RU2086749C1 - Двойная колонковая труба для наклонного бурения - Google Patents
Двойная колонковая труба для наклонного бурения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2086749C1 RU2086749C1 RU9192016516A RU92016516A RU2086749C1 RU 2086749 C1 RU2086749 C1 RU 2086749C1 RU 9192016516 A RU9192016516 A RU 9192016516A RU 92016516 A RU92016516 A RU 92016516A RU 2086749 C1 RU2086749 C1 RU 2086749C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe
- rotating
- core
- ball
- tube
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 title abstract 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 10
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 8
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 7
- 239000004519 grease Substances 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 8
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 7
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 6
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- -1 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B25/00—Apparatus for obtaining or removing undisturbed cores, e.g. core barrels or core extractors
- E21B25/10—Formed core retaining or severing means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B25/00—Apparatus for obtaining or removing undisturbed cores, e.g. core barrels or core extractors
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Использование: для отбора керна в разведочном бурении в наклонных скважинах. Сущность изобретения: двойная колонковая труба, в которой внутренняя труба соединена с внешней трубой с помощью шарикового и/или роликового или игольчатого подшипника. Удерживающая пружина и внутренняя поверхность внутренней трубы имеют антифрикционное покрытие. Набор стабилизирующих элементов распределен вдоль внешней трубы для стабилизации внутренней трубы. Конический башмак внутренней трубы имеет нижнюю скошенную кромку. Колонковая труба включает индикатор заклинивая керна во внутренней трубе и уплотнительный узел с шариком и его фиксатором для обеспечения уплотнения внутренней трубы колонкового устройства. Использование изобретения позволяет увеличить жесткость внутренней трубы и предотвратить ее вращение вместе с внешней трубой. 2 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
Изобретение относится к области бурения нефти, а более точно к двойной колонковой трубе для наклонного бурения.
Достоинство разведочного наклонного бурения заключается в возможности отбирать из одной точки бурения значительное число образцов на большой глубине из различных участков вдоль по существу горизонтального нефтеносного пласта. Такое разведочное бурение позволяет исследовать протяжность и состав слоя.
Известно, что возможность наклонного бурения обеспечивается одной или несколькими муфтами-стабилизаторами [1] которые устанавливаются вдоль набора бурильных труб. Соответствующий подбор типов муфт-стабилизаторов и их размеров, а также их распределение вдоль набора бурильных труб позволяет регулировать угол наклона бурения и управлять им [2]
Известно также, что разведочное наклонное бурение может выполняться с помощью двойных колонковых труб [3] Двойная колонковая труба для наклонного бурения такого типа состоит, с одной стороны, из вращающейся внешней трубы, на которой установлена буровая коронка, а с другой стороны из невращающейся внутренней трубы, на одном конце которой, смежном с буровой коронкой, установлено устройство для извлечения керна, образованное подпружиненным экстрактором и коническим башмаком, а второй ее конец ввинчен в невращающуюся часть роликового или игольчатого подшипника и имеет множество подшипников, состоящих из ряда концентрических обойм, установленных на общей оси и закрепленных на внешней трубе с возможностью перемещения вдоль этой внешней трубы. Подшипники, соединяющие внутреннюю и внешнюю трубы содержат ряд концентрических обойм, установленных на общей оси и между которыми размещены шарики и/или иглы, расположены в уплотненном вращающемся корпусе, заполненном маслом или консистентной смазкой.
Известно также, что разведочное наклонное бурение может выполняться с помощью двойных колонковых труб [3] Двойная колонковая труба для наклонного бурения такого типа состоит, с одной стороны, из вращающейся внешней трубы, на которой установлена буровая коронка, а с другой стороны из невращающейся внутренней трубы, на одном конце которой, смежном с буровой коронкой, установлено устройство для извлечения керна, образованное подпружиненным экстрактором и коническим башмаком, а второй ее конец ввинчен в невращающуюся часть роликового или игольчатого подшипника и имеет множество подшипников, состоящих из ряда концентрических обойм, установленных на общей оси и закрепленных на внешней трубе с возможностью перемещения вдоль этой внешней трубы. Подшипники, соединяющие внутреннюю и внешнюю трубы содержат ряд концентрических обойм, установленных на общей оси и между которыми размещены шарики и/или иглы, расположены в уплотненном вращающемся корпусе, заполненном маслом или консистентной смазкой.
Известна двойная колонковая труба для наклонного бурения, содержащая вращающуюся внешнюю трубу, образованную из ряда трубчатых штанг с резьбовой нарезкой [4] На нижнем конце нижней трубчатой штанги установлена кольцевая буровая коронка. Двойная колонковая труба содержит также невращающуюся внутреннюю трубу с расположенным на одном ее конце, смежном с кольцевой буровой коронкой, узлом для удержания керна в виде удерживающей пружины и конического башмака.
Внутренняя труба ввинчена другим своим концом в невращающуюся часть шарикового и/или роликового или игольчатого подшипникового узла, соединяющего внутреннюю и внешнюю трубы между собой. Этот узел выполнен многоступенчатым из ряда концентрических обойм, охватывающих шарики и/или ролики, или иголки, расположенных на общей оси, заключенных в уплотнительном корпусе. Корпус заполнен маслом или густой смазкой и прикреплен своей внешней невращающейся частью к невращающейся внутренней трубе, а внутренней вращающейся частью к вращающейся внешней трубе с возможностью регулирования смещения внутренней невращающейся трубы. Колонковая труба имеет клапанный узел в виде седла, расположенный в невращающейся части шарикового и/или роликового или игольчатого подшипникового узла, и бросового шарика, распределительную трубу, встроенную в верхнюю часть внутренней трубы и имеющую отверстия выше клапанного узла для сообщения полости внутренней трубы с кольцевой полостью между внутренней и внешней трубами.
Распределительная труба обеспечивает регулировку и управление потока промывочной жидкости у нижнего конца буровой головки, с тем чтобы предотвратить разрушение керна промывочной жидкостью. Шариковый уплотнительный узел, содержащий шарик, который расположен так, чтобы уплотнять скважину, заставляет рабочую жидкость проходить через большое количество перепускных отверстий.
Регулировка продольного положения внутренней трубы во внешней трубе, имеющей часть с внутренней резьбовой нарезкой, осуществляется посредством завинчивания колпачка гильзы вниз и вверх в резьбовой части корпуса с помощью гаечного ключа, с тем чтобы сместить нижнюю невращаемую часть подшипникового узла совместно с внутренней трубой в осевом направлении вниз во внешней трубе в соответствии с углом вращения, определяемом шагом резьбы колпачка гильзы и нормальным промежутком между нижними концами буровой головки и коническим башмаком, чтобы таким образом поднять нижний конец конического башмака на высоту, равную упомянутому нормальному промежутку без значительных потерь времени на монтаж.
Регулирование промежутка между буровой головкой и коническим башмаком посредством вставок требует проведения сборки, разборки и полной повторной сборки внутренней трубы и подшипникового узла по отношению к внешней трубе. Поэтому регулировка этого типа является вынужденной мерой и обычно занимает от 1 до 2 ч. Кроме того, использование вставок заданной толщины не обеспечивает точного получения вышеупомянутого промежутка.
Известно, что к наклонному или горизонтальному разведочному бурению предъявляются особые требования. Фактически, внутренняя труба двойной колонковой трубы выполняется относительно тонкостенной для того, чтобы извлекать керн максимального сечения. Очевидно, что при наклонном разведочном бурении внутренняя труба двойной колонковой трубы, которая находится в наклонном или горизонтальном положении, изгибается внутри внешней трубы под весом отобранного керна.
Такой изгиб внутренней трубы затрудняет проход керна в колонковую трубу и часто приводит к заклиниванию в ней керна. Это заклинивание немедленно приводит к тому, что усилие подачи во время бурения, вызываемое значительным весом буровой колонны и обычно передающееся внешними трубами на буровую коронку, полностью передается на относительно тонкую внутреннюю трубу, что, естественно, приводит к немедленному разрушению внутренней трубы и керна.
Вышеуказанный изгиб также является причиной возникновения напряжений в шариковом или роликовом подшипнике, который соединяет вращающуюся внешнюю и невращающуюся внутреннюю трубы. Такой изгиб приводит к возникновению сил трения между керном и внутренней трубой и между внутренней и внешней трубами. Это трение препятствует свободному вращению внешней трубы относительно внутренней трубы и приводит к вращению внутренней трубы, что приводит к преждевременному разрушению колонковой трубы. Изгиб внутренней трубы приводит к частичному разрушению керна, отбираемого колонковой трубой.
Случается, что во время бурения на пути внутренней трубы встречаются препятствия. Препятствия при бурении иногда образуются за счет того, что в определенных типах трещиноватой породы, образованной из пластов, наклонных относительно направления подачи буровой колонны, керн расслаивается на тонкие хлопья, которые прижимаются с некоторым усилием к стенкам колонковой трубы и заклинивают ее. Риск возникновения такого препятствия тем выше, чем больше угол наклона таких тонких хлопьев.
При вертикальном или слегка наклонном бурении бурильщик избегает риска заклинивания постепенно уменьшая скорость подачи.
Затем увеличивается вес буровой колонны, но так, чтобы не вызывать внутреннего коробления колонковой трубы или перегрева подшипников, поскольку на внутреннюю трубу воздействует совокупный вес колонны.
При бурении с большими углами наклона и, в первую очередь и главным образом, при горизонтальном бурении влияние вертикальных составляющих усилий, прилагаемых к буровой колонне, менее заметно, поскольку эти усилия передаются через многочисленные точки контакта вдоль стенки скважины и воздействие оказывает только одна составляющая.
Техническим результатом настоящего изобретения является усиление жесткости внутренней трубы, устранение риска заклинивания и обеспечение сохранения соосности и надежности двойной колонковой трубы для наклонного бурения.
Этот технический результат достигается тем, что в двойной колонковой трубе для наклонного бурения, содержащей вращающуюся внешнюю трубу с кольцевой буровой коронкой, невращающуюся внутреннюю трубу с расположенным на одном ее конце, смежном с кольцевой буровой коронкой, узлом для удержания керна в виде удерживающей пружины и конического башмака, ввинченную другим своим концом в невращающуюся часть шарикового и/или роликового или игольчатого подшипникового узла, соединяющего внутреннюю и внешнюю трубы между собой, выполненного многоступенчатым из ряда концентрических обойм, охватывающих шарики и/или ролики, или иголки, расположенных на общей оси, заключенных в уплотнительном корпусе, заполненном маслом или густой смазкой и прикрепленным своей внешней невращающейся частью к невращающейся внутренней трубе, а внутренней вращающейся к вращающейся внешней трубе с возможностью регулирования смещения внутренней невращающейся трубы, клапанный узел в виде седла, расположенного в невращающейся части шарикового и/или роликового или игольчатого подшипникового узла, и бросового шарика, распределительную трубу, встроенную в верхнюю часть внутренней трубы и имеющую отверстия выше клапанного узла для сообщения полости внутренней трубы с кольцевой полостью между внутренней и внешней трубами, согласно изобретению имеются стабилизирующие элементы, размещенные между внешней и внутренней трубами и закрепленные на внешней поверхности внутренней трубы рассредоточенно вдоль нее, центрирующие ребра, выполненные на внутренней поверхности кольцевой буровой коронки для центрирования конического башмака в последней, и фиксатор бросового шарика в седле, выполненный в виде корзины из металлического обода, и закрепленных на нем изогнутых в направлении продольной оси седла металлических пальцев, при этом металлические пальцы выполнены с возможностью пропуска бросового шарика к седлу под действием собственного веса и удержания его на седле своими свободными концами при возращении их в исходное положение, конический башмак имеет скошенную нижнюю кромку, образующую расширенный участок для облегчения входа керна во внутреннюю трубу, а удерживающая пружина и внутренняя поверхность внутренней трубы имеют антифрикционное покрытие.
Целесообразно, чтобы каждый стабилизирующий элемент был снабжен кольцом из самосмазывающегося материала, установленным с возможностью взаимодействия с внутренней поверхностью внешней трубы.
Предпочтительно иметь индикатор заклинивания керна, выполненный в виде отражающего кожуха со скошенным нижним краем и втулки с выступом, имеющим скошенную кромку, при этом кожух установить на распределительной трубе, втулку установить с возможностью осевого перемещения и создания кольцевого канала переменного сечения между скошенным нижним краем кожуха и скошенной кромкой втулки.
На фиг. 1, 2 и 3 показаны продольные сечения различных последовательных участков от нижней части до верхней части предлагаемой двойной колонковой трубы; на фиг. 4 продольное сечение в увеличенном масштабе подшипникового узла предлагаемой трубы; на фиг. 5 и 6 продольное сечение в увеличенном масштабе нижней части колонковой трубы; на фиг. 7 продольное сечение в увеличенном масштабе верхней части колонковой трубы.
Как показано на фиг. 1 3, двойная колонковая труба для наклонного бурения содержит вращающуюся внешнюю трубу 1 и невращающуюся внутреннюю труба 2.
Внешняя труба 1 состоит из набора, пустотелых бурильных труб, которые приводят во вращение кольцевую буровую коронку 3.
Труба 1 имеет корпус 4 с резьбой 5, расположенный на некотором расстоянии от коронки 3. Внутренняя труба 2 состоит из трубчатых элементов последовательно ввинченных друг в друга. На нижнем конце 2, смежном с буровой коронкой 3, расположен узел 6 для удержания керна, выполненный в виде удерживающей пружины 7 и конического башмака 8. На внутренней поверхности коронки 3 выполнены центрирующие ребра 9 (фиг. 6) для центрирования башмака 8 в коронке 3, которые разделяют каналы 10.
Конический башмак 8 имеет скошенную кромку 11, образующую расширенный участок для обеспечения входа керна во внутреннюю трубу 2.
Внешняя боковая стенка 12 конического башмака 8 имеет антифрикционное покрытие, состоящее, например, из пленки тефлона (политетрафторэтилена), и сопряженные формы внешней боковой стенки 12 конического башмака 8 и внутренней поверхности коронки 3 направляют буровую жидкость параллельно оси керна.
Удерживающая пружина 7 выполнена из разрезного кольца, внутренняя поверхность которого имеет липкое покрытие 13. На конце керна кольцо охватывает керн эффектом конуса, упираясь в конический башмак 8 при извлечении внутренней трубы 2. Пружина 7 позволяет оторвать керн и удерживать его во внутренней трубе 2 во время ее подъема на поверхность.
Другим своим концом, верхним, труба 2 ввинчена в невращающуюся часть 14 шарикового и/или роликового, или игольчатого подшипникового узла 15, соединяющего трубы 1 и 2 между собой. Невращающаяся часть 14 удлиняется элементами одинакового диаметра внутренней трубы 2.
Подшипниковый узел 15 выполнен многоступенчатым из ряда концентрических обойм 16, охватывающих шарики и/или ролики 17 или иголки 18, расположенных на общей оси и заключенных в уплотнительном кольцевом корпусе 19, заполненном маслом или густой смазкой. Корпус 19 прикреплен своей внешней невращающейся частью к невращающейся внутренней трубе 2, а внутренней вращающейся частью к вращающейся внешней трубе 1 с возможностью регулирования смещения внутренней невращающейся трубы 2. Герметичное уплотнение корпуса 19 обеспечивается перегородками 20 и уплотнением 21.
Двойная колонковая труба содержит также клапанный узел 22 (фиг. 7) выполненный в виде седла 23, расположенного в невращающейся части 14 подшипникового узла 15 и бросового шарика 24, выполненного с возможностью блокирования седла 23. Фиксатор бросового шарика 24 в седле 23 выполнен в виде корзины из металлического обода 25 и закрепленных на нем прогнутых в направлении продольной оси седла 23 металлических пальцев 27. Пальцы 27 выполнены с возможностью пропуска бросового шарика 24 к седлу 23 под действием собственного веса и удержания его на седле 23 своими свободными концами при возращении их в исходное положение независимо от угла наклона при бурении.
Движение шарика 24 осуществляется под напором промывочной жидкости. Для ускорения падения шарика 24 необходимо, как известно, увеличить поток промывочной жидкости.
На фиг. 7 показано, как шарик 24 попадает в корзину 25, раздвигая пальцы 27, благодаря инерции, наклонной шариком 24. Сопротивление пальцев 22 эластичной деформации замедляет движение шарика 24 и ослабляет удар шарика 24 о седло 23. Попав на седло 23, шарик 24 уплотняет внутреннюю трубу 2.
Изогнутая форма пальцев 27 позволяет шарику 24 в некоторой степени оторваться от седла 23 для избежания любого чрезмерного давления в колонковой трубе вытеканием промывочной жидкости или любой другой жидкости, подаваемой во внутреннюю трубу 2.
Назначение клапанного узла 22 хорошо известно. В начале бурения важно подавать буровой раствор в направлении стрелок X по внутренней трубе 2 для удаления обломков породы, которые могут накопиться во внутренней трубе 2 и в забое скважины. Такая операция очистки проводится при начале бурения при полностью открытой колонковой трубе, т. е. еще не оснащенной шариком 24 для обеспечения возможности прохождения бурового раствора через внутреннюю полость внутренней трубы 2.
В верхнюю часть внутренней трубы 2 встроена распределительная труба 28, имеющая отверстие 29 выше клапанного узла 22 для сообщения полости внутренней трубы 2 с кольцевой полостью 30 между внутренней трубой 2 и внешней трубой 1.
По завершении операции очистки дна скважины поток бурового раствора отводится в направлении, показанном стрелками Z, за пределы внутренней полости внутренней трубы 2 через отверстия 29 кольцевой полости 30, окружающей внутреннюю трубу 2, путем свободного опускания с уровня поверхности шарика 24.
Между внешней трубой 1 и внутренней трубой 2 размещены стабилизирующие элементы 31, закрепленные на внешней поверхности внутренней трубы 2 и распределенные вдоль нее. Эти стабилизирующие элементы 31 позволяют правильно центрировать внутреннюю трубу 2 во внешней трубе 1, которая по желанию также может быть оснащена стабилизирующими элементами 32, и при горизонтальном положении колонковой трубы уменьшают изгиб внутренней трубы 2 под влиянием ее собственного веса и веса керна (фиг. 5). Стабилизирующие элементы 31 образуют промежуточные подшипники скольжения, опирающиеся на внутреннюю стенку внешней трубы 1. Эти стабилизирующие элементы 31 никоим образом не препятствуют регулировке расстояния между нижними концами конического башмака 8 и кольцевой буровой коронки 3, поскольку они выполнены с возможностью продольного скольжения вдоль внутренней стенки постоянного диаметра внешней трубы 1.
В предпочтительном варианте, показанном на фиг. 5, каждый стабилизирующий элемент 31 содержит кольцо 33 из самосмазывающегося материала, упирающееся во внутреннюю стенку внешней трубы 1. При регулировке расстояния между коническим башмаком 8 и коронкой 3 самосмазывающееся кольцо 33 имеет возможность перемещения вдоль внешней трубы 1.
Стабилизирующие элементы 31 способствуют поддержанию прямолинейности внутренней трубы 2, один конец которой может рассматриваться как свободно вращающийся во внешней трубе 1 посредством подшипникового узла 15, имеющего, например, четыре точки опоры. Эти четыре точки опоры способствуют приданию жесткости внутренней трубе 2, предотвращая ее изгибы.
Предотвращая чрезмерные напряжения в подшипниковом узле 15, стабилизирующие элементы 31, снижают силу трения в этом узле 15 и исключают риск поворота внутренней трубы 2, которой может повлечь за собой разрушение керна.
Самосмазывающееся кольцо 33 имеет ту же цель. Оно препятствует возникновению сил кручения во внутренней трубе 2. Колонковая труба имеет регулируемую головку, положение которой регулируется за счет вращения муфты 34 в верхней части подшипникового узла 15 или ином направлении по резьбе 5, нарезанной на корпусе 4 внешней трубы 1. Таким образом, имеется возможность регулирования расстояния между коническим башмаком 8 и кольцевой буровой коронкой 3 (см. фиг. 6). Такая регулировка имеет целью компенсировать разницу в длинах внешней и внутренней труб 1, 2, возникающую вследствие производственных допусков и различных коэффициентов теплового расширения, особенно, когда внутренняя труба 2 выполнена из алюминия или стекловолокна.
Когда вышеупомянутое расстояние достигается требуемой величины, на место устанавливается блокирующая крышка 35 для предотвращения любого последующего взаимного перемещения внутренней и внешней труб 1, 2 (фиг. 3). Блокирующая крышка 35, имеющая по меньшей мере один выступ 36, позволяет блокировать в угловом направлении невращающуюся часть 14 подшипникового узла 15 на корпусе 4 внешней трубы 1 и, тем самым, предотвратить вращение последних одной относительно другой вокруг их общей вертикальной оси благодаря паре диаметрально противоположных продольных канавок 37 в муфте 34 верхней части подшипникового узла 15 и двум расположенным диаметрально противоположно прорезям 38 в резьбовом отверстии корпуса 4 внешней трубы 1.
Корпус 4 установлен на внешней трубе 1 с помощью так называемого безопасного соединения 39, представляющего собой простую резьбу квадратного сечения. Это соединение обеспечивает расцепление, если внешняя труба 1 вращается в противоположном направлении, например для разблокирования части колонковой трубы при ее заклинивании.
Конец, удаленный от крышки 35, выполнен с возможностью клинового крепления обойм 16 и подшипникового узла 15 в четырех указанных точках опоры.
Несмотря на то что удерживающая пружина 7 и внутренняя поверхность 40 внутренней трубы 2 покрыты антифрикционным составом, определенные породы попадают во внутреннюю трубу 2 или в ее вход и заклиниваются там между коническим башмаком 8 и буровой кольцевой коронкой 3.
Когда буровой инструмент не имеет больше поступательного движения, весь вес, приложенный к внешней трубе 1 и коронке 3, воздействует на внутреннюю трубу 2. В зависимости от материала, из которого изготовлена внутренняя труба 2 стекловолокно или сталь, передача на внутреннюю трубу 2 сил, приложенных к внешней трубе 1 при заклинивании колонковой трубы, приводит либо к изгибу внутренней трубы 2, или ее разрушению. При заклинивании колонковой трубы вес, передаваемый на внутреннюю трубу 2, настолько велик, что иногда приводит к разрушению подшипникового узла 15, даже если он многоступенчатый. Сопротивление разрушению многоступенчатого подшипникового узла 15 значительно выше, чем у одинарного, поскольку он позволяет распределять воспринимаемые осевые усилия по нескольким уровням шариков, роликов или игл. Разрушение подшипникового узла 15 неизбежно приводит к разрушению керна, поскольку внутренняя труба 2 неизбежно проворачивается внешней трубой 1.
При горизонтальном бурении влияние сил, прилагаемых к внешней трубе 1 и кольцевой буровой коронке 3, трудно оценить, поскольку действует только одна составляющая вертикальной силы. Одновременные изменения различных параметров и большое количество точек контакта внешней трубы 1 со стенкой горизонтального ствола скважины чрезвычайно затрудняет бурение.
Обычно бурильщик слишком поздно замечает, что скорость подачи бура уменьшилась. Когда он осознает это, буровое оборудование уже бывает непоправимо повреждено.
Двойная колонковая труба согласно настоящего изобретения снабжена индикатором 41 заклинивания керна, смонтированным в верхней части внутренней трубы 2. Этот индикатор 41 содержит отражающий кожух 42 и втулку 43. Как показано на фиг. 2, втулка 43 имеет выход в полость 44 между распределительной трубой 28 и отражающим кожухом 42, которые образуют проход для промывочной жидкости, подаваемой в нижнюю часть колонковой трубы для охлаждения инструмента во время отбора образцов и отвода обломочного материала.
Отражающий кожух 42 закреплен на распределительной трубе 28 (фиг. 6). С одной стороны он имеет скошенную нижнюю кромку 45, взаимодействующую со скошенной кромкой 46 выступа втулки 43, образуя кольцевой канал 47 переменного сечения, ограничивающий кольцевой канал для прохода промывочной жидкости во время осевого перемещения втулки 43 относительно отражающего кожуха 42, окружающего ее. Такое ограничение допускает увеличение давления, которое может быть определено оператором по показаниям манометра.
В случае заклинивания внутренняя труба 2 стремится подняться внутри внешней трубы 1 в то время, как керн опускается в ней, поскольку внешняя труба 1 не имеет поступательного движения.
Внутренняя труба 2 перемещает вверх кольцо, на которое опирается пружина 48, состоящая из тарельчатых пружин 49, допускающая определенное свободное скольжение внутренней трубы 2, ограниченное снизу стопорами 50. Пружина 48, когда она просто сжата, толкает втулку 43 до стопоров 51 и взаимодействует со скошенной кромкой 40 втулки 43 в кольцевой полости 44, ограничивая тем самым поперечное сечение кольцевого канала 47.
Увеличение давления, обусловленное этим ограничением, по показаниям манометра информирует оператора о возможном заклинивании керна во внутренней трубе 2.
Колонковая труба по настоящему изобретению обладает преимуществом, заключающимся в возможности осуществления горизонтального бурения, которое позволяет правильно определить размеры нефтяного месторождения, состоящего из нефтеносных пластов значительной протяженности, но ограниченной высоты, где вертикальное бурение даст только ограниченные результаты, недостаточные для правильной оценки целесообразности последующей эксплуатации месторождения.
Горизонтальное бурение также обладает существенным достоинством, которое заключается в ускорении извлечения нефти и повышении скорости потока нефти, который может быть подан в выходную трубу горизонтального месторождения, поскольку позволяет отбирать образцы сырой нефти в слое через большое число отдельных скважин, распределенных по нефтеносному слою. Таким образом, значительно повышается целесообразность эксплуатации горизонтальных месторождений поскольку нефти нет необходимости перемещаться на значительные расстояния через достаточно проницаемые слои породы прежде, чем достигнуть непосредственной близости к выходной трубе, что происходит при вертикальном бурении.
Claims (3)
1. Двойная колонковая труба для наклонного бурения, содержащая вращающуюся внешнюю трубу с кольцевой буровой коронкой, невращающуюся внутреннюю трубу с расположенным на одном ее конце, смежном с кольцевой буровой коронкой, узлом для удержания керна в виде удерживающей пружины и конического башмака, ввинченную другим своим концом в невращающуюся часть шарикового, и/или роликового, или игольчатого подшипникового узла, соединяющего внутреннюю и внешнюю трубы между собой, выполненного многоступенчатым из ряда концентрических обойм, охватывающих шарики, и/или ролики, или иголки, расположенных на общей оси, заключенных в уплотнительном корпусе, заполненном маслом или густой смазкой и прикрепленном своей внешней невращающейся частью к невращающейся внутренней трубе, а внутренней вращающейся к вращающейся внешней трубе с возможностью регулирования смещения внутренней невращающейся трубы, клапанный узел в виде седла, расположенного в невращающейся части шарикового, и/или роликового, или игольчатого подшипникового узла, и бросового шарика, распределительную трубу, встроенную в верхнюю часть внутренней трубы и имеющую отверстия выше клапанного узла для сообщения полости внутренней трубы с кольцевой полостью между внутренней и внешней трубами, отличающаяся тем, что она снабжена стабилизирующими элементами, размещенными между внешней и внутренней трубами и закрепленными на внешней поверхности внутренней трубы рассредоточенно вдоль нее, центрирующими ребрами, выполненными на внутренней поверхности кольцевой буровой коронки для центрирования конического башмака в последней, и фиксатором бросового шарика в седле, выполненным в виде корзины из металлического обода и закрепленных на нем изогнутых в направлении продольной оси седла металлических пальцев, при этом металлические пальцы выполнены с возможностью пропуска бросового шарика к седлу под действием собственного веса и удержания его на седле своими свободными концами при возвращении их в исходное положение, конический башмак имеет скошенную нижнюю кромку, образующую расширенный участок для облегчения входа керна во внутреннюю трубу, а удерживающая пружина и внутренняя поверхность внутренней трубы имеют антифрикционное покрытие.
2. Труба по п.1, отличающаяся тем, что каждый стабилизирующий элемент снабжен кольцом из самосмазывающегося материала, установленным с возможностью взаимодействия с внутренней поверхностью внешней трубы.
3. Труба по п.1, отличающаяся тем, что она снабжена индикатором заклинивания керна, выполненным в виде отражающего кожуха со скошенным нижним краем и втулки с выступом, имеющим скошенную кромку, при этом кожух установлен на распределительной трубе, втулка установлена с возможностью осевого перемещения и создания кольцевого канала переменного сечения между скошенным нижним краем кожуха и скошенной кромкой втулки.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
BE9000560A BE1004330A3 (fr) | 1990-05-31 | 1990-05-31 | Carottier double pour forage devie. |
BE9000560 | 1990-05-31 | ||
PCT/BE1991/000032 WO1991019075A2 (fr) | 1990-05-31 | 1991-05-30 | Carottier double pour forage devie |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU92016516A RU92016516A (ru) | 1995-09-27 |
RU2086749C1 true RU2086749C1 (ru) | 1997-08-10 |
Family
ID=3884811
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU9192016516A RU2086749C1 (ru) | 1990-05-31 | 1991-05-30 | Двойная колонковая труба для наклонного бурения |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP0531336B1 (ru) |
BE (1) | BE1004330A3 (ru) |
CA (1) | CA2083827A1 (ru) |
DE (1) | DE69103007T2 (ru) |
RU (1) | RU2086749C1 (ru) |
WO (1) | WO1991019075A2 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2010050840A1 (en) * | 2008-10-31 | 2010-05-06 | Schlumberger Canada Limited | An integrated coring system |
RU2515647C1 (ru) * | 2012-11-08 | 2014-05-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала Сибирского отделения Российской академии наук | Способ сооружения скважины |
CN114482873A (zh) * | 2022-02-23 | 2022-05-13 | 临沂金正阳管业有限公司 | 一种精密取芯钻钻杆用无缝钢管 |
Families Citing this family (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5230390A (en) * | 1992-03-06 | 1993-07-27 | Baker Hughes Incorporated | Self-contained closure mechanism for a core barrel inner tube assembly |
BE1011502A3 (fr) | 1997-10-17 | 1999-10-05 | Dresser Ind | Carottier. |
CN102124180B (zh) | 2007-08-30 | 2014-05-14 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 双bha钻井系统 |
WO2017023369A1 (en) | 2015-07-31 | 2017-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coring inner barrel connections for core of rock protection |
CN107762436A (zh) * | 2017-11-17 | 2018-03-06 | 中交第航务工程勘察设计院有限公司 | 新型双管岩芯管 |
CN109025875B (zh) * | 2018-08-13 | 2024-05-14 | 中国地质科学院勘探技术研究所 | 一种内置钢球式液力差动机构 |
CN111894502B (zh) * | 2020-07-28 | 2023-03-10 | 四川大学 | 气体作为流体介质的坑道取芯方法 |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1565430A (en) * | 1922-04-10 | 1925-12-15 | Frank A Edson | Drill |
US2128914A (en) * | 1936-02-04 | 1938-09-06 | Cameron Iron Works Inc | Core barrel mounting |
US2490512A (en) * | 1946-03-12 | 1949-12-06 | Carroll L Deely | Core barrel |
US2555580A (en) * | 1947-11-14 | 1951-06-05 | Carroll L Deely | Core barrel |
US2791398A (en) * | 1955-01-17 | 1957-05-07 | Exxon Research Engineering Co | Core signalling device |
US2789790A (en) * | 1956-06-13 | 1957-04-23 | Ii John H Kirby | Core drilling apparatus |
FR1474299A (fr) * | 1966-03-22 | 1967-03-24 | Huber Corp J M | Trépan carottier |
US3605920A (en) * | 1969-12-30 | 1971-09-20 | Texaco Inc | Core drilling apparatus with means to indicate amount of core in barrel |
US3986555A (en) * | 1975-04-10 | 1976-10-19 | Dresser Industries, Inc. | Apparatus for providing a packaged core |
BE844368A (fr) * | 1976-07-20 | 1976-11-16 | Appareil carottier du type a cable | |
DE2919007C2 (de) * | 1979-05-11 | 1982-07-22 | Christensen, Inc., 84115 Salt Lake City, Utah | Kernbohreinrichtung für Gesteinsbohrlöcher |
SE425420B (sv) * | 1980-10-10 | 1982-09-27 | Craelius Ab | Anordning for att vid kernborrning indikera ner kernroret er fylld |
US4638872A (en) * | 1985-04-01 | 1987-01-27 | Diamond Oil Well Drilling Company | Core monitoring device |
EP0248615A3 (en) * | 1986-06-04 | 1988-11-30 | Diamond Products Limited Oreco | Improvements in drilling apparatus |
BE1000474A3 (fr) * | 1987-04-14 | 1988-12-20 | Diamant Boart Sa | Dispositif pour obturer un carottier monte dans un equipement de sondage. |
-
1990
- 1990-05-31 BE BE9000560A patent/BE1004330A3/fr not_active IP Right Cessation
-
1991
- 1991-05-30 DE DE69103007T patent/DE69103007T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1991-05-30 WO PCT/BE1991/000032 patent/WO1991019075A2/fr active IP Right Grant
- 1991-05-30 RU RU9192016516A patent/RU2086749C1/ru active
- 1991-05-30 CA CA002083827A patent/CA2083827A1/fr not_active Abandoned
- 1991-05-30 EP EP91909440A patent/EP0531336B1/fr not_active Expired - Lifetime
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Патент США N 4467879, кл. 175 - 325, 1984. 2. ЕР, заявка N 0178709, кл. E 21 B 17/10/ 1986. 3. Патент США N 2555580, кл. 175 - 228, 1951. 4. ЕР Заявка N 0174615, кл. E 21 B 25/00, 1985. * |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2010050840A1 (en) * | 2008-10-31 | 2010-05-06 | Schlumberger Canada Limited | An integrated coring system |
GB2478455A (en) * | 2008-10-31 | 2011-09-07 | Schlumberger Holdings | An integrated coring system |
GB2478455B (en) * | 2008-10-31 | 2013-04-10 | Schlumberger Holdings | An integrated coring system |
RU2515647C1 (ru) * | 2012-11-08 | 2014-05-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала Сибирского отделения Российской академии наук | Способ сооружения скважины |
CN114482873A (zh) * | 2022-02-23 | 2022-05-13 | 临沂金正阳管业有限公司 | 一种精密取芯钻钻杆用无缝钢管 |
CN114482873B (zh) * | 2022-02-23 | 2022-09-23 | 临沂金正阳管业有限公司 | 一种精密取芯钻钻杆用无缝钢管 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0531336A1 (fr) | 1993-03-17 |
EP0531336B1 (fr) | 1994-07-20 |
DE69103007D1 (de) | 1994-08-25 |
CA2083827A1 (fr) | 1991-12-01 |
BE1004330A3 (fr) | 1992-11-03 |
WO1991019075A3 (fr) | 1992-01-09 |
DE69103007T2 (de) | 1995-03-09 |
WO1991019075A2 (fr) | 1991-12-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4901806A (en) | Apparatus for controlled absorption of axial and torsional forces in a well string | |
US5566772A (en) | Telescoping casing joint for landing a casting string in a well bore | |
US4991668A (en) | Controlled directional drilling system and method | |
US4618009A (en) | Reaming tool | |
US7293616B2 (en) | Expandable bit | |
US4275935A (en) | Drilling stabilizer | |
US5111893A (en) | Device for drilling in and/or lining holes in earth | |
US3123162A (en) | Xsill string stabilizer | |
US3974886A (en) | Directional drilling tool | |
EP0497422B1 (en) | Downhole adjustable stabilizer | |
US4572305A (en) | Drilling apparatus | |
US5351765A (en) | Coring assembly and method | |
RU2086749C1 (ru) | Двойная колонковая труба для наклонного бурения | |
US4456081A (en) | Hydraulic drilling jar | |
GB2261238A (en) | Turbine vibrator assembly | |
MX2010008273A (es) | Tubo de perforacion de aluminio acanalado en espiral. | |
US20050247485A1 (en) | Combined casing expansion/casing while drilling method and apparatus | |
US20090050375A1 (en) | Steerable drill bit arrangement | |
NO144646B (no) | Stoetdemperanordning for bruk i borestreng. | |
RU2637350C1 (ru) | Система бурильного яса с обратным клапаном | |
US4254837A (en) | Technique for damping oscillations in a drill string | |
US4508182A (en) | Method and apparatus for controlling azimuthal drift of a drill bit | |
NO177762B (no) | Anordning for boring av forgreningsbrönner | |
US4466496A (en) | Technique for damping oscillations in a drill string | |
CA2047555C (en) | Process and drilling equipment for sinking a well in underground rock formations |