RU2110660C1

RU2110660C1 - Insert for cutting facility

Info

Publication number: RU2110660C1
Application number: RU97112748A
Authority: RU
Inventors: Ю.Р. Ионесян; Б.В. Кузин; В.Б. Кузин; О.В. Сергеев
Original assignee: Закрытое акционерное общество Инвестиционно-трастовая компания "Спецпромстрой"
Priority date: 1997-08-06
Filing date: 1997-08-06
Publication date: 1998-05-10

Abstract

FIELD: bore-hole drilling machinery and equipment. SUBSTANCE: this is intended for drilling deep bore-holes, primarily for oil and gas recovery. Cutting facility incorporates turbo-drill. Body of turbine section of turbo-drill is connected through adapter to lower pipe of drilling string. Attached to shaft of trubo-drill spindle by threading is diamond drilling bit. Body of turbo-drill turbine section and body of turbo-drill spindle are centered in bore-hole being drilled by means of centralizers. Lower nipple-type reamer-stabilizer is provided with external rock-crushing surface. Tangential line to longitudinal cross-section of rock-crushing surface is at any point located at angle of at least 45 deg. to turbo-drill axis. Outer diameter of diamond drilling bit is equal to or by 2-5 mm larger than diameter of rock-crushing surface of lower nipple-type reamer-stabilizer. Shaft of turbo-drill spindle is eccentrically displaced relative to axis of turbine section shaft. EFFECT: higher efficiency. 2 dwg

Description

Изобретение относится к техническим средствам, посредством которых осуществляется бурение скважин на нефть и газ. В более узком назначении изобретение является инструментом, присоединяемым на резьбе к нижней трубе бурильной колонны, работающим в призабойной зоне и углубляющим ствол скважины. The invention relates to technical means by which wells are drilled for oil and gas. In a narrower purpose, the invention is a tool attached to the thread to the bottom pipe of the drill string, working in the bottomhole zone and deepening the wellbore.

Известен скважинный инструмент, включающий турбобур, корпус которого с помощью верхнего переводника присоединен к нижней бурильной трубе. В нижней части корпуса к корпусному ниппелю присоединено с помощью резьбы долото-расширитель, вращаемое ротором буровой установки. При этом к валу турбобура присоединено на резьбе внутреннее долото, вращаемое турбиной турбобура с большой частотой [1]. A well-known tool, including a turbodrill, the body of which is connected to the lower drill pipe using an upper sub. In the lower part of the casing, a chisel-expander rotated by the rotor of the drilling rig is connected to the casing nipple by means of a thread. At the same time, an internal bit rotated by the turbo-drill turbine with a high frequency [1] is attached to the turbo-drill shaft on the thread.

Однако данное изобретение не получило промышленного использования из-за несопоставимой отказной стойкости двух породоразрушающих элементов: внутреннего долота и внешнего долота-расширителя. Внутреннее долото быстро выходит из строя, что вынуждает поднимать бурильную колонну из скважины для его замены. However, this invention has not received industrial use due to the incomparable failure resistance of two rock-destroying elements: an internal bit and an external reamer bit. The internal bit quickly fails, which forces the drill string to be lifted from the well to replace it.

Наиболее близким прототипом изобретения является инструмент для бурения скважин, включающий турбобур, к валу которого присоединяется алмазное долото, а корпус турбобура центрируется в стволе скважины с помощью лопастных стабилизаторов. Для того чтобы бурильный инструмент при вращении долота не зависал на стенках скважины, вся бурильная колонна, а следовательно, и корпус турбобура со стабилизаторами, вращается роторным столом буровой установки. Вращение может осуществляться и реактивным моментом самого турбобура. При этом стабилизаторы выглаживают стенки скважины, устраняя уступы и неровности [2]. The closest prototype of the invention is a tool for drilling wells, including a turbodrill, a diamond bit is attached to the shaft, and the turbodrill body is centered in the wellbore using blade stabilizers. In order to prevent the drilling tool from hanging on the walls of the well during rotation of the bit, the entire drill string, and therefore the turbodrill body with stabilizers, rotates with the rotary table of the drilling rig. Rotation can also be carried out by the reactive moment of the turbodrill itself. In this case, the stabilizers smooth the walls of the well, eliminating ledges and irregularities [2].

Однако такой инструмент имеет два общепризнанных мировой практикой недостатка, ограничивающих объемы его применения. С одной стороны, жестко стабилизированное в стволе скважины алмазное долото может эффективно бурить ограниченное количество типов горных пород. В ряде пород алмазные резцы не выдерживают высокотемпературных режимов и часто сгорают из-за того, что все время находятся в рабочем контакте с разбуриваемой породой и плохо доступны для охлаждения буровым раствором. С другой, при бурении в условиях, где алмазные резцы могут достаточно хорошо охлаждаться (например, при использовании в качестве промывочной жидкости воды и маловязких растворов на водной и нефтяной основе при проходке стволов в мягких известняках, доломитах, меле, глинистых сланцах) из-за высокой моментоемкости алмазных долот и отсутствия достаточного момента на роторе турбобура не удается создать эффективную осевую нагрузку на долото. Отсюда относительно невысокий уровень суточного темпа углубления скважин, что при высокой стоимости алмазных долот делает применение такого инструмента нерентабельным. However, such an instrument has two world-recognized disadvantages that limit the scope of its application. On the one hand, a diamond bit that is rigidly stabilized in the wellbore can effectively drill a limited number of rock types. In a number of rocks, diamond cutters do not withstand high-temperature conditions and often burn out due to the fact that they are constantly in working contact with the drilled rock and are poorly accessible for drilling mud cooling. On the other hand, when drilling in conditions where diamond cutters can be reasonably well cooled (for example, when using water and low-viscosity water and oil-based solutions as a washing liquid when sinking shafts in soft limestones, dolomites, chalk, shales) due to the high moment consumption of diamond bits and the lack of sufficient torque on the rotor of the turbodrill cannot create an effective axial load on the bit. Hence the relatively low level of the daily rate of well deepening, which, at the high cost of diamond bits, makes the use of such a tool unprofitable.

Изобретение позволяет успешно решить главную проблему турбоалмазного бурения, устраняя основное противоречие между необходимостью форсировать режим бурения по нагрузке и частоте вращения долота и опасностью сжечь его из-за недостаточно эффективного охлаждения алмазных резцов. The invention allows to successfully solve the main problem of turbo-diamond drilling, eliminating the main contradiction between the need to force the drilling mode in terms of load and bit rotation speed and the danger of burning it due to insufficiently efficient cooling of diamond cutters.

Сущность изобретения заключается в том, что корпус турбобура центрируется в стволе скважины с помощью стабилизаторов, самый нижний из которых имеет лопасти, касательная линия к наружной рабочей поверхности которых располагается под острым (не более 45^o) углом к оси скважины. При этом нижний расширитель-стабилизатор разрушает внутреннюю цилиндрическую поверхность ствола скважины, образуемую алмазным долотом, закрепленным посредством резьбы на валу турбобура. Габаритный диаметр долота равен или на 2 - 5 мм больше, чем наименьший диаметр породоразрушающей поверхности лопастей нижнего стабилизатора.The essence of the invention lies in the fact that the turbodrill body is centered in the wellbore with the help of stabilizers, the lowest of which has blades, the tangent line to the outer working surface of which is located at an acute (not more than 45 ^o ) angle to the axis of the well. In this case, the lower stabilizer expander destroys the inner cylindrical surface of the wellbore, formed by a diamond bit fixed by means of a thread on the shaft of the turbodrill. The overall diameter of the bit is equal to or 2 - 5 mm more than the smallest diameter of the rock-cutting surface of the blades of the lower stabilizer.

Породоразрушающая поверхность нижнего стабилизатора вписывается во внутреннюю поверхность усеченного конуса либо во внутреннюю поверхность усеченного эллипсоида, максимальный диаметр которых равен диаметру скважины. Габаритный диаметр долота на 10 - 60 мм больше диаметра ниппеля шпинделя турбобура, на котором выполняются лопасти нижнего расширителя-стабилизатора. Геометрическая ось долота эксцентрична по отношению к геометрической оси турбинной секции турбобура и наружной поверхности корпуса шпинделя. The rock-damaging surface of the lower stabilizer fits into the inner surface of the truncated cone or into the inner surface of the truncated ellipsoid, the maximum diameter of which is equal to the diameter of the well. The overall diameter of the bit is 10 - 60 mm larger than the diameter of the nipple of the spindle of the turbodrill, on which the blades of the lower stabilizer expander are made. The geometrical axis of the bit is eccentric with respect to the geometrical axis of the turbine section of the turbodrill and the outer surface of the spindle body.

На фиг. 1 изображен инструмент для бурения скважин, общий вид; на фиг. 2 - поперечные сечения радиальных опор шпинделя турбобура при различных конструктивных исполнениях. In FIG. 1 shows a tool for drilling wells, a General view; in FIG. 2 - cross-sections of the radial bearings of the spindle of the turbodrill with various designs.

Корпус 1 (фиг. 1) турбинной секции турбобура с помощью верхнего переводника 2, на котором имеются центрирующие корпус в стволе скважины ребра-лопасти, закрепляется на резьбе нижней трубы бурильной колонны (не показана). В корпусе 1 с помощью соединительного переводника 3, на котором также имеются ребра-лопасти, неподвижно закреплены статоры 4 турбины турбобура, статорные элементы 5 радиальных опор и фиксирующие осевое положение вала 6 статорные элементы 7 осевой опоры турбинной секции. The housing 1 (Fig. 1) of the turbine section of the turbodrill using the upper sub 2, on which there are centering the housing in the wellbore of the rib-blade, is fixed to the thread of the lower pipe of the drill string (not shown). In the housing 1 with the help of a connecting sub 3, on which there are also ribs-blades, the stators 4 of the turbo-drill turbine, the stator elements 5 of the radial bearings and the stator elements 7 of the axial support of the turbine section fixing the axial position of the shaft 6 are fixedly fixed.

На валу 6 с помощью гайки-муфты 8 неподвижно закреплены роторы 9 турбины турбобура, роторные элементы 10 радиальных опор и роторные элементы 11 осевой опоры, а также фонарь 12, имеющий промывочные окна 13. Между верхним роторным элементом 11 осевой опоры и нижним ротором 9 турбины турбобура под фонарем 12 в валу 6 имеются промывочные окна 14. В полумуфте 15, закрепленной на нижнем конце вала 6, имеются промывочные окна 16. The rotors 9 of the turbo-drill turbine, the rotor elements 10 of the radial bearings and the rotor elements 11 of the axial support, as well as the lantern 12 having the washing windows 13, are fixedly fixed to the shaft 6 with the help of the coupling nut 8 between the upper rotor element 11 of the axial support and the lower rotor 9 of the turbine turbodrill under the lantern 12 in the shaft 6 there are washing windows 14. In the coupling half 15, mounted on the lower end of the shaft 6, there are washing windows 16.

На резьбе верхнего конца вала 17 шпинделя турбобура крепится ответная полумуфта 18, которая соединяется с полумуфтой 15 втулкой 19, обеспечивающей передачу крутящего момента при одновременном смещении оси вала 17 относительно оси вала 6 турбинной секции. В полумуфте 18 имеются окна для пропуска жидкости во внутреннюю полость вала 17. A mating coupling 18 is attached to the thread of the upper end of the shaft 17 of the spindle of the turbo-drill, which is connected to the half-coupling 15 by a sleeve 19, which provides torque transmission while displacing the axis of the shaft 17 relative to the axis of the shaft 6 of the turbine section. In the coupling half 18 there are windows for the passage of fluid into the internal cavity of the shaft 17.

В корпусе 20 шпинделя турбобура с помощью ниппеля 21, выполняющего также роль расширителя-стабилизатора, неподвижно закреплены статорные элементы 22 осевой пяты шпинделя, фиксирующие осевое положение вала 17, и статорные элементы 23 радиальных опор, обеспечивающие радиальное смещение главной оси вала 17 относительно главной оси вала 6 турбинной секции. Соединительная муфта, состоящая из элементов 15, 18 и 19, такое смещение допускает. In the housing 20 of the spindle of the turbodrill, using the nipple 21, which also acts as a stabilizer expander, the stator elements 22 of the axial heel of the spindle are fixed, fixing the axial position of the shaft 17, and the stator elements 23 of the radial bearings provide a radial displacement of the main axis of the shaft 17 relative to the main axis of the shaft 6 turbine sections. The coupling, consisting of elements 15, 18 and 19, allows such a displacement.

На валу 17 с помощью полумуфты 18 неподвижно закреплены роторные диски 24 и проставочные втулки 25 осевой пяты шпинделя, а также роторные втулки 26 радиальных опор шпинделя. The rotor discs 24 and the spacer sleeves 25 of the spindle axial heel, as well as the rotor sleeves 26 of the spindle radial bearings, are fixedly mounted on the shaft 17 with the help of the coupling half 18.

Роль расходного уплотнения вала шпинделя выполняет осевая пята скольжения шпинделя, но при необходимости может быть установлено дополнительное уплотнение. The role of the spindle shaft consumable seal is performed by the axial heel of the spindle slip, but an additional seal can be installed if necessary.

К нижнему концу вала 17 на резьбе крепится алмазное долото 27. A diamond bit 27 is attached to the lower end of the shaft 17 on the thread.

На ниппельном расширителе-стабилизаторе 21 имеется несколько лопастей-ребер 28, наружная поверхность которых армируется алмазными резцами или синтетическими алмазами, или пластинами из износостойких карбидов с поликристаллическими алмазами. Касательная линия 29, проведенная к наружной поверхности ребер 28, в любой точке их продольного сечения всегда образует с осью турбобура острый угол не более 45^o. Наружная армированная поверхность ребер 28 вписывается в поверхность усеченного конуса или усеченного эллипсоида, максимальный диаметр которых равен диаметру скважины.On the nipple expander-stabilizer 21 there are several blade blades 28, the outer surface of which is reinforced with diamond cutters or synthetic diamonds, or plates made of wear-resistant carbides with polycrystalline diamonds. The tangent line 29, drawn to the outer surface of the ribs 28, at any point in their longitudinal section always forms an acute angle of not more than 45 ^o with the axis of the turbodrill. The outer reinforced surface of the ribs 28 fits into the surface of a truncated cone or a truncated ellipsoid, the maximum diameter of which is equal to the diameter of the well.

Габаритный диаметр алмазного долота 27 равен или на 2 - 5 мм больше, чем наименьший диаметр породоразрушающей поверхности лопастей-ребер ниппельного расширителя-стабилизатора 21 и одновременно на 10 - 60 мм больше диаметра ниппеля, на котором выполняются ребра-лопасти. The overall diameter of the diamond bit 27 is equal to or 2 - 5 mm greater than the smallest diameter of the rock-cutting surface of the blades of the ribs of the nipple expander-stabilizer 21 and at the same time 10 - 60 mm larger than the diameter of the nipple on which the ribs are blades.

На фиг. 2 приведены три варианта конструктивного исполнения радиальных опор шпинделя турбобура, обеспечивающие эксцентричное расположение оси вала 17 шпинделя относительно оси вала 6 турбинной секции и относительно наружной поверхности корпуса 20 шпинделя турбобура. In FIG. Figure 2 shows three versions of the radial bearings of the spindle of the turbo-drill, providing an eccentric arrangement of the axis of the shaft 17 of the spindle relative to the axis of the shaft 6 of the turbine section and relative to the outer surface of the housing 20 of the spindle of the turbo-drill.

В варианте 1 радиальное смещение оси вала 17 относительно оси вала 6 турбинной секции достигается за счет смещения оси привулканизованной резиновой обкладки 23 радиальной опоры. In option 1, the radial displacement of the axis of the shaft 17 relative to the axis of the shaft 6 of the turbine section is achieved by displacing the axis of the vulcanized rubber plate 23 of the radial support.

В варианте 2 смещение осей указанных валов достигается эксцентричной расточкой внутренней поверхности корпуса 20 шпинделя. Варианты 1 и 2 имеют свои преимущества и недостатки и оптимальный должен выбираться по соображениям технологичности изготовления и сборки. In option 2, the displacement of the axes of these shafts is achieved by an eccentric bore of the inner surface of the spindle housing 20. Options 1 and 2 have their advantages and disadvantages and the optimal one should be selected for reasons of manufacturability and assembly.

В варианте 3 радиальная опора выполняется в виде зубчатой пары с внутренним зацеплением. Причем один из двух элементов - статорный или роторный - выполняется соответственно с внутренней или наружной резиновой обкладкой. При этом количество впадин (или выступов) соответственно на статорном и роторном элементах отличается как минимум на единицу. In option 3, the radial bearing is in the form of a gear pair with internal gearing. Moreover, one of the two elements - the stator or rotor - is performed respectively with an inner or outer rubber lining. Moreover, the number of depressions (or protrusions) on the stator and rotor elements, respectively, differs by at least one.

Работа инструмента осуществляется следующим образом. The tool is as follows.

К валу 17 шпинделя турбобура с помощью резьбы приворачивается алмазное долото 27, затем с помощью верхнего переводника 2 корпуса турбинной секции весь инструмент в сборе приворачивается к нижней трубе бурильной колонны и спускается в бурящуюся скважину. Инструмент не доводится до забоя на 5 - 10 м, после этого на верх бурильной колонны наворачивается ведущая труба, включаются насосы и бурильную колонну начинают вращать ротором буровой установки с частотой 45 - 120 об/мин. A diamond bit 27 is screwed to the shaft 17 of the spindle of the turbodrill using a thread, then with the help of the upper sub 2 of the turbine section housing, the complete tool assembly is screwed to the lower pipe of the drill string and lowered into the well being drilled. The tool is not brought to the bottom by 5–10 m, after which a lead pipe is screwed onto the top of the drill string, the pumps are turned on, and the drill string is rotated by the rotor of the drilling rig at a frequency of 45–120 rpm.

Под действием вращающего момента турбинной секции вал 6 вращается и вращает вал 17 шпинделя с долотом 27. Under the action of the torque of the turbine section, the shaft 6 rotates and rotates the spindle shaft 17 with a bit 27.

В вариантах 1 и 2 обеспечивается одинаковая кинематика планетарного движения вала 17 шпинделя и долота 27: вращение вала 17 осуществляется валом 6 турбинной секции, переносное движение оси вала 17 и долота 27 осуществляется вращением корпуса 1 турбобура ротором буровой установки через колонну бурильных труб. In variants 1 and 2, the same kinematics of planetary motion of the shaft 17 of the spindle and the bit 27 is provided: the rotation of the shaft 17 is carried out by the shaft 6 of the turbine section, the portable movement of the axis of the shaft 17 and the bit 27 is carried out by rotating the housing 1 of the turbodrill with the rotor of the drilling rig through the drill pipe string.

В варианте 3 вращение вала 17 и долота 27 также осуществляется валом 6 турбинной секции. При этом вал 17 и долото 27 совершают сложное планетарное движение, при котором роторный элемент 26 радиальной опоры обкатывается по внутренней зубчатой поверхности статорного элемента 23 с одновременным переносным вращением корпуса 20 шпинделя ротором буровой установки. In option 3, the rotation of the shaft 17 and the bit 27 is also carried out by the shaft 6 of the turbine section. In this case, the shaft 17 and the bit 27 make a complex planetary motion, in which the rotor element 26 of the radial support rolls around the internal gear surface of the stator element 23 with the simultaneous portable rotation of the spindle body 20 by the rotor of the drilling rig.

Планетарное движение долота 27, обеспечиваемое всеми тремя вариантами исполнения радиальных опор шпинделя турбобура, дает возможность бурить диаметр пилотного ствола скважины на 5-25 мм больший габаритного диаметра долота 27. The planetary movement of the bit 27, provided by all three versions of the radial bearings of the spindle of the turbodrill, makes it possible to drill the diameter of the pilot wellbore 5-25 mm larger than the overall diameter of the bit 27.

При каждом обороте долота вокруг своей оси большая часть его вооружения выходит из рабочего контакта с породой и интенсивно охлаждается промывочной жидкостью. Особо следует подчеркнуть, что периферийное вооружение долота не затирается в стволе скважины, что существенно уменьшает потребляемый долотом вращающий момент и дает возможность увеличить осевую нагрузку на долото. With each revolution of the bit around its axis, most of its weapons come out of working contact with the rock and are intensively cooled by the flushing fluid. It should be emphasized that the peripheral armament of the bit is not overwritten in the wellbore, which significantly reduces the torque consumed by the bit and makes it possible to increase the axial load on the bit.

Ребра 28 ниппельного расширителя стабилизатора 21 разрушают образующийся за долотом ствол, доводя его до требуемого диаметра. Конфигурация наружной рабочей поверхности лопастей-ребер 28 дает возможность при относительно небольшой частоте вращения бурильной колонны реализовать на разрушение стенок пилотного ствола, вырабатываемого долотом 27, весьма значительную мощность, что обеспечивает необходимый высокий уровень скоростей углубления скважины. The ribs 28 of the nipple expander of the stabilizer 21 destroy the trunk formed behind the bit, bringing it to the required diameter. The configuration of the outer working surface of the blades-ribs 28 makes it possible at a relatively low rotational speed of the drill string to realize the destruction of the walls of the pilot shaft produced by the bit 27, a very significant power, which provides the required high level of speed of the well.

Claims

A tool for drilling wells, including a turbodrill with a body-mounted centralizer-stabilizer, on the spindle shaft of which a diamond bit is fixed with a thread, characterized in that the tangent line to the working surface of the blade edges of the nipple expander-stabilizer at any point in the longitudinal section forms an angle with the axis of the turbodrill less than 45 ^o , while the overall diameter of the bit is equal to or 2 - 5 mm more than the smallest diameter of the rock-forming surface of the blades of the ribs of the nipple expander-stabilizer, and the longitudinal the axis of the spindle shaft, at the lower end of which the bit is attached by means of a thread, is offset relative to the axis of the spindle body.