RU2111335C1 - Device for continuous coring from sea bottom - Google Patents
Device for continuous coring from sea bottom Download PDFInfo
- Publication number
- RU2111335C1 RU2111335C1 RU97109333A RU97109333A RU2111335C1 RU 2111335 C1 RU2111335 C1 RU 2111335C1 RU 97109333 A RU97109333 A RU 97109333A RU 97109333 A RU97109333 A RU 97109333A RU 2111335 C1 RU2111335 C1 RU 2111335C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- turbodrill
- turbine
- axis
- hollow
- rotor
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к техническим средствам, с помощью которых бурятся скважины различного назначения, а точнее к скважинным инструментам, с помощью которых отбирается керн разбуриваемых пород, извлекаемых на поверхность с помощью съемной грунтоноски. The present invention relates to technical means by which wells for various purposes are drilled, and more specifically to downhole tools, with which a core of drillable rocks is taken, which are extracted to the surface using a removable soil sock.
Известна целая гамма турбобуров с полым валом, к нижней части которого на резьбе прикрепляется бурильная головка (шарошечная или алмазная), которая разбуривает забой и формирует керн, поступающий в съемную грунтоноску, размещающуюся в полом валу [1]. Такие турбобуры получили название "турбодолото". Однако наиболее близким аналогом нашего изобретения является турбодолото, выполненное по [2]. A whole gamut of turbo-drills with a hollow shaft is known, a drill head (cone or diamond) is attached to the lower part of the thread, which drills the face and forms a core entering a removable soil carrier located in the hollow shaft [1]. Such turbodrills are called "turbo-chisels." However, the closest analogue of our invention is a turbo bit made according to [2].
Такое турбодолото обладает одним большим преимуществом перед всеми другими типами керноотборных инструментов - керн поступает в невращающуюся полую ось турбобура с вращающимся корпусом-ротором, что обеспечивает почти стопроцентный вынос керна и его практическую нераскрошенность. Однако разработчикам не удалось создать надежно работающего уплотнения вращающегося корпуса, которое отделяет полость высокого давления бурового раствора (надтурбинное пространство) от полости низкого давления (пространство за корпусом турбобура). Многолетние попытки найти эффективное решение не дали положительного результата и в начале 60-х годов эти работы были прекращены. Such a turbo chisel has one big advantage over all other types of core sampling tools - the core enters the non-rotating hollow axis of the turbo-drill with a rotating rotor body, which provides almost one-hundred-percent removal of the core and its practical underexposure. However, the developers were not able to create a reliable working seal of the rotating casing, which separates the high-pressure cavity of the drilling fluid (turbine space) from the low-pressure cavity (space behind the turbodrill casing). Long-term attempts to find an effective solution did not give a positive result, and in the early 60s, these works were discontinued.
Известен также турбобур с вращающимся корпусом и неподвижной полой осью, в котором были использованы турбины двух типов, причем одна из этих турбин выполняла функцию уплотнения между валом и корпусом. (См. статью Ю.Р.Иоанесян "Проектирование турбобуров с параллельным распределением расхода промывочной жидкости в турбине". Турбобуры с наклонной линией давления. Труды ВНИИБТ. Изд-во "Недра", М., 1969, с. 34-35). Also known is a turbodrill with a rotating casing and a fixed hollow axis, in which two types of turbines were used, one of these turbines serving as a seal between the shaft and the casing. (See the article by Yu.R. Ioanesyan "Designing turbodrills with parallel distribution of flushing fluid flow in a turbine". Turbodrills with an inclined pressure line. Proceedings of VNIIBT. Nedra Publishing House, Moscow, 1969, pp. 34-35).
Однако в этом турбобуре не предусматривалась установка съемной грунтоноски и не удалось поднять до необходимых значений уплотняющую способность верхней турбины-уплотнителя. However, the installation of a removable soil sock was not provided for in this turbodrill and it was not possible to raise the sealing ability of the upper sealing turbine to the required values.
В последние годы появился очень специфический вид работ в море, который сделал необходимость создания подобного турбобура весьма актуальной. Необходимость сплошного отбора керна со дна проливов, под которыми проложены, прокладывают или предполагают проложить туннели, очевидна. Однако в тех случаях, когда имеют место сильные придонные течения (Гибралтарский пролив, залив Сан-Франциско, Ла-Манш и другие), забуривание в дно моря с динамически позиционируемых судов при сложной пространственной линии изгиба бурильных труб в толще морской воды - дело весьма сложное, сопровождающееся большим количеством аварий с инструментом и оставлением его на дне моря. Не меньшие сложности представляет собой отбор керна в рифтовых зонах океана, на океанических склонах и каньонах морского шельфа. In recent years, a very specific type of work at sea has appeared, which has made the need to create such a turbodrill very urgent. The need for continuous coring from the bottom of the straits under which tunnels are laid, lay, or are supposed to be laid, is obvious. However, in cases where there are strong bottom currents (Strait of Gibraltar, San Francisco Bay, English Channel and others), drilling into the bottom of the sea from dynamically positioned vessels with a complex spatial line of bending of drill pipes in the thickness of sea water is a very complicated matter accompanied by a large number of accidents with the instrument and leaving it at the bottom of the sea. No less difficult is the coring in the rift zones of the ocean, on the oceanic slopes and canyons of the sea shelf.
В этих случаях необходимо забуриться в породы морского дна (это могут быть достаточно прочные известняки, а в рифтовых зонах океанического дна - базальты), при том, что продольная ось бурильного инструмента по отношению к поверхности дна моря может располагаться под углами 40-30o, а иногда и меньшими. Установить в таких условиях направляющую воронку на дно - дело весьма сложное, дорогое и зачастую - неосуществимое.In these cases, it is necessary to drill into the rocks of the seabed (these can be quite solid limestones, and in the rift zones of the ocean floor - basalts), despite the fact that the longitudinal axis of the drilling tool relative to the surface of the bottom of the sea can be located at angles of 40-30 o , and sometimes smaller. To install a guiding funnel to the bottom under such conditions is a very complicated, expensive and often impossible task.
Задачей изобретения является получение технического результата за счет создания устройства, обеспечивающего отбор керна в условиях весьма сильных придонных течений и независимо от сложности профиля морского дна. The objective of the invention is to obtain a technical result by creating a device that provides core sampling in conditions of very strong bottom currents and regardless of the complexity of the profile of the seabed.
Поставленная задача решается за счет того, что в устройстве для непрерывного отбора керна с морского дна, включающем турбобур, имеющий неподвижную полую ось, присоединенную к нижней трубе колонны бурильных труб, вращающийся корпус, положение которого фиксируется с помощью радиальных опор и осевой опоры, съемную грунтоноску, установленную во внутренней полости неподвижной полой оси турбобура, гидравлически связанной с кольцевой межтурбинной полостью, и кернообразующую бурильную головку, вращающийся корпус имеет бурт на наружной поверхности, в корпусе турбобура неподвижно зафиксированы роторы ступеней давления верхней турбины-уплотнения и нижней турбины, на оси неподвижно зафиксированы статоры ступеней давления тех же турбин, кернообразующая бурильная головка выполнена алмазной и прикреплена на резьбе к ниппелю корпуса турбобура, углы установки лопаток роторных и статорных венцов верхней турбины-уплотнения к плоскости, перпендикулярной оси турбобура, находятся в пределах диапазона значений от 25 до 40o, входные кромки лопаток - тонкие и имеют скругление радиусом 0,6-1,0 мм, а выходные кромки лопаток - толстые и подрезанные в плоскости, перпендикулярной оси турбобура.The problem is solved due to the fact that in the device for continuous coring from the seabed, including a turbodrill having a fixed hollow axis attached to the bottom pipe of the drill pipe string, a rotating body, the position of which is fixed using radial bearings and an axial support, a removable soil pump installed in the inner cavity of the stationary hollow axis of the turbodrill, hydraulically connected with the annular inter-turbine cavity, and the core-forming drill head, the rotating body has a shoulder on the outer surface In particular, the rotors of the pressure stages of the upper turbine-seals and the lower turbines are fixedly fixed in the turbodrill case, the stators of the pressure steps of the same turbines are fixedly fixed on the axis, the core-forming drill head is made of diamond and attached to the thread to the nipple of the turbodrill case, the installation angles of the blades of the rotor and stator crowns the upper turbine seal to a plane perpendicular to the axis of the turbodrill, are within the range of values from 25 to 40 o , the input edges of the blades are thin and have a rounding radius of 0.6-1, 0 mm, and the outlet edges of the blades are thick and cut in a plane perpendicular to the axis of the turbodrill.
Способствует получению технического результата также то, что на бурт корпуса посажен маховик, периферия и нижняя рабочая поверхность которого армированы вставками из прочных износостойких материалов. It also contributes to the achievement of the technical result by the fact that a flywheel is planted on the shoulder of the body, the periphery and the lower working surface of which are reinforced with inserts of durable wear-resistant materials.
Изобретение поясняется чертежами. На фиг. 1 показана верхняя часть устройства; на фиг. 2 - нижняя часть устройства; на фиг. 3 - изображена одна ступень давления верхней турбины уплотнения; на фиг. 4 показаны профили лопаток ротора и статора верхней турбины-уплотнения; на фиг. 5 изображена нижняя часть устройства с установленным на бурт корпуса турбобура маховиком. The invention is illustrated by drawings. In FIG. 1 shows the top of the device; in FIG. 2 - the lower part of the device; in FIG. 3 - shows one pressure stage of the upper seal turbine; in FIG. 4 shows the profiles of the rotor blades and stator of the upper seal turbine; in FIG. 5 shows the lower part of the device with a flywheel mounted on the shoulder of the turbodrill housing.
Устройство содержит неподвижную полую ось 1 турбобура, которая имеет верхний резьбовой переводник 2, с помощью которого она прикрепляется к нижней трубе колонны бурильных труб (на фиг. 1 не показана). Полая ось 1 турбобура имеет 2-4 промывочных окна 3, с помощью которых внутренняя полость оси 1 гидравлически соединяется с внутренней кольцевой полостью фонаря 4 и далее через промывочные окна 5 - с межтурбинной кольцевой полостью 6, расположенной внутри корпуса 7. Во внутренней полости оси 1 ниже промывочных окон 3 на внутренний бурт расточки устанавливается съемная грунтоноска 8, головка 9 которой имеет уплотнение 10, с помощью которого грунтоноска 8 уплотняется во внутренней полости оси турбобура. The device contains a stationary hollow axis 1 of the turbodrill, which has an upper threaded sub 2, with which it is attached to the lower pipe of the drill pipe string (not shown in Fig. 1). The hollow axis 1 of the turbodrill has 2-4 flushing windows 3, through which the inner cavity of the axis 1 is hydraulically connected to the inner annular cavity of the flashlight 4 and then through the flushing windows 5 to the inter-turbine annular cavity 6 located inside the housing 7. In the inner cavity of the axis 1 below the wash windows 3, a removable soil 8 is installed on the inner shoulder of the bore 8, the head 9 of which has a seal 10, with which the soil 8 is sealed in the inner cavity of the axis of the turbodrill.
В корпусе 7 турбобура с помощью нижнего натяжного ниппеля 11 и верхней натяжной гайки 12 неподвижно зафиксированы роторы 13 ступеней давления нижней основной турбины, которая располагается под межтурбинной кольцевой полостью 6, а также роторные элементы 14 радиальных опор, надфонарная дистанционная втулка 15, диски 16 и проставочные кольца 17 многоступенчатой осевой опоры турбобура. В корпусе 7 турбобура неподвижно зафиксированы также роторы 18 ступеней давления верхней турбины-уплотнения турбобура. Верхняя турбина-уплотнение располагается над межтурбинной кольцевой полостью 6. In the housing 7 of the turbodrill, with the help of the
На полой оси 1 турбобура с помощью гайки 19 неподвижно зафиксированы фонарь 4, статоры 20 ступеней давления нижней турбины, статорные элементы 21 радиальных опор, статоры 22 ступеней давления верхней турбины-уплотнения, диски 23 и проставочные кольца 24 осевой опоры турбобура. On the hollow axis 1 of the turbodrill, using the
С помощью радиальных и осевой опор фиксируется положение вращающегося корпуса-ротора относительно неподвижной оси-статора. Using radial and axial bearings, the position of the rotating rotor housing relative to the fixed axis of the stator is fixed.
К ниппелю 11 корпуса турбобура на резьбе крепится алмазная кернообразующая бурильная головка 25, над кернообразующим внутренним диаметром которой располагается кернователь 26 съемной грунтоноски 8. A diamond core-forming
Роторные диски 16 многоступенчатой осевой опоры турбобура покрыты привулканизированной резиновой обкладкой, на которой имеется несколько канавок, с помощью которых межтурбинная полость 6 гидравлически связана с роторами 18 и статорами 22 ступеней давления верхней турбины-уплотнения. The rotor disks 16 of the multi-stage axial support of the turbo-drill are covered with a vulcanized rubber lining, on which there are several grooves, with the help of which the inter-turbine cavity 6 is hydraulically connected to the
На фиг. 3, где изображена одна ступень давления верхней турбины уплотнения, стрелками указано направление натекания потока на лопатки статора и ротора. In FIG. 3, where one pressure stage of the upper seal turbine is shown, the arrows indicate the direction of flow flow on the stator and rotor blades.
Лопатки 27 лопаточных венцов роторов 18 и статоров 22 ступеней давления верхней турбины-уплотнения имеют тонкие входные кромки 28 с радиусом скругления 0,6-1,0 мм, выходные кромки лопаток - толстые, подрезанные в плоскости, перпендикулярной оси турбобура. При этом углы установки α лопаток 27 роторных и статорных венцов к плоскости, перпендикулярной оси турбобура, находятся в пределах диапазона значений от 25 до 40o.The
На фиг. 4 стрелкой указано направление натекания потока на лопатки статора и ротора. In FIG. 4, the arrow indicates the direction of flow flow on the stator and rotor blades.
Нижняя турбина имеет профили лопаток роторов 13 и статоров 20, аналогичные тем, которые используются в обычных турбобурах. И нижняя, и верхняя турбины по углам установок лопаток к плоскости, перпендикулярной оси турбобура, ориентированы на вращение корпуса-ротора по часовой стрелке (при взгляде на алмазную бурильную головку 25 сверху). The lower turbine has profiles of the blades of the
В нижней части турбобура (фиг. 5) на бурт ниппеля 11 (наружный диаметр которого на 10-20 мм больше наружного диаметра корпуса 7) с диаметральным зазором в 5-10 мм и упором в конический бурт 30 надет маховик 31. Возможна установка маховика на бурт 30 ниппеля 11 с помощью шлицевого или другого разъемного соединения. Периферия маховика и его нижняя рабочая поверхность армируются износостойкими породоразрушающими вставками 32. In the lower part of the turbodrill (Fig. 5), the collar of the nipple 11 (the outer diameter of which is 10–20 mm larger than the outer diameter of the housing 7) with a diametral clearance of 5–10 mm and an emphasis on the
Работа устройства осуществляется следующим образом. Собранный турбобур присоединяется своей полой осью 1 через резьбовой переводник 2 к нижней трубе бурильной колонны и вместе с алмазной кернообразующей бурильной головкой 25 спускается с динамически позиционируемого судна в толщу морской воды. Турбобур не доводят до морского дна на 5-15 метров (в зависимости от высоты волны и качки судна). The operation of the device is as follows. The assembled turbodrill is connected with its hollow axis 1 through the threaded sub 2 to the lower pipe of the drill string and, together with the diamond core-forming
Затем включаются буровые насосы и забортная морская вода по колонне бурильных труб через полую ось 1 турбобура, окна 3, фонарь 4 и его окна 5 попадает в межтурбинную кольцевую полость 6, где разделяется на два потока. Then, the mud pumps and sea water are switched on through the drill pipe string through the hollow axis 1 of the turbodrill, windows 3, lantern 4 and its windows 5 enter the inter-turbine annular cavity 6, where it is divided into two streams.
Большая часть подаваемого расхода воды отрабатывается в роторах 13 и статорах 20 нижней турбины. Меньшая часть, проходя через канавки обрезиненных дисков осевой опоры, отрабатывается в роторах 18 и статорах 22 верхней турбины-уплотнения. Most of the supplied water flow is worked out in the
Корпус-ротор 7 турбобура начинает разгоняться, разгоняя свободно посаженный на конический бурт 30 ниппеля 11 маховик 31. Частота вращения корпуса турбобура и маховика может достигать значений в 2500-3200 об/мин, при этом гироскопический момент маховика 31 и корпуса турбобура 7 фиксирует в водной толще пространственное положение продольной оси турбобура. The rotor body 7 of the turbo-drill starts to accelerate, accelerating the
После этого инструмент быстро подается до контакта с морским дном и далее до контакта породы с маховиком 31. Маховик, смещаясь вверх относительно конического бурта 30 и реализуя свою кинетическую энергию на выравнивание поверхности морского дна, останавливается, а корпус-ротор 7 продолжает вращаться. After that, the tool is quickly fed up to the contact with the seabed and then until the rock contacts the
В этот момент положение турбобура фиксируется режущей частью бурильной головки 25 и гироскопическим моментом вращающегося корпуса 7. Углубление образовавшегося забоя происходит через невращающийся, горизонтально лежащий на дне моря маховик, т.к. его внутренняя расточка больше наружного диаметра корпуса турбобура и намного больше габаритного диаметра замков бурильной колонны. At this moment, the position of the turbodrill is fixed by the cutting part of the
Для того чтобы маховик мог эффективно выполнять работу по выравниванию поверхности дна, с которой он вошел в соприкосновение, его периферия и нижняя рабочая поверхность армируется износостойкими вставками 32. In order for the flywheel to effectively perform work on leveling the bottom surface with which it came into contact, its periphery and the lower working surface are reinforced with wear-
После того как забой образовавшейся скважины заглублен в дно моря на величину керноотбираемой части съемной грунтоноски 8, насосы отключаются, верхняя ведущая труба бурильной колонны отворачивается, внутрь колонны сбрасывается тросовый ловитель-овершот, который захватывает головку 9 грунтоноски 8. After the bottom hole of the formed well is deepened to the bottom of the sea by the size of the core portion of the removable soil sump 8, the pumps are turned off, the upper driving pipe of the drill string is turned away, an overshot cable catcher is discharged into the string, which captures the head 9 of the soil sump 8.
С помощью специальной лебедки грунтоноска 8 извлекается на поверхность, а на ее место сбрасывается новая. После того как будут пробурены 8-12 м, операция повторяется. With the help of a special winch, the gantry 8 is removed to the surface, and a new one is dumped in its place. After 8-12 m are drilled, the operation is repeated.
Практика бурения показывает, что одной алмазной бурильной головкой в зависимости от прочности пород, слагающих разрез морского дна, можно пробурить от 500 до 3000 м. Drilling practice shows that one diamond drill head, depending on the strength of the rocks that make up the seabed, can drill from 500 to 3,000 m.
Форма лопаток роторов 18 и статоров 22 верхней турбины-уплотнения обеспечивает оптимальную моментную характеристику турбобура (зависимость крутящего момента, реализуемого на бурильной головке, от частоты вращения), что позволяет наряду с полноценным отбором керна получать высокую скорость углубления скважины. The shape of the blades of the
Маховик 31 устанавливается на корпусе турбобура в тех случаях, когда дно моря представлено твердыми и крепкими породами, залегает под большими углами к горизонтальной поверхности и при сильных придонных течениях. Если на дне моря имеется толстый слой ила, мягкого песка, глины или мягкого известняка, маховик не используется и забуривание в дно моря осуществляется со стабилизацией пространственного положения инструмента посредством гироскопического момента только вращающегося корпуса турбобура. Flywheel 31 is mounted on the turbodrill body in those cases when the sea bottom is represented by hard and strong rocks, lies at large angles to the horizontal surface and with strong bottom currents. If there is a thick layer of silt, soft sand, clay or soft limestone at the bottom of the sea, the flywheel is not used and drilling into the bottom of the sea is carried out with stabilization of the spatial position of the instrument by means of the gyroscopic moment of only the rotating turbo-drill body.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97109333A RU2111335C1 (en) | 1997-06-20 | 1997-06-20 | Device for continuous coring from sea bottom |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97109333A RU2111335C1 (en) | 1997-06-20 | 1997-06-20 | Device for continuous coring from sea bottom |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2111335C1 true RU2111335C1 (en) | 1998-05-20 |
| RU97109333A RU97109333A (en) | 1998-09-10 |
Family
ID=20193786
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97109333A RU2111335C1 (en) | 1997-06-20 | 1997-06-20 | Device for continuous coring from sea bottom |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2111335C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110924887A (en) * | 2019-12-03 | 2020-03-27 | 湖南科技大学 | Deep sea submarine drilling rig rope coring and salvaging system and using method thereof |
-
1997
- 1997-06-20 RU RU97109333A patent/RU2111335C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Ионесян Р.А. Основы теории и техники турбинного бурения. - М.: Гостоптехиздат, 1953, с.138, фиг.94. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110924887A (en) * | 2019-12-03 | 2020-03-27 | 湖南科技大学 | Deep sea submarine drilling rig rope coring and salvaging system and using method thereof |
| CN110924887B (en) * | 2019-12-03 | 2020-06-30 | 湖南科技大学 | Deep sea submarine drilling rig rope coring and salvaging system and using method thereof |
| US11041344B1 (en) | 2019-12-03 | 2021-06-22 | Hunan University Of Science And Technology | Wireline coring recovery system of a seafloor drilling rig and method of using same |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112523739B (en) | Underground hydraulic drive spiral-cyclone coupling tube separator | |
| CN108049845B (en) | Method and device for lifting non-diagenetic natural gas hydrate in shallow seabed layer | |
| AU2014295716B2 (en) | Drilling and draining integrated floor anchoring driller | |
| CN108678679B (en) | A kind of sea bed gas hydrate layer composite drill bit | |
| KR20050047133A (en) | Method and system for removing fluid from a subterranean zone using an enlarged cavity | |
| US5069298A (en) | Well drilling assembly | |
| CN104653130B (en) | Integral type blade fluid power-Magnetic drive borehole cleaning tool | |
| CN111577173A (en) | Self-rotating-magnetic-transmission underground detritus bed removing tool | |
| WO2020238206A1 (en) | Multi-impeller passive rotary stirring type open caisson rotary drill bit | |
| RU2111335C1 (en) | Device for continuous coring from sea bottom | |
| CN101761485B (en) | Righting type downhole annular suction turbopump | |
| CN110513534B (en) | Non-excavation construction method for municipal sewage pipeline | |
| CN113605863B (en) | Natural gas hydrate exploitation lifting pump device | |
| CN213775376U (en) | Full-automatic shaft shield constructs machine | |
| CN210977391U (en) | Vortex generator | |
| RU98105249A (en) | METHOD FOR DRILLING AN ANTILATED AND HORIZONTAL EXPLORATORY OR PRODUCING WELL FOR OIL AND GAS | |
| CN114086882A (en) | Device and method suitable for polar ice cover drilling | |
| US3310124A (en) | Method and apparatus of excavation | |
| RU2191243C2 (en) | Pipeless electric downhole motor | |
| CN201582135U (en) | Centralizing pumping screw turbine pump for underground annuluses | |
| CN219754527U (en) | Mud-water balance push bench | |
| RU2203380C1 (en) | Screw positive-displacement motor with turbine activator | |
| RU2176017C2 (en) | Method of wellbore cleaning | |
| RU2071541C1 (en) | Device for drilling boreholes in sea bottom | |
| JP2020148072A (en) | Marine resource ore lifting device and marine resource ore lifting method using the same |