EA027551B1 - Забойный ударник с поднятым выпуском - Google Patents
Забойный ударник с поднятым выпуском Download PDFInfo
- Publication number
- EA027551B1 EA027551B1 EA201171037A EA201171037A EA027551B1 EA 027551 B1 EA027551 B1 EA 027551B1 EA 201171037 A EA201171037 A EA 201171037A EA 201171037 A EA201171037 A EA 201171037A EA 027551 B1 EA027551 B1 EA 027551B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- channel
- piston
- bit
- drive
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 225
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 94
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 32
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 11
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 7
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 4
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 7
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 4
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 2
- 240000006240 Linum usitatissimum Species 0.000 description 1
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/06—Down-hole impacting means, e.g. hammers
- E21B4/14—Fluid operated hammers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Surgical Instruments (AREA)
Abstract
В изобретении ударно-роторное бурильное устройство включает в себя верхний переводник для соединения с бурильной трубой. Бурильная труба передает крутящий момент на бурильное устройство и подает движущую текучую среду на бурильное устройство. Бурильное устройство включает в себя переходную муфту хвостовика для скрепления роторного бурового долота с бурильным устройством. Движущая текучая среда разделяется на поток для долота, проходящий через долото для очистки отходов снизу бурильного устройства, и поток исполнительного механизма, который может иметь форму поршня, возвратно-поступательно перемещающегося в бурильном устройстве под действием потока исполнительного механизма для передачи циклических ударов на переходную муфту хвостовика. Удары передаются на буровое долото через переходную муфту хвостовика для создания ударной силы относительно высокой частоты и низкой амплитуды на вращающемся буровом долоте при осуществлении операции бурения. По меньшей мере часть потока движущей текучей среды исполнительного механизма выпускается через верхний конец бурильного устройства. Относительные расходы и объемы потоков долота и исполнительного механизма можно регулировать обратным клапаном в выпускном пути потока исполнительного механизма.
Description
В одном аспекте изобретение относится к скважинному буровому инструменту, приводимому в действие текучей средой и содержащий буровое долото (ΌΒ) для бурения горной породы, имеющее внешнюю поверхность, ударник для подачи ударной нагрузки на буровое долото (ΌΒ) для осуществления бурения горной породы, включающий в себя поршень, и канал текучей среды, выпускаемой через долото, для отведения части текучей среды через долото, отличающемуся тем, что содержит трубу, снабженную отверстиями и принимающую поток текучей среды, при этом поршень содержит центральный канал, внешнюю поверхность и каналы, сообщающие центральный канал с внешней поверхностью, причем труба расположена в центральном канале таким образом, что поршень может совершать возвратно-поступательные перемещения вдоль трубы для периодического приведения каналов в
- 1 027551 сообщение с отверстиями для управления потоком текучей среды для приведения в действие поршня;
канал приводящего потока текучей среды для перемещения приводящего потока текучей среды, причем канал приводящего потока текучей среды частично образован каналами в поршне и выполнен с возможностью отделения от текучей среды приводящего потока текучей среды для сообщения возвратно-поступательного перемещения поршню;
канал выпускаемой приводящей текучей среды, выполненный с возможностью отведения над долотом (ΌΒ) выпускаемой текучей среды из инструмента таким образом, чтобы выпускаемая текучая среда не проходила по внешней поверхности долота (ЭВ);
средство противодействия отведению выпускаемой приводящей текучей среды из инструмента, расположенное в канале выпускаемой приводящей текучей среды и регулируемое с целью изменения соотношения приводящего потока текучей среды к части текучей среды, выпускаемой через долото, при этом канал текучей среды, выпускаемой через долото, является, по существу, параллельным каналу приводящего потока текучей среды и, по существу, параллельным, по меньшей мере, участку канала выпускаемой приводящей текучей среды.
В другом аспекте изобретение относится к скважинному буровому инструменту, в котором канал выпускаемой приводящей текучей среды выполнен с возможностью отведения выпускаемой приводящей текучей среды в месте, находящемся над поршнем во всем диапазоне перемещений поршня.
В другом аспекте изобретение относится к скважинному буровому инструменту, в котором канал выпускаемой приводящей текучей среды включает в себя приводную сторону и возвратную сторону, приспособленные для перемещения приводящего потока текучей среды для приложения периодически действующих сил на поршень для осуществления действия ударника, при этом по меньшей мере одна из приводной стороны и возвратной стороны способна сообщаться с каналом выпускаемой приводящей текучей среды для отведения выпускаемой текучей среды над буровым долотом (ЭВ).
В другом аспекте изобретение относится к скважинному буровому инструменту, в котором канал приводящего потока текучей среды включает в себя приводную сторону и возвратную сторону, приспособленные для перемещения приводящего потока текучей среды для приложения периодически действующих сил на поршень для осуществления действия ударника, при этом, как приводная сторона, так и возвратная сторона способны сообщаться с каналом выпускаемой приводящей текучей среды для отведения выпускаемой текучей среды над буровым долотом (ЭВ).
В другом аспекте изобретение относится к скважинному буровому инструменту, дополнительно содержащему приводную камеру, расположенную над поршнем, и возвратную камеру, расположенную между поршнем и буровым долотом (ЭВ), при этом поршень может возвратно-поступательно перемещаться к буровому долоту (ЭВ) и от него в ответ на периодическую подачу приводящего потока текучей среды в приводную камеру и возвратную камеру соответственно.
В другом аспекте изобретение относится к скважинному буровому инструменту, в котором возвратно-поступательное перемещение поршня, по меньшей мере, временно прерывает сообщение между приводной камерой и каналом выпускаемой приводящей текучей среды при установлении сообщения приводной камеры с каналом приводящего потока текучей среды, и сообщения возвратной камеры с каналом выпускаемой приводящей текучей среды, и, по меньшей мере, временно прерывает сообщение между возвратной камерой и каналом выпускаемой приводящей текучей среды при установлении сообщения возвратной камеры с каналом приводящего потока текучей среды и сообщения приводной камеры с каналом выпускаемой приводящей текучей среды.
В другом аспекте изобретение относится к скважинному буровому инструменту, в котором средство противодействия включает в себя плиту прохода потока текучей среды, по меньшей мере, частично образующую дроссельную камеру и обратный клапан в дроссельной камере, при этом указанная плита приспособлена для закрепления на буровом инструменте соединением бурильной трубы (ΌΡ) с буровым инструментом.
В другом аспекте изобретение относится к буровому инструменту, приводимому в действие текучей средой и содержащему верхний переводник, образующий верхний конец бурового инструмента и приспособленный для соединения с бурильной трубой (ΌΡ), буровое долото (ЭВ), образующее нижний конец бурового инструмента, включающее в себя внешнюю поверхность, поршень, возвратнопоступательно перемещающийся для создания циклической ударной нагрузки на буровое долото (ЭВ), приводную камеру на первой стороне поршня, возвратную камеру на второй стороне поршня, противоположной первой стороне, канал текучей среды, выпускаемой через долото, выполненный с возможностью отведения части текучей среды по внешней поверхности долота, отличающийся тем, что содержит трубу, снабженную отверстиями и принимающую поток текучей среды, при этом поршень содержит центральный канал, внешнюю поверхность и каналы, сообщающие центральный канал с внешней поверхностью, причем в центральном канале расположена труба, и поршень может совершать возвратнопоступательные перемещения вдоль трубы для периодического приведения каналов в сообщение с отверстиями для управления потоком текучей среды для приведения в действие поршня, канал приводящего потока текучей среды, выполненный с возможностью отделения от текучей среды приводящего потока текучей среды, так что возвратно-поступательное перемещение поршня вызывает перемещение при- 2 027551 водящего потока чередующимся образом по каналам к приводной камере и возвратной камере для сообщения возвратно-поступательного перемещения поршню, канал выпускаемой приводящей текучей среды, выполненный с возможностью приема выпускаемой приводящей текучей среды по меньшей мере от одного из: приводной камеры и возвратной камеры и отведения над буровым долотом (ΌΒ) выпускаемой приводящей текучей среды из бурового инструмента, таким образом, чтобы выпускаемая приводящая текучая среда не проходила по внешней поверхности бурового долота (ΌΒ), и средство противодействия отведению выпускаемой приводящей текучей среды из инструмента, расположенное в канале выпускаемой приводящей текучей среды и регулируемое с целью изменения соотношения приводящего потока текучей среды к части потока текучей среды, выпускаемой через долото, при этом канал текучей среды, выпускаемой через долото, является, по существу, параллельным каналу приводящего потока текучей среды и каналу выпускаемой приводящей текучей среды.
В другом аспекте изобретение относится к буровому инструменту, в котором канал выпускаемой приводящей текучей среды выполнен с возможностью отведения выпускаемой приводящей текучей среды на месте над поршнем во всем диапазоне перемещения поршня.
В другом аспекте изобретение относится к буровому инструменту, в котором возвратнопоступательное перемещение поршня, по меньшей мере, временно прерывает сообщение приводной камеры с каналом выпускаемой приводящей текучей среды с установлением сообщения приводной камеры с каналом приводящего потока текучей среды и сообщения возвратной камеры с каналом выпускаемой приводящей текучей среды, и, по меньшей мере, временно прерывает сообщение между возвратной камерой и каналом выпускаемой приводящей текучей среды при установлении сообщения возвратной камеры с каналом приводящего потока текучей среды и сообщения приводной камеры с каналом выпускаемой приводящей текучей среды.
В другом аспекте изобретение относится к буровому инструменту, дополнительно содержащему цилиндр для размещения поршня, включающий в себя приводное выпускное отверстие, сообщающееся с каналом выпускаемой приводящей текучей среды, и возвратное выпускное отверстие, сообщающееся с каналом выпускаемой приводящей текучей среды, при этом возвратно-поступательное перемещение поршня, по меньшей мере, временно прерывает сообщение приводной камеры с каналом выпускаемой приводящей текучей среды путем перекрытия приводного выпускного отверстия участком поршня, и возвратно-поступательное перемещение поршня, по меньшей мере, временно прерывает сообщение возвратной камеры с каналом выпускаемой приводящей текучей среды путем перекрытия возвратного выпускного отверстия участком поршня.
В другом аспекте изобретение относится к буровому инструменту, в котором каналы включают в себя приводной канал подачи и возвратный канал подачи, при этом возвратно-поступательное перемещение поршня, по меньшей мере, временно устанавливает сообщение приводной камеры с каналом приводящего потока текучей среды через приводной канал подачи, и, возвратно-поступательное перемещение поршня, по меньшей мере, временно устанавливает сообщение возвратной камеры с каналом приводящего потока текучей среды через возвратный канал подачи.
В другом аспекте изобретение относится к буровому инструменту, в котором средство противодействия включает в себя плиту прохода потока, по меньшей мере, частично образующую дроссельную камеру, и обратный клапан в дроссельной камере, при этом указанная плита приспособлена для закрепления на буровом инструменте соединением бурильной трубы (ΌΡ) с буровым инструментом.
В другом аспекте изобретение относится к способу бурения с использованием скважинного бурового инструмента, отличающемуся тем, что содержит следующие стадии, на которых:
размещают трубу в центральном канале поршня для возвратно-поступательного перемещения поршня вдоль трубы для периодического установления сообщения каналов с отверстиями;
создают канал приводящего потока текучей среды, по меньшей мере, частично отверстиями и каналами в ответ на установление сообщения каналов с отверстиями;
нагнетают поток текучей среды в трубу;
разделяют поток текучей среды на приводящий поток текучей среды и часть потока текучей среды, выпускаемой через долото;
перемещают часть потока текучей среды, выпускаемой через долото, по каналу текучей среды, выпускаемой через долото, для отведения указанной текучей среды из инструмента через долото (ΌΒ);
перемещают приводящий поток текучей среды по каналу приводящего потока текучей среды; сообщают возвратно-поступательное перемещение поршню под действием приводящего потока текучей среды;
преобразуют приводящий поток текучей среды в выпускаемую приводящую текучую среду после сообщения поршню возвратно-поступательного перемещения;
перемещают выпускаемую приводящую текучую среду через канал выпускаемой приводящей текучей среды для отведения над буровым долотом (ΌΒ) указанной текучей среды из инструмента, так чтобы выпускаемая приводящая текучая среда не проходила по внешней поверхности бурового долота (ΌΒ);
располагают средства противодействия в канале выпускаемой приводящей текучей среды, регулируют средства противодействия с целью изменения соотношения приводящего потока текучей среды к
- 3 027551 части текучей среды, выпускаемой через долото.
Другие аспекты изобретения должны стать понятными из рассмотрения подробного описания и прилагаемых чертежей.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показан изометрический вид ударно-роторной компоновки бурового инструмента варианта осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 2 показан вид разобранной компоновки бурового инструмента.
На фиг. 3 показано сечение не работающей компоновки бурового инструмента, развернутой на проектной глубине в состоянии эксплуатационной готовности.
На фиг. 4 показано сечение компоновки бурового инструмента в конце рабочего хода и начале обратного хода.
На фиг. 5 показано сечение компоновки бурового инструмента в середине рабочего хода и обратного хода.
На фиг. 6 показано сечение компоновки бурового инструмента в начале рабочего хода и конце обратного хода.
Подробное описание
При рассмотрении подробного описания вариантов осуществления изобретения, следует понимать, что изобретение не ограничено в применении деталями конструкции и устройством компонентов, изложенными в следующем описании или показанными на следующих чертежах. Изобретение может иметь другие варианты осуществления и может применяться на практике или осуществляться различными способами. Также, следует понимать, что фразеология и терминология использованы в данном документе для целей описания и не должны считаться ограничивающими. Использование слов включающий в себя, содержащий или имеющий и их вариаций в данном документе означает указание позиций, затем перечисляемых, и их эквивалентов, а также дополнительных позиций. Если не определено или иначе не ограничено, термины установлен соединен, поддержан и сцеплен и их вариации используются в широком смысле и указывают как прямую, так и непрямую установку, соединение, поддержку и сцепление. Дополнительно, соединен и сцеплен не ограничены физическими или механическими соединениями или сцеплениями.
Для простоты и соответствия в данном описании термин аксиальный означает в направлении, параллельном центральной осевой линии 10 ударно-роторной компоновки 25 бурового инструмента, показанной на чертежах. Все основные элементы компоновки 25 бурового инструмента, рассмотренные ниже, в общем, имеют кольцевую форму или являются цилиндрическими и поэтому все имеют внутренние и внешние поверхности. Термин внутренняя поверхность означает поверхность, обращенную к центральной осевой линии 10 или, в общем, к внутренней части компоновки 25 бурового инструмента и термин внешняя поверхность означает поверхность, обращенную наружу от центральной осевой линии 10 или в общем наружу от внутренней части компоновки 25 бурового инструмента. Все элементы также имеют первый и второй концы, которые для показанного варианта осуществления должны именовать верхним и нижним концами относительно обычной рабочей ориентации роторной компоновки 25 бурового инструмента, т.е. ориентации, показанной на фиг. 2-6. Также, такие термины, как над и поднятый описывают относительное положение при нахождении компоновки 25 бурового инструмента в обычной рабочей ориентации.
Хотя изобретение показано на чертежах и описано ниже в варианте осуществления ударнороторной компоновки бурового инструмента (т.е. имеющим аспекты как роторной, так и ударной нагрузки в операции бурения), такой вариант осуществления не ограничивает объем изобретения. Изобретение можно также осуществлять только в забойном ударнике бурового инструмента, в котором отсутствует роторный компонент. Изобретение можно осуществлять в бурильных устройствах, использующих любой существующий тип бурового долота, такой как стандартные долота, лопастные долота, долота роторного бурения, или долота с другими породоразрушающими поверхностями, подходящие или приспосабливаемые для работы с ударной нагрузкой. Изобретение можно также осуществлять в существующих и любых других вариантах применения забойного ударника, в которых по меньшей мере часть движущей текучей среды выпускается не через буровое долото.
На фиг. 1 и 2 показаны плита 15 прохода потока, обратный клапан 20 и ударно-роторная компоновка 25 бурового инструмента. Компоновка 25 бурового инструмента включает в себя следующие основные компоненты: бурильный замок инструмента для роторного бурения или верхний переводник 30, управляющую трубу 35, головку 40 цилиндра, цилиндр 45, поршень или исполнительный механизм 50, внешнюю муфту 55, разрезное стопорное кольцо 60, подшипник 65 долота, стопор долота или разрезную кольцевую шпонку 70, шайбу 75, зажимное устройство 80, и переходную муфту 85 хвостовика. Ударная компоновка инструмента 25 включает в себя показанный возвратно-поступательно перемещающийся поршень 50 или другой исполнительный механизм и другие компоненты, управляющие расходом движущей текучей среды, приводящей в действие поршень 50 или другой исполнительный механизм.
Верхний переводник 30 включает в себя замковый ниппель 90 бурильного замка стандарта Американского Нефтяного Института (АНИ), выполненный с возможностью свинчивания с замковой муфтой
- 4 027551 бурильной трубы ΌΡ. Верхний переводник 30 также включает в себя основной корпус 95, включающий в себя цилиндрическую часть 100 большого диаметра и цилиндрическую часть 105 малого диаметра. Уступ или заплечик 110 образован между цилиндрическими частями 100, 105 большого и малого диаметра. Верх цилиндрической части 100 большого диаметра образует выпускной торец 115 вокруг замкового ниппеля 90 стандарта АНИ. Нижний конец 120 цилиндрической части 105 малого диаметра имеет уменьшенный диаметр. Канал 125 верхнего переводника проходит аксиально по центру верхнего переводника 30. Основной корпус 95 включает в себя многочисленные выпускные каналы 130, расположенные вокруг и, в общем, параллельно каналу 125 верхнего переводника.
Плита 15 прохода потока и обратный клапан 20 имеют кольцевую форму и выполнены вокруг замкового ниппеля 90 стандарта АНИ верхнего переводника 30. В показанном варианте осуществления плиту 15 прохода потока прижимает к выпускному торцу 115 или закрепляет на нем бурильная труба ΌΡ, когда бурильную трубу ΌΡ навинчивают на замковый ниппель 90 стандарта АНИ. В других вариантах осуществления, плита прохода потока может являться частью или составлять одно целое с хвостовой частью. Плита 15 прохода потока включает в себя выпускные отверстия 135, сообщающиеся с пространством вокруг компоновки 25 бурового инструмента и бурильной трубы ΌΡ. Обратный клапан 20 свободно перемещается аксиально в пространстве, образованном между плитой 15 прохода потока и верхним переводником 30 (дроссельная камера, рассмотрено ниже). Как более подробно рассмотрено ниже, плита 15 прохода потока, обратный клапан 20 или объединение плиты 15 прохода потока и обратного клапана 20 работают, как дроссель для управления работой поршня 50.
Управляющая труба 35 включает в себя увеличенный установочный конец 140, размещенный в канале 125 верхнего переводника. Управляющая труба 35 образует проходящий аксиально канал 145 управления. Множество кольцевых уплотнений 150 круглого сечения (фиг. 3) создает, по существу, герметичное уплотнение между каналом 125 верхнего переводника и внешней поверхностью увеличенного установочного конца 140 управляющей трубы 35. Следовательно, для текучей среды, проходящей через канал 125 верхнего переводника, по существу, предотвращен проход вокруг внешней поверхности увеличенного установочного конца 140, и, вместо этого, обусловлен проход в канал 145 управления. Управляющая труба 35 также включает в себя приводные отверстия 155 подачи и возвратные отверстия 160 подачи, сообщающиеся через стенки управляющей трубы 35.
Головка 40 цилиндра включает в себя фланец 165 кольцевой формы, опорную поверхность 170 кольцевой формы, окруженную фланцем 165 и углубленную по отношению к нему, и свисающую юбку 175. Опорная поверхность 170 образует центральное отверстие 180, через которое проходит управляющая труба 35. Увеличенный установочный конец 140 управляющей трубы 35 и одно из уплотняющих колец 150 круглого сечения упираются в опорную поверхность 170 для создания, по существу, герметичного уплотнения между управляющей трубой 35 и опорной поверхностью 170. Следовательно, по существу, отсутствует потек текучей среды через центральное отверстие 180 головки 40 цилиндра, кроме как с проходом через канал 145 управления управляющей трубы 35. Нижний конец 120 цилиндрической секции 105 малого диаметра упирается в опорную поверхность 170 головки 40 цилиндра, устанавливая примыкание нижних концов выпускных каналов 130 к фланцу 165. Выпускные текучие среды, проходящие вокруг головки 40 цилиндра, могут проходить в выпускные каналы 130 верхнего переводника 30.
Цилиндр 45 включает в себя приводные выпускные отверстия 185 и возвратные выпускные отверстия 190, сообщающиеся через боковую стенку цилиндра 45. Низ фланца 165 головки 40 цилиндра упирается в верхний конец цилиндра 45, и свисающая юбка 175 головки 40 цилиндра проходит в цилиндр 45. Уплотняющий элемент 195 (фиг. 3) создает, по существу, герметичное уплотнение между свисающей юбкой 175 головки 40 цилиндра и внутренней поверхностью цилиндра 45. Верхний конец цилиндра 45 включает в себя канавки 200, что обеспечивает проход выпускаемой текучей среды, проходящей снаружи вокруг боковых стенок цилиндра 45, вдоль верхнего конца цилиндра 45.
Поршень 50 включает в себя центральный канал 210 поршня, приводной конец 215, имеющий поверхность 220 конической кольцевой формы, возвратный конец 225, также имеющий поверхность 230 конической кольцевой формы, и среднюю часть 235, увеличенного диаметра. Каналу 210 поршня придан размер для приема управляющей трубы 35, так что поршень 50 имеет возможность свободного скольжения вдоль по управляющей трубе 35 с поддержанием малых допусков и, по существу, герметичного уплотнения между каналом 210 поршня и внешней поверхностью управляющей трубы 35. Множество приводных каналов 240 осуществляют сообщение между каналом 210 поршня и конической поверхностью 220 на приводном конце 215 поршня 50, и множество возвратных каналов 245 осуществляют сообщение между каналом 210 поршня и конической поверхностью 230 на возвратном конце 225 поршня 50. Как рассмотрено более подробно ниже, при возвратно-поступательном перемещении поршня 50 вдоль управляющей трубы 35, приводные каналы 240 сообщаются с приводными отверстиями 155 подачи управляющей трубы 35, или возвратные каналы 245 сообщаются с возвратными отверстиями 160 подачи управляющей трубы 35. Поршень 50 размещен в цилиндре 45, и увеличенный диаметр средней части 235 поршня 50 выполнен с размером для уплотненного скольжения по внутренней поверхности цилиндра 45.
Внутренняя поверхность внешней муфты 55 включает в себя резьбу на верхнем и нижнем концах. Внутренняя поверхность также включает в себя внутренние заплечики и другие поверхности (фиг. 3-6),
- 5 027551 на которые опирается верхний переводник 30, цилиндр 45, разрезное стопорное кольцо 60, и зажимное устройство 80. Внешняя резьба на основном корпусе 95 верхнего переводника 30 ввинчивается в резьбу на верхнем конце внешней муфты 55. Разрезное стопорное кольцо 60 установлено на участке внутренней поверхности внешней муфты 55, и подшипник 65 долота и разрезная кольцевая шпонка 70 установлены на разрезном стопорном кольце 60 во внешней муфте 55.
Зажимное устройство 80 включает в себя часть 250 с внутренними шлицами 255 и внешней резьбой и увеличенную головную часть 260, образующую опорную поверхность 265 кольцевой формы на основании части 250 с внутренними шлицами. Шайба 75 установлена на опорной поверхности 265 вокруг части 250 с внутренними шлицами. Часть 250 с внутренними шлицами ввинчивается в нижний конец внешней муфты 55 до опирания нижнего конца внешней муфты 55 на шайбу 75 и кольцевой формы опорную поверхность 265. Часть 250 с внутренними шлицами зажимного устройства 80 прижимает разрезную кольцевую шпонку 70 и подшипник 65 долота к разрезному стопорному кольцу 60, когда зажимное устройство 80 ввинчивается во внешнюю муфту 55.
Переходная муфта 85 хвостовика включает в себя наковальню 280 на своем верхнем конце, часть 285 с внешними шлицами 290 и головку 295 установки долота на своем нижнем конце. Канал 300 переходной муфты проходит аксиально от верхнего конца до нижнего конца переходной муфты 85 хвостовика. Наковальня 280 размещена в подшипнике 65 долота, при этом, управляющая труба 35 проходит в канал 300 переходной муфты. Наковальня 280 включает в себя внешние спускные канавки 305, обеспечивающие спуск выпускной текучей среды через подшипник 65 долота, разрезную кольцевую шпонку 70 и зажимное устройство 80 для обеспечения более быстрой остановки цикла работы компоновки ударника.
Головка 295 удержания долота включает в себя внутреннюю резьбу или другое подходящее соединительное устройство для размещения роторного бурового долота (например, трехшарошечного) ΌΒ или другого подходящего изделия для бурения горной породы. В других вариантах осуществления вся переходная муфта 85 хвостовика может быть выполнена, как одно целое с буровым долотом ΌΒ, вместо создания отдельных частей, как показано. Буровое долото ΌΒ включает в себя внешнюю поверхность или рабочую поверхность, опирающуюся на бурящуюся горную породу или другой материал.
Внешние шлицы 290 части 285 сцепляются с внутренними шлицами 255 зажимного устройства 80 так, что крутящий момент передается от зажимного устройства 30 на переходную муфту 85 хвостовика, при этом, обеспечено перемещение переходной муфты 85 хвостовика аксиально в зажимном устройстве 80. Верхние кромки внешних шлицов 290 и нижняя поверхность наковальни 280 образуют поверхности концевого упора для аксиального перемещения переходной муфты 85 хвостовика относительно зажимного устройства 80. Разрезная кольцевая шпонка 70 смонтирована вокруг переходной муфты 35 хвостовика между поверхностями концевого упора.
Бурильную компоновку 25 собирают, пропуская управляющую трубу 35 через центральное отверстие 180 головки 40 цилиндра, размещая головку 40 цилиндра на верхнем конце цилиндра 45, и устанавливая поршень 50 внутри цилиндра 45 с управляющей трубой 35, проходящей через канал 210 поршня. Верхний переводник 30 затем устанавливают с увеличенным установочным концом 140 управляющей трубы 35 внутри канала 125 верхнего переводника и ввинчивают в верхний конец внешней муфты 55 так, что нижний конец 120 верхнего переводника 30 упирается в опорную поверхность 170 головки 40 цилиндра. Существует зазор между уступом 110 и верхом внешней муфты 55, который можно именовать отклонением. Затем разрезное стопорное кольцо 60 и подшипник 65 долота устанавливают во внешнюю муфту, и узел разрезной кольцевой шпонки 70, переходную муфту 85 хвостовика, зажимное устройство 80, и шайбу 75 вставляют в нижний конец внешней муфты 55. Секцию 250 с внутренними шлицами зажимного устройства 80 ввинчивают в нижний конец внешней муфты 55. Затем устанавливают ключи на грани 307 на верхнем переводнике 30 и переходной муфте 85 хвостовика и прикладывают крутящий момент к обе им, обуславливая дополнительное свинчивание верхнего переводника 30 с в верхним концом внешней муфты 55, такое, что нижний конец 120 толкает головку 40 цилиндра к верху цилиндра 45 и создает закрепляющую нагрузку, удерживающую головку 40 цилиндра и цилиндр 45, скрепленными вместе во время мощных вибраций, возникающих при использовании компоновки 25 бурового инструмента.
Как показано на фиг. 3, когда компоновку 25 бурового инструмента не вдавливают на горную породу, и действуют только силы тяжести, переходная муфта 85 хвостовика выходит вниз с нижней поверхностью наковальни 280, опирающейся на верх разрезной кольцевой шпонки 70. Как показано на фиг. 4-6, когда бурильную компоновку 25 включают в работу, вдавливая в горную породу, переходная муфта 85 хвостовика выталкивается вверх до достижения высшей точки, когда вершины внешних шлицев 290 упираются в низ разрезной кольцевой шпонки 70 и головка 295 установки долота опирается на увеличенную головку 260 зажимного устройства 80.
В сборе компоновка 25 бурового инструмента образует центральный канал, состоящий из канала 125 верхнего переводника, канала 145 управления и канала 300 переходной муфты. Компоновка 25 бурового инструмента также образует несколько проходов и камер. Приводная камера 325 образована между головкой 40 цилиндра, внутренней поверхностью цилиндра 45, внешней поверхностью управляющей
- 6 027551 трубы 35, и приводным концом 215 поршня 50. Возвратная камера 330 образована между возвратным концом 225 поршня 50, внутренней поверхностью цилиндра 45, внутренней поверхностью внешней муфты 55, верхом подшипника 65 долота, наковальней 280 и внешней поверхностью управляющей трубы 35, кольцевая выпускная камера 335 образована между внешней поверхностью цилиндра 45 и внутренней поверхностью внешней муфты 55. Дроссельная камера 340 образована между плитой 15 прохода потока и выпускным торцом 115 верхнего переводника 30. Обратный клапан 20 находится в дроссельной камере 340.
Компоновка 25 бурового инструмента также образует выпускной путь долота, путь потока исполнительного механизма, и выпускной путь исполнительного механизма. Путь потока исполнительного механизма и выпускной путь исполнительного механизма выполнены последовательными в показанном варианте осуществления, и выпускной путь долота является схематично параллельным пути потока исполнительного механизма и выпускному пути исполнительного механизма. При использовании для путей подачи потока и выпускных путей, термин последовательно означает, что текучая среда проходит из одного пути в другой, и термин схематично параллельный означает, что пути последовательно не соединены. Выпускной путь долота включает в себя центральный канал ниже по потоку от привода и возвратные отверстия 155, 160 подачи и подает движущую текучую среду (например, сжатый воздух) на буровое долото ΌΒ, где она выходит из бурового долота ΌΒ, проходит по внешней поверхности бурового долота, и вверх через канал между компоновкой бурового инструмента и каналом ствола скважины, как выпуск из долота. В других вариантах осуществления, таких как в системах с обратной циркуляцией, выпускаемая текучая среда из долота может выходить из инструмента над буровым долотом ΌΒ, проходить по внешней поверхности бурового долота, и возвращаться на поверхность через канал долота и другие трубопроводы в бурильной трубе ΌΡ, Термины выпуск из долота и проход через буровое долото и аналогичные термины означают выпуски, проходящие по внешней поверхности бурового долота, как в обычном направлении, так и в направлении обратной циркуляции.
Путь потока исполнительного механизма включает в себя приводные отверстия 155 подачи, приводные каналы 240, приводную камеру 325, приводные выпускные отверстия 185 (данные четыре компонента вместе относят к приводной стороне пути потока исполнительного механизма), возвратные отверстия 160 подачи, возвратные каналы 245, возвратную камеру 330, и возвратные выпускные отверстия 190 (данные последние четыре компонента, вместе относят к возвратной стороне пути потока исполнительного механизма). Выпускной путь исполнительного механизма включает в себя кольцевую выпускную камеру 335, канавки 200 сверху цилиндра 45 и выпускные каналы 130. Движущая текучая среда, проходящая из пути подачи исполнительного механизма через приводную сторону и возвратную сторону, становится выпуском исполнительного механизма, проходящим в выпускной путь исполнительного механизма. Выпускной путь исполнительного механизма подает выпуск исполнительного механизма в дроссельную камеру 340.
В дроссельной камере 340 выпускаемая текучая среда исполнительного механизма дросселируется при подъеме и проходе вокруг обратного клапана 20. В итоге выпускаемая текучая среда исполнительного механизма проходит из дроссельной камеры 340 через выпускные отверстия 135 в плите 15 прохода потока. Поток выпускаемой текучей среды исполнительного механизма из выпускных отверстий 135 в плите 15 прохода потока помогает проходу вверх шлама и отходов, удаляемых из ствола бурящейся скважины. Обратный клапан 20 препятствует попаданию шлама и других отходов в выпускной путь.
В других вариантах осуществления выпускной путь исполнительного механизма может включать в себя схематично параллельные выпускные пути для приводной камеры 325 и возвратной камеры 330, по которым можно сбрасывать выпускаемую текучую среду исполнительного механизма в различных местах, поднятые аксиально относительно бурового долота ΌΒ. Альтернативно, один из схематично параллельных выпускных путей может быть выполнен последовательным с выпускным путем долота так, что некоторые выпускаемые текучие среды исполнительного механизма проходят по внешней поверхности бурового долота ΌΒ. Показанный выпускной путь исполнительного механизма может являться предпочтительным по отношению к выпускному пути, который направляет выпуски приводной и/или возвратной камер 325, 330 по внешней поверхности бурового долота ΌΒ, поскольку, при этом, уменьшается объем потока текучей среды по внешней поверхности бурового долота ΌΒ. Уменьшение объемного расхода потока по буровому долоту ΌΒ и другим внешним элементам может уменьшать скорость износа таких компонентов и увеличивать их срок службы.
Должно быть ясно, что, хотя показанный вариант осуществления включает в себя выпускной путь исполнительного механизма, выпускающий выпускаемую текучую среду исполнительного механизма через верх компоновки 25 бурового инструмента, изобретение является применимым в любом варианте осуществления, включающем в себя поднятый выпуск, что означает расположение выпускных отверстий над буровым долотом ΌΒ или в другом месте, по существу, для предотвращения подачи выпускаемой текучей среды из исполнительного механизма по внешней поверхности бурового долота ΌΒ. Например, выпускные отверстия могут быть выполнены проходящими через внешнюю муфту 55.
В работе обычная вращающая сила приводит во вращение бурильную трубу ΌΡ. Крутящий момент от бурильной трубы ΌΡ передается на буровое долото ΌΒ через путь передачи крутящего момента,
- 7 027551 включающий в себя верхний переводник 30, внешнюю муфту 55, зажимное устройство 80 и переходную муфту 85 хвостовика. В показанном варианте осуществления все элементы пути передачи крутящего момента соединены резьбой, кроме зажимного устройства 80 и переходной муфты 85 хвостовика, соединенных шлицами 255, 290. В других вариантах осуществления элементы в пути передачи крутящего момента могут соединяться иначе, чем резьбой, при соответствии, по существу, цели передачи крутящего момента.
Во время перерыва в работе (фиг. 3), когда компоновка 25 бурового инструмента не вдавливается в дно забоя бурящегося ствола скважины, переходная муфта 85 хвостовика выдвинута вниз под действием силы тяжести и поршень 50 стоит на наковальне 280. При таком условии, в некоторых случаях, именуемом сбросом давления, приводные отверстия 155 подачи управляющей трубы 35 не совмещены с приводными каналами 240 поршня 50 (фактически они находятся над поршнем), и возвратные отверстия 160 подачи управляющей трубы 35 не совмещены с возвратными каналами 245 поршня 50 (они блокированы средней частью 235). Движущая текучая среда обычно подается через бурильную трубу ΌΡ во время перерыва в работе. Такая движущая текучая среда проходит через выпускной путь долота и приводную сторону пути потока исполнительного механизма (кроме случая, когда движущая текучая среда проходит напрямую из приводных отверстий 155 подачи в приводную камеру 325 без прохода через приводные каналы 240) и выпускается, как выпускаемая текучая среда долота и выпускаемая текучая среда исполнительного механизма. Выпуск из долота и выпуск исполнительного механизма противодействуют попаданию отходов в бурильную компоновку 25 во время перерыва в работе, и создают достаточные пути потока для предотвращения значительного увеличения давления в бурильной компоновке 25.
Когда буровое долото ΌΒ спущено на дно забоя ствола скважины и вдавливается в горную породу или другой материал, подлежащий бурению, переходная муфта 85 хвостовика выталкивается вверх к положению, показанному на фиг. 4. Когда переходная муфта 85 хвостовика перемещается вверх, она толкает поршень 50 также вверх. Возвратные каналы 245 совмещаются с возвратными отверстиями 160 подачи, когда переходная муфта 85 хвостовика приближается к своему высшему положению. После установления сообщения возвратных каналов 245 с возвратными отверстиями 160 подачи поток исполнительного механизма направляется к возвратной стороне. Поток исполнительного механизма чередуется между приводной стороной и возвратной стороной, обуславливая возвратно-поступательное перемещение поршня 50 и создание ударной нагрузки на наковальню 280. В других вариантах осуществления приводной стороны и подачи могут осуществлять привод без возвратно-поступательной работы поршня. Выпуск из долота продолжается для смыва шлама и других отходов снаружи долота ΌΒ. Выпуск из долота и выпуск из исполнительного механизма вместе выталкивают такие отходы вверх к поверхности через ствол бурящейся скважины.
Цикл возвратно-поступательного перемещения поршня 50 описан ниже, при этом перемещение поршня 50 вверх именуют ходом возврата и перемещение вниз именуют ходом привода. Логикой, показанной на фиг. 4-6, подачи движущей текучей среды и выпуска текучей среды управляют и синхронизацию осуществляют по относительным положениям приводных отверстий 155 подачи и возвратных отверстий 160 подачи, приводных каналов 240 и возвратных каналов 245 и приводных выпускных отверстий 185 выпуска и возвратных выпускных отверстий 190.
Как показано на фиг. 4, во время конечной части хода привода и начальной части хода возврата, средний участок 235 поршня 50 перекрывает возвратные выпускные отверстия 190, и возвратные каналы 245 совмещены с возвратными отверстиями 160 подачи, в тоже время, приводные выпускные отверстия 185 не закрыты средним участком 235 поршня 50 (т.е. приводные выпускные отверстия 185 сообщаются с приводной камерой 325) и приводные каналы 240 не совмещены с приводными отверстиями 155 подачи. Таким образом, на конечном участке хода привода, имеется незначительное сжатие текучей среды в возвратной камере 330, но такое сжатие пренебрежительно мало и несущественно влияет на импульс поршня 50 и его ударную нагрузку на наковальню 280, и такое сжатие рассеивается сбросом давления через канавки 305. На начальном участке хода привода наблюдается быстрый рост давления в возвратной камере 330 вследствие прорыва в камеру движущей текучая среды через возвратные каналы 245. Дополнительно, начальное перемещение поршня 50 вниз не ограничено значительным противодействующим давлением в приводной камере 325, поскольку текучая среда в приводной камере 325 выпускается через приводные выпускные отверстия 185 в выпускной путь, описанный выше.
Как показано на фиг. 5, в среднем участке ходов привода и возврата средний участок 235 поршня 50 перекрывает приводные выпускные отверстия 185 и возвратные выпускные отверстия 190, и как приводные каналы 240, так и возвратные каналы 245 не совмещены с соответствующими приводными отверстиями 155 подачи или возвратными отверстиями 160 подачи. От данной точки до конца ходов привода и возврата, поршень 50 перемещается частично под влиянием давления, нарастающего в соответствующих приводной и возвратной камерах 325, 330 на начальном участке хода и частично под влиянием импульса. Когда объем в приводной и возвратной камерах 325, 330 увеличивается вследствие перемещения поршня 50 при соответствующих ходах привода и возврата, создаваемая давлением составляющая перемещения уменьшается, и поршень 50 перемещается в основном под влиянием импульса, полученного им на начальном участке хода.
- 8 027551
Как показано на фиг. 6, на конечном участке хода возврата и начальном участке хода привода средний участок 235 поршня 50 перекрывает приводное выпускное отверстие 185 и приводные каналы 240 совмещены с приводными отверстиями 155 подачи, при этом, возвратные выпускные отверстия 190 открыты средним участком 235 поршня 50 (т.е. возвратные выпускные отверстия 190 сообщаются с возвратной камерой 330) и возвратные каналы 245 не совмещены с возвратными отверстиями 160 подачи. Таким образом, на конечном участке хода возврата имеется незначительное сжатие текучей среды в приводной камере 325, способствующее перемещению поршня 50 вверх. На начальном участке хода привода, имеется быстрый рост давления в приводной камере 325 вследствие прорыва движущей текучей среды через приводные каналы 240. Дополнительно, начальное перемещение вниз поршня 50 не ограничено значительным противодействующим давлением в возвратной камере 330, поскольку текучая среда в возвратной камере 330 выпускается через возвратные выпускные отверстия 190 в выпускной путь, описанный выше.
Таким образом, буровой инструмент включает в себя приводное выпускное отверстие 185, сообщающееся с выпускным путем исполнительного механизма, и возвратное выпускное отверстие 190, сообщающееся с выпускным путем исполнительного механизма. Возвратно-поступательное перемещение поршня 50, по меньшей мере, временно прерывает сообщение приводной камеры 325 с выпускным путем исполнительного механизма, перекрывая приводное выпускное отверстие 185 участком поршня 50. Аналогично, возвратно-поступательное перемещение поршня 50, по меньшей мере, временно отсекает сообщение возвратной камеры 330 с выпускным путем исполнительного механизма, перекрывая возвратное выпускное отверстие 190 участком поршня 50.
Поршень 50 также включает в себя приводные каналы 240 и возвратные каналы 245. Возвратнопоступательное перемещение поршня 50, по меньшей мере, временно устанавливает сообщение приводной камеры 325 с путем потока исполнительного механизма через приводные каналы 240. Аналогично, возвратно-поступательное перемещение поршня 50, по меньшей мере, временно устанавливает сообщение возвратной камеры 330 с путем потока исполнительного механизма через возвратные каналы 240.
Показанная компоновка 25 бурового инструмента, таким образом, имеет роторный компонент (буровое долото ΌΒ вращается под действием крутящего момента, передаваемого через бурильную трубу ΌΡ и компоновку 25 бурового инструмента) и ударный компонент, создаваемый ударом поршня 50 по наковальне 280, ударная нагрузка поршня 50 на наковальню 280 передается через переходную муфту 85 хвостовика и долото ΌΒ на горную породу или другой материал, бурящийся бурильной компоновкой 25 бурового инструмента, осуществляющей операцию бурения. Аксиально направленная ударная нагрузка на наковальню 280 не производится каким-либо другим компонентом компоновки 25 бурового инструмента; расстояние между низом наковальни 280 и верхом внешних шлицов 290 выбрано допускающим наибольший прогнозируемый изгиб переходной муфты 85 хвостовика для предотвращения установки в самое нижнее положение переходной муфты 85 хвостовика. После удара по наковальне 280 поршень 50 обычно совершает незначительный откат, но степень отката зависит, по меньшей мере, частично от твердости бурящегося материала. Каналы 245 и возвратные отверстия 160 подачи имеют размер для совмещения друг с другом в случае отсутствия отката или отката с величиной в прогнозируемом диапазоне. После совмещения возвратных отверстий 160 подачи и возвратных каналов 245 цикл начинается вновь.
Принципиально, объем и расход потоков долота и исполнительного механизма определяется относительным сопротивлением в выпускных путях исполнительного механизма и долота. На уровень сопротивления выпускному потоку исполнительного механизма влияет размер и форма выпускных отверстий 135 в плите 15 прохода потока или размер и форма обратного клапана 20 или взаимодействия между плитой 15 прохода потока и обратным клапаном 20, или объединение двух или более данных факторов. Более дросселирующий выпускной путь исполнительного механизма (получающийся, например, от более низкого давления обратного клапана 20 и/или более дросселирующих выпускных отверстий 135) должен давать в результате более низкую мощность исполнительного механизма, а слабее дросселирующий выпускной путь исполнительного механизма (получающийся, например, от более высокого давления обратного клапана 20 и/или слабее дросселирующих выпускных отверстий) должен давать в результате более высокую мощность исполнительного механизма.
С увеличения сопротивления выпускному потоку исполнительного механизма также увеличивается обратное давление в выпускном пути исполнительного механизма, что, в конечном итоге, влияет на расход, с которым выпускная текучая среда исполнительного механизма выталкивается или вытесняется из приводной камеры 325 и возвратной камеры 330 через приводные выпускные отверстия 185 и возвратные выпускные отверстия 190 во время возвратно-поступательного перемещения поршня 50. На скорость и частоту возвратно-поступательного перемещения поршня 50 влияет, по меньшей мере, частично интенсивность, с которой выпускаемая текучая среда вытесняется из приводной камеры 325 и возвратной камеры 330 через приводные выпускные отверстия 185 и возвратные выпускные отверстия 190. Чем быстрее движущаяся текучая среда может выпускаться из приводной и возвратной камер 325, 330, тем быстрее поршень 50 может возвратно-поступательно перемещаться и ударную нагрузку большей мощности (мощность исполнительного механизма) поршень 50 может подавать на буровое долото ΌΒ.
- 9 027551
Оператор компоновки 25 бурового инструмента может регулировать разделение потока между долотом и исполнительным механизмом, меняя размер или форму обратного клапана 20, пространство в дроссельной камере 340, предоставляющее место для аксиального перемещения обратного клапана 20, размер или форму выпускных отверстий 135 в плите 15 прохода потока, или объединяя данные факторы. Поскольку плита 15 прохода потока и обратный клапан 20 закреплены на бурильной компоновке 25 только бурильным замком бурильной трубы ΌΡ, захватывающим и фиксирующим плиту 15 прохода потока на верхнем переводнике 30, плиту 15 прохода потока и/или обратный клапан 20 можно снимать и заменять при простом отсоединении бурильной трубы ΌΡ, заменяя части и повторно присоединяя бурильную трубу ΌΡ. Кроме отсоединения и повторного соединения бурильной трубы ΌΡ, нет средства крепления или других соединений, которые должны быть убраны или ослаблены в процессе замены обратного клапана 20 в показанном варианте осуществления.
Дополнительно, замена плиты 15 прохода потока и/или обратного клапана 20 не требует отсоединения внешней муфты 55 от верхнего переводника 30 или зажимного устройства 80 или любой другой разборки компоновки 25 бурового инструмента, поскольку плита 15 прохода потока и обратный клапан 20 являются внешними частями. Также замена плиты 15 прохода потока и/или обратного клапана 20 обеспечивает исполнительному механизму корректировку выходной мощности с поддержанием давления подачи постоянным. Таким образом, плита 15 прохода потока и узел обратного клапана 20 допускают корректировку мощности исполнительного механизма независимо от давления подачи простой заменой внешней части и, не требуя замены сопла долота, и плита 15 прохода потока и обратный клапан 20, можно сказать, функционируют, как дроссель для потоков долота и исполнительного механизма.
Действие выпускного пути долота, схематично параллельного пути потока исполнительного механизма и выпускного пути исполнительного механизма является предпочтительной в сравнении с действием последовательно соединенных путей. Поршень 50 действует при полном давлении системы и, таким образом, развивает мощность исполнительного механизма больше, чем у исполнительного механизма с приводным потоком, схематично параллельным относительно потока долота, больше в сравнении с исполнительным механизмом с приводным потоком, последовательно соединенным с потоком долота. Схематично параллельные потоки долота и исполнительного механизма достигают двойного преимущества очистки шлама и других отходов с минимальным износом долота от потока долота, и увеличением потока очистки ствола скважины над бурильной компоновкой 25 посредством поднятого выпуска исполнительного механизма, помогая удалению шлама и других отходов из ствола скважины. Показанный вариант осуществления настоящего изобретения, поэтому выпускает весь выпуск исполнительного механизма из поднятого выпуска (из верха компоновки 25 бурового инструмента в показанном варианте осуществления) и весь выпуск из долота из низа компоновки 25 бурового инструмента через буровое долото ΌΒ. В других вариантах осуществления является возможным выпуск только из одной из приводной стороны и возвратной стороны (т.е. меньше суммарного потока исполнительного механизма) через поднятый выпуск и с другой стороны из бурового долота ΌΒ.
В последовательном устройстве, в котором выпускаемая текучая среда исполнительного механизма рециркулируется как поток долота, обратное давление в пути потока долота может влиять на расход выпускаемой текучей среды исполнительного механизма, который может нежелательно уменьшать мощность исполнительного механизма. Схематично параллельное устройство потоков долота и исполнительного механизма разделяет противодавление в выпускном пути долота и пути потока исполнительного механизма.
Одним преимуществом настоящего изобретения является создание ударной нагрузки на буровое долото ΌΒ с более высокой частотой в сравнении с известными буровыми установками с забойным ударником и ударно-роторным бурением при равном давлении и аналогичных внешних размерах инструмента. Например, и без ограничений, хотя стандартный восьмидюймовый (203 мм) забойный ударник может работать при частоте около 16 Гц и давлении 100 фунт/дюйм2 (690 КПа), забойный ударник аналогичного размера согласно настоящему изобретению, работающий при том же давлении, может работать при частоте 25 Гц. Настоящее изобретение должно работать в широком диапазоне давлений движущей текучей среды, с обычным диапазоном рабочих давлений около 50-100 фунт/дюйм2 (345-690 КПа), но может также работать при более высоком давлении (например, около 150 фунт/дюйм2 (1035 КПа) в средах роторного бурения или даже более высоких давлениях при использовании в средах бурения нефтяных и газовых скважин.
Таким образом, изобретением создан, среди прочего, забойный ударник, выпускающий по меньшей мере часть движущей текучей среды через часть бурильного блока, не являющуюся буровым долотом. Изобретением также создан забойный ударник, имеющий схематично параллельные пути потока на долото и исполнительные механизмы. Различные признаки и преимущества изобретения изложены в следующей формуле изобретения.
Claims (14)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Скважинный буровой инструмент, приводимый в действие текучей средой и содержащий буровое долото (ИВ) для бурения горной породы, имеющее внешнюю поверхность, ударник для подачи ударной нагрузки на буровое долото (ИВ) для осуществления бурения горной породы, включающий в себя поршень, и канал текучей среды, выпускаемой через долото, для отведения части текучей среды через долото, отличающийся тем, что содержит трубу, снабженную отверстиями и принимающую поток текучей среды, при этом поршень содержит центральный канал, внешнюю поверхность и каналы, сообщающие центральный канал с внешней поверхностью, причем труба расположена в центральном канале таким образом, что поршень может совершать возвратно-поступательные перемещения вдоль трубы для периодического приведения каналов в сообщение с отверстиями для управления потоком текучей среды для приведения в действие поршня;канал приводящего потока текучей среды для перемещения приводящего потока текучей среды, причем канал приводящего потока текучей среды частично образован каналами в поршне и выполнен с возможностью отделения от текучей среды приводящего потока текучей среды для сообщения возвратно-поступательного перемещения поршню;канал выпускаемой приводящей текучей среды, выполненный с возможностью отведения над долотом (ИВ) выпускаемой текучей среды из инструмента таким образом, чтобы выпускаемая текучая среда не проходила по внешней поверхности долота (ИВ);средство противодействия отведению выпускаемой приводящей текучей среды из инструмента, расположенное в канале выпускаемой приводящей текучей среды и регулируемое с целью изменения соотношения приводящего потока текучей среды к части текучей среды, выпускаемой через долото, при этом канал текучей среды, выпускаемой через долото, является, по существу, параллельным каналу приводящего потока текучей среды и, по существу, параллельным, по меньшей мере, участку канала выпускаемой приводящей текучей среды.
- 2. Буровой инструмент по п.1, в котором канал выпускаемой приводящей текучей среды выполнен с возможностью отведения выпускаемой приводящей текучей среды в месте, находящемся над поршнем во всем диапазоне перемещений поршня.
- 3. Буровой инструмент по п.1, в котором канал выпускаемой приводящей текучей среды включает в себя приводную сторону и возвратную сторону, приспособленные для перемещения приводящего потока текучей среды для приложения периодически действующих сил на поршень для осуществления действия ударника, при этом по меньшей мере одна из приводной стороны и возвратной стороны способна сообщаться с каналом выпускаемой приводящей текучей среды для отведения выпускаемой текучей среды над буровым долотом (ИВ).
- 4. Буровой инструмент по п.1, в котором канал приводящего потока текучей среды включает в себя приводную сторону и возвратную сторону, приспособленные для перемещения приводящего потока текучей среды для приложения периодически действующих сил на поршень для осуществления действия ударника, при этом как приводная сторона, так и возвратная сторона способны сообщаться с каналом выпускаемой приводящей текучей среды для отведения выпускаемой текучей среды над буровым долотом (ИВ).
- 5. Буровой инструмент по п.1, дополнительно содержащий приводную камеру, расположенную над поршнем, и возвратную камеру, расположенную между поршнем и буровым долотом (ИВ), при этом поршень может возвратно-поступательно перемещаться к буровому долоту (ИВ) и от него в ответ на периодическую подачу приводящего потока текучей среды в приводную камеру и возвратную камеру соответственно.
- 6. Буровой инструмент по п.5, в котором возвратно-поступательное перемещение поршня, по меньшей мере, временно прерывает сообщение между приводной камерой и каналом выпускаемой приводящей текучей среды при установлении сообщения приводной камеры с каналом приводящего потока текучей среды и сообщения возвратной камеры с каналом выпускаемой приводящей текучей среды и, по меньшей мере, временно прерывает сообщение между возвратной камерой и каналом выпускаемой приводящей текучей среды при установлении сообщения возвратной камеры с каналом приводящего потока текучей среды и сообщения приводной камеры с каналом выпускаемой приводящей текучей среды.
- 7. Буровой инструмент по п.1, в котором средство противодействия включает в себя плиту прохода потока текучей среды, по меньшей мере, частично образующую дроссельную камеру и обратный клапан в дроссельной камере, при этом указанная плита приспособлена для закрепления на буровом инструменте соединением бурильной трубы (ИР) с буровым инструментом.
- 8. Буровой инструмент, приводимый в действие текучей средой и содержащий верхний переводник, образующий верхний конец бурового инструмента и приспособленный для соединения с бурильной трубой (ИР), буровое долото (ИВ), образующее нижний конец бурового инструмента, включающее в себя внешнюю поверхность, поршень, возвратно-поступательно перемещающийся для создания циклической ударной нагрузки на буровое долото (ИВ), приводную камеру на первой стороне поршня, возвратную- 11 027551 камеру на второй стороне поршня, противоположной первой стороне, канал текучей среды, выпускаемой через долото, выполненный с возможностью отведения части текучей среды по внешней поверхности долота, отличающийся тем, что содержит трубу, снабженную отверстиями и принимающую поток текучей среды, при этом поршень содержит центральный канал, внешнюю поверхность и каналы, сообщающие центральный канал с внешней поверхностью, причем в центральном канале расположена труба, и поршень может совершать возвратнопоступательные перемещения вдоль трубы для периодического приведения каналов в сообщение с отверстиями для управления потоком текучей среды для приведения в действие поршня;канал приводящего потока текучей среды, выполненный с возможностью отделения от текучей среды приводящего потока текучей среды, так что возвратно-поступательное перемещение поршня вызывает перемещение приводящего потока чередующимся образом по каналам к приводной камере и возвратной камере для сообщения возвратно-поступательного перемещения поршню;канал выпускаемой приводящей текучей среды, выполненный с возможностью приема выпускаемой приводящей текучей среды по меньшей мере от одного из: приводной камеры и возвратной камеры и отведения над буровым долотом (ΌΒ) выпускаемой приводящей текучей среды из бурового инструмента таким образом, чтобы выпускаемая приводящая текучая среда не проходила по внешней поверхности бурового долота (ΌΒ);средство противодействия отведению выпускаемой приводящей текучей среды из инструмента, расположенное в канале выпускаемой приводящей текучей среды и регулируемое с целью изменения соотношения приводящего потока текучей среды к части потока текучей среды, выпускаемой через долото, при этом канал текучей среды, выпускаемой через долото, является, по существу, параллельным каналу приводящего потока текучей среды и каналу выпускаемой приводящей текучей среды.
- 9. Буровой инструмент по п.8, в котором канал выпускаемой приводящей текучей среды выполнен с возможностью отведения выпускаемой приводящей текучей среды на месте над поршнем во всем диапазоне перемещения поршня.
- 10. Буровой инструмент по п.8, в котором возвратно-поступательное перемещение поршня, по меньшей мере, временно прерывает сообщение приводной камеры с каналом выпускаемой приводящей текучей среды с установлением сообщения приводной камеры с каналом приводящего потока текучей среды и сообщения возвратной камеры с каналом выпускаемой приводящей текучей среды и, по меньшей мере, временно прерывает сообщение между возвратной камерой и каналом выпускаемой приводящей текучей среды при установлении сообщения возвратной камеры с каналом приводящего потока текучей среды и сообщения приводной камеры с каналом выпускаемой приводящей текучей среды.
- 11. Буровой инструмент по п.10, дополнительно содержащий цилиндр для размещения поршня, включающий в себя приводное выпускное отверстие, сообщающееся с каналом выпускаемой приводящей текучей среды, и возвратное выпускное отверстие, сообщающееся с каналом выпускаемой приводящей текучей среды, при этом возвратно-поступательное перемещение поршня, по меньшей мере, временно прерывает сообщение приводной камеры с каналом выпускаемой приводящей текучей среды путем перекрытия приводного выпускного отверстия участком поршня и возвратно-поступательное перемещение поршня, по меньшей мере, временно прерывает сообщение возвратной камеры с каналом выпускаемой приводящей текучей среды путем перекрытия возвратного выпускного отверстия участком поршня.
- 12. Буровой инструмент по п.10, в котором каналы включают в себя приводной канал подачи и возвратный канал подачи, при этом возвратно-поступательное перемещение поршня, по меньшей мере, временно устанавливает сообщение приводной камеры с каналом приводящего потока текучей среды через приводной канал подачи и возвратно-поступательное перемещение поршня, по меньшей мере, временно устанавливает сообщение возвратной камеры с каналом приводящего потока текучей среды через возвратный канал подачи.
- 13. Буровой инструмент по п.8, в котором средство противодействия включает в себя плиту прохода потока, по меньшей мере, частично образующую дроссельную камеру, и обратный клапан в дроссельной камере, при этом указанная плита приспособлена для закрепления на буровом инструменте соединением бурильной трубы (ΌΡ) с буровым инструментом.
- 14. Способ бурения с использованием скважинного бурового инструмента по п.1, отличающийся тем, что содержит следующие стадии, на которых размещают трубу в центральном канале поршня для возвратно-поступательного перемещения поршня вдоль трубы для периодического установления сообщения каналов с отверстиями;создают канал приводящего потока текучей среды, по меньшей мере, частично отверстиями и каналами в ответ на установление сообщения каналов с отверстиями;нагнетают поток текучей среды в трубу;разделяют поток текучей среды на приводящий поток текучей среды и часть потока текучей среды, выпускаемой через долото;перемещают часть потока текучей среды, выпускаемой через долото, по каналу текучей среды, вы- 12 027551 пускаемой через долото, для отведения указанной текучей среды из инструмента через долото (ΌΒ); перемещают приводящий поток текучей среды по каналу приводящего потока текучей среды; сообщают возвратно-поступательное перемещение поршню под действием приводящего потока текучей среды;преобразуют приводящий поток текучей среды в выпускаемую приводящую текучую среду после сообщения поршню возвратно-поступательного перемещения;перемещают выпускаемую приводящую текучую среду через канал выпускаемой приводящей текучей среды для отведения над буровым долотом (ΌΒ) указанной текучей среды из инструмента так, чтобы выпускаемая приводящая текучая среда не проходила по внешней поверхности бурового долота (ΌΒ);располагают средства противодействия в канале выпускаемой приводящей текучей среды, регулируют средства противодействия с целью изменения соотношения приводящего потока текучей среды к части текучей среды, выпускаемой через долото.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/369,579 US8011455B2 (en) | 2009-02-11 | 2009-02-11 | Down hole hammer having elevated exhaust |
| PCT/US2010/023742 WO2010093685A2 (en) | 2009-02-11 | 2010-02-10 | Down hole hammer having elevated exhaust |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201171037A1 EA201171037A1 (ru) | 2012-02-28 |
| EA027551B1 true EA027551B1 (ru) | 2017-08-31 |
Family
ID=42470822
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201171037A EA027551B1 (ru) | 2009-02-11 | 2010-02-10 | Забойный ударник с поднятым выпуском |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8011455B2 (ru) |
| CN (1) | CN102317565B (ru) |
| AU (1) | AU2010213863B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI1007764B1 (ru) |
| CA (1) | CA2752108C (ru) |
| CL (1) | CL2011001928A1 (ru) |
| EA (1) | EA027551B1 (ru) |
| MX (1) | MX2011008394A (ru) |
| PE (1) | PE20120699A1 (ru) |
| SE (1) | SE537293C2 (ru) |
| WO (1) | WO2010093685A2 (ru) |
| ZA (1) | ZA201105350B (ru) |
Families Citing this family (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8353369B2 (en) * | 2008-08-06 | 2013-01-15 | Atlas Copco Secoroc, LLC | Percussion assisted rotary earth bit and method of operating the same |
| US8763728B2 (en) * | 2008-08-06 | 2014-07-01 | Atlas Copco Secoroc, LLC | Percussion assisted rotary earth bit and method of operating the same |
| US20130037292A1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-14 | Riyan Pneumatic Co., Ltd. | Reversing actuating module for a reciprocating pneumatic tool |
| AU2014202538B2 (en) * | 2013-05-10 | 2018-03-08 | Tricon Drilling Solutions Pty Ltd | Percussive Down-The-Hole Drill |
| KR20160029854A (ko) * | 2013-07-12 | 2016-03-15 | 드릴록 뉴매틱 피티와이 엘티디 | 다운 홀 햄머 드릴용 다이나믹 밀봉 튜브 |
| EP2851502B1 (en) * | 2013-09-23 | 2015-11-18 | Sandvik Intellectual Property AB | Shank Adaptor with Fracture Resistant Flushing Hole |
| CN105201402B (zh) * | 2014-06-30 | 2019-01-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 扭转冲击钻井装置 |
| CA2972829C (en) | 2015-03-27 | 2022-03-08 | Anderson, Charles Abernethy | Apparatus and method for modifying axial force |
| CN106192978B (zh) * | 2016-08-30 | 2018-08-10 | 中铁西北科学研究院有限公司 | 一种在狭小空间使用的便携式夯补锤 |
| US10669781B2 (en) * | 2016-12-21 | 2020-06-02 | Center Rock Inc. | Down-the-hole drill hammer having a roller bearing assembly |
| US11078736B2 (en) * | 2017-01-20 | 2021-08-03 | Center Rock Inc. | Flow diversion sub for a down-the-hole drill hammer |
| CN108590510B (zh) * | 2018-04-12 | 2019-11-15 | 中国石油大学(北京) | 旋转配流式复合冲击器 |
| CN109296311A (zh) * | 2018-12-03 | 2019-02-01 | 长沙超金刚机械制造有限公司 | 一种高压气体潜孔冲击器 |
| EP3754153B1 (en) * | 2019-06-20 | 2022-05-04 | Sandvik Mining and Construction Oy | Down the hole drilling assembly and apparatus |
| EP3754152B1 (en) * | 2019-06-20 | 2022-02-16 | Sandvik Mining and Construction Oy | Down the hole drilling assembly exhaust assembly |
| CN110295847B (zh) * | 2019-07-02 | 2020-04-07 | 周廷荪 | 具有防掉机构的钻井提效器 |
| NO345243B1 (en) * | 2019-07-03 | 2020-11-16 | Petroleum Technology Co As | A valve arrangement |
| EP3913184B1 (en) * | 2020-05-19 | 2023-07-12 | Sandvik Mining and Construction Tools AB | Spline lubrication for dth hammers |
| CN112377092A (zh) * | 2020-11-17 | 2021-02-19 | 江西省水利科学研究院 | 一种液动潜孔冲击器 |
| WO2023128842A1 (en) | 2021-12-27 | 2023-07-06 | Epiroc Drilling Tools Aktiebolag | Down-the-hole hammer |
| WO2023128843A1 (en) | 2021-12-27 | 2023-07-06 | Epiroc Drilling Tools Aktiebolag | Check valve for a down-the-hole hammer |
| WO2023128844A1 (en) | 2021-12-27 | 2023-07-06 | Epiroc Drilling Tools Aktiebolag | Down-the-hole hammer |
| CN116816284B (zh) * | 2023-08-30 | 2023-11-17 | 陕西炬烽建筑劳务有限公司 | 一种公路施工作业旋挖钻装置 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB800725A (en) * | 1955-06-18 | 1958-09-03 | Braunkohlen U Briketwerke Rodd | Improvements in drilling devices |
| US2942578A (en) * | 1957-04-24 | 1960-06-28 | Gardner Denver Co | Rock drill |
| GB2181473A (en) * | 1985-10-04 | 1987-04-23 | Tone Boring Co | Pneumatic impact type drilling method |
Family Cites Families (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2859733A (en) * | 1955-11-23 | 1958-11-11 | Bassinger Tool Company | Fluid actuated impact tool |
| US2917025A (en) * | 1958-06-03 | 1959-12-15 | Richard O Dulaney | Pneumatic drill hammer |
| US3045768A (en) * | 1958-07-14 | 1962-07-24 | Gardner Denver Co | Fluid operated percussion drill |
| US2998085A (en) * | 1960-06-14 | 1961-08-29 | Richard O Dulaney | Rotary hammer drill bit |
| USRE27434E (en) * | 1966-10-24 | 1972-07-18 | Liquid percussion motor | |
| US4054180A (en) * | 1976-02-09 | 1977-10-18 | Reed Tool Company | Impact drilling tool having a shuttle valve |
| US4106571A (en) * | 1976-12-06 | 1978-08-15 | Reed Tool Co. | Pneumatic impact drilling tool |
| US4274497A (en) * | 1977-04-11 | 1981-06-23 | Walker-Neer Manufacturing Co., Inc. | Skirted hammer sub for dual tube drilling |
| US4312412A (en) * | 1979-08-06 | 1982-01-26 | Dresser Industries, Inc. | Fluid operated rock drill hammer |
| EP0043291B1 (en) * | 1980-07-01 | 1985-05-02 | Greame Rear Ian | Improved fluid operated hammer |
| US4821812A (en) * | 1987-05-27 | 1989-04-18 | Ingersoll-Rand Company | Down hole drill improvement |
| US4940097A (en) * | 1988-12-13 | 1990-07-10 | Martini Leo A | Fluid powered rotary percussion drill with formation disintegration inserts |
| US5085284A (en) * | 1989-12-26 | 1992-02-04 | Ingersoll-Rand Co. | Hybrid pneumatic percussion rock drill |
| CN1029700C (zh) * | 1991-09-27 | 1995-09-06 | 英格索尔-兰德公司 | 一种用于从钻孔中清除杂物的装置和方法 |
| US5143162A (en) * | 1991-09-27 | 1992-09-01 | Ingersoll-Rand Company | Device for removing debris from a drillhole |
| US5139095A (en) * | 1991-09-27 | 1992-08-18 | Ingersoll-Rand Company | Method for removing debris from a drillhole |
| US5240083A (en) * | 1992-04-21 | 1993-08-31 | Ingersoll-Rand Company | Device for removing drillhole debris |
| USRE36848E (en) * | 1992-07-17 | 2000-09-05 | Smith International, Inc. | Air percussion drilling assembly |
| US5325926A (en) * | 1993-02-05 | 1994-07-05 | Ingersoll-Rand Company | Reversible casing for a down-the-hole percussive apparatus |
| US5301761A (en) * | 1993-03-09 | 1994-04-12 | Ingersoll-Rand Company | Pressure reversing valve for a fluid-actuated, percussive drilling apparatus |
| US5794516A (en) * | 1995-08-30 | 1998-08-18 | Ingersoll-Rand Company | Piston for a self-lubricating, fluid-actuated, percussive down-the-hole drill |
| US5566771A (en) * | 1995-08-30 | 1996-10-22 | Ingersoll-Rand Company | Reversible casing for a self-lubricating, fluid-actuated, percussive down-the-hole drill |
| US5562170A (en) * | 1995-08-30 | 1996-10-08 | Ingersoll-Rand Company | Self-lubricating, fluid-actuated, percussive down-the-hole drill |
| US5682957A (en) * | 1995-12-21 | 1997-11-04 | Ingersoll-Rand Company | Water separator for a down hole drill |
| US6170581B1 (en) * | 1998-06-12 | 2001-01-09 | Ingersoll-Rand Company | Backhead and check valve for down-hole drills |
| US6135216A (en) * | 1999-04-15 | 2000-10-24 | Ingersoll-Rand Company | Venting and sealing system for down-hole drills |
| US7159676B2 (en) * | 2001-11-14 | 2007-01-09 | Atlas Copco Secoroc Ab | Fluid distributor device for down-hole-drills |
| US6799641B1 (en) * | 2003-06-20 | 2004-10-05 | Atlas Copco Ab | Percussive drill with adjustable flow control |
| AU2003903831A0 (en) * | 2003-07-24 | 2003-08-07 | Sparr Drilling Equipment Pty Ltd | Downhole hammer drill |
| IES20050495A2 (en) * | 2005-07-20 | 2006-11-01 | Minroc Techn Promotions Ltd | A drill bit assembly for fluid-operated percussion drill tools |
| US7467675B2 (en) * | 2006-06-06 | 2008-12-23 | Atlas Copco Secoroc Llc | Device for channeling solids and fluids within a reverse circulation drill |
| US8800690B2 (en) * | 2008-03-31 | 2014-08-12 | Center Rock Inc. | Down-the-hole drill hammer having a reverse exhaust system and segmented chuck assembly |
-
2009
- 2009-02-11 US US12/369,579 patent/US8011455B2/en active Active
-
2010
- 2010-02-10 WO PCT/US2010/023742 patent/WO2010093685A2/en active Application Filing
- 2010-02-10 CN CN201080007365.7A patent/CN102317565B/zh active Active
- 2010-02-10 MX MX2011008394A patent/MX2011008394A/es active IP Right Grant
- 2010-02-10 EA EA201171037A patent/EA027551B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-02-10 CA CA2752108A patent/CA2752108C/en active Active
- 2010-02-10 BR BRPI1007764-2A patent/BRPI1007764B1/pt active IP Right Grant
- 2010-02-10 AU AU2010213863A patent/AU2010213863B2/en active Active
- 2010-02-10 SE SE1150806A patent/SE537293C2/sv unknown
- 2010-02-10 PE PE2011001472A patent/PE20120699A1/es active IP Right Grant
-
2011
- 2011-07-15 US US13/183,664 patent/US8141663B2/en active Active
- 2011-07-20 ZA ZA2011/05350A patent/ZA201105350B/en unknown
- 2011-08-10 CL CL2011001928A patent/CL2011001928A1/es unknown
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB800725A (en) * | 1955-06-18 | 1958-09-03 | Braunkohlen U Briketwerke Rodd | Improvements in drilling devices |
| US2942578A (en) * | 1957-04-24 | 1960-06-28 | Gardner Denver Co | Rock drill |
| GB2181473A (en) * | 1985-10-04 | 1987-04-23 | Tone Boring Co | Pneumatic impact type drilling method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CL2011001928A1 (es) | 2012-01-27 |
| US8141663B2 (en) | 2012-03-27 |
| CA2752108A1 (en) | 2010-08-19 |
| MX2011008394A (es) | 2011-10-12 |
| SE1150806A1 (sv) | 2011-09-08 |
| SE537293C2 (sv) | 2015-03-31 |
| US20110266067A1 (en) | 2011-11-03 |
| WO2010093685A3 (en) | 2010-12-16 |
| BRPI1007764A8 (pt) | 2018-06-12 |
| CN102317565B (zh) | 2014-01-29 |
| PE20120699A1 (es) | 2012-06-20 |
| BRPI1007764A2 (pt) | 2016-02-23 |
| AU2010213863B2 (en) | 2015-03-26 |
| ZA201105350B (en) | 2012-09-26 |
| BRPI1007764B1 (pt) | 2020-12-01 |
| EA201171037A1 (ru) | 2012-02-28 |
| US20100200301A1 (en) | 2010-08-12 |
| AU2010213863A1 (en) | 2011-09-01 |
| CN102317565A (zh) | 2012-01-11 |
| CA2752108C (en) | 2017-06-27 |
| US8011455B2 (en) | 2011-09-06 |
| WO2010093685A2 (en) | 2010-08-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA027551B1 (ru) | Забойный ударник с поднятым выпуском | |
| US5396965A (en) | Down-hole mud actuated hammer | |
| RU2758821C2 (ru) | Бурильная машина для бурения скважин и способ бурения горной породы | |
| EP3175074B1 (en) | A down the hole hammer and systems and components thereof | |
| US9932788B2 (en) | Off bottom flow diverter sub | |
| NO324972B1 (no) | Hydraulisk borestrengakkumulator | |
| EP3913184B1 (en) | Spline lubrication for dth hammers | |
| CA2601611C (en) | Percussion adapter for positive displacement motors | |
| CN112969838B (zh) | 潜孔锤钻头组件 | |
| CN110945206B (zh) | 用于液压冲击装置的阀引导结构 | |
| WO2020254457A1 (en) | Down the hole drilling assembly and apparatus | |
| WO2007001187A1 (en) | Impact hammer for coiled tubing drilling | |
| RU2252996C1 (ru) | Погружной пневмоударник | |
| WO2023128844A1 (en) | Down-the-hole hammer | |
| WO2023128842A1 (en) | Down-the-hole hammer | |
| AU2002366651B2 (en) | A percussive downhole hammer and piston design for such a hammer | |
| CA2469886C (en) | A percussive downhole hammer and piston design for such a hammer | |
| AU2002366651A1 (en) | A percussive downhole hammer and piston design for such a hammer |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TC4A | Change in name of a patent proprietor in a eurasian patent | ||
| 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 KG MD TJ TM |