каналом 310 долота с коническими шарошками 204 и создает канал для возврата промывочной текучей среды. Задняя кольцевая канавка 516 и передняя кольцевая канавка 506 соединяются по меньшей мере одним сквозным каналом 522. Сквозной канал 522 обеспечивает сообщение текучей средой между задней кольцевой канавкой 516 и передней кольцевой канавкой 506.

На фиг. 6 показано сечение секции 208 обратного клапана. Секция 208 обратного клапана является в общем цилиндрической с наружным диаметром 602, аналогичным диаметру секции 206 резьбовой муфты и секции 204 юбки. Секция 208 обратного клапана имеет центральный канал 604, который проходит от передней поверхности 606 секции 208 обратного клапана в заднюю секцию 208 обратного клапана. Стенка 610 образована между центральным каналом 604 и наружной поверхностью 608 секции 208 обратного клапана. В стенке 610 расположен по меньшей мере один проход 612 обратного клапана, создающий сообщение текучей средой с передней поверхностью 606 секции 208 обратного клапана. Задняя секция 208 обратного клапана имеет увеличенный канал 614, который проходит от задней секции 208 обратного клапана около половины отрезка длины секции 208 обратного клапана.

В проходе 612 обратного клапана установлена компоновка 616 обратного клапана. Компоновка 616 обратного клапана препятствует проходу промывочной текучей среды вверх по проходу 612 обратного клапана. Хотя компоновки обратных клапанов разных типов являются совместимыми с настоящими вариантами осуществления, здесь компоновка 616 обратного клапана фиг. 6 содержит седло 618, поджимающий элемент 620 и поршень 622. Поджимающий элемент 620 поджимает поршень 622 в седло 618, создавая уплотнение. Когда перепад давления на уплотнении является достаточным для преодоления усилия поджимающего элемента 620, поршень 622 перемещается против поджимающего усилия, открывая клапан.

Передняя поверхность 606 секции 208 обратного клапана соединяется с задней поверхностью секции 206 резьбовой муфты. Передняя поверхность 606 может соединяться сваркой или другим средством. Передняя поверхность 606 уплотняется к задней кольцевой канавке 516 секции 206 резьбовой муфты, образуя задний кольцевой канал. Аналогично связи между компоновкой 206 резьбовой муфты и юбкой 202, угловое положение секции 206 резьбовой муфты относительно секции 208 обратного клапана не важно, поскольку проход 612 обратного клапана должен всегда совмещаться с задним кольцевым проходом.

Как показано на фиг. 7, внутренний трубный фланец 700 расположен в увеличенном канале 614. Внутренний трубный фланец 700 может ввинчиваться в секцию 208 обратного клапана. Внутренний трубный фланец 700 имеет наружную поверхность, внутреннюю поверхность и стенку между ними. Внутренняя поверхность образует канал внутреннего трубного фланца, который совмещается с центральным каналом 604 секции 208 обратного клапана и создает сообщение текучей средой от заднего конца секции 208 обратного клапана в канал 502 секции 206 резьбовой муфты. Наружная поверхность и увеличенный канал вместе образуют кольцевой путь прохода, создающий сообщение текучей средой задней секции 208 обратного клапана и прохода 612 обратного клапана.

Задний конец секции 208 обратного клапана выполнен с возможностью соединения с колонной инструмента. Колонна инструмента может являться колонной инструмента с двойной стенкой, имеющей два отдельных пути текучей среды. Колонна инструмента соединяется с задним концом секции 208 обратного клапана и соединяет два отдельных пути текучей среды с кольцевым проходом секции 208 обратного клапана и центральным каналом секции 208 обратного клапана.

Хотя наддолотный переводник описан выше с включением в состав юбки 204, секции 206 резьбовой муфты и секции 208 обратного клапана, секцию 208 обратного клапана можно объединить с секцией 206 резьбовой муфты. В некоторых вариантах осуществления секция 208 обратного клапана может не включать в себя компоновку 616 обратного клапана. Например, в некоторых случаях бурильщик может считать обратный поток ненужным и компоновку 616 обратного клапана можно исключить. В таких случаях может быть проще изготавливать секцию 206 резьбовой муфты и секцию 208 обратного клапана как один компонент.

Работа бурового долота с обратной циркуляцией описана ниже и со ссылками на фиг. 7, где показано сечение собранной компоновки 200 бурового долота с обратной циркуляцией.

Промывочная текучая среда подается в кольцевой промывочный канал, создающий сообщение текучей средой задней секции 208 обратного клапана и прохода 612 обратного клапана. Давление промывочной текучей среды создает перепад давления на компоновке 616 обратного клапана, обеспечивая открытие компоновки 616 обратного клапана. Промывочная текучая среда проходит от прохода 612 обрат- 5 025134 ного клапана в кольцевой промывочный канал, образованный задней кольцевой канавкой 516. Промывочная текучая среда затем проходит от задней кольцевой канавки 516 через сквозной канал 522 в переднюю кольцевую канавку 506. Передняя кольцевая канавка 506 сообщается текучей средой с промывочным каналом 404 лапы юбки, и промывочная текучая среда проходит в промывочный канал 404 лапы юбки.

Из промывочного канала 404 лапы юбки промывочная текучая среда подается на рабочий торец 308 долота 202 с коническими шарошками. Промывочная текучая среда забирает шлам и другие материалы и проходит в канал 310 долота с коническими шарошками 302. Канал 310 долота 202 с коническими шарошками сообщается текучей средой с каналом внутреннего трубного фланца через канал 502 секции резьбовой муфты и канал 604 секции обратного клапана. Промывочная текучая среда проходит вверх по компоновке 200 долота с обратной циркуляцией и выходит через канал внутреннего трубного фланца.

На фиг. 8 показан другой вариант осуществления компоновки 800 бурового долота с обратной циркуляцией. Компоновка 800 бурового долота с обратной циркуляцией содержит долото 202 с коническими шарошками, секцию 804 юбки и секцию 806 резьбовой муфты. В данном варианте осуществления промывочная текучая среда подается в кольцевое пространство между буровым долотом и стенкой ствола, а не через юбку, как описано в предыдущем варианте осуществления.

На фиг. 9 показано сечение секции 804 юбки компоновки 800 бурового долота с обратной циркуляцией. Секция юбки имеет множество лап 902, проходящих к рабочему торцу 308 долота 202 с коническими шарошками. Каждая лапа 902 имеет размеры и форму, обеспечивающие точную посадку вокруг и между лап 304 долота с коническими шарошками. В некоторых вариантах осуществления лапу 304 долота с коническими шарошками можно дорабатывать, придавая профиль, стыкующийся с профилем лап 902 юбки, или в других вариантах осуществления лапы 304 долота с коническими шарошками можно не дорабатывать, и лапы 902 юбки можно дорабатывать для обеспечения стыковки с профилем лап 304 долота с коническими шарошками. В некоторых вариантах осуществления можно использовать доработку как лап 304 долота с коническими шарошками, так и лап 902 юбки.

В отличие от предыдущего варианта осуществления лапы 902 юбки не имеют промывочного канала для подачи промывочной текучей среды. Вместо этого промывочная текучая среда подается в кольцевое пространство бурового долота и лапы 902 юбки препятствуют проходу промывочной текучей среды в канал 310 долота 202 с коническими шарошками между лап 304 долота с коническими шарошками. Вследствие создания препятствия проходу промывочной текучей среды в канал 310 до достижения рабочего торца 308, промывочная текучая среда с большей вероятностью должна проходить на рабочий торец 308 и в канал 310 долота 202 с коническими шарошками вместо прохода между лап 304 долота с коническими шарошками, что имеет место без лап 902 юбки.

Юбка 804 имеет размеры и форму, обеспечивающие посадку поверх долота 202 с коническими шарошками так, что лапы 902 юбки располагаются вблизи конических шарошек 306. Юбка 804 имеет центральный канал 906 с размерами и формой, обеспечивающими стыковку с наружной поверхностью корпуса 300 долота. В некоторых вариантах осуществления юбка 804 может напрессовываться на корпус 300 долота.

На фиг. 10 показано сечение секции 806 резьбовой муфты компоновки 800 долота с обратной циркуляцией. Секция 806 резьбовой муфты скрепляет юбку 804 с долотом 202 с коническими шарошками и создает средство соединения компоновки 800 долота с обратной циркуляцией с бурильной колонной. Секция 806 резьбовой муфты включает в себя внутреннюю поверхность 908 с внутренней резьбой с размерами и формой, обеспечивающими свинчивание с наружной резьбой присоединительного ниппеля 302 долота с коническими шарошками. При свинчивании ниппеля 302 долота с коническими шарошками с внутренней резьбой секции 806 резьбовой муфты секция 806 резьбовой муфты продвигается к рабочему торцу 308 долота 202 с коническими шарошками. Юбка 804 не должна выходить в положение впереди долота 202 с коническими шарошками и образует останавливающий упор для секции 806 резьбовой муфты. Когда задняя поверхность 804 юбки входит в контакт с передней поверхностью 910 секции 806 резьбовой муфты, секция 806 резьбовой муфты не может продвигаться дальше. Юбка 804 закрепляется здесь от переднего перемещения долотом 202 с коническими шарошками и от заднего перемещения секцией 806 резьбовой муфты.

Секция 806 резьбовой муфты включает в себя присоединительный ниппель 910, выполненный с возможностью соединения с бурильной колонной. Присоединительный ниппель 910 может иметь наружную резьбу (не показано) для свинчивания в бурильной колонне. Внутренний канал 912 совмещается с каналом 310 долота 202 с коническими шарошками и обеспечивает проход текучей среды из канала 310 долота 202 с коническими шарошками в канал бурильной колонны. Секция 806 резьбовой муфты может включать в себя боковой канал 914, который может принимать установочный винт или штифт, который можно вставлять для скрепления секции 806 резьбовой муфты с долотом 202 с коническими шарошками. Стыковочный боковой канал может выполняться на металлорежущем станке в долоте 202 с коническими шарошками для приема установочного винта или штифта, предотвращающего вращение долота 202 с коническими шарошками относительно секции 806 резьбовой муфты. Стыковочный боковой канал может выполняться на металлорежущем станке перед навинчиванием резьбовой муфты 806 на долото 202 с

- 6 025134 коническими шарошками или после навинчивания секции. В некоторых вариантах осуществления стыковочный боковой канал может отсутствовать, и установочный винт или штифт может вдавливаться в поверхность присоединительного ниппеля 302 долота 202 с коническими шарошками. Также можно применять другие средства скрепления секции резьбовой муфты или всего наддолотного переводника с долотом.

На фиг. 11 показано сечение компоновки 800 бурового долота с обратной циркуляцией, ниже используемое в описании обратной циркуляции промывочной текучей среды. Направление потока текучей среды представлено на фигуре стрелками. Промывочная текучая среда вначале подается в кольцевое пространство 1202 и проходит вокруг бурового долота 202 с коническими шарошками. Вблизи рабочего торца 308 создается препятствие для прохода текучей среды между лапами 304 конических шарошек с помощью лап 902 юбки. Промывочная текучая среда проходит на рабочий торец 308 и в центральный канал 310 бурового долота 202 с коническими шарошками. Промывочная текучая среда проходит из центрального канала 310 в канал 912 секции резьбовой муфты 904. Отсюда промывочная текучая среда проходит в канал бурильной колонны.

Описанные выше компоновки 200, 800 долота с обратной циркуляцией можно изготавливать с использованием стандартных, имеющихся на складах буровых долот. Варианты осуществления изобретения включают в себя способ выполнения компоновки долота с обратной циркуляцией.

Способ включает в себя создание стандартного бурового долота. Стандартное буровое долото может являться долотом с коническими шарошками, описанным выше, может представлять собой долото с фиксированными лопастями или буровое долото любого другого типа. Создается юбка с размерами и формой, обеспечивающими стыковку с буровым долотом. В некоторых вариантах осуществления стандартное буровое долото можно дорабатывать для придания размеров и формы, обеспечивающих стыковку с юбкой, или юбку можно дорабатывать для придания размеров и формы, обеспечивающих стыковку со стандартным буровым долотом. Юбка устанавливается поверх присоединительного ниппеля бурового долота.

Затем создается компоновка резьбовой муфты и соединяется со стандартным буровым долотом. В некоторых вариантах осуществления компоновка резьбовой муфты может иметь внутреннюю резьбу, навинчивающуюся на присоединительный ниппель стандартного бурового долота. В таких вариантах осуществления компоновка резьбовой муфты навинчивается на присоединительный ниппель до входа компоновки резьбовой муфты в контакт с юбкой, при котором юбка закрепляется на месте. Установочный винт или штифт можно затем вставить в компоновку резьбовой муфты для удержания бурового долота на месте. После установки резьбовой муфты на место секцию обратного клапана можно соединить с компоновкой резьбовой муфты. Такое соединение можно выполнять с помощью сварки, на резьбе или с помощью нескольких других средств соединения. В других вариантах осуществления секцию обратного клапана можно соединять с секцией резьбовой муфты до соединения секции резьбовой муфты со стандартным буровым долотом. В некоторых вариантах осуществления секция обратного клапана и резьбовая муфта могут являться дискретными компонентами, которые соединяют со стандартным буровым долотом.

Внутренний трубный фланец создается и соединяется с задним концом секции обратного клапана. Внутренний трубный фланец можно соединять с задним концом секции обратного клапана до соединения секции обратного клапана с секцией резьбовой муфты, или после соединения. В некоторых вариантах осуществления внутренний трубный фланец выполнен как одно целое с секцией обратного клапана и является несъемным.

Внутренний трубный фланец может иметь размеры и форму, обеспечивающие соединение с бурильной колонной конкретного типа. Например, различные внутренние трубные фланцы можно использовать для соединения компоновки долота с обратной циркуляцией с различными бурильными трубами. Таким образом, одна компоновка бурового долота с обратной циркуляцией может являться совместимой с бурильными трубами нескольких типов.

Приведенное выше рассмотрение изобретения служит для иллюстрации и описания. Приведенное выше не ограничивает изобретение формой или формами, раскрытыми в данном документе. В приведенном выше подробном описании, например, различные признаки изобретения группируются в одном или нескольких вариантах осуществления для упорядочения описания. Данный способ описания нельзя интерпретировать, как отражающий требование изобретения указывать больше признаков в каждом пункте формулы. Напротив, как отражено в приведенной ниже формуле изобретения, аспекты изобретения лежат в основе не всех признаков отдельного раскрытого выше варианта осуществления. Таким образом, приведенная ниже формула изобретения входит в состав данного подробного описания, и каждый пункт является отдельным предпочтительным вариантом осуществления изобретения. Кроме того, хотя описание изобретения включает в себя описание одного или нескольких вариантов осуществления и некоторых вариаций и модификаций, другие вариации и модификации находятся в объеме изобретения, например, очевидные для специалиста в данной области техники, ознакомившегося с данным описанием. Изобретение дает право, в том числе, на альтернативные варианты осуществления в известной степени, включающие в себя измененные, взаимно измененные и/или эквивалентные конструкции, функции, диа- 7 025134 пазоны или этапы заявленного, вне зависимости от изложения или не изложения таких изменений, взаимных изменений и/или эквивалентных конструкций, функций, диапазонов или этапов в данном документе и без открытого выделения любого патентоспособного объекта изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Система бурового долота для подземного бурения, содержащая буровое долото, имеющее передний конец долота и задний конец долота, причем передний конец долота имеет множество режущих элементов на переднем торце бурового долота и первый промывочный канал возврата текучей среды, проходящий через буровое долото от переднего конца долота к заднему концу долота;

наддолотный переводник, расположенный вокруг заднего конца долота и соединенный с задним концом долота, содержащий корпус с передним концом наддолотного переводника, задним концом наддолотного переводника и отверстием, расположенным на переднем конце наддолотного переводника, с размерами и формой, обеспечивающими прием заднего конца бурового долота, причем задний конец наддолотного переводника выполнен с возможностью соединения со смежным скважинным компонентом;

отличающаяся тем, что наддолотный переводник содержит множество лап, проходящих от переднего конца наддолотного переводника к переднему концу долота между парами режущих элементов; и второй промывочный канал возврата текучей среды, соединяющий первый промывочный канал возврата текучей среды с задним концом наддолотного переводника.
2. Система по п.1, в которой множество лап имеет промывочный канал подачи текучей среды, расположенный в них, причем промывочный канал подачи текучей среды проходит из множества лап к заднему концу наддолотного переводника, при этом промывочный канал подачи текучей среды отделен от второго промывочного канала возврата текучей среды.
3. Система по п.1, в которой корпус наддолотного переводника выполнен из множества подкомпонентов.
4. Система по п.2, в которой корпус наддолотного переводника состоит из компонента юбки, соединенного с множеством лап, компонента резьбовой муфты, выполненного с возможностью соединения с задним концом бурового долота, и компонента обратного клапана, выполненного с возможностью соединения с компонентом резьбовой муфты.
5. Система по п.1, в которой корпус наддолотного переводника имеет стенку и внутреннюю поверхность, причем внутренняя поверхность образует второй промывочный канал возврата текучей среды, и промывочный канал подачи текучей среды расположен в стенке.
6. Система по п.4, в которой компонент обратного клапана имеет первую внутреннюю поверхность, причем компоновка бурового долота дополнительно содержит внутренний трубный компонент, расположенный в секции обратного клапана, причем внутренний трубный компонент имеет стенку, вторую внутреннюю поверхность и наружную поверхность, при этом вторая внутренняя поверхность образует участок второго промывочного канала возврата текучей среды, и первая внутренняя поверхность и наружная поверхность образуют участок промывочного канала подачи текучей среды.
7. Система по п.4, в которой задний конец долота имеет наружную резьбу и компонент резьбовой муфты имеет внутреннюю резьбу, свинчивающуюся с наружной резьбой.
8. Система по п.1, в которой каждый из режущих элементов установлен на лапу долота, имеющую профиль лапы долота, и множество лап, проходящих от переднего конца наддолотного переводника к переднему концу переводника между парами режущих элементов, имеют профиль юбки, обеспечивающий стыковку с профилем лапы долота.
9. Система по п.8, в которой профиль лапы долота является доработанным профилем имеющегося бурового долота для обеспечения стыковки с профилем юбки.
10. Система по п.8, в которой профиль юбки обеспечивает стыковку с профилем лапы имеющегося бурового долота.
11. Система по п.8, в которой профиль юбки обеспечивает стыковку с доработанным профилем лапы имеющегося бурового долота.
12. Система по п.8, в которой множество лап проходят за пределы лап долота.
13. Система по п.2, в которой промывочный канал подачи текучей среды имеет обратный клапан, расположенный в нем, причем обратный клапан выполнен с возможностью дросселировать поток текучей среды к заднему концу наддолотного переводника.
14. Система по п.1, в которой режущие элементы являются коническими шарошками.
15. Наддолотный переводник, содержащий корпус с передним концом наддолотного переводника, задним концом наддолотного переводника и отверстием, расположенным на переднем конце наддолотного переводника, с размерами и формой, обеспечивающими прием бурового долота, причем задний конец наддолотного переводника выполнен с возможностью соединения со смежным скважинным компо- 8 025134 нентом, отличающийся тем, что содержит множество лап, проходящих от переднего конца наддолотного переводника к переднему концу, причем множество лап выполнено с возможностью стыковки с наружной поверхностью бурового долота и имеет промывочный канал подачи текучей среды, расположенный в них, причем промывочный канал подачи текучей среды проходит от переднего конца к заднему концу наддолотного переводника; и промывочный канал возврата текучей среды, соединяющий отверстие с размерами и формой, обеспечивающими прием бурового долота, причем промывочный канал возврата текучей среды изолирован от промывочного канала подачи текучей среды.
16. Наддолотный переводник по п.15, выполненный из множества компонентов, содержащих компонент юбки, включающий в себя лапы, причем компонент юбки имеет сквозной канал, проходящий через него;

компонент резьбовой муфты, смежный с компонентом юбки, причем компонент резьбовой муфты имеет внутреннюю резьбу, выполненную с возможностью приема бурового долота;

компонент обратного клапана, соединенный с компонентом резьбовой муфты, причем компонент обратного клапана выполнен с возможностью соединения со смежным скважинным компонентом.
17. Способ изготовления системы бурового долота по п.1, имеющего присоединительный ниппель, передний конец долота и задний конец долота, причем передний конец долота имеет множество режущих элементов на переднем торце бурового долота и первый промывочный канал возврата текучей среды, проходящий через буровое долото от переднего конца долота к заднему концу долота, включающий создание компонента наддолотного переводника, содержащего корпус с передним концом наддолотного переводника, задним концом наддолотного переводника и отверстием, расположенным на переднем конце наддолотного переводника, с размерами и формой, обеспечивающими прием заднего конца бурового долота, причем задний конец наддолотного переводника выполнен с возможностью соединения со смежным скважинным компонентом, множество лап, проходящих от переднего конца наддолотного переводника, и второй канал возврата текучей среды;

установку присоединительного ниппеля в наддолотный переводник так, что множество лап проходят по присоединительному ниппелю в направлении к переднему концу бурового долота, к рабочей поверхности имеющегося бурового долота;

присоединение первого промывочного канала возврата текучей среды по второму промывочному каналу возврата текучей среды с задним концом наддолотного переводника;

скрепление наддолотного переводника со стандартным буровым долотом.
18. Способ по п.17, дополнительно содержащий доработку профиля имеющегося бурового долота для обеспечения стыковки с профилем множества лап.
19. Способ по п. 17, дополнительно содержащий доработку профиля множества лап для обеспечения стыковки с профилем имеющегося бурового долота.
20. Способ по п.17, в котором компонент наддолотного переводника состоит из юбки, имеющей множество лап, и корпусной секции, при этом способ дополнительно содержит установку юбки поверх присоединительного ниппеля так, что присоединительный ниппель проходит через юбку и присоединительный ниппель свинчивается с корпусной секцией с помощью резьбового соединения.
21. Способ по п.20, в котором секция корпуса состоит из секции резьбовой муфты и секции обратного клапана, причем способ дополнительно содержит соединение секции резьбовой муфты с секцией обратного клапана.
22. Способ по п.20, в котором секция корпуса имеет внутренний фланец с размерами и формой, обеспечивающими стыковку с бурильной колонной с двойной стенкой.