RU2047727C1

RU2047727C1 - Well drilling device

Info

Publication number: RU2047727C1
Authority: RU
Inventors: А.В. Ферштер; Н.П. Литвинов
Priority date: 1991-05-22
Filing date: 1991-05-22
Publication date: 1995-11-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry. SUBSTANCE: well drilling device has a branch pipe, a cylinder, and a rod. These components are mounted in eccentric conjugation for limited reciprocal motion and transmission of torque. The branch pipe is joined to the upper part of a column of pipes, and the rod is joined to its lower part. A rubber packer is secured on the rod. The lower part of the column of pipes is arranged so that at full travel depth the device is in the casing string, and the bit is under load as required. The device is provided with spheres in seats on the external surface. A plug is mounted on shear pins in the central channel of the device. The device is provided with a system of channels for delivery of fluid to the bit in the process of drilling as well as delivery of fluid in the annulus area in replacing the washing solution without lifting the tool. It is possible to pass instruments to the bit through the casing string, and the area at the well bottom hole can be isolated as a blow-out is about to start. EFFECT: higher efficiency; higher reliability. 2 dwg

Description

Изобретение относится к бурению глубоких скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и касается вопроса совершенствования компоновки низа бурильных колонн (КНБК). The invention relates to the drilling of deep wells under conditions of abnormally high reservoir pressure (AAP) and relates to the issue of improving the layout of the bottom of the drill string (BHA).

Известны конструкции различных муфт, применяемых при цементировании обсадных колонн, которые обеспечивают возможность замены бурового раствора в скважине. Однако они не могут быть применены в бурильной колонне при бурении скважин. Known designs of various couplings used in cementing casing strings, which provide the ability to replace drilling fluid in the well. However, they cannot be used in a drill string when drilling wells.

Данные устройства при вскрытии зон с аномально-высокими пластовыми давлениями не позволяют обеспечивать быструю и оперативную замену бурового раствора с изоляцией пласта. These devices when opening areas with abnormally high reservoir pressures do not allow for quick and rapid replacement of drilling mud with formation isolation.

Известно устройство, обеспечивающее замену бурового раствора при бурении скважин без подъема колонны бурильных труб на поверхность снабжения и без нарушения циркуляции за счет снабжения бурильных труб пакером, совмещенным с механизмом переключения [1] Однако данное устройство не обеспечивает повторного закрытия продольного входного канала верхней части штока, необходимого при введении в скважину приборов. A device is known that provides replacement of drilling fluid while drilling without raising the drill pipe string to the supply surface and without disturbing the circulation by supplying drill pipes with a packer combined with a switching mechanism [1] However, this device does not provide for re-closing the longitudinal inlet channel of the upper part of the rod, necessary when introducing devices into the well.

Целью изобретения является расширение технологических возможностей устройства за счет обеспечения возможности прохождения через устройство различных приборов и повторного закрытия канала бурильных труб. The aim of the invention is to expand the technological capabilities of the device by providing the possibility of passing through the device of various devices and re-closing the channel of the drill pipe.

Достигается это тем, что в устройстве для бурения скважины, включающем полый патрубок с выполненными в его теле боковым выпускным отверстием и продольным каналом, сообщенным вверху и внизу с основной полостью патрубка, установленный в патрубке с возможностью ограниченного возвратно-поступательного движения и передачи крутящего момента шток с выполненными в верхней его части продольным входным каналом, переходящим внизу в боковой выходной канал для сообщения с боковым выпускным отверстием при изолировании продольного канала патрубка, в средней и нижней частях продольным каналом, переходящим в верхней части в боковой входной канал, расположенный ниже бокового выходного канала, в местах расположения боковых входного и выходного каналов на его наружной поверхности кольцевыми проточками, и с эксцентриситетом верхней своей части относительно средней и нижней его частей, резьбовые элементы на свободных концах патрубка и штока для присоединения к элементам бурильной колонны, пустотелый цилиндр, соединенный неподвижным шлицевым соединением с нижней частью патрубка, выполненной утолщенной и образующей дополнительную полость, выполненную с эксцентриситетом относительно основной полости, поршень с дросселирующим каналом, выполненный в средней части штока, размещенный в дополнительной полости, и разделяющий ее на надпоршневую зону и подпоршневую зону, сообщенную с внешним пространством, и резиновый пакерующий элемент, установленный на нижней части штока, пропущенного ниже патрубка, для соединения с нижней частью бурильной колонны, оснащенной породоразрушающим инструментом, с возможностью расположения верхней своей части относительно нижней части цилиндра на расстоянии, равном расстоянию между боковыми выпускным отверстием патрубка и выходным каналом штока в исходном положении последнего, согласно изобретению он выполнен соосно сообщающимся с продольным каналом средней и нижней частей штока и перекрыт пробкой, зафиксированной помещенными во втулки срезными штифтами, установленными на одном уровне между боковыми выходным и входным каналами, одними концами в штоке и другими в пробке соответственно, причем участок входного канала верхней части штока над пробкой выполнен диаметром, меньшим диаметра пробки и имеет в верхней своей части входную конусную расточку. This is achieved in that in a device for drilling a well, including a hollow pipe with a lateral outlet in its body and a longitudinal channel communicated at the top and bottom with the main cavity of the pipe, installed in the pipe with the possibility of limited reciprocating movement and transmission of torque to the rod with a longitudinal inlet channel made in its upper part, passing down into the lateral outlet channel for communication with the lateral outlet when isolating the longitudinal channel of the nozzle, in the middle and lower parts by a longitudinal channel passing in the upper part into the lateral inlet channel located below the lateral output channel, in the locations of the lateral inlet and outlet channels on its outer surface with annular grooves, and with its eccentricity relative to its middle and lower parts , threaded elements at the free ends of the pipe and rod for connection to the elements of the drill string, a hollow cylinder connected by a fixed spline connection to the lower part of the pipe, thickened and forming an additional cavity made with eccentricity with respect to the main cavity, a piston with a throttling channel, made in the middle part of the rod, placed in the additional cavity, and dividing it into the supra-piston zone and the sub-piston zone in communication with the external space, and the rubber packer element, mounted on the bottom of the rod passed below the nozzle for connection with the bottom of the drill string, equipped with a rock cutting tool, with the possibility of location its upper part relative to the lower part of the cylinder at a distance equal to the distance between the lateral outlet of the nozzle and the outlet channel of the rod in the initial position of the latter, according to the invention it is made coaxially communicating with the longitudinal channel of the middle and lower parts of the rod and is blocked by a plug fixed by shear pins placed in the bushings installed at the same level between the lateral output and input channels, one ends in the rod and the other in the tube, respectively, and the portion of the input channel The upper part of the stem above the cork is made with a diameter smaller than the diameter of the cork and has an inlet conical bore in its upper part.

На фиг. 1 изображено предлагаемое устройство, разрез; на фиг. 2 узел 1 на фиг. 1. In FIG. 1 shows the proposed device, a section; in FIG. 2 node 1 in FIG. 1.

Устройство включает патрубок 1, в теле которого выполнено боковое выпускное отверстие 2 и продольный канал 3, сообщающийся вверху и внизу с внутренней полостью 4 патрубка; установленный в патрубке 1 с возможностью возвратно-поступательного движения и передачи крутящего момента шток 5, выполненный в верхней части с продольным входным каналом 6, имеющим выходной канал 7; резиновый пакерующий элемент 8, установленный на нижней части штока 5, и пустотелый цилиндр 9. В средней и нижней частях штока выполнен продольный канал 10, имеющий в верхней части боковой входной канал 11. На уровне нижнего выхода канала 3 и 11, а также против канала 7 на теле штока 5 выполнены кольцевые проточки 12 и 12. Нижняя часть патрубка 1 утолщена и соединена неподвижным шлицевым соединением 14 с цилиндром 9, во внутренней полости 15 которого помещена средняя часть штока, представленная в виде поршня 16, снабженного дросселирующим каналом 17, соединяющим под- и надпоршневые зоны полости 15. Внутренняя полость патрубка 1 выполнена эксцентричной относительно внутренней полости цилиндра 9, а верхняя часть штока 5 эксцентричной относительно средней и нижней его частей. Верх пакерующего элемента 8 расположен ниже нижнего торца цилиндра 9 на столько, каково расстояние между боковым выпускным отверстием патрубка и входным каналом 11 штока при раздвинутом устройстве. The device includes a pipe 1, in the body of which a lateral outlet 2 and a longitudinal channel 3 are made, communicating at the top and bottom with the internal cavity 4 of the pipe; installed in the pipe 1 with the possibility of reciprocating motion and torque transmission rod 5, made in the upper part with a longitudinal input channel 6 having an output channel 7; a rubber packing element 8 mounted on the lower part of the rod 5 and a hollow cylinder 9. In the middle and lower parts of the rod there is a longitudinal channel 10 having a lateral inlet channel 11 in the upper part. At the level of the lower outlet of channels 3 and 11, as well as against the channel 7, annular grooves 12 and 12 are made on the body of the rod 5. The lower part of the nozzle 1 is thickened and connected by a fixed spline connection 14 to the cylinder 9, in the inner cavity 15 of which the middle part of the rod, which is presented in the form of a piston 16 provided with a throttle channel 17, is connected lining the sub- and supra-piston zones of the cavity 15. The internal cavity of the pipe 1 is made eccentric relative to the internal cavity of the cylinder 9, and the upper part of the rod 5 is eccentric relative to the middle and lower parts. The top of the packer element 8 is located below the lower end of the cylinder 9 as much as the distance between the side outlet of the nozzle and the inlet 11 of the rod with the device extended.

На наружной поверхности цилиндра 9 выполнено на одном уровне не менее трех равномерно расположенных по окружности гнезд 18, в которых установлены подпружиненные шары 19, контактирующие при работе с внутренней поверхностью обсадной колонны. On the outer surface of the cylinder 9, at least three nests 18 are uniformly spaced around the circumference, in which spring-loaded balls 19 are installed that are in contact with the inner surface of the casing.

Продольный входной канал 6 верхней части штока 5 выполнен соосно сообщающимся с продольным каналом 10 средней и нижней частей штока. В нем в промежутке между боковым выходным каналом 7 и верхним краем проточки 12 установлена пробка 20, зафиксированная помещенными во втулку 21 срезными штифтами 22, а участок 23 входного канала 6 верхней части штока 5 над пробкой 20 выполнен диаметром, меньшим диаметра пробки 20. The longitudinal inlet channel 6 of the upper part of the rod 5 is made coaxially communicating with the longitudinal channel 10 of the middle and lower parts of the rod. In it, in the gap between the lateral output channel 7 and the upper edge of the groove 12, a plug 20 is mounted, fixed with shear pins 22 placed in the sleeve 21, and a portion 23 of the inlet channel 6 of the upper part of the rod 5 above the plug 20 is made with a diameter smaller than the diameter of the plug 20.

Устройство включают в компановку низа бурильной колонны после спуска обсадной колонны, предшествующей эксплуатационной, перед вскрытием бурением продуктивного нефте- или газонасыщенного пласта в условиях аномальных пластовых давлений. При этом расстояние от долота до устройства должно быть таким, чтобы при углубке в пласт устройство не переместилось ниже башмака указанной обсадной колонны, а подбор размера утяжеленных бурильных труб, располагаемых ниже устройства, осуществляют с учетом обеспечения ими требуемой нагрузки на долото. The device is included in the layout of the bottom of the drill string after lowering the casing string, prior to production, before opening the drilling of a productive oil or gas saturated formation under conditions of abnormal formation pressure. At the same time, the distance from the bit to the device should be such that, when deepening into the formation, the device does not move below the shoe of the specified casing string, and the size of the weighted drill pipes located below the device is selected taking into account the required load on the bit.

Устройство работает следующим образом. При бурении вращающий момент с верхней части бурильной колонны на нижнюю передается посредством эксцентричного сопряжения патрубка 1, штока 5 и цилиндра 9. При этом передача момента осуществляется поверхностями сопряжения патрубка 1 со штоком 5, неподвижного шлицевого соединения нижней части патрубка 1 с цилиндром 9 и эксцентричного сопряжения утолщенной средней части 16 штока 5 с цилиндром 9, что уменьшает контактные напряжения в сопряжении деталей и обеспечивает возможность ограниченного возвратно-поступательного движения патрубка 1 с цилиндром 9 относительно штока 5 с одновременной передачей вращающего момента. По мере углубки устройство смещается внутри обсадной колонны, перекатываясь посредством подпружиненных шаров 19 по ее внутренней поверхности, центрируя бурильную колонну и предохраняя пакерующий элемент 8 от износа. Углубка осуществляется за счет веса утяжеленных бурильных труб (УБТ), расположенных ниже устройства с учетом потери веса за счет погружения в буровой раствор. При этом промывочная жидкость из верхней части колонны бурильных труб в нижнюю перетекает через устройство по каналу 3, проточку 12, выходной боковой канал 11 и канал 10. Подачу верхней части колонны бурильных труб производят по мере углубки нижней части на величину расстояния между нижним торцом цилиндра 9 и верхним торцом пакерующего элемента 8, определяя начало подачи по индикатору веса. При этом выход канала 3 смещается вдоль проточки 12 на величину ее длины до совмещения с входным каналом 11 штока 5. При аномальных проявлениях пласта и необходимости регулирования плотности и других свойств бурового раствора бурение прекращают и колонну бурильных труб разгружают с упором на забой. Патрубок 1 с цилиндром 9 смещаются относительно штока 5 на величину, большую, чем при бурении, нижний торец цилиндра 9, упираясь в элемент 8, деформирует его с упором о стенки обсадной колонны. При этом выходной канал 7 штока 5 совмещается с выходным отверстием 2 патрубка 1. Перекачивая буровой раствор из колонны бурильных труб по каналу 7 через отверстие 2, производят его замену, после чего продолжают бурение в вышеуказанной последовательности. При необходимости спуска каротажного или иного прибора (торпеды, инклинометра и т.п.) к забою скважины к нагнетательной линии буровой присоединяют насосный агрегат, например, ЦА-320М или 2АН-700, создающий давление, большее в 1,5-2 раза рабочего давления при бурении, но меньшее, чем давление опрессовки труб бурильной колонны, и срезают штифты 22, рассчитанные на срез при этом давлении. Пробка 22 смещается по нижней части колонны бурильных труб к долоту, обеспечивая возможность соосного сообщения по всей колонне бурильных труб для выполнения требуемых технологических операций. При начинающемся выбросе спущенный прибор поднимается от долота и устанавливается выше устройства; под действием пластового давления, превышающего гидростатическое давление в колонне труб, пробка 22 поднимается до упора в торец участка 23 с уменьшенным диаметром штока 5, перекрывая внутреннее сечение бурильных труб. Одновременно осуществляют посадку инструмента с разгрузкой на забой. При этом пакерующий элемент 8 деформируется с упором о стенки обсадной колонны, осуществляя изоляцию и затрубного пространства скважины, после чего на устье закрывают превентор и шаровой клапан на колонне бурильных труб. The device operates as follows. When drilling, the torque from the upper part of the drill string to the lower is transmitted through the eccentric coupling of the pipe 1, rod 5 and cylinder 9. In this case, the torque is transmitted by the mating surfaces of the pipe 1 with the rod 5, a fixed spline connection of the lower part of the pipe 1 with the cylinder 9 and an eccentric coupling thickened middle part 16 of the rod 5 with the cylinder 9, which reduces contact stress in the mating parts and provides the possibility of limited reciprocating movement of the pipe 1 with c the cylinders 9 relative to the rod 5 with simultaneous transmission of torque. As the hole deepens, the device moves inside the casing, rolling by means of spring-loaded balls 19 along its inner surface, centering the drill string and protecting the packer element 8 from wear. Deepening is carried out due to the weight of the weighted drill pipes (UBT) located below the device, taking into account weight loss due to immersion in the drilling fluid. In this case, the flushing fluid from the upper part of the drill pipe string flows through the device through channel 3, the groove 12, the outlet side channel 11 and channel 10. The upper part of the drill pipe string is supplied as the bottom part is deepened by the distance between the lower end of the cylinder 9 and the upper end of the packing element 8, determining the start of the feed by the weight indicator. At the same time, the output of channel 3 is shifted along the groove 12 by its length until it coincides with rod 5 in the input channel 11. If the formation is abnormal and the density and other properties of the drilling fluid are to be controlled, drilling is stopped and the drill pipe string is unloaded with emphasis on the bottom. The pipe 1 with the cylinder 9 are displaced relative to the rod 5 by an amount greater than when drilling, the lower end of the cylinder 9, abutting against the element 8, deforms it with emphasis on the casing wall. In this case, the outlet channel 7 of the rod 5 is combined with the outlet 2 of the pipe 1. Pumping the drilling fluid from the drill pipe string through the channel 7 through the hole 2, it is replaced, and then drilling is continued in the above sequence. If it is necessary to launch a logging or other device (torpedo, inclinometer, etc.), a pump unit, for example, TsA-320M or 2AN-700, which creates a pressure greater than 1.5-2 times working pressure during drilling, but less than the pressure of the crimping of the drill pipe, and cut off the pins 22, designed to cut at this pressure. The plug 22 is shifted along the bottom of the drill pipe string to the bit, allowing coaxial communication throughout the drill pipe string to perform the required process steps. When the discharge begins, the deflated device rises from the bit and is installed above the device; under the action of reservoir pressure exceeding the hydrostatic pressure in the pipe string, plug 22 rises to the end at the end of section 23 with a reduced stem diameter 5, blocking the internal section of the drill pipe. At the same time, the tool is planted with unloading at the face. In this case, the packer element 8 is deformed with emphasis on the casing wall, isolating the annulus of the well, after which the preventer and the ball valve on the drill pipe string are closed at the mouth.

Claims

A WELL DRILLING DEVICE, including a nozzle with a lateral outlet in its body and a longitudinal channel communicated at the top and bottom with the main cavity of the nozzle, installed in the nozzle with the possibility of limited reciprocating movement and torque transmission of the rod with the longitudinal made in its upper part an inlet channel extending below into the lateral outlet channel for communication with the lateral outlet when isolating the longitudinal channel of the pipe, in the middle and lower parts of the longitudinal threaded channel at the top in the lateral inlet channel, located below the lateral output channel, at the locations of the lateral inlet and outlet channels on its outer surface with annular grooves and with eccentricity of its upper part relative to its middle and lower parts, threaded elements at the free ends pipe and rod for connecting to the drill string elements, a hollow cylinder connected by a fixed splined connection to the lower part of the pipe made thickened and forming an additional cavity made with eccentricity with respect to the main cavity, a piston with a throttling channel, made in the middle part of the rod, placed in the additional cavity and dividing it into the supra-piston zone and the sub-piston zone in communication with the outer space, and a rubber packing element mounted on the lower part of the rod , passed below the pipe, for connection with the lower part of the drill string, equipped with a rock cutting tool, with the possibility of locating its upper part relative to the bottom of the cylinder at a distance equal to the distance between the lateral outlet of the nozzle and the outlet channel of the rod in the initial position of the latter, characterized in that it is provided with a plug and shear pins placed in the bushings, the longitudinal inlet channel of the upper part of the rod is made coaxially communicating with the longitudinal channel of the middle and the lower parts of the rod, the plug is installed in the longitudinal inlet channel of the upper part of the rod in the gap between the lateral inlet channel and the upper edge of the annular groove located at the position of the lateral inlet channel, shear pins placed in the bushings are installed at the same level between the lateral outlet and inlet channels with one end in the rod and the other in the tube, respectively, and the portion of the inlet channel of the upper part of the rod above the tube is made with a diameter smaller than the tube diameter, and has in its upper part an inlet conical bore, and the plug is installed with the possibility of displacement along the bottom of the drill string.