RU2179226C2 - Knuckle joint - Google Patents
Knuckle joint Download PDFInfo
- Publication number
- RU2179226C2 RU2179226C2 RU2000106140A RU2000106140A RU2179226C2 RU 2179226 C2 RU2179226 C2 RU 2179226C2 RU 2000106140 A RU2000106140 A RU 2000106140A RU 2000106140 A RU2000106140 A RU 2000106140A RU 2179226 C2 RU2179226 C2 RU 2179226C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- housing
- spindle
- hollow shaft
- drilling
- bearings
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а конкретно к средствам управления траекторией бурения скважин. Известны забойные устройства для направления стволов бурящихся скважин без спуска приборов в бурильные трубы для ориентирования отклонителей по расчетному азимуту: а. с. СССР N 541012, N 197472, N 142239, N 1657634 и др. Наиболее близкое устройство к предлагаемому описано в а.с. СССР N 1661346 кл. E 21 В 7/08. Это устройство включает корпус, полый вал, гидрокамеры, равномерно расположенные по окружности корпуса, клапанную систему распределения потока жидкости по гидрокамерам, содержащую запорный орган, выполненный с возможностью скольжения по торцам штуцеров, смонтированных во втулке, гидравлические каналы, связывающие каждую гидрокамеру с полостями корпуса, управляющий маятник, подвешенный на тонких стержнях к муфте и связанный с запорным органом, а также опору отклонителя на стенки скважины. Конструкция устройства удовлетворяет требованиям управления траекторией скважины, но ограничивает темпы набора кривизны ствола скважины до 2-2,5o на 10 м бурения в связи с жесткостью низа бурильной колонны и ограниченным выходом опорных элементов устройства за корпус. Кроме того, как показали испытания устройства по а.с. N 1661346, при резке "окон" в обсадных трубах для бурения вторых стволов через 8-10 ч работы опорные элементы забиваются металлическими опилками и становятся неуправляемыми.The invention relates to the field of drilling oil and gas wells, and specifically to means for controlling the path of drilling wells. Known downhole devices for guiding the shafts of boreholes without lowering the instruments into the drill pipes to orient the deflectors in the estimated azimuth: a. from. USSR N 541012, N 197472, N 142239, N 1657634 and others. The closest device to the proposed described in A.S. USSR N 1661346 class. E 21 B 7/08. This device includes a housing, a hollow shaft, hydraulic chambers uniformly spaced around the circumference of the housing, a valve system for distributing a fluid flow through the hydraulic chambers, comprising a locking member adapted to slide along the ends of the fittings mounted in the sleeve, hydraulic channels connecting each hydraulic chamber to the cavities of the housing, a control pendulum suspended on thin rods from the sleeve and connected to the shutoff body, as well as the support of the diverter on the borehole walls. The design of the device meets the requirements of controlling the well trajectory, but limits the rate of set of curvature of the wellbore to 2-2.5 o per 10 m of drilling due to the rigidity of the bottom of the drill string and the limited exit of the supporting elements of the device for the body. In addition, as shown by tests of the device according to A.S. N 1661346, when cutting "windows" in casing for drilling second trunks after 8-10 hours of operation, the supporting elements are clogged with metal filings and become uncontrollable.
Целью изобретения является увеличение надежности и снижение стоимости буровых работ. The aim of the invention is to increase reliability and reduce the cost of drilling.
Для решения указанной задачи в шарнирном отклонителе, включающем корпус, установленный в корпусе полый вал, равномерно расположенные по окружности корпуса гидрокамеры, клапанную систему распределения потока жидкости, содержащую запорный орган, выполненный с возможностью скольжения по торцам штуцеров, смонтированным во втулке, гидравлические каналы, связывающие каждую гидрокамеру с полостями корпуса, и управляющий маятник, подвешенный на тонких стержнях к муфте и связанный с запорным органом, опору отклонителя на стенки скважины, запорный орган выполнен в виде золотника, управляемые гидрокамеры установлены внутри корпуса устройства с возможностью воздействия на полый вал для изменения направления бурения, полый вал соединен со шпинделем шарнирной муфтой и имеет возможность отклонения от оси корпуса отклонителя за счет конструкции подшипников, а шпиндель выполнен с возможностью вращения в самоустанавливающемся и радиально-осевом подшипниках или в шаровой опоре, а опора отклонителя на стенки скважины выполнена в виде установленной на корпусе отклонителя нижней муфты, на которой профрезерованы продольные заостренные к вершине шлицы. To solve this problem, in an articulated deflector, comprising a housing, a hollow shaft mounted in the housing, uniformly spaced around the circumference of the hydrochamber housing, a valve fluid flow distribution system comprising a locking member adapted to slide along the ends of the fittings mounted in the sleeve, hydraulic channels connecting each hydrochamber with body cavities, and a control pendulum suspended on thin rods from the coupling and connected to the shutoff body, supporting the diverter on the borehole walls, The spherical organ is made in the form of a spool, controlled hydrochambers are installed inside the device body with the possibility of acting on the hollow shaft to change the direction of drilling, the hollow shaft is connected to the spindle by a swivel coupling and can deviate from the axis of the deflector housing due to the design of the bearings, and the spindle is rotatable in self-aligning and radial-axial bearings or in a ball bearing, and the diverter bearing on the well walls is made in the form of a lower you, which are milled longitudinal pointed to the top slots.
В предлагаемом изобретении шарнир поворота шпинделя устанавливается в конце корпуса устройства с возможностью перегиба оси шпинделя относительно оси корпуса устройства на значительный угол, что позволит увеличить темпы набора кривизны ствола скважины при бурении, а при прорезании "окон" в обсадных колоннах фрезеровать трубы под большим углом к стенке трубы, что уменьшит вероятность скольжения фрезера с нарезанного уступа при увеличенной нагрузке от веса бурильной колонны. При больших углах перекоса осей возможно фрезерование "окон" без предварительной установки цементных мостов. In the present invention, the spindle rotation hinge is installed at the end of the device casing with the possibility of bending the spindle axis relative to the axis of the device casing by a significant angle, which will increase the rate of set of curvature of the wellbore during drilling, and when cutting through the “windows” in the casing string, pipe milling at a large angle to pipe wall, which will reduce the likelihood of the milling cutter sliding from the cut ledge with an increased load from the weight of the drill string. At large angles of axial misalignment, milling of "windows" is possible without preliminary installation of cement bridges.
Предлагаемое устройство может быть использовано в турбинном и роторном бурении для проводки наклонно направленных, вертикальных и горизонтальных скважин, ориентированного прорезания обсадных колонн и направленного бурения новых стволов в эксплуатационных и аварийных скважинах. The proposed device can be used in turbine and rotary drilling for drilling directional, vertical and horizontal wells, oriented cutting of casing strings and directional drilling of new shafts in production and emergency wells.
Устройство поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлен продольный разрез отклонителя, на фиг. 2 сечение А-А на фиг. 1, на фиг. 3-4 положение рабочих органов отклонителя соответственно для увеличения и уменьшения угла наклона ствола скважины, на фиг. 5 схема расположения элементов механизма для изменения азимута направления скважины. The device is illustrated by drawings, where in FIG. 1 is a longitudinal section through a diverter; FIG. 2, section AA in FIG. 1, in FIG. 3-4 the position of the working bodies of the diverter, respectively, to increase and decrease the angle of inclination of the wellbore, in FIG. 5 arrangement of elements of the mechanism for changing the azimuth of the direction of the well
Отклонитель состоит из корпуса 1, в котором расположен полый вал 2, соединенный со шпинделем 3 шарнирной муфтой 4 и через переводник 5 с колонной бурильных труб или с валом забойного двигателя. Шпиндель 3 через переводник 6 соединен с долотом. Полый вал 2 вместе со шпинделем 3 вращаются внутри корпуса 1 на подшипниках 7, 8, 9, 10, 11. На корпусе 1 навинчены муфты верхняя 12 и нижняя 13. На муфте 13 профрезерованы направляющие продольные шлицы 14, армированные твердым сплавом. Шпиндель 3 в муфте 13 вращается на аксиально-радиальном подшипнике 10 и самоустанавливающемся подшипнике 11. Внутреннее кольцо подшипника 10 неподвижно закреплено на шпинделе 3, между его наружным кольцом и внутренней стенкой муфты 13 по радиусу имеется зазор, в результате чего подшипник 10 имеет возможность радиального смещения на величину зазора. The diverter consists of a housing 1, in which a
Задняя стенка муфты 13, на которую опирается подшипник 10, имеет сферическую форму, обеспечивающую постоянный контакт с ней наружного кольца подшипника 10 при отклонении шпинделя 3 от оси корпуса 1. Таким образом подшипник 10, принимая аксиальную нагрузку, позволяет шпинделю 3 отклоняться от оси корпуса на некоторую величину с пересечением их осей в диаметральном центре самоустанавливающегося подшипника 11. В зависимости от размеров и конструкции устройства этот угол перегиба можно довести до любых практически необходимых размеров. При больших углах перегиба (до 10o ), что требуется при прорезании "окна" в обсадной колонне, подшипники шпинделя устанавливаются в шаровую опору 31, фиг.3.The rear wall of the
На верхний конец полого вала 2 установлены радиальный шариковый подшипник 7 и аксиальный 8, наружные кольца которых закреплены в муфте 12. Конструкция подшипников и схема их установки допускают возможность перекоса осей полого вала 2 и корпуса 1 в пределах 1o, с пересечением их осей в центре подшипника 7. К нижней части муфты 12 на резьбе закреплена труба 15, образующая вместе с корпусом 1 кольцевую камеру, в которой работает механизм управления траекторией. На нижнем конце трубы 15 с наружной стороны на резьбе установлена втулка 16, в которой закреплены штуцеры 26. На втулке по наружному диаметру установлено резиновое уплотнение 17. На верхнем конце трубы 15 с внутренней стороны устанавливается резиновый манжет 18, герметизирующий кольцевой зазор между полым валом 2 и внутренними стенками трубы 15. Размеры манжета и его эластичность допускают смещение полого вала 2 относительно оси корпуса 1 на 2-3 мм, не нарушая герметичности.A radial ball bearing 7 and an axial 8 are installed on the upper end of the
В полом валу 2 просверлены отверстия 19, через которые промывочная жидкость поступает в продольные прорези 20 в муфте 12 и в кольцевую камеру механизма управления, который состоит из кольцевого маятника 21, подвешенного на тонких стержнях 22 к муфте 12. Маятник 21 соединен тонкими болтами 23 с кольцевым золотником 24. Болты 23 свободно скользят в сверлениях маятника 21. Пружины 25, одетые на болты 23 между маятником 21 и золотником 24, гасят вибрацию и обеспечивают прижатие золотника к штуцерам 26. Маятник 21, стремясь к зениту при отклонении скважины от вертикали, передвигает к соответствующей стенке золотник 24, лежащий на торцах штуцеров 26. Входные отверстия в штуцерах просверлены со смещением от их осей. Эксцентричность позволяет входные отверстия подводить к внутренней или наружной стенке кольцевой камеры. Промывочная жидкость поступает через штуцеры 26 в трубки 27 и через них в гидрокамеры 28, отклоняющие шпиндель 3 в заданном направлении. Holes 19 are drilled in the
Из камер жидкость постоянно вытекает через жиклеры 29. Диаметр отверстий жиклеров в 3-4 раза меньше диаметров отверстий штуцеров. За счет разницы в потерях давления в штуцерах и в жиклерах (в 15-20 раз) в гидрокамерах поддерживается давление, обеспечивающее необходимое усилие на полый вал 2 и долота на стенку скважины. В кольцевой камере, образованной корпусом 1 и трубой 15, давление поддерживается за счет потерь давления в насадке 30, ввинченной в торец полого вала 2. Liquid constantly flows from the chambers through the
Работа отклонителя осуществляется следующим образом. Перед спуском отклонителя в скважину в зависимости от задачи проводится настройка его механизма управления: корпус 1 отвинчивается, приподнимается над втулкой 16. The work of the diverter is as follows. Before the deflector is lowered into the well, depending on the task, its control mechanism is adjusted: the housing 1 is unscrewed and lifted above the
Для увеличения зенитного угла наклона ствола скважины штуцеры 26 в своих гнездах поворачиваются входными каналами к наружной стенке кольцевой камеры (фиг. 3). Трубки 27 напрямую (по одной оси) соединяются с ниже расположенными гидрокамерами 28. После чего корпус 1 вновь свинчивается с муфтами 12 и 13. To increase the zenith angle of inclination of the wellbore, the
При отклонении оси скважины от вертикали на некоторый угол маятник 21 отклоняется от оси устройства к вертикали и перемещает в этом же направлении золотник 24, который открывает входные отверстия для промывочной жидкости на штуцерах 26 со стороны наклона скважины. Гидрокамеры 28, наполнившись промывочной жидкостью, с усилием за счет перепада давления на жиклерах 29 смещают подшипник 9, низ полого вала 2, муфту 4 и верхний конец шпинделя 3 к стенке корпуса 1. При этом шпиндель 3 поворачивается в диаметральном центре самоустанавливающегося подшипника 11 в плоскости и направлении искривления скважины. При углублении скважины зенитный угол искривления будет увеличиваться. When the axis of the well deviates from the vertical by a certain angle, the
Для уменьшения зенитного угла наклона скважины при настройке штуцеры 26 входными отверстиями поворачиваются к внутренней стенке кольцевой камеры (фиг. 4). Каналы, так же как и в первом случае, соединяются с гидрокамерами, лежащими на одной оси (по одной прямой). Управляющий маятник 21, стремясь занять положение ближе к вертикали, открывает каналы на штуцерах со стороны, противоположной направлению искривления скважины, и гидрокамеры 28, отжимая низ полого вала 2, и верхнюю часть шпинделя 3 к стенке корпуса, расположенной в направлении искривления, и поворачивают конец шпинделя 3 с долотом против направления кривизны скважины. To reduce the zenith angle of inclination of the well during adjustment, the
Для изменения азимута направления искривления ствола скважины на определенный угол вправо или влево от фактического направления ствола скважины необходимо при настройке механизма управления направить поток жидкости из штуцеров 26 в гидрокамеры 28 со смещением на расчетный угол. На фиг. 5 показано смещение направления шпинделя от направления наклона скважины вправо на 90o. Это обеспечивается длиной и формой трубок 27.To change the azimuth of the direction of curvature of the wellbore by a certain angle to the right or left of the actual direction of the wellbore, when setting up the control mechanism, it is necessary to direct the fluid flow from the
От проворота в скважине устройство фиксируется продольными шлицами 14 на муфте 13, которые прижимаются к стенке скважины реакцией, вызванной нажатием шпинделя с долотом на противоположную стенку. Одновременно продольная форма шлицов позволяет перемещаться устройству вдоль оси скважины вместе с колонной бурильных труб при соответствующем нажиме. При случайном тангенциальном проскальзывании опорных элементов и корпусов относительно стенок скважины механизм управления переключит гидрокамеры 28 в соответствии с настройкой установки направления шпинделя 3 относительно плоскости наклона ствола скважины. From rotation in the well, the device is fixed by longitudinal slots 14 on the
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000106140A RU2179226C2 (en) | 2000-03-15 | 2000-03-15 | Knuckle joint |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000106140A RU2179226C2 (en) | 2000-03-15 | 2000-03-15 | Knuckle joint |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2000106140A RU2000106140A (en) | 2002-01-20 |
RU2179226C2 true RU2179226C2 (en) | 2002-02-10 |
Family
ID=20231761
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000106140A RU2179226C2 (en) | 2000-03-15 | 2000-03-15 | Knuckle joint |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2179226C2 (en) |
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2603148C2 (en) * | 2012-02-17 | 2016-11-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Directional drilling systems (versions) |
US9556677B2 (en) | 2012-02-17 | 2017-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling systems |
RU174947U1 (en) * | 2017-04-19 | 2017-11-13 | Публичное акционерное общество специального машиностроения и металлургии "Мотовилихинские заводы" | Device for directional wellbore drilling |
RU2640058C2 (en) * | 2013-08-29 | 2017-12-26 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Adjustable bottom-hole engine for directional drilling |
RU2655325C1 (en) * | 2017-04-19 | 2018-05-25 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Power deviation of a control system drilling unit |
RU2681053C1 (en) * | 2018-06-14 | 2019-03-01 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Drilling device control system for the hard-to-reach hydrocarbon reserves development |
RU2713256C1 (en) * | 2017-01-12 | 2020-02-04 | Дженерал Электрик Компани | Device and method for automatic control of directional drilling |
RU2740390C2 (en) * | 2015-03-24 | 2021-01-13 | Бейкер Хьюз, Э Джии Компани, Ллк | Device for directional drilling with automatic adjustment and a method for directional drilling |
US11193331B2 (en) | 2019-06-12 | 2021-12-07 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Self initiating bend motor for coil tubing drilling |
RU2806985C1 (en) * | 2022-10-28 | 2023-11-08 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Русские Универсальные Системы" | Rotor controlled system with rotating case and bending central shaft |
-
2000
- 2000-03-15 RU RU2000106140A patent/RU2179226C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9556677B2 (en) | 2012-02-17 | 2017-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling systems |
RU2603148C2 (en) * | 2012-02-17 | 2016-11-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Directional drilling systems (versions) |
RU2640058C2 (en) * | 2013-08-29 | 2017-12-26 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Adjustable bottom-hole engine for directional drilling |
US11428047B2 (en) | 2015-03-24 | 2022-08-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Drilling assembly using a self-adjusting tilt device and sensors for drilling directional wellbores |
RU2740390C2 (en) * | 2015-03-24 | 2021-01-13 | Бейкер Хьюз, Э Джии Компани, Ллк | Device for directional drilling with automatic adjustment and a method for directional drilling |
RU2757846C2 (en) * | 2015-03-24 | 2021-10-21 | Бейкер Хьюз, Э Джии Компани, Ллк | Drilling assembly using self-regulating deflecting device and direction sensors for drilling inclined wells |
RU2759374C2 (en) * | 2015-03-24 | 2021-11-12 | Бейкер Хьюз, Э Джии Компани, Ллк | Drilling assembly using sealed self-regulating deflecting device for drilling inclined wells |
US11421480B2 (en) | 2015-03-24 | 2022-08-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Drilling apparatus using a sealed self-adjusting deflection device for drilling directional wells |
US11459828B2 (en) | 2015-03-24 | 2022-10-04 | Baker Hughes, LLC | Drilling apparatus using a self-adjusting deflection device and deflection sensors for drilling directional wells |
US11643877B2 (en) | 2015-03-24 | 2023-05-09 | Baker Hughes Holdings Llc | Self-adjusting directional drilling apparatus and methods for drilling directional wells |
RU2713256C1 (en) * | 2017-01-12 | 2020-02-04 | Дженерал Электрик Компани | Device and method for automatic control of directional drilling |
RU2655325C1 (en) * | 2017-04-19 | 2018-05-25 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Power deviation of a control system drilling unit |
RU174947U1 (en) * | 2017-04-19 | 2017-11-13 | Публичное акционерное общество специального машиностроения и металлургии "Мотовилихинские заводы" | Device for directional wellbore drilling |
RU2681053C1 (en) * | 2018-06-14 | 2019-03-01 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Drilling device control system for the hard-to-reach hydrocarbon reserves development |
US11193331B2 (en) | 2019-06-12 | 2021-12-07 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Self initiating bend motor for coil tubing drilling |
RU2806985C1 (en) * | 2022-10-28 | 2023-11-08 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Русские Универсальные Системы" | Rotor controlled system with rotating case and bending central shaft |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2765901C1 (en) | Adjustable bending node for downhole engine | |
US8627901B1 (en) | Laser bottom hole assembly | |
AU690334B2 (en) | Directional drilling | |
EP2841674B1 (en) | Downhole motor with concentric rotary drive system | |
US5617926A (en) | Steerable drilling tool and system | |
EP0497422B1 (en) | Downhole adjustable stabilizer | |
US5542482A (en) | Articulated directional drilling motor assembly | |
US4991668A (en) | Controlled directional drilling system and method | |
US5727641A (en) | Articulated directional drilling motor assembly | |
US4610307A (en) | Method and apparatus for selectively straight or directional drilling in subsurface rock formation | |
CA2096192C (en) | Drilling short radius curvature well bores | |
CN110984859B (en) | Radial horizontal drilling and sand prevention well completion tool and method | |
RU2179226C2 (en) | Knuckle joint | |
US5503235A (en) | Directional drilling control method | |
CN110067510A (en) | A kind of pushing type rotary steering drilling tool | |
US11608731B2 (en) | Mechanical automatic vertical drilling tool | |
US20020050410A1 (en) | Directional well drilling | |
RU2209917C1 (en) | Way for oriented cutting of windows in casing string | |
RU2657583C1 (en) | Drilling tool guiding device for selective entry into the branch hole | |
RU2813646C1 (en) | Gerotor hydraulic motor | |
RU2787045C1 (en) | Method for controlling the position of curvature planes of a gerotor engine when drilling directional wells | |
RU2784510C1 (en) | Gerotor hydraulic motor | |
WO2022179569A1 (en) | Flexible steering drilling tool | |
RU2112128C1 (en) | Gear for directed drilling | |
CN115596352A (en) | Flexible drilling tool system for radial drilling of ultra-deep well and sidetracking process |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090316 |