RU2165527C2

RU2165527C2 - Rig to drill holes

Info

Publication number: RU2165527C2
Application number: RU99112419A
Authority: RU
Inventors: Владимир Иванович Лузганов; Наталья Владимировна Лузганова
Original assignee: Владимир Иванович Лузганов; Наталья Владимировна Лузганова
Priority date: 1999-06-07
Filing date: 1999-06-07
Publication date: 2001-04-20

Abstract

FIELD: drilling equipment. SUBSTANCE: invention specifically refers to equipment intended to drill deep holes of large diameter by planetary-drill bit method. Packer is located in upper part of face transmission of rig, on outer pipe of double drill pipe string. Its unclamping unit is mounted for prevention of axial movement of transmission relative to housing with the aid of spring. Face plate of housing of unclamping unit has windows for overflow of fluid. Unclamping unit is mounted for free rotation relative to outer pipe and can move axially along guiding rods put on face plate of housing of unclamping unit jointly with outer pipe. Valves whose number corresponds to number of windows for overflow of fluid in unclamping unit are installed to shut off these windows in case of axial movement of unclamping unit. EFFECT: increased reliability and serviceability of rig. 2 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к буровой технике, а именно к оборудованию для бурения глубоких скважин большого диаметра планетарно-долотным способом. The invention relates to drilling equipment, and in particular to equipment for drilling deep wells of large diameter planetary-bit method.

Известно устройство для бурения скважин по патенту Российской Федерации N 2053367 (прототип), включающее два поверхностных привода, вертлюг-сальник межтрубного пространства и вертлюг-сальник для внутренней бурильной колонны, двойную бурильную колонну, призабойную трансмиссию с пакером, размещенным в нижней части корпуса трансмиссии и выполненным в виде корпуса, установленного с возможностью осевого перемещения относительно корпуса трансмиссии, размещенной с возможностью вращения на корпусе пакера кольцевой эластичной манжеты и кольца с наружной конусно-цилиндрической поверхностью, установленного на корпусе трансмиссии с возможностью вращения и размещения его при осевом перемещении между корпусом трансмиссии и манжетой. При этом для пропуска жидкости при спуско-подъемных операциях призабойная трансмиссия с пакером снабжена сквозными полыми патрубками с гидроклапанной системой для открытия и закрытия полостей этих патрубков. A device for drilling wells according to the patent of the Russian Federation N 2053367 (prototype), including two surface drives, a swivel gland of the annulus and a swivel gland for the inner drill string, a double drill string, a bottomhole transmission with a packer located in the lower part of the transmission housing and made in the form of a housing mounted with the possibility of axial movement relative to the transmission housing placed rotatably on the packer housing of an annular elastic cuff and a ring with an outer conical-cylindrical surface mounted on the transmission housing with the possibility of rotation and its placement during axial movement between the transmission housing and the cuff. At the same time, for bottom-hole operations, the bottom-hole transmission with the packer is equipped with through hollow pipes with a hydraulic valve system for opening and closing the cavities of these pipes.

Данное устройство имеет следующие недостатки. This device has the following disadvantages.

Во-первых, конусно-цилиндрическое кольцо пакера, установленное на корпусе трансмиссии, и втулка кольцевой эластичной манжеты пакера, установленная на корпусе пакера, базируются своими поверхностями вращения на наибольших диаметрах призабойной трансмиссии и конструктивно способствуют увеличению моментов от сил трения, возникающих при вращении этих пар. Firstly, the cone-cylindrical ring of the packer mounted on the transmission housing and the sleeve of the annular elastic cuff of the packer mounted on the packer housing are based on their rotation surfaces on the largest diameters of the bottom-hole transmission and structurally contribute to the increase in moments from the friction forces arising from the rotation of these pairs .

Во-вторых, расположение пакерного устройства в нижней части призабойной трансмиссии, непосредственно у забоя скважины, создает неблагоприятные условия для работы пар скольжения, так как пары скольжения (корпус пакера - втулка кольцевой эластичной манжеты) работают в зоне максимальной турбулизации потока жидкости обильно обогащенной твердыми частицами выбуренной породы, что способствует неконтролируемому возрастанию момента между парами скольжения вплоть до их заклинивания. Последнее приводит к выходу из строя пакерного устройства. Secondly, the location of the packer device in the lower part of the bottom-hole transmission, directly at the bottom of the well, creates unfavorable conditions for the operation of the slip pairs, since the slip pairs (packer body - sleeve of the elastic ring cuff) work in the zone of maximum turbulization of the fluid flow richly enriched in solid particles drill cuttings, which contributes to an uncontrolled increase in the moment between the slip pairs up to their jamming. The latter leads to failure of the packer device.

В-третьих, гидроклапанная система перепуска жидкости через призабойную трансмиссию и пакерное устройство из-за большого количества деталей и возможности утечек рабочей жидкости ненадежна при долгосрочной эксплуатации. Thirdly, due to the large number of parts and the possibility of leakage of the working fluid, the hydraulic valve system for transferring fluid through the bottom-hole transmission and packer device is unreliable during long-term operation.

В-четвертых, отсутствие механизмов, обеспечивающих при малых глубинах скважин необходимое давление буровых долот на забой снижает эффективность бурения. Fourth, the lack of mechanisms to ensure, at shallow depths of the wells, the required pressure of the drill bits for bottom hole reduces the efficiency of drilling.

Цель изобретения - создание работоспособного и надежного устройства для планетарно-долотного бурения и повышение эффективности бурения. The purpose of the invention is the creation of a workable and reliable device for planetary-bit drilling and improving drilling efficiency.

Указанная цель достигается тем, что пакер размещен в верхней части корпуса трансмиссии на наружной трубе двойной бурильной колонны, при этом его разжимаемый узел установлен с возможностью удержания от осевого перемещения относительно корпуса трансмиссии посредством пружины, а на торцовой плите корпуса разжимаемого узла выполнены окна для перепуска жидкости, причем его разжимной узел установлен с возможностью свободного вращения относительно наружной трубы двойной бурильной колонны и совместно с последней имеет возможность осевого перемещения по направляющим штокам, установленным в торцовой плите корпуса разжимаемого узла, при этом на торцовой плите корпуса разжимного узла по количеству окон для перепуска жидкости в разжимаемом узле установлены клапаны для перекрытия этих окон при осевом перемещении разжимного узла. This goal is achieved by the fact that the packer is located in the upper part of the transmission housing on the outer pipe of the double drill string, while its expandable assembly is mounted with the possibility of axial displacement relative to the transmission housing by means of a spring, and windows for fluid bypass are made on the end plate of the housing of the expandable assembly moreover, its expanding unit is installed with the possibility of free rotation relative to the outer pipe of the double drill string and together with the latter has the possibility of axial eremescheniya on guide rods mounted in the housing of the end plate assembly decompressed, while on the end plate casing expander unit by the number of windows for the fluid bypass assembly installed in decompresses valves for closing these windows at axial displacement of the expansion assembly.

Вертлюг-сальник межтрубного пространства соединен со штоками гидроцилиндров, корпусы которых жестко соединены с основанием устройства для бурения скважин. The annulus swivel is connected to the rods of the hydraulic cylinders, the bodies of which are rigidly connected to the base of the device for drilling wells.

На корпусе подвижного поверхностного привода внутренней трубы установлен вертлюг-сальник, сальниковая трубка которого проходит через полый шпиндель вращателя и герметично соединена с полостью внутренней трубы. A swivel seal is installed on the housing of the movable surface drive of the inner pipe, the stuffing box of which passes through the hollow spindle of the rotator and is hermetically connected to the cavity of the inner pipe.

На фиг. 1 изображено устройство для бурения скважин; на фиг. 2 - пакерное устройство в раскрытом положении; на фиг. 3 - встроенный вертлюг-сальник внутренней трубы. In FIG. 1 shows a device for drilling wells; in FIG. 2 - packer device in the open position; in FIG. 3 - built-in swivel-gland of the inner pipe.

Устройство для бурения скважин состоит из призабойной трансмиссии 1, пакерного устройства 2, двойной бурильной колонны 3, конструкция которой аналогична конструкции прототипа, основания устройства 4, неподвижного поверхностного привода 5, ведущей трубы 6, вертлюг-сальника межтрубного пространства 7, гидроцилиндров 8, подвижного поверхностного привода 9 со встроенным вертлюгом-сальником для внутренней бурильной трубы 10. The device for drilling wells consists of a bottom-hole transmission 1, a packer device 2, a double drill string 3, the design of which is similar to the design of the prototype, the base of the device 4, the fixed surface drive 5, the lead pipe 6, the swivel seal of the annulus 7, the hydraulic cylinders 8, the movable surface drive 9 with integrated swivel seal for the inner drill pipe 10.

Призабойная трансмиссия 1 состоит из корпуса 11, центральной полой шпиндель-шестерни 12, боковых полых шпиндель-шестерен 13, к которым жестко присоединяются буровые долота 14. The bottom-hole transmission 1 consists of a housing 11, a central hollow spindle gear 12, side hollow spindle gear 13, to which drill bits 14 are rigidly connected.

Пакерное устройство 2 состоит из разжимаемого узла 15, разжимного узла 16 и пружины 17. The packer device 2 consists of an expandable assembly 15, an expandable assembly 16, and a spring 17.

Разжимаемый узел 15 состоит из корпуса 18, на котором установлены подшипники скольжения 19, кольцевая эластичная манжета 20, при этом в торцовой плите корпуса имеются окна 21 для перепуска жидкости и установлены направляющие штока 22. The expandable assembly 15 consists of a housing 18, on which sliding bearings 19 are mounted, an annular elastic sleeve 20, while in the end plate of the housing there are windows 21 for liquid bypass and rod guides 22 are installed.

Разжимной узел 16 состоит из корпуса 23, на котором установлены подшипники скольжения 24, упругие разжимные сегменты 25, клапаны 26, а на торцовой плите корпуса имеются направляющие окна 27 для штоков 22. The expanding assembly 16 consists of a housing 23 on which sliding bearings 24 are mounted, elastic expanding segments 25, valves 26, and on the end plate of the housing there are guide windows 27 for rods 22.

Двойная бурильная колонна 3 состоит из наружной бурильной трубы 28 и внутренней бурильной трубы 29. Элементы конструкции наружной и внутренней бурильных труб аналогичны прототипу. The double drill string 3 consists of an outer drill pipe 28 and an inner drill pipe 29. The structural elements of the outer and inner drill pipes are similar to the prototype.

Встроенный вертлюг-сальник 10 состоит из сальниковой трубки 30, уплотнительного узла 31, корпуса 32 и фланца с отводным гусаком 33. The integrated swivel seal 10 consists of a stuffing box 30, a sealing assembly 31, a housing 32 and a flange with a retractable gander 33.

Устройство для бурения скважин работает следующим образом. A device for drilling wells works as follows.

Призабойная трансмиссия 1 со встроенным в верхней части пакерным устройством 2 соединяется с двойной бурильной колонной 3. При этом внутренняя бурильная труба 29 посредством подвижного соединения герметично соединяется с центральной полой шпиндель-шестерней 12, а наружная бурильная труба 28 жестко соединяется с корпусом 11 посредством замкового соединения. Последовательно наращивая двойную бурильную колонну 3, спускают призабойную трансмиссию 1 со встроенным пакерным устройством 2 на забой скважины. The bottom-hole transmission 1 with the packer device 2 integrated in the upper part is connected to the double drill string 3. In this case, the inner drill pipe 29 is hermetically connected to the central hollow spindle gear 12, and the outer drill pipe 28 is rigidly connected to the housing 11 by means of a lock connection . Consistently increasing the double drill string 3, lower the bottom-hole transmission 1 with the integrated packer device 2 to the bottom of the well.

Перед постановкой долот 14 на забой скважины включается подвижный поверхностный привод 9 внутренней бурильной трубы 29, который приводит во вращение буровые долота 14 вокруг собственных осей и неподвижный поверхностный привод 5 наружной бурильной трубы 28, который сообщает вращение корпусу 11 призабойной трансмиссии 1 и тем самым обеспечивается планетарное движение долот 14. Before setting the drill bits 14 to the bottom of the well, a movable surface drive 9 of the inner drill pipe 29 is turned on, which drives the drill bits 14 around its own axes and a fixed surface drive 5 of the outer drill pipe 28, which rotates the housing 11 of the bottom-hole transmission 1 and thereby provides planetary bit movement 14.

При постановке буровых долот 14 на забой скважины и создании осевого усилия на наружную бурильную трубу 28, последняя передает это усилие на разжимной узел 16 пакерного устройства 2 и корпус 11 призабойной трансмиссии 1. Разжимной узел 16 под действием осевого усилия, сжимая пружину 17, перемещается по направляющим штокам 22 до упора и упругими разжимными сегментами 25 распирает кольцевую эластичную манжету 20 до контакта со стенками скважины. При этом клапаны 26 перекрывают окна 21 для перепуска жидкости. When setting the drill bits 14 to the bottom of the well and creating an axial force on the outer drill pipe 28, the latter transfers this force to the expanding unit 16 of the packer device 2 and the housing 11 of the bottom-hole transmission 1. The expanding unit 16 under the action of the axial force compressing the spring 17 moves along guide rods 22 to the stop and elastic expandable segments 25 bursts annular elastic cuff 20 to contact with the walls of the well. In this case, the valves 26 overlap the windows 21 for bypassing the liquid.

Таким образом, с момента начала бурения изолируется призабойная зона скважины от остальной ее поверхности. Thus, from the moment the drilling starts, the bottomhole zone of the well is isolated from the rest of its surface.

Промывочная жидкость, необходимая для выноса выбуренной породы и охлаждения буровых долот, подается на забой через вертлюг-сальник межтрубного пространства 7, межтрубное пространство двойной бурильной колонны 3, корпус 11 и боковые полые шпиндель-шестерни 13 призабойной трансмиссии 1 на буровые долота 14. Омывая загерметизированный забой скважины, промывочная жидкость с выбуренной породой поступает в центральную полую шпиндель-шестерню 12 и затем по внутренней бурильной трубе 29 во встроенный вертлюг-сальник 10, из которого по гибкому шлангу подается в очистные устройства и далее в приемную емкость, расположенные на поверхности земли. The flushing fluid required to remove the cuttings and cool the drill bits is fed to the bottom through the swivel gland of the annulus 7, the annulus of the double drill string 3, the housing 11 and the side hollow spindle gears 13 of the bottom-hole transmission 1 to the drill bits 14. Washing the sealed bottom hole, drilling fluid with drill cuttings enters the central hollow spindle gear 12 and then through the internal drill pipe 29 into the integrated swivel seal 10, from which through a flexible hose served in treatment devices and further into the receiving tank located on the surface of the earth.

Удержание стенок скважины производится жидкостью, находящейся в скважине и не контактирующей в процессе бурения с промывочной жидкостью, охлаждающей буровые долота и выносящей на поверхность выбуренную породу. В процессе бурения производится долив жидкости, удерживающей стенки скважины. Для создания условий объемного разрушения горных пород при бурении скважин в начальный период, когда массы двойной бурильной колонны не хватает для создания необходимых усилий буровых долот на забой скважины, гидроцилиндрами 8 через корпус вертлюга-сальника 7, наружную бурильную трубу 28, корпус 11 призабойной трансмиссии 1 передаем на долота 14 требуемые усилия. Кроме того, гидроцилиндры 8 могут быть использованы и как домкраты при прихватах бурового инструмента в скважине. Retention of the walls of the borehole is carried out by a liquid located in the borehole and not in contact during drilling with the drilling fluid that cools the drill bits and carries the cuttings to the surface. In the process of drilling, topping up the fluid retaining the walls of the well is performed. To create conditions for volumetric destruction of rocks during drilling in the initial period when the mass of the double drill string is not enough to create the necessary efforts of the drill bits to bore the hole, the hydraulic cylinders 8 through the swivel box 7, the outer drill pipe 28, the housing 11 bottom-hole transmission 1 we transfer the required efforts to bits 14. In addition, the hydraulic cylinders 8 can also be used as jacks for gripping a drilling tool in a well.

Таким образом, предлагаемое техническое решение устройства для бурения скважин позволяет следующее. Thus, the proposed technical solution of the device for drilling wells allows the following.

Во-первых, за счет размещения пакерного устройства в верхней части призабойной трансмиссии перенести поверхности базирования вращающихся узлов пакерного устройства с корпуса призабойной трансмиссии на наружную бурильную трубу, у которой диаметр в несколько раз меньше диаметра корпуса призабойной трансмиссии, что конструктивно обеспечивает уменьшение моментов от сил трения, возникающих при вращении этих пар скольжения; ниже пары скольжения (поверхность наружной бурильной трубы - корпус разжимаемого узла) расположена призабойная трансмиссия, которая при перекрытии пакерным устройством забоя скважины от остальной ее поверхности является гасителем турбулентных возмущений, возникающих при бурении в потоке жидкости на забое скважины, что обеспечивает более благоприятные условия работы пар скольжения. Кроме того, предлагаемое техническое решение клапанно-запорной системы пакерного устройства является простейшим по сравнению с прототипом и, следовательно, более надежным. Firstly, by placing the packer device in the upper part of the bottom-hole transmission, transfer the base surfaces of the rotating units of the packer device from the bottom-hole transmission housing to the outer drill pipe, whose diameter is several times smaller than the diameter of the bottom-hole transmission housing, which constructively reduces the moments of friction arising from the rotation of these slip pairs; a bottom-hole transmission is located below the slip pair (the surface of the outer drill pipe - the body of the expandable assembly), which, when the packer shuts the bottom of the well from the rest of its surface, is a damper for turbulent disturbances that occur when drilling in the fluid stream at the bottom of the well, which provides more favorable working conditions for the pairs slip. In addition, the proposed technical solution of the valve-locking system of the packer device is the simplest in comparison with the prototype and, therefore, more reliable.

Во-вторых, введение в состав устройства для бурения скважин узла гидроподачи бурового инструмента, состоящего из гидроцилиндров, связанных посредством вертлюга-сальника межтрубного пространства, наружной бурильной трубы и призабойной трансмиссии с буровыми долотами, позволяет поддерживать независимо от глубины скважины такое осевое усилие буровых долот на забой скважины, которое обеспечивает условие объемного разрушения горных пород. Secondly, the introduction into the composition of the device for drilling a site of hydraulic supply of a drilling tool, consisting of hydraulic cylinders connected by means of a swivel-gland of the annular space, an external drill pipe and a bottom-hole transmission with drill bits, allows to maintain such axial force of the drill bits on the well’s depth bottom hole, which provides the condition of volumetric destruction of rocks.

В-третьих, совмещение подвижного поверхностного привода с вертлюгом-сальником внутренней бурильной трубы за счет упрощения конструкции вертлюга-сальника увеличивает надежность предлагаемого устройства для бурения скважин. Thirdly, the combination of a movable surface drive with a swivel gland of the internal drill pipe due to simplification of the design of the swivel gland increases the reliability of the proposed device for drilling wells.

Claims

1. A device for drilling wells, containing two surface drives, a swivel gland of the annulus, a swivel gland for the inner drill pipe, a double drill string including the outer and inner pipes, a bottom-hole transmission with a packer including expandable and expandable nodes, characterized in that the packer is located in the upper part of the transmission housing on the outer pipe of the double drill string, while its expandable unit is installed with the possibility of deduction from axial movement relative to the trans body missions by means of a spring, and on the end plate of the housing of the expandable assembly, windows for bypassing the fluid are made, and its expansion assembly is mounted for free rotation relative to the outer pipe of the double drill string and together with the latter has the possibility of axial movement along the guide rods installed in the end plate of the housing of the expandable node, while on the end plate of the housing of the expandable node, by the number of windows for bypassing the liquid in the expandable node, valves are installed to overlap these windows with axial movement of the expansion unit.

2. The device according to claim 1, characterized in that the swivel seal of the annular space is connected to the rods of the hydraulic cylinders, the bodies of which are rigidly connected to the base of the device for drilling wells.

3. The device according to claim 1, characterized in that a swivel seal is installed on the housing of the movable surface drive of the inner pipe, the stuffing box of which passes through the hollow spindle of the rotator and is hermetically connected to the cavity of the inner pipe.