RU2540372C2

RU2540372C2 - Hydromechanical drill jar

Info

Publication number: RU2540372C2
Application number: RU2013121992/03A
Authority: RU
Inventors: Владимир Николаевич Андоскин; Константин Анатольевич Кобелев; Владимир Иванович Тимофеев; Виктор Сергеевич Пермяков
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Фирма "Радиус-Сервис"
Priority date: 2013-05-13
Filing date: 2013-05-13
Publication date: 2015-02-10
Also published as: RU2013121992A

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.

SUBSTANCE: proposed device comprises tubular case and hollow shaft jointed by spline pair. Said case is composed of the parts, first seal and splines at inner surface on first edge side and inner ledges, the anvils, at mid part. Said shaft is composed of piston with first seals, threaded shank and splines and hammer. Said case comprises second piston with second seals on second edge side to make the working chamber filled with working oil and including restrictor of working oil communication with fluid chamber composed by shaft larger-diameter bead and circular valve accommodating at least one bypass valve and spring-loaded latch to constrict hollow shaft lengthwise travel relative to tubular case. Shaft lengthwise travel H locked by spring-loaded latch relative to said case at shaft and case extension relative to each other and shaft lengthwise travel h at lengthwise compression of said shaft and case are related by the following relationship: H=(0.85-1.15) h ϕ, where ϕ=1.618…. Case splined part comprises the shaft radial sliding bearing in inner chamber between first seal on the side of the first end and splines. Hollow shaft hammer comprises two shaft radial sliding bearings in outer groove at hollow shaft hammer edge.

EFFECT: higher reliability, longer life, super high impact power in borehole.

6 cl, 8 dwg

Description

Изобретение относится к устройствам для создания ударных нагрузок для освобождения прихваченной части бурильной колонны в нефтяной или газовой скважине в результате реакции на продольное усилие, прилагаемое к бурильной колонне и ясу.The invention relates to devices for creating shock loads for releasing a stuck portion of a drill string in an oil or gas well as a result of a reaction to the longitudinal force exerted on the drill string and jar.

Известен гидравлический бурильный яс двухстороннего действия, содержащий трубчатый корпус и полую оправку, телескопически соединенные между собой, корпус содержит шлицы на внутренней поверхности, внутренние выступы-наковальни, первый уплотнитель со стороны первого торца, оправка содержит шлицы на наружной поверхности под шлицы корпуса, поясок увеличенного диаметра, ударники, размещенные между внутренними выступами-наковальнями корпуса, а также второй уплотнитель, размещенный в ударнике со стороны второго торца корпуса, образующие камеру рабочей жидкости, а также содержащий кольцевой клапан, установленный в камере рабочей жидкости с оправкой, проходящей через внутреннюю полость и расположенной внутри корпуса, при этом внутренняя поверхность кольцевого клапана плотно контактирует с пояском увеличенного диаметра оправки, продольный ход кольцевого клапана ограничен между двух упоров, выступающих от внутренней поверхности корпуса, а также содержащий ограничивающий механизм сообщения рабочей жидкости с одной из секций камеры рабочей жидкости, включающий хотя бы один перепускной клапан, размещенный в кольцевом клапане, который ограничивает течение рабочей жидкости внутри одной из секций камеры в одном направлении (US 5647446 А, 15.07.1997).A double-acting hydraulic drill jar is known, comprising a tubular body and a hollow mandrel telescopically connected to one another, the housing contains slots on the inner surface, internal anvil protrusions, the first seal on the side of the first end, the mandrel contains slots on the outer surface under the housing splines, diameter, impactors placed between the internal protrusions-anvils of the body, as well as a second seal located in the hammer from the side of the second end of the body, forming to a measure of the working fluid, as well as containing a ring valve installed in the chamber of the working fluid with a mandrel passing through the internal cavity and located inside the housing, while the inner surface of the annular valve is tightly in contact with the girdle of an increased diameter of the mandrel, the longitudinal stroke of the annular valve is limited between two stops, protruding from the inner surface of the housing, as well as containing a limiting mechanism for communicating the working fluid from one of the sections of the working fluid chamber, including at least one n a bypass valve located in the annular valve, which restricts the flow of the working fluid inside one of the sections of the chamber in one direction (US 5647446 A, July 15, 1997).

Недостатком известного гидравлического бурильного яса является отсутствие устройства для блокировки продольного хода оправки относительно корпуса, например, подпружиненного механизма защелки, приводящего в действие механизм гидравлической задержки срабатывания яса, вследствие этого не обеспечивается возможность освобождения от прихвата бурильной колонны в сложной искривленной скважине с большим коэффициентом трения, где трудно создать необходимое для перезарядки яса осевое усилие, например, в компоновке бурильной колонны с героторным гидравлическим двигателем для роторного бурения (с вращением бурильной колонны) горизонтальной скважины (с последующим применением многозонного гидроразрыва пласта), с длиной горизонтального ствола (отходом от вертикальной части) от 2000 до 5000 метров.A disadvantage of the known hydraulic drill jar is the lack of a device for blocking the longitudinal stroke of the mandrel relative to the body, for example, a spring-loaded latch mechanism that actuates the hydraulic mechanism for delaying the operation of the jar, as a result of which it is not possible to free the drill string from sticking in a complex curved well with a high coefficient of friction, where it is difficult to create the axial force necessary for reloading the jar, for example, in assembling a drill string with a hero ornym hydraulic motor rotary drill (with rotation of the drill string) of the horizontal borehole (with subsequent application multizone fracturing), a horizontal wellbore length (deviation from vertical portion) of 2,000 to 5,000 meters.

Недостатком известной конструкции является также неконтролируемая активизация и самопроизвольное нанесение ударов при бурении, спусках и подъемах бурильной колонны вследствие накопления абразивных частиц бурового раствора (шламования) и перекрытия проходного сечения жиклеров перепускных клапанов 90, 92 в кольцевом клапане 10, низкой точности времени задержки, создаваемого гидравликой, по существу, времени дросселирования ограниченного объема рабочей жидкости при движении в дроссельном канале перепускного клапана 90 (или 92), установленного в кольцевом клапане 10, показано на фиг.6.A disadvantage of the known design is also uncontrolled activation and spontaneous striking during drilling, descents and rises of the drill string due to accumulation of abrasive particles of the drilling fluid (sludge) and overlap of the bore of the nozzles of the bypass valves 90, 92 in the ring valve 10, low accuracy of the delay time created by hydraulics essentially the throttling time of a limited volume of the working fluid when moving in the throttle channel of the bypass valve 90 (or 92) is installed th in the annular valve 10, shown in Figure 6.

Недостатком известной конструкции является также неполная возможность повышения ресурса и надежности уплотнения 34 поршня, скрепленного резьбой с оправкой 20, по поверхности 28 части 16С трубчатого корпуса, которое расположено на границе раздела камеры 40 для жидкости - масла с полостью 29 для бурового раствора, подвергается при работе сверхвысокому давлению рабочей жидкости, преимущественно 150 МПа, и мгновенному сбросу указанного давления рабочей жидкости до уровня гидростатического давления, преимущественно 30÷40 МПа, бурового раствора.A disadvantage of the known design is also the incomplete possibility of increasing the life and reliability of the seal 34 of the piston, fastened with a thread with a mandrel 20, on the surface 28 of the portion 16C of the tubular body, which is located at the interface of the chamber 40 for fluid - oil with a cavity 29 for drilling fluid, is exposed during operation ultra-high pressure of the working fluid, mainly 150 MPa, and instantaneous discharge of the specified pressure of the working fluid to the level of hydrostatic pressure, mainly 30 ÷ 40 MPa, of the drilling fluid.

Абразивные частицы бурового раствора, например, до 2% песка с размерами 0,15÷0,95 мм и до 5% нефтепродуктов полимер-глинистого бурового раствора плотностью 1,16÷1,26 г/см³, прокачиваемого при гидростатическом давлении 30÷40 МПа, загрязняют масло в камере 40 для жидкости, засоряют фильтры для масла в перепускных клапанах 90, 92, перекрывают проходное сечение жиклеров для циркуляции масла в перепускных клапанах 90, 92, установленных в кольцевом клапане 10, при этом происходит выброс масла из камеры 40 для жидкости в полость 29 для бурового раствора, повреждение уплотнения 34 абразивными частицами, что не обеспечивает повышения ресурса и надежности, снижает возможность освобождения от прихвата застрявшей бурильной колонны в скважине.Abrasive particles of the drilling fluid, for example, up to 2% sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm and up to 5% of petroleum products of polymer-clay drilling mud with a density of 1.16 ÷ 1.26 g / cm ³ pumped at a hydrostatic pressure of 30 ÷ 40 MPa, they pollute the oil in the liquid chamber 40, clog the oil filters in the bypass valves 90, 92, block the passage through the nozzles for oil circulation in the bypass valves 90, 92 installed in the ring valve 10, and the oil is ejected from the chamber 40 for fluid into drilling fluid cavity 29, damage Seal 34 abrasive particles that do not provide prolonged life and reliability, reduces the possibility of release of the stuck drill string jammed in the borehole.

Известен гидромеханический яс, состоящий из трубчатого корпуса и полой оправки, телескопически соединенных между собой, корпус выполнен из частей, содержит первый уплотнитель и шлицы на внутренней поверхности со стороны первого края, в средней части корпус содержит внутренние выступы-наковальни, а со стороны второго края содержит внутреннюю резьбу для соединения с колонной бурильных труб, оправка выполнена из частей, содержит резьбовой хвостовик и шлицы на наружной поверхности со стороны первого края корпуса, ударники, размещенные между внутренними выступами-наковальнями корпуса, по меньшей мере, один поршень со вторым уплотнителем со стороны второго края корпуса, образующие камеру, заполненную рабочей жидкостью, а также содержащий, по меньшей мере, один ограничивающий механизм сообщения рабочей жидкости с камерой для жидкости, по существу, в виде пояска увеличенного диаметра оправки и кольцевого клапана, установленного в камере рабочей жидкости с оправкой, проходящей через внутреннюю полость, при этом внутренняя поверхность кольцевого клапана контактирует с пояском увеличенного диаметра оправки, продольный ход кольцевого клапана ограничен между двух упоров, выступающих от внутренней поверхности корпуса, а в кольцевом клапане установлен, по меньшей мере, один перепускной клапан, ограничивающий течение рабочей жидкости в одном направлении, между первым и вторым уплотнителями размещены, по меньшей мере, два уплотнителя, которые разделяют камеру для жидкости на три отсека, а также содержащий внутри камеры рабочей жидкости подпружиненный механизм защелки, блокирующий продольный ход оправки относительно корпуса, при этом механизм защелки освобождается или устанавливается в рабочее положение при приложении продольной силы больше предельной, а кольцевой клапан, установленный в камере, заполненной рабочей жидкостью, выполнен с продольным ходом, по меньшей мере, равным продольному ходу оправки относительно подпружиненного механизма защелки от начала приложения силы, вдвигающей оправку в корпус, до установки механизма защелки в рабочее положение, а упор, ограничивающий продольный ход кольцевого клапана в сторону второго края корпуса с внутренней резьбой, образован выступом от уменьшенного диаметра внутренней поверхности корпуса, с которой подвижно соединен один из уплотнителей, разделяющих камеру рабочей жидкости на отсеки, поршень с уплотнителем со стороны второго края корпуса с внутренней резьбой выполнен с возможностью скольжения относительно оправки, а также снабжен собственным уплотнителем, контактирующим с оправкой (RU 2307917 С1, 10.10.2007).Known hydromechanical jar, consisting of a tubular body and a hollow mandrel telescopically connected to each other, the body is made of parts, contains the first seal and slots on the inner surface from the side of the first edge, in the middle part of the body contains internal protrusions-anvils, and from the second edge contains an internal thread for connection with a drill pipe string, the mandrel is made of parts, contains a threaded shank and splines on the outer surface from the side of the first edge of the body, drums placed between the internal protrusions-anvils of the housing, at least one piston with a second seal on the side of the second edge of the housing, forming a chamber filled with a working fluid, and also containing at least one limiting mechanism for communicating the working fluid with the fluid chamber, essentially , in the form of a belt of increased diameter of the mandrel and an annular valve installed in the chamber of the working fluid with a mandrel passing through the internal cavity, while the inner surface of the annular valve is in contact with the girdle m of increased diameter of the mandrel, the longitudinal stroke of the annular valve is limited between two stops protruding from the inner surface of the housing, and at least one bypass valve is installed in the annular valve, restricting the flow of the working fluid in one direction, between the first and second seals are placed at least two seals that divide the fluid chamber into three compartments, as well as a spring-loaded latch mechanism inside the fluid chamber, blocking the longitudinal stroke of the mandrel flax housing, while the latch mechanism is released or is set to working position when the longitudinal force is greater than the limit, and the annular valve installed in the chamber filled with the working fluid is made with a longitudinal stroke of at least equal to the longitudinal stroke of the mandrel relative to the spring-loaded latch mechanism from the beginning of the application of force pushing the mandrel into the housing, before the latch mechanism is in the working position, and the stop restricting the longitudinal stroke of the annular valve towards the second edge of the housing with an internal thread, formed by a protrusion from the reduced diameter of the inner surface of the housing, to which one of the seals, dividing the working fluid chamber into compartments, is movably connected, the piston with a seal on the side of the second edge of the housing with an internal thread is slidable relative to the mandrel, and is also equipped with its own a sealant in contact with the mandrel (RU 2307917 C1, 10.10.2007).

Недостатком известной конструкции является неполная возможность повышения ресурса и надежности, что объясняется высокой вероятностью возникновения прихвата плавающего поршня 23 с уплотнителями 24, 53 в гильзе 54 и в хвостовике 52 оправки 2, при использовании буровых растворов, содержащих до 5% нефтепродуктов, выброса рабочей жидкости-масла из полости 42, в которой расположен подпружиненный механизм защелки 16, 48, во внутреннюю полость яса, в которой прокачивается поток 59 бурового раствора при гидростатическом давлении, преимущественно 30÷40 МПа, высокой вероятностью разрушения уплотнительных манжет из эластомеров, контактирующих с буровым раствором, а также вследствие накопления абразивных частиц бурового раствора (шламования), например, до 2% песка с размерами 0,15÷0,95 мм и до 5% нефтепродуктов полимер-глинистого бурового раствора плотностью 1,16÷1,26 г/см³, в полости, ограниченной защитным кольцом 57, поршнем 23 с уплотнителями 24, 53, поверхностью 52 части 16 оправки 2 и внутренней поверхностью гильзы 54.A disadvantage of the known design is the incomplete possibility of increasing the resource and reliability, which is explained by the high likelihood of a sticking of the floating piston 23 with seals 24, 53 in the sleeve 54 and in the shank 52 of the mandrel 2, when using drilling fluids containing up to 5% of oil products, the discharge of the working fluid oil from the cavity 42, in which the spring-loaded mechanism of the latch 16, 48 is located, into the inner cavity of the jar, in which the mud stream 59 is pumped at a hydrostatic pressure, mainly 30 ÷ 40 MPa, a high probability of destruction of sealing cuffs from elastomers in contact with the drilling fluid, as well as due to the accumulation of abrasive particles of the drilling fluid (sludge), for example, up to 2% sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm and up to 5% of polymer-clay drilling oil products a solution with a density of 1.16 ÷ 1.26 g / cm ³ in a cavity bounded by a protective ring 57, a piston 23 with seals 24, 53, the surface 52 of the part 16 of the mandrel 2 and the inner surface of the sleeve 54.

В известной конструкции яса защитное кольцо 57 и механизм плавающего поршня 23 с уплотнителями 24, 53 расположены против потока 59 текучей среды - бурового раствора при гидростатическом давлении, преимущественно 30÷40 МПа, что повышает вероятность разрушения вследствие гидроабразивного размыва защитного кольца и плавающего поршня 23.In the known design of the jar, the protective ring 57 and the mechanism of the floating piston 23 with seals 24, 53 are located against the flow 59 of the fluid - the drilling fluid at hydrostatic pressure, mainly 30 ÷ 40 MPa, which increases the likelihood of destruction due to hydroabrasive erosion of the protective ring and the floating piston 23.

Вследствие этого снижается ресурс уплотнения 39 поршня 16, которое подвергается при работе сверхвысокому давлению рабочей жидкости, преимущественно 150 МПа, и мгновенному сбросу указанного давления рабочей жидкости до уровня гидростатического давления, преимущественно 30÷40 МПа, бурового раствора, при этом абразивные частицы бурового раствора загрязняют масло в полости 42 подпружиненного механизма защелки 16, 48, проходят в камеру 41 для жидкости, засоряют фильтр в перепускном клапане 36, перекрывают проходное сечение в дроссельном канале перепускного клапана 36, установленного в кольцевом клапане 30, что не обеспечивает повышения ресурса и надежности, снижает возможность освобождения от прихвата застрявшей бурильной колонны в скважине.As a result, the resource of the seal 39 of the piston 16 is reduced, which is subjected to ultra-high pressure of the working fluid, mainly 150 MPa, and the instantaneous discharge of the specified pressure of the working fluid to the level of hydrostatic pressure, mainly 30 ÷ 40 MPa, of the drilling fluid, while the abrasive particles of the drilling fluid contaminate the oil in the cavity 42 of the spring-loaded mechanism of the latch 16, 48, pass into the fluid chamber 41, clog the filter in the bypass valve 36, block the passage in the throttle channel of the bypass an acceleration valve 36 installed in the annular valve 30, which does not increase the resource and reliability, reduces the possibility of release from sticking stuck drill string in the well.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является гидравлический бурильный яс, состоящий из трубчатого корпуса и оправки, подвижно соединенных без вращения между собой, при этом корпус содержит шлицы на внутренней поверхности, внутренние выступы-наковальни, первый уплотнитель со стороны первого торца, оправка содержит шлицы на наружной поверхности под шлицы корпуса, поясок увеличенного диаметра, ударники, размещенные между внутренними выступами-наковальнями корпуса, а также второй уплотнитель, размещенный в ударнике со стороны второго торца корпуса, образующие камеру рабочей жидкости, а также содержащий кольцевой клапан, имеющий круглую боковую сторону, два торца, наружную поверхность и внутреннюю поверхность, ограниченную внутренней полостью, установленный в камере рабочей жидкости с оправкой, проходящей через внутреннюю полость, и расположенный внутри корпуса, при этом внутренняя поверхность кольцевого клапана плотно контактирует с пояском увеличенного диаметра оправки, продольный ход кольцевого клапана ограничен между двух упоров, выступающих от внутренней поверхности корпуса, а также содержащий ограничивающий механизм сообщения рабочей жидкости с одной из секций камеры рабочей жидкости, включающий, по меньшей мере, один перепускной клапан, размещенный в кольцевом клапане, который ограничивает течение рабочей жидкости внутри одной из секций камеры в одном направлении, продольный ход кольцевого клапана в камере рабочей жидкости, равен, по меньшей мере, разности радиусов его наружной и внутренней поверхностей, а упор, ограничивающий продольный ход кольцевого клапана в сторону ударника оправки с размещенным в нем вторым уплотнителем, образован выступом от уменьшенного диаметра внутренней поверхности корпуса, с которой подвижно соединен второй уплотнитель ударника оправки, при этом, по меньшей мере, один ударник оправки, расположенный в камере рабочей жидкости, содержит собственный уплотнитель, а диаметр каждой из внутренних поверхностей корпуса, образующих подвижное соединение с соответствующим уплотнителем и (или) ударником оправки, выполнен равным диаметру оправки, образующей подвижное соединение с размещенным в корпусе первым уплотнителем, например, в пределах поля допуска диаметра оправки (RU 2310061 С1, 10.11.2007).Closest to the claimed invention is a hydraulic drill jar consisting of a tubular body and a mandrel movably connected without rotation between each other, while the body contains slots on the inner surface, internal protrusions-anvils, the first seal on the side of the first end, the mandrel contains slots on the outer the surface under the slots of the body, a belt of increased diameter, drums placed between the internal protrusions-anvils of the body, as well as a second seal placed in the hammer from the WTO side th end of the housing, forming a chamber of the working fluid, and also containing an annular valve having a round lateral side, two ends, an outer surface and an inner surface bounded by an internal cavity, installed in the working fluid chamber with a mandrel passing through the internal cavity, and located inside the housing while the inner surface of the annular valve is in tight contact with the belt of increased diameter of the mandrel, the longitudinal stroke of the annular valve is limited between two stops protruding from the inner the surface of the housing, as well as containing a limiting mechanism for communicating the working fluid with one of the sections of the working fluid chamber, including at least one bypass valve located in the annular valve, which restricts the flow of the working fluid inside one of the chamber sections in one direction, a longitudinal stroke the annular valve in the chamber of the working fluid is equal to at least the difference of the radii of its outer and inner surfaces, and the emphasis restricting the longitudinal stroke of the annular valve towards the drummer def An avk with a second seal placed in it is formed by a protrusion from the reduced diameter of the inner surface of the housing, to which the second mandrel striker seal is movably connected, at least one mandrel striker located in the working fluid chamber has its own seal, and the diameter of each from the inner surfaces of the housing, forming a movable connection with the corresponding seal and (or) the drummer of the mandrel, made equal to the diameter of the mandrel forming a movable connection with placed in mustache first seal, e.g., within a tolerance of diameter of the mandrel (RU 2310061 C1, 10.11.2007).

Недостатком известной конструкции является неполная возможность регулирования динамики сброса давления рабочей жидкости из напорной секции камеры для жидкости в демпферную секцию при создании динамических ударов, направленных вверх, необходимых для возникновения заданного уровня релаксации растягивающих напряжений, волнообразно перемещающихся по длине колонны труб в скважине, получения оптимального соотношения между ударной нагрузкой и ударным импульсом, приложенным к месту прихвата изогнутой колонны бурильных труб в скважине.A disadvantage of the known design is the incomplete ability to control the dynamics of the pressure drop of the working fluid from the pressure section of the fluid chamber to the damper section when creating dynamic upward impacts necessary for the occurrence of a given level of relaxation of tensile stresses that move in a wave-like manner along the length of the pipe string in the well, to obtain the optimal ratio between the shock load and the shock impulse applied to the sticking point of the curved drill pipe string in the well.

Недостаток известной конструкции объясняется большим уровнем потерь давления при длительном воздействии импульсов удара сверхвысокого давления рабочей жидкости, преимущественно 150 МПа, и мгновенного сброса давления рабочей жидкости до уровня гидростатического давления, преимущественно 30÷40 МПа, бурового раствора в скважине, уменьшающих надежность и ресурс, что объясняется осаждением металлических частиц вследствие износа и сколов поверхностей трения, например, покрытий хрома и твердого сплава в парах трения, возникновением задиров в поверхностях трения оправки, кольцевого клапана и корпуса, перекрытия дроссельного канала для циркуляции рабочей жидкости в перепускном клапане, установленном в кольцевом клапане, что не обеспечивает повышения ресурса и надежности, снижает возможность освобождения от прихвата застрявшей бурильной колонны в скважине.The disadvantage of the known design is due to the high level of pressure loss during prolonged exposure to shock pulses of ultrahigh pressure of the working fluid, mainly 150 MPa, and instantaneous pressure relief of the working fluid to the level of hydrostatic pressure, mainly 30 ÷ 40 MPa, of the drilling fluid in the well, reducing reliability and life, which due to the deposition of metal particles due to wear and chips of friction surfaces, for example, coatings of chromium and hard alloy in friction pairs, the occurrence of scoring friction surfaces of the mandrel, the annular valve body and, overlapping orifice passage for circulating the working fluid in the bypass valve in the annular valve that does not provide increase service life and reliability, reduces the possibility of release of the stuck drill string jammed in the borehole.

При этом не обеспечивается повышение точности времени задержки, создаваемого гидравликой, по существу, времени дросселирования ограниченного объема рабочей жидкости при движении в дроссельном канале перепускного клапана, установленного в кольцевом клапане, для нанесения ударов вверх, при оптимальном соотношении между ударной нагрузкой и ударным импульсом, а это не позволяет оператору на буровой устанавливать расчетное усилие натяжения бурильной колонны, после чего применять тормоз буровой лебедки, при этом усилие при освобождении прихвата трудно контролировать, что не предотвращает повреждение подъемного оборудования и резьбовых соединений изогнутой колонны бурильных труб в скважине.This does not provide an increase in the accuracy of the delay time created by hydraulics, essentially, the throttling time of a limited volume of the working fluid when moving in the throttle channel of the bypass valve installed in the annular valve, for delivering upward impacts, with an optimal ratio between the shock load and the shock pulse, and this does not allow the operator to set the calculated drill string tension force on the rig, and then apply the winch brake, while the force when releasing ihvata difficult to control that does not prevent damage to the lifting and threaded connections bent drill string in the borehole.

Вследствие этого не обеспечивается возможность освобождения от прихвата бурильной колонны в сложной искривленной скважине с большим коэффициентом трения, где трудно создать необходимое для перезарядки яса осевое усилие, например, в компоновке бурильной колонны с героторным гидравлическим двигателем для роторного бурения (с вращением бурильной колонны) горизонтальной скважины (с последующим применением гидроразрыва пласта), с длиной горизонтального ствола (отходом от вертикальной части скважины) от 2000 до 5000 метров.As a result of this, it is not possible to free the drill string from sticking in a complex curved well with a high coefficient of friction, where it is difficult to create the axial force necessary to reload the jar, for example, in assembling a drill string with a gerotor hydraulic motor for rotary drilling (with rotation of the drill string) of a horizontal well (with the subsequent use of hydraulic fracturing), with the length of the horizontal wellbore (moving away from the vertical part of the well) from 2000 to 5000 meters.

Технической задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение надежности и ресурса, образование сверхвысокой ударной мощности в стволе скважины при оптимальном соотношении между ударной нагрузкой и ударным импульсом, воздействующими вверх и вниз на место прихвата бурильной колонны, а также предотвращение неконтролиремой активизации и самопроизвольного нанесения ударов в результате реакции на продольное усилие, прилагаемое к бурильной колонне и ясу, за счет оптимального ("наилучшего") соотношения продольного хода вала, заблокированного подпружиненным механизмом защелки относительно корпуса, при растяжении и, соответственно, при продольном сжатии вала и корпуса относительно друг друга, уменьшения потерь давления при мгновенном сбросе давления рабочей жидкости из камеры высокого давления, повышения точности гидравлической задержки, уменьшения износа подвижных соединений вала, корпуса, поршней гидроцилиндров и кольцевого клапана.The technical problem to which the invention is directed is to increase reliability and resource, the formation of ultra-high shock power in the wellbore with the optimal ratio between the shock load and shock pulse acting up and down at the point of sticking of the drill string, as well as preventing uncontrolled activation and spontaneous application impacts as a result of reaction to the longitudinal force applied to the drill string and the jar due to the optimal ("best") ratio of the longitudinal stroke a shaft blocked by a spring-loaded latch mechanism relative to the housing, under tension and, accordingly, during longitudinal compression of the shaft and the housing relative to each other, to reduce pressure losses during instantaneous pressure release of the working fluid from the high-pressure chamber, to increase the accuracy of the hydraulic delay, to reduce the wear of movable shaft joints, body, pistons of hydraulic cylinders and annular valve.

Другой технической задачей является расширение возможности освобождения от прихвата бурильной колонны в горизонтальной скважине с большим коэффициентом трения, где трудно создать необходимое для перезарядки яса осевое усилие, например, в компоновке бурильной колонны с героторным гидравлическим двигателем для роторного бурения горизонтальной скважины (с последующим применением гидроразрыва пласта), с длиной горизонтального ствола (отходом от вертикальной части скважины) от 2000 до 5000 метров.Another technical task is to expand the possibility of freeing from sticking of the drill string in a horizontal well with a high coefficient of friction, where it is difficult to create the axial force necessary to reload the jar, for example, in assembling a drill string with a gerotor hydraulic motor for rotary drilling of a horizontal well (followed by hydraulic fracturing) ), with the length of the horizontal wellbore (moving away from the vertical part of the well) from 2000 to 5000 meters.

Сущность технического решения заключается в том, что в гидромеханическом бурильном ясе, состоящем из трубчатого корпуса и полого вала, соединенных между собой подвижной шлицевой парой, трубчатый корпус выполнен из частей, содержит первый уплотнитель и шлицы на внутренней поверхности со стороны первого края, в средней части корпус содержит внутренние выступы-наковальни, со стороны второго края содержит резьбу, полый вал выполнен из частей, содержит первый поршень с первыми уплотнителями, резьбовой хвостовик и шлицы на наружной поверхности со стороны первого края корпуса для соединения со шлицами корпуса, ударник, размещенный между внутренними выступами-наковальнями корпуса, со стороны второго края корпуса содержит второй поршень со вторыми уплотнителями, образующие камеру для жидкости, заполненную рабочей жидкостью-маслом, а также содержащий ограничивающий механизм сообщения рабочей жидкости с камерой для жидкости, выполненный в виде пояска увеличенного диаметра полого вала, и кольцевого клапана, имеющего круглую боковую сторону, два торца, наружную поверхность и внутреннюю поверхность, ограниченную внутренней полостью, установленного в камере для жидкости с полым валом, проходящим через внутреннюю полость, внутренняя поверхность кольцевого клапана плотно контактирует с пояском увеличенного диаметра полого вала, при этом в кольцевом клапане установлен хотя бы один перепускной клапан, ограничивающий течение жидкости внутри камеры для жидкости в одном направлении, а также содержащий подпружиненный механизм защелки, блокирующий продольный ход полого вала относительно трубчатого корпуса, при этом механизм защелки освобождается или устанавливается в рабочее положение при приложении продольной силы больше предельной, согласно изобретению продольный ход Н полого вала, заблокированного подпружиненным механизмом защелки относительно трубчатого корпуса, при растяжении полого вала и трубчатого корпуса относительно друг друга и продольный ход h полого вала, заблокированного подпружиненным механизмом защелки относительно трубчатого корпуса, при продольном сжатии полого вала и трубчатого корпуса относительно друг друга связаны соотношением: Н=(0,85÷1,15) h Ф, где Ф=1,618…, постоянный коэффициент, при этом шлицевая часть трубчатого корпуса содержит радиальную опору скольжения для вала, установленную во внутренней полости между первым уплотнителем со стороны первого торца и шлицами, а ударник полого вала содержит две радиальных опоры скольжения для корпуса, установленных каждая в наружной канавке на краю ударника полого вала.The essence of the technical solution lies in the fact that in a hydromechanical drill jar consisting of a tubular body and a hollow shaft interconnected by a movable spline pair, the tubular body is made of parts, contains the first seal and splines on the inner surface from the side of the first edge, in the middle part the housing contains internal protrusions-anvils, from the side of the second edge contains threads, the hollow shaft is made of parts, contains the first piston with the first seals, a threaded shank and splines on the outer surface on the side of the first edge of the housing for connecting to the splines of the housing, the hammer, located between the inner protrusions-anvils of the housing, on the side of the second edge of the housing contains a second piston with second seals, forming a fluid chamber filled with working fluid-oil, and also containing a limiting mechanism fluid communication with the fluid chamber, made in the form of a belt of increased diameter of the hollow shaft, and an annular valve having a round lateral side, two ends, the outer surface and the morning surface bounded by the internal cavity installed in the fluid chamber with the hollow shaft passing through the internal cavity, the inner surface of the annular valve is in tight contact with the belt of increased diameter of the hollow shaft, while at least one bypass valve is installed in the annular valve, restricting the flow of fluid inside chambers for fluid in one direction, as well as containing a spring-loaded latch mechanism that blocks the longitudinal stroke of the hollow shaft relative to the tubular body, while according to the invention, the longitudinal stroke H of the hollow shaft blocked by the spring-loaded latch mechanism relative to the tubular body, when the hollow shaft and the tubular housing are stretched relative to each other and the longitudinal stroke h of the hollow shaft blocked by the spring-loaded the latch mechanism relative to the tubular body, with longitudinal compression of the hollow shaft and the tubular body relative to each other are connected with the ratio: H = (0.85 ÷ 1.15) h F, where Ф = 1.618 ..., a constant coefficient, while the spline part of the tubular body contains a radial sliding support for the shaft mounted in the inner cavity between the first seal from the side of the first end and splines, and the hollow shaft drummer contains two radial sliding bearings for the housing, each installed in the outer groove on the edge of the hollow shaft drummer.

Уплотнители, установленные во втором поршне, выполнены в виде двух противоположно направленных кольцевых манжет из эластомера, каждая манжета ограничивает течение жидкости в одном направлении, а обе манжеты ограничивают течение жидкости в полость между ними, при этом каждая манжета содержит основание прямоугольной формы поперечного сечения, внутреннюю и наружную гибкие кольцевые кромки, внутренний и наружный кольцевые торцы, расположенные на противоположном краю от указанного основания и образующие кольцевую полость, открытую со стороны внутреннего и наружного кольцевых торцов, а также содержит эластичное разжимное кольцо, размещенное в кольцевой полости между гибкими уплотнительными кромками и основанием, наружная и внутренняя поверхности соответственно внутренней и наружной уплотнительных кромок выполнены в форме соответственно наружных и внутренних конических поверхностей, при этом наружные и внутренние конические поверхности соответственно внутренней и наружной уплотнительных кромок сопряжены в плоскости максимального поперечного сечения эластичного разжимного кольца.The seals installed in the second piston are made in the form of two oppositely directed annular cuffs of elastomer, each cuff restricts the fluid flow in one direction, and both cuffs restrict the fluid flow into the cavity between them, while each cuff contains a rectangular cross-section base, inner and outer flexible annular edges, inner and outer annular ends located on the opposite edge from the specified base and forming an annular cavity open with the inner and outer annular ends, and also contains an elastic expandable ring located in the annular cavity between the flexible sealing lips and the base, the outer and inner surfaces of the inner and outer sealing edges, respectively, are made in the form of respectively outer and inner conical surfaces, while the outer and inner conical surfaces of the inner and outer sealing edges, respectively, are mated in the plane of the maximum elastic cross-section azzhimnogo ring.

Подпружиненный механизм защелки, блокирующий продольный ход полого вала относительно трубчатого корпуса, снабжен регулятором продольного усилия пружин, а регулятор продольного усилия пружин снабжен фиксатором.The spring-loaded latch mechanism, blocking the longitudinal stroke of the hollow shaft relative to the tubular body, is equipped with a regulator of the longitudinal force of the springs, and the controller of the longitudinal force of the springs is equipped with a latch.

Между торцами шлицов на наружной поверхности полого вала и ударником полого вала, направленным к шлицам, установлено ударное кольцо.A shock ring is installed between the ends of the slots on the outer surface of the hollow shaft and the hammer of the hollow shaft directed to the splines.

Части трубчатого корпуса снабжены каждая уплотнителем из эластомера, установленным в кольцевой канавке за выходным витком наружной резьбы.Parts of the tubular body are each equipped with an elastomer seal installed in the annular groove behind the output turn of the external thread.

Гидромеханический бурильный яс содержит переводник вала, предназначенный для соединения с низом верхней части бурильной колонны, и переводник корпуса, предназначенный для соединения с верхом нижней части бурильной колонны, переводник вала соединен резьбой с частью полого вала, имеющего шлицы на наружной поверхности, переводник корпуса соединен резьбой с частью трубчатого корпуса, внутри которой размещен ограничивающий механизм сообщения рабочей жидкости с камерой для жидкости, при этом переводники вала и корпуса выполнены, каждый с поясом пониженной жесткости, характеризующимся выполнением стенки переводника уменьшенной толщиной и уменьшенным наружным диаметром.The hydromechanical drill jar contains a shaft sub for connecting to the bottom of the upper part of the drill string, and a housing sub for connecting to the top of the lower part of the drill string, the shaft sub is threaded to a part of the hollow shaft having slots on the outer surface, the body sub is connected to the threaded with a part of the tubular body, inside of which there is a limiting mechanism for communicating the working fluid with the fluid chamber, while the shaft and housing sub are made, each with oasis of reduced stiffness, characterized by the implementation of the wall of the sub of reduced thickness and reduced outer diameter.

Выполнение гидромеханического яса таким образом, что продольный ход Н полого вала, заблокированного подпружиненным механизмом защелки относительно трубчатого корпуса, при растяжении полого вала и трубчатого корпуса относительно друг друга и продольный ход h полого вала, заблокированного подпружиненным механизмом защелки относительно трубчатого корпуса, при продольном сжатии полого вала и трубчатого корпуса относительно друг друга связаны соотношением: Н=(0,85÷1,15) h Ф, где Ф=1,618…, постоянный коэффициент (число Фибоначчи), при этом шлицевая часть трубчатого корпуса содержит радиальную опору скольжения для вала, установленную во внутренней полости между первым уплотнителем со стороны первого торца и шлицами, а ударник полого вала содержит две радиальных опоры скольжения для корпуса, установленных каждая в наружной канавке на краю ударника полого вала, обеспечивает повышение надежности и ресурса, образование сверхвысокой ударной мощности в стволе скважины при оптимальном ("наилучшем") соотношении между ударной нагрузкой и ударным импульсом, воздействующими вверх и вниз на место прихвата колонны бурильных труб, а также предотвращение неконтролиремой активизации и самопроизвольного нанесения ударов в результате реакции на продольное усилие, прилагаемое к бурильной колонне и ясу, за счет оптимального ("наилучшего") соотношения продольного хода полого вала, заблокированного подпружиненным механизмом защелки относительно трубчатого корпуса, при растяжении и, соответственно, при продольном сжатии полого вала и трубчатого корпуса относительно друг друга, уменьшения потерь давления при мгновенном сбросе давления рабочей жидкости из камеры высокого давления, повышения точности гидравлической задержки, уменьшения износа подвижных соединений вала, корпуса, поршней гидроцилиндров и кольцевого клапана.The implementation of the hydromechanical jar in such a way that the longitudinal stroke H of the hollow shaft blocked by the spring-loaded latch mechanism relative to the tubular body, when the hollow shaft and the tubular body are stretched relative to each other and the longitudinal stroke h of the hollow shaft blocked by the spring-loaded latch mechanism relative to the tubular body, with longitudinal compression of the hollow the shaft and the tubular body relative to each other are related by the ratio: H = (0.85 ÷ 1.15) h F, where F = 1.618 ..., a constant coefficient (Fibonacci number), while I part of the tubular housing contains a radial sliding support for the shaft mounted in the inner cavity between the first seal on the side of the first end and the splines, and the hammer of the hollow shaft contains two radial sliding bearings for the housing, each installed in the outer groove on the edge of the hammer of the hollow shaft, provides an increase reliability and resource, the formation of ultra-high impact power in the wellbore with the optimal ("best") ratio between the shock load and the shock pulse acting up and down n and the place of sticking of the drill string, as well as the prevention of uncontrolled activation and spontaneous striking as a result of reaction to the longitudinal force exerted on the drill string and the jar due to the optimal ("best") ratio of the longitudinal stroke of the hollow shaft blocked by the spring-loaded latch mechanism relative to the tubular case, under tension and, accordingly, with longitudinal compression of the hollow shaft and the tubular body relative to each other, to reduce pressure losses during instantaneous discharge yes the appearance of the working fluid from the high-pressure chamber, increasing the accuracy of the hydraulic delay, reducing wear on the movable joints of the shaft, housing, pistons of hydraulic cylinders and an annular valve.

Повышение точности времени задержки, создаваемого гидравликой, по существу, времени дросселирования ограниченного объема рабочей жидкости при движении в дроссельном канале перепускного клапана, установленного в кольцевом клапане, для нанесения ударов, при оптимальном соотношении между ударной нагрузкой и ударным импульсом, позволяет оператору на буровой устанавливать расчетное усилие натяжения бурильной колонны, после чего применять тормоз буровой лебедки.Improving the accuracy of the delay time created by hydraulics, essentially the throttling time of a limited volume of the working fluid when moving in the throttle channel of the bypass valve installed in the annular valve, for striking, with the optimal ratio between the shock load and the shock pulse, allows the operator to establish the calculated drill string tension force, then apply the winch brake.

Вследствие этого усилие для освобождения от прихвата контролируется с повышенной точностью, предотвращается повреждение подъемного оборудования и резьбовых соединений бурильных труб, обеспечивается возможность освобождения от прихвата бурильной колонны в сложной искривленной скважине с большим коэффициентом трения, где трудно создать необходимое для перезарядки яса осевое усилие, по существу, в компоновке бурильной колонны с героторным гидравлическим двигателем для роторного бурения горизонтальной скважины, с длиной горизонтального ствола (отходом от вертикальной части скважины) от 2000 до 5000 метров.As a result of this, the effort to free from sticking is controlled with increased accuracy, damage to lifting equipment and threaded joints of drill pipes is prevented, and it is possible to free from sticking of the drill string in a complex curved well with a high coefficient of friction, where it is difficult to create the axial force necessary for reloading the jar, essentially , in a drill string assembly with a gerotor hydraulic motor for rotary drilling of a horizontal well, with a horizontal length th trunk (deviation from the vertical portion of the well) from 2000 to 5000 meters.

Выполнение гидромеханического яса таким образом, что уплотнители, установленные во втором поршне, выполнены в виде двух противоположно направленных кольцевых манжет из эластомера, каждая манжета ограничивает течение жидкости в одном направлении, а обе манжеты ограничивают течение жидкости в полость между ними, при этом каждая манжета содержит основание прямоугольной формы поперечного сечения, внутреннюю и наружную гибкие кольцевые кромки, внутренний и наружный кольцевые торцы, расположенные на противоположном краю от указанного основания и образующие кольцевую полость, открытую со стороны внутреннего и наружного кольцевых торцов, а также содержит эластичное разжимное кольцо, размещенное в кольцевой полости между гибкими уплотнительными кромками и основанием, наружная и внутренняя поверхности соответственно внутренней и наружной уплотнительных кромок выполнены в форме соответственно наружных и внутренних конических поверхностей, при этом наружные и внутренние конические поверхности соответственно внутренней и наружной уплотнительных кромок сопряжены в плоскости максимального поперечного сечения эластичного разжимного кольца, повышает эффективность уплотнений при сверхвысоком давлении, преимущественно 150 МПа, предотвращает загрязнение буровым раствором и металлическими частицами (сколами и разрушениями хромового покрытия) рабочей жидкости-масла в камере для жидкости, улучшает гидродинамическое центрирование полого вала в трубчатом корпусе, предотвращает прихваты в поверхностях скольжения, обусловленные циклическими изгибными напряжениями трубчатого корпуса при вращении изогнутой колонны бурильных труб при роторном бурении.The implementation of the hydromechanical jar in such a way that the seals installed in the second piston are made in the form of two oppositely directed annular cuffs of elastomer, each cuff restricts the fluid flow in one direction, and both cuffs restrict the fluid flow into the cavity between them, while each cuff contains a rectangular cross-sectional base, inner and outer flexible annular edges, inner and outer annular ends located on the opposite edge from the specified main They form an annular cavity open from the side of the inner and outer annular ends, and also contains an elastic expandable ring located in the annular cavity between the flexible sealing lips and the base, the outer and inner surfaces of the inner and outer sealing edges, respectively, are made in the form of outer and inner conical surfaces, while the outer and inner conical surfaces of the inner and outer sealing edges, respectively, are conjugated in a flat the maximum cross-section of the elastic expansion ring, increases the efficiency of seals at ultrahigh pressure, mainly 150 MPa, prevents contamination of the working fluid-oil in the fluid chamber with drilling fluid and metal particles (chips and chrome damage), improves the hydrodynamic centering of the hollow shaft in the tubular body prevents sticking in sliding surfaces caused by cyclic bending stresses of the tubular body during rotation of the curved Olona drill pipe when rotary drilling.

Такое выполнение кольцевых манжет из эластомера, одна из которых расположена на границе раздела камеры для жидкости - масла с полостью для бурового раствора в скважине, обеспечивает равнопрочные в поперечном сечении свойства эластомерного материала в конструкции, дополнительно снижает теплообразование, уменьшает остаточную деформацию и повышает усталостную выносливость при многократном сжатии (ГОСТ 20418-75), повышает усталостную выносливость при знакопеременном изгибе с вращением (ГОСТ 10952-75), уменьшает истирание при скольжении (ГОСТ 426-77) между элементами соединения при возвратно-поступательном движении и сверхвысоком давлении гидравлической жидкости, предпочтительно 150 МПа.This embodiment of annular cuffs made of elastomer, one of which is located at the interface between the fluid chamber and the oil with the drilling fluid cavity in the well, ensures the properties of the elastomeric material in the structure that are equally strong in the cross section, further reduces heat generation, reduces residual deformation and increases fatigue resistance multiple compression (GOST 20418-75), increases fatigue endurance during alternating bending with rotation (GOST 10952-75), reduces abrasion during sliding (GOST 426-7 7) between the elements of the connection during the reciprocating movement and ultrahigh pressure of the hydraulic fluid, preferably 150 MPa.

Выполнение гидромеханического яса таким образом, что подпружиненный механизм защелки, блокирующий продольный ход полого вала относительно трубчатого корпуса, снабжен регулятором продольного усилия пружин для освобождения или установки в рабочее положение, а регулятор продольного усилия пружин снабжен фиксатором, уменьшает стоимость изготовления, обслуживания и ремонта, обеспечивает заданный ресурс подпружиненного механизма защелки с большой наработкой, в котором вследствие износа зубьев механизма защелки при наработке необходима корректировка усилия освобождения от блокировки.The execution of the hydromechanical jar in such a way that the spring-loaded latch mechanism blocking the longitudinal stroke of the hollow shaft relative to the tubular body is equipped with a longitudinal force regulator of the springs to release or set it into operation, and the longitudinal force regulator of the springs is equipped with a lock, reduces the cost of manufacture, maintenance and repair, provides a given resource of the spring-loaded latch mechanism with a large operating time, in which, due to wear of the teeth of the latch mechanism, the operating time is necessary adjustment of the release force from blocking.

Выполнение гидромеханического яса таким образом, что между торцами шлицов на наружной поверхности полого вала и ударником полого вала, направленным к шлицам, установлено ударное кольцо, повышает точность контролируемой нагрузки, с определенным ударным импульсом, предотвращает неконтролируемую активизацию и нанесение ударов гидромеханического яса при бурении, спусках и подъемах бурильной колонны, уменьшает износ внутренних деталей.The execution of the hydromechanical jar in such a way that between the ends of the slots on the outer surface of the hollow shaft and the hammer of the hollow shaft directed to the splines, a shock ring is installed, increases the accuracy of the controlled load, with a specific shock impulse, prevents uncontrolled activation and striking of the hydromechanical jar during drilling, descents and drill string rises, reduces wear on internal parts.

Выполнение гидромеханического яса таким образом, что части трубчатого корпуса снабжены каждая уплотнителем из эластомера, установленным в кольцевой (зарезьбовой) канавке за выходным витком наружной резьбы, предотвращает разрушение резьбовых соединений буровым раствором, содержащим твердые абразивные частицы, например, до 2% песка с размерами 0,15÷0,95 мм и до 5% нефтепродуктов полимер- глинистого бурового раствора плотностью 1,16÷1,26 г/см³, прокачиваемым внутри полой оправки при гидростатическом давлении, например, 25÷40 МПа.The implementation of the hydromechanical jar in such a way that the parts of the tubular body are each equipped with an elastomer sealant installed in the annular (threaded) groove behind the output turn of the external thread prevents the destruction of threaded joints with a drilling fluid containing solid abrasive particles, for example, up to 2% sand with sizes 0 , 15 ÷ 0.95 mm and up to 5% of petroleum products of polymer-clay drilling mud with a density of 1.16 ÷ 1.26 g / cm ³ pumped inside a hollow mandrel at hydrostatic pressure, for example, 25 ÷ 40 MPa.

Выполнение гидромеханического яса таким образом, что содержит переводник вала, предназначенный для соединения с низом верхней части бурильной колонны, и переводник корпуса, предназначенный для соединения с верхом нижней части бурильной колонны, переводник вала соединен резьбой с частью полого вала, имеющего шлицы на наружной поверхности, переводник корпуса соединен резьбой с частью трубчатого корпуса, внутри которой размещен ограничивающий механизм сообщения рабочей жидкости с камерой для жидкости, при этом переводники вала и корпуса выполнены, каждый с поясом пониженной жесткости, характеризующимся выполнением стенки переводника уменьшенной толщиной и уменьшенным наружным диаметром, обеспечивает равнопрочные и герметичные резьбовые соединения вала и корпуса в условиях интенсивного трения и вращения в стволе скважины, с ударными нагрузками в результате реакции на продольное усилие, прилагаемое к бурильной колонне и ясу, повышает точность проходки скважин и темп набора параметров кривизны, а также улучшает проходимость, т.е. уменьшает сопротивления и напряжения в компоновке низа бурильной колонны за счет изгиба переводников при прохождении через радиусные участки ствола скважины, имеющих участки малого и среднего радиуса 30…300 м.The implementation of the hydromechanical jar in such a way that it contains a shaft sub for connecting to the bottom of the upper part of the drill string, and a housing sub for connecting to the top of the lower part of the drill string, the shaft sub is threaded to a part of the hollow shaft having splines on the outer surface, the housing sub is threaded to a part of the tubular housing, inside of which there is a limiting mechanism for communicating the working fluid with the fluid chamber, while the shaft sub and the housing made, each with a belt of reduced stiffness, characterized by the execution of the wall of the sub with reduced thickness and reduced outer diameter, provides equal strength and sealed threaded joints of the shaft and body under conditions of intense friction and rotation in the wellbore, with shock loads as a result of reaction to the longitudinal force applied to drill string and jar, improves the accuracy of the penetration of wells and the pace of a set of parameters of curvature, and also improves cross-country ability, i.e. reduces resistance and stress in the layout of the bottom of the drill string due to the bending of the sub when passing through the radius sections of the wellbore having sections of small and medium radius of 30 ... 300 m

Ниже представлен гидромеханический бурильный яс для создания динамических ударов, направленных вверх и вниз, для освобождения от прихвата бурильной колонны в изогнутой скважине с отметкой 3500 метров, с длиной горизонтального ствола (отходом от вертикальной части) 4500 метров.Below is a hydromechanical drill jar for creating dynamic up and down strokes to free from sticking of the drill string in a bent well with a mark of 3,500 meters, with a horizontal shaft length (moving away from the vertical part) of 4,500 meters.

На фиг.1 изображен гидромеханический бурильный яс, продольный разрез.Figure 1 shows the hydromechanical drill jar, a longitudinal section.

На фиг.2 изображен элемент I на фиг.1 ограничивающего механизма сообщения рабочей жидкости с камерой для жидкости, выполненный в виде пояска увеличенного диаметра полого вала, кольцевого клапана, перепускного клапана, размещенного в кольцевом клапане, ограничивающего течение рабочей жидкости в одном направлении.Figure 2 shows the element I in figure 1 of the limiting mechanism for communicating the working fluid with the fluid chamber, made in the form of a belt of increased diameter of the hollow shaft, an annular valve, an overflow valve located in the annular valve, restricting the flow of the working fluid in one direction.

На фиг.3 изображен элемент II на фиг.1 второго поршня с кольцевыми манжетами и двумя опорами скольжения вала, первая манжета контактирует с рабочей жидкостью-маслом, вторая манжета - с буровым раствором.Figure 3 shows element II in figure 1 of the second piston with annular cuffs and two shaft sliding bearings, the first cuff is in contact with the working fluid-oil, the second cuff is in contact with the drilling fluid.

На фиг.4 изображен элемент III на фиг.1 первого поршня с кольцевыми манжетами в камере для жидкости.Figure 4 shows the element III in figure 1 of the first piston with ring cuffs in the fluid chamber.

На фиг.5 изображен элемент IV на фиг.1 подпружиненного механизма защелки, блокирующего продольный ход вала относительно корпуса, с регулятором продольного усилия пружин.In Fig. 5, element IV is shown in Fig. 1 of a spring-loaded latch mechanism that blocks the longitudinal stroke of the shaft relative to the housing, with a longitudinal force control of the springs.

На фиг.6 изображен элемент V на фиг.1 ударника вала с ударным кольцом, установленным между торцами ударника и шлицов вала в шлицевой камере, заполненной рабочей жидкостью.Figure 6 shows the element V in figure 1 of the shaft hammer with a shock ring installed between the ends of the hammer and the shaft splines in a spline chamber filled with working fluid.

На фиг.7 изображен элемент VI на фиг.1 шлицевой части корпуса с радиальной опорой скольжения корпуса, установленной во внутренней полости между первым уплотнителем со стороны первого торца и шлицами корпуса.In Fig. 7, element VI is shown in Fig. 1 of the splined part of the housing with a radial sliding support of the housing installed in the inner cavity between the first seal from the side of the first end and the splines of the housing.

На фиг.8 изображен элемент VII на фиг.3 кольцевой манжеты с эластичным разжимным кольцом, установленным в кольцевой полости, открытой со стороны внутреннего и наружного кольцевых торцов и камеры для жидкости.On Fig shows element VII in figure 3 of the annular cuff with an elastic expandable ring installed in the annular cavity, open from the side of the inner and outer annular ends and the chamber for the liquid.

Гидромеханический бурильный яс состоит из трубчатого корпуса 1 и полого вала 2, соединенных между собой подвижной шлицевой парой 3, трубчатый корпус 1 выполнен из частей 4, 5, 6, 7, 8, содержит первый уплотнитель 9 и шлицы 10 на внутренней поверхности со стороны первого края 11, в средней части 4 корпуса 1 содержит внутренний выступ-наковальню 12, в средней части 5 корпуса 1 содержит внутренний выступ-наковальню 13, со стороны второго края 14, со стороны части 8 корпуса 1 содержит резьбу 15, показано на фиг.1.The hydromechanical drill jar consists of a tubular body 1 and a hollow shaft 2 interconnected by a movable spline pair 3, the tubular body 1 is made of parts 4, 5, 6, 7, 8, contains a first seal 9 and splines 10 on the inner surface from the side of the first edges 11, in the middle part 4 of the housing 1 contains an inner protrusion-anvil 12, in the middle part 5 of the housing 1 contains an internal protrusion-anvil 13, from the side of the second edge 14, from the side of the part 8 of the housing 1 contains a thread 15, shown in figure 1 .

Полый вал 2 выполнен из частей 16, 17, 18, содержит первый поршень 19, выполненный за одно целое с частью 17 полого вала 2, с первыми уплотнителями 20, содержит резьбовой хвостовик 21 и шлицы 22 на наружной поверхности частиThe hollow shaft 2 is made of parts 16, 17, 18, contains the first piston 19, made integral with the part 17 of the hollow shaft 2, with the first seals 20, contains a threaded shank 21 and splines 22 on the outer surface of the part

16 полого вала 2 со стороны первого края 11 корпуса 1 для соединения со шлицами 10 корпуса 1, а также содержит ударник 23, выполненный за одно целое с частью16 of the hollow shaft 2 from the side of the first edge 11 of the housing 1 for connection with the slots 10 of the housing 1, and also contains a hammer 23, made in one piece with the part

17 полого вала 2, размещенный между внутренним выступом-наковальней 12 части 4 корпуса 1 и внутренним выступом-наковальней 13 части 5 корпуса 1, показано на фиг.1.17 of the hollow shaft 2, located between the inner protrusion-anvil 12 of part 4 of the housing 1 and the inner protrusion-anvil 13 of part 5 of the housing 1, is shown in FIG.

Со стороны второго края 14 части 8 корпуса 1 содержит второй поршень 24 со вторыми уплотнителями 25, жестко скрепленный резьбой 26 с частью 18 полого вала 2, образующие камеру 27 для жидкости, заполненную рабочей жидкостью 28, например, трансмиссионным маслом SAE W80-140 (стандарт SAE J 306, США и Западная Европа), показано на фиг.1,3.On the side of the second edge 14 of part 8 of housing 1, it contains a second piston 24 with second seals 25, rigidly fastened by thread 26 to part 18 of the hollow shaft 2, forming a fluid chamber 27 filled with working fluid 28, for example, SAE W80-140 transmission oil (standard SAE J 306, USA and Western Europe), shown in Fig.1,3.

Гидромеханический бурильный яс содержит ограничивающий механизм 29 сообщения рабочей жидкости 28 с камерой 27 для жидкости, выполненный в виде пояска 30 увеличенного диаметра части 18 полого вала 2, и кольцевого клапана 31 (из бронзы БрА10Ж4Н4Л ГОСТ 493-79), имеющего круглую боковую сторону 32, два торца, 33 и 34, наружную поверхность 35 и внутреннюю поверхность 36, ограниченную внутренней полостью, по существу, камерой 27 для жидкости 28, установленного в камере 27 для жидкости 28 с частью 18 полого вала 2, проходящего через внутреннюю полость - камеру 27, внутренняя поверхность 36 кольцевого клапана 31 плотно контактирует с пояском 30 увеличенного диаметра части 18 полого вала 2, при этом в кольцевом клапане 31 установлен хотя бы один перепускной клапан 37, ограничивающий течение жидкости 28 внутри камеры 27 для жидкости 28 в одном направлении 38, показано на фиг.1, 2.The hydromechanical drill jar contains a limiting mechanism 29 for communicating the working fluid 28 with the fluid chamber 27, made in the form of a belt 30 with an increased diameter of the part 18 of the hollow shaft 2, and an annular valve 31 (made of bronze BrА10Ж4Н4Л GOST 493-79) having a round side 32, two ends, 33 and 34, the outer surface 35 and the inner surface 36 bounded by the inner cavity, essentially a chamber 27 for fluid 28, installed in the chamber 27 for fluid 28 with part 18 of the hollow shaft 2 passing through the inner cavity — chamber 27, internally I surface 36 of the annular valve 31 is in close contact with the belt 30 of the increased diameter of the part 18 of the hollow shaft 2, while at least one bypass valve 37 is installed in the annular valve 31, restricting the flow of fluid 28 inside the fluid chamber 27 in one direction 38, shown in figure 1, 2.

Торец 33 кольцевого клапана 31 плотно контактирует с торцом 39 части 7 трубчатого корпуса 1, показано на фиг.1, 2.The end face 33 of the annular valve 31 is in tight contact with the end face 39 of part 7 of the tubular body 1, shown in Fig.1, 2.

Когда торец 33 кольцевого клапана 31 не прижат давлением рабочей жидкости 28 к торцу 39 части 7 трубчатого корпуса 1, рабочая жидкость 28 может свободно перетекать через циркуляционные отверстия 40 кольцевого клапана 31 для быстрого выравнивания давления рабочей жидкости 28 с разных сторон кольцевого клапана 31, показано на фиг.2.When the end face 33 of the annular valve 31 is not pressed by the pressure of the working fluid 28 to the end 39 of the part 7 of the tubular body 1, the working fluid 28 can freely flow through the circulation openings 40 of the annular valve 31 to quickly equalize the pressure of the working fluid 28 from different sides of the annular valve 31, shown in figure 2.

В кольцевом клапане 31 выше по потоку 38 перед клапанным устройством 37 размещен фильтр 41 из "спеченного" бронзового порошка с пористостью 25÷50%, полый винт 42 с внутренним шестигранником для циркуляции рабочей жидкости 28 в клапанном устройстве 37, а также перепускной игольчатый клапан 43 с дроссельным калиброванным отверстием, показано на фиг.2.In the annular valve 31 upstream 38 in front of the valve device 37 there is a filter 41 made of sintered bronze powder with a porosity of 25 ÷ 50%, a hollow screw 42 with an internal hexagon for circulating the working fluid 28 in the valve device 37, and a bypass needle valve 43 with a throttle calibrated hole, shown in figure 2.

Камера 27, заполненная рабочей жидкостью 28, между вторым поршнем 24 со вторым уплотнителем 25 (поршень 24 выполнен за одно целое с частью 18 полого вала 2), и кольцевым клапаном 31, который контактирует с пояском увеличенного диаметра 30 части 18 полого вала 2, является камерой 27 сверхвысокого давления рабочей жидкости 28 при натяжении бурильной колонны и вытягивании полого вала 2 из трубчатого корпуса 1 в направлении 38, при этом давление рабочей жидкости 28 в камере 27 для жидкости составляет 150 МПа, показано на фиг.1, 2.The chamber 27, filled with a working fluid 28, between the second piston 24 with the second seal 25 (the piston 24 is integral with the part 18 of the hollow shaft 2), and the annular valve 31, which is in contact with the enlarged diameter belt 30 of the part 18 of the hollow shaft 2, is the chamber 27 of the ultra-high pressure of the working fluid 28 when pulling the drill string and pulling the hollow shaft 2 from the tubular body 1 in the direction 38, while the pressure of the working fluid 28 in the chamber 27 for the fluid is 150 MPa, shown in figures 1, 2.

Буровым насосом, например УНБ-600, через колонну бурильных труб, включающую гидромеханический бурильный яс, через внутренние полости 44, 45, соответственно трубчатого корпуса 1 и полого вала 2 осуществляется насосная подача текучей среды-бурового раствора 46, который содержит абразивные частицы, например, до 2% песка с размерами 0,15÷0,95 мм и до 5% нефтепродуктов полимер-глинистого бурового раствора плотностью 1,16÷1,26 г/см³, при гидростатическом давлении, преимущественно 30÷40 МПа, показано на фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6, 7.A mud pump, for example, UNB-600, through a drill pipe string including a hydromechanical drill jar, through the internal cavities 44, 45, respectively of the tubular body 1 and the hollow shaft 2, a pump fluid is supplied with a drilling fluid 46, which contains abrasive particles, for example, up to 2% of sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm and up to 5% of petroleum products of polymer-clay drilling mud with a density of 1.16 ÷ 1.26 g / cm ³ , with hydrostatic pressure, mainly 30 ÷ 40 MPa, shown in FIG. .1, 2, 3, 4, 5, 6, 7.

Гидромеханический бурильный яс содержит подпружиненный механизм защелки 47, блокирующий продольный ход полого вала 2 относительно трубчатого корпуса 1, подпружиненный механизм защелки 47 расположен в шлицевой полости 48, образованной первым поршнем 19 с первым уплотнителем 20, шлицами 10 части 4 трубчатого корпуса 1, шлицами 22 части 16 полого вала 2 и первым уплотнителем 9 трубчатого корпуса 1 со стороны первого (шлицевого) края 11, заполненной рабочей жидкостью 28, например, трансмиссионным маслом SAE W80-140 (стандарт SAE J 306, США и Западная Европа), при этом механизм защелки 47 освобождается или устанавливается в рабочее положение при приложении продольной силы больше предельной, показано на фиг.1, 5.The hydromechanical drill jar contains a spring-loaded latch mechanism 47, blocking the longitudinal stroke of the hollow shaft 2 relative to the tubular body 1, a spring-loaded latch mechanism 47 is located in the spline cavity 48 formed by the first piston 19 with the first seal 20, splines 10 of part 4 of the tubular body 1, splines 22 of the part 16 of the hollow shaft 2 and the first seal 9 of the tubular body 1 from the side of the first (splined) edge 11 filled with working fluid 28, for example, SAE W80-140 transmission oil (standard SAE J 306, USA and Western Europe), while m, the latch mechanism 47 is released or is set to a working position when a longitudinal force is applied greater than the ultimate force, shown in Figs. 1, 5.

Механизм защелки 47 выполнен, например, из восьми сегментов 49, которые содержат внутренние кольцевые канавки 50, и расположен между частью 6 трубчатого корпуса 1 и частью 17 полого вала 2, которая содержит наружные кольцевые зубья 51, внутренние кольцевые канавки 50 и наружные кольцевые зубья 51 выполнены разной ширины 52, при этом механизм защелки 47 блокирует полый вал 2 относительно трубчатого корпуса 1 только в одном взаимном расположении наружных кольцевых зубьев 51 относительно внутренних кольцевых канавок 50, показано на фиг.1, 4.The latch mechanism 47 is made, for example, of eight segments 49, which contain the inner annular grooves 50, and is located between part 6 of the tubular body 1 and part 17 of the hollow shaft 2, which contains the outer ring teeth 51, the inner ring grooves 50 and the outer ring teeth 51 made of different widths 52, while the latch mechanism 47 blocks the hollow shaft 2 relative to the tubular body 1 in only one mutual arrangement of the outer ring teeth 51 relative to the inner ring grooves 50, shown in figures 1, 4.

Механизм защелки 47, блокирующий продольный ход полого вала 2 относительно трубчатого корпуса 1 в направлении 53 и 54, снабжен тарельчатыми пружинами 55 и сжат при помощи колец 56, 57, а также снабжен регулятором 58 продольного усилия пружин 55, выполненным в виде резьбовых втулок 59, 60, регулирующих продольное усилие пружин 55 для освобождения или установки в рабочее положение, а регулятор 58 продольного усилия пружин 55 снабжен резьбовым фиксатором 61, показано на фиг.1, 4.The latch mechanism 47, blocking the longitudinal stroke of the hollow shaft 2 relative to the tubular body 1 in the direction of 53 and 54, is equipped with Belleville springs 55 and compressed using rings 56, 57, and also equipped with a regulator 58 of the longitudinal force of the springs 55, made in the form of threaded bushings 59, 60, regulating the longitudinal force of the springs 55 to release or set into working position, and the controller 58 of the longitudinal force of the springs 55 is provided with a threaded lock 61, shown in figures 1, 4.

Продольный ход 62, Н полого вала 2, заблокированного подпружиненным механизмом защелки 47 относительно трубчатого корпуса 1, при растяжении полого вала 2 и трубчатого корпуса 1 относительно друг друга и продольный ход 63, h полого вала 2, заблокированного подпружиненным механизмом защелки 47 относительно трубчатого корпуса 1, при продольном сжатии полого вала 2 и трубчатого корпуса 1 относительно друг друга связаны соотношением: Н=(0,85÷1,15) h Ф, где Ф=1,618÷, постоянный коэффициент (число Фибоначчи), показано на фиг.1.Longitudinal stroke 62, N of the hollow shaft 2 blocked by the spring-loaded latch mechanism 47 relative to the tubular body 1, while stretching the hollow shaft 2 and the tubular body 1 relative to each other and longitudinal stroke 63, h of the hollow shaft 2 blocked by the spring-loaded latch mechanism 47 relative to the tubular body 1 , with longitudinal compression of the hollow shaft 2 and the tubular body 1 relative to each other are related by the ratio: Н = (0.85 ÷ 1.15) h Ф, where Ф = 1,618 ÷, a constant coefficient (Fibonacci number) is shown in figure 1.

Указанное выше соотношение продольного хода 62, Н полого вала 2, заблокированного подпружиненным механизмом защелки 47 относительно трубчатого корпуса 1, при растяжении полого вала 2 и трубчатого корпуса 1 относительно друг друга и продольного хода 63, h полого вала 2, заблокированного подпружиненным механизмом защелки 47 относительно трубчатого корпуса 1, при продольном сжатии полого вала 2 и трубчатого корпуса 1 относительно друг друга обеспечивает оптимальное ("наилучшее") соотношение между объемом V_p камеры 27, заполненной рабочей жидкостью 28, при образовании сверхвысокого давления, преимущественно 150 МПа, в момент "срыва" пояска 30 увеличенного диаметра части 18 полого вала 2, с внутренней поверхности 37 кольцевого клапана 31, и объемом V_d демпферной камеры 64 для жидкости: V_d=(0,95…1,05) V_p Ф, где V_d - объем демпферной камеры 64 для жидкости; V_p - объем камеры 27, заполненной рабочей жидкостью 28, при образовании сверхвысокого давления в момент "срыва" пояска 30 увеличенного диаметра части 18 полого вала 2 с внутренней поверхности 37 кольцевого клапана 31 при растяжении полого вала 2 и трубчатого корпуса 1 относительно друг друга; Ф=1,618…, постоянный коэффициент (число Фибоначчи), показано на фиг.1, 2.The above ratio of the longitudinal stroke 62, N of the hollow shaft 2 blocked by the spring-loaded latch mechanism 47 relative to the tubular body 1, while stretching the hollow shaft 2 and the tubular body 1 relative to each other and the longitudinal stroke 63, h of the hollow shaft 2, blocked by the spring-loaded latch mechanism 47 relative to the tubular body 1, with longitudinal compression of the hollow shaft 2 and the tubular body 1 relative to each other provides the optimal ("best") ratio between the volume V _{p of the} chamber 27 filled with the working fluid 28 , with the formation of ultrahigh pressure, mainly 150 MPa, at the time of "breakdown" of the belt 30 with an increased diameter of the part 18 of the hollow shaft 2, from the inner surface 37 of the annular valve 31, and with a volume V _{d of the} damper chamber 64 for the liquid: V _d = (0.95 ... 1.05) V _p Ф, where V _d is the volume of the damper chamber 64 for liquid; V _p is the volume of the chamber 27 filled with the working fluid 28, when ultrahigh pressure is formed at the time of "stalling" of the belt 30 of the increased diameter of the part 18 of the hollow shaft 2 from the inner surface 37 of the annular valve 31 when the hollow shaft 2 and the tubular body 1 are stretched relative to each other; Ф = 1,618 ..., a constant coefficient (Fibonacci number), shown in figures 1, 2.

Между торцами 65 шлицов 22 на наружной поверхности части 16 полого вала 2 и торцом 66 ударника 23 части 17 полого вала 2, направленным к шлицам 22, установлено ударное кольцо 67, при этом поз.68 - торец ударника 23 части 17 полого вала 2, который ограничивает продольный ход 63, h полого вала 2, заблокированного подпружиненным механизмом защелки 47 относительно трубчатого корпуса 1 до упора во внутренний выступ-наковальню 13 в средней части 5 корпуса 1 при продольном сжатии полого вала 2 и трубчатого корпуса 1 относительно друг друга, а поз.69 - торец ударного кольца 67, который ограничивает продольный ход 62, Н полого вала 2, заблокированного подпружиненным механизмом защелки 47 относительно трубчатого корпуса 1, при растяжении полого вала 2 и трубчатого корпуса 1 относительно друг друга до упора во внутренний выступ-наковальню 12 в средней части 4 корпуса 1, показано на фиг.1, 6.Between the ends 65 of the slots 22 on the outer surface of the part 16 of the hollow shaft 2 and the end 66 of the striker 23 of the part 17 of the hollow shaft 2, directed to the splines 22, a shock ring 67 is installed, while pos. 68 is the end of the striker 23 of the part 17 of the hollow shaft 2, which limits the longitudinal stroke 63, h of the hollow shaft 2 blocked by the spring-loaded latch mechanism 47 relative to the tubular body 1 against the stop in the inner protrusion-anvil 13 in the middle part 5 of the housing 1 with longitudinal compression of the hollow shaft 2 and the tubular body 1 relative to each other, and pos. 69 - end face of the shock ring 67, which limits the longitudinal stroke 62, N of the hollow shaft 2, blocked by the spring-loaded latch mechanism 47 relative to the tubular body 1, while stretching the hollow shaft 2 and the tubular body 1 relative to each other until it stops in the inner protrusion-anvil 12 in the middle part 4 of the housing 1, shown in figures 1, 6.

Шлицевая часть 4 трубчатого корпуса 1 содержит радиальную (разъемную) опору 70 скольжения (из бронзы БрА10Ж4Н4Л ГОСТ 493-79) для части 16 вала 2, установленную во внутренней полости 71 между первым уплотнителем 9 со стороны первого торца 11 и шлицами 10, показано на фиг.1, 7.The splined part 4 of the tubular body 1 contains a radial (detachable) sliding support 70 (made of BrA10Zh4N4L GOST 493-79 bronze) for the shaft part 16 installed in the inner cavity 71 between the first seal 9 from the side of the first end 11 and the slots 10, shown in FIG. .1, 7.

Ударник 23 части 17 полого вала 2 содержит две радиальных опоры 72 и 73 скольжения (из бронзы БрА10Ж4Н4Л ГОСТ 493-79), для части 5 корпуса 1, установленных каждая в наружной канавке 74 на краю 66 и, соответственно в наружной канавке 75 на краю 76 ударника 23 части 17 полого вала 2, при этом поз.77- продольные пазы для быстрого выравнивания давления рабочей жидкости-масла 28 с разных сторон ударника 23 части 17 полого вала 2 кольцевого клапана 31 в шлицевой камере 48, показано на фиг.1, 7.The drummer 23 of part 17 of the hollow shaft 2 contains two radial sliding bearings 72 and 73 (made of bronze BrА10Ж4Н4Л GOST 493-79), for part 5 of the housing 1, each installed in the outer groove 74 on the edge 66 and, accordingly, in the outer groove 75 on the edge 76 drummer 23 of part 17 of the hollow shaft 2, wherein pos.77 is longitudinal grooves for quickly equalizing the pressure of the working fluid-oil 28 from different sides of the hammer 23 of part 17 of the hollow shaft 2 of the annular valve 31 in the spline chamber 48, is shown in figures 1, 7 .

Уплотнители 25, установленные во втором поршне 24, выполнены в виде двух противоположно направленных кольцевых манжет 78 и 79 из эластомера, манжета 78 ограничивает течение рабочей жидкости-масла 28 в направлении 80, манжета 79 ограничивает течение бурового раствора 46 в направлении 81, а обе манжеты 78 и 79 ограничивают течение рабочей жидкости-масла 28 и бурового раствора 46 в полость 82 между идентичными манжетами 78 и 79, показано на фиг.1, 3.Seals 25 installed in the second piston 24 are made in the form of two oppositely directed annular cuffs 78 and 79 of elastomer, the cuff 78 restricts the flow of working fluid-oil 28 in the direction of 80, the cuff 79 limits the flow of the drilling fluid 46 in the direction of 81, and both cuffs 78 and 79 restrict the flow of working fluid-oil 28 and drilling fluid 46 into the cavity 82 between identical cuffs 78 and 79, shown in figures 1, 3.

Манжета, например, 78, содержит жесткое кольцевое основание 83 прямоугольной формы поперечного сечения, внутреннюю гибкую кольцевую кромку 84, наружную гибкую кольцевую кромку 85, внутренний кольцевой торец 86, наружный кольцевой торец 87, расположенные на противоположном краю 88 от указанного основания 83, образующие кольцевую полость 89, открытую со стороны внутреннего и наружного кольцевых торцов, соответственно 86 и 87, а также содержит эластичное разжимное кольцо 90, Д, размещенное в кольцевой полости 89 между гибкими уплотнительными кромками 84, 85 и основанием 83, показано, показано на фиг.8.The cuff, for example 78, contains a rigid annular base 83 of a rectangular cross-sectional shape, an inner flexible annular edge 84, an outer flexible annular edge 85, an inner annular end 86, an outer annular end 87 located on the opposite edge 88 from the specified base 83, forming an annular cavity 89, open from the side of the inner and outer annular ends, respectively 86 and 87, and also contains an elastic expandable ring 90, D, located in the annular cavity 89 between the flexible sealing edges 84, 85 and base 83, shown in FIG.

Наружная поверхность 91 внутренней гибкой уплотнительной кромки 84 выполнена в форме двух наружных конических поверхностей соответственно 92 и 93, где поз.94 показан минимальный диаметр наружных конических поверхностей 92 и 93, которые сопряжены в плоскости 95 максимального поперечного сечения эластичного разжимного кольца 90, при этом поз.96 - центральная продольная ось уплотнительной манжеты 78, показано на фиг.8.The outer surface 91 of the inner flexible sealing lip 84 is made in the form of two outer conical surfaces 92 and 93, respectively, where pos. 94 shows the minimum diameter of the outer conical surfaces 92 and 93, which are mated in the plane 95 of the maximum cross section of the elastic expansion ring 90, while .96 is the central longitudinal axis of the sealing lip 78, shown in FIG.

Внутренняя поверхность 97 наружной гибкой уплотнительной кромки 85 выполнена в форме двух внутренних конических поверхностей соответственно 98 и 99, где на поз.100 показан максимальный диаметр внутренних конических поверхностей 98 и 99, которые также сопряжены в плоскости 95 максимального поперечного сечения эластичного разжимного кольца 90, показано на фиг.8.The inner surface 97 of the outer flexible sealing lip 85 is made in the form of two inner conical surfaces 98 and 99, respectively, where pos. 100 shows the maximum diameter of the inner conical surfaces 98 and 99, which are also conjugated in the plane 95 of the maximum cross section of the elastic expansion ring 90, shown on Fig.

Части 4, 5, 6, 7, 8 трубчатого корпуса 1 снабжены, каждая уплотнителем 101 из эластомера, установленным в кольцевой канавке 102 за выходным витком 103 наружной резьбы 104, одно из резьбовых соединений частей 6 и 7 трубчатого корпуса 1 показано на фиг.5.Parts 4, 5, 6, 7, 8 of the tubular body 1 are provided, each with an elastomer seal 101 installed in the annular groove 102 behind the output thread 103 of the external thread 104, one of the threaded connections of the parts 6 and 7 of the tubular body 1 is shown in FIG. 5 .

Гидромеханический бурильный яс содержит переводник 104 для вала 2, предназначенный для соединения с низом верхней части бурильной колонны (не показанной), и переводник 105 для корпуса 1, предназначенный для соединения с верхом нижней части бурильной колонны (не показанной), переводник 104 для вала 2 соединен резьбой 21 с частью 16 полого вала 2, имеющей шлицы 22 на наружной поверхности, переводник 105 для корпуса 1 соединен резьбой 15 с частью 8 трубчатого корпуса 1, внутри которой размещен ограничивающий механизм 29 сообщения рабочей жидкости 28 с камерой 27 для жидкости, при этом переводник 104 для вала 2 выполнен с поясом 106 пониженной жесткости, характеризующимся выполнением стенки переводника 104 уменьшенной толщиной 107 и уменьшенным наружным диаметром 108, а переводник 105 для корпуса 1 выполнен с поясом 109 пониженной жесткости, характеризующимся выполнением стенки переводника 105 уменьшенной толщиной ПО и уменьшенным наружным диаметром 111, показано на фиг.1.The hydromechanical drill jar contains a shaft adapter 104 for connecting to the bottom of the upper part of the drill string (not shown), and housing adapter 105 for connecting to the top of the lower part of the drill string (not shown), shaft adapter 104 connected by a thread 21 to a part 16 of the hollow shaft 2 having splines 22 on the outer surface, an adapter 105 for the housing 1 is connected by a thread 15 to a part 8 of the tubular body 1, inside which a limiting mechanism 29 for communicating the working fluid 28 with the camera is placed 27 for liquid, while the sub 104 for the shaft 2 is made with a belt 106 of reduced stiffness, characterized by the execution of the wall of the sub 104 with a reduced thickness 107 and a reduced outer diameter 108, and the sub 105 for the housing 1 is made with a belt 109 of reduced stiffness, characterized by the execution of the wall of the sub 105 reduced thickness and reduced outer diameter 111, shown in figure 1.

Кроме того, на фиг.1, 2, 5, 7 показано: поз.112 - резьбовые пробки для заливки и прокачки рабочей жидкости-масла 28:In addition, figure 1, 2, 5, 7 shows: pos. 112 - threaded plugs for filling and pumping working fluid-oil 28:

- в камеру 27 для жидкости;- into the chamber 27 for liquid;

- в полость 48 (шлицевую камеру), образованную первым поршнем 19 с первым уплотнителем 20, шлицами 10 части 4 трубчатого корпуса 1, шлицами 22 части 16 полого вала 2 и первым уплотнителем 9 трубчатого корпуса 1 со стороны его первого (шлицевого) края 11.- into the cavity 48 (spline chamber) formed by the first piston 19 with the first seal 20, the slots 10 of the part 4 of the tubular body 1, the slots 22 of the part 16 of the hollow shaft 2 and the first seal 9 of the tubular body 1 from the side of its first (spline) edge 11.

Кроме того, на фиг.1 показано: поз.113 - внутренняя резьба переводника 104 для вала 2, предназначенная для соединения с низом верхней части бурильной колонны (не показанной), и поз.114 - наружная резьба переводника 105 для корпуса 1, предназначенная для соединения с верхом нижней части бурильной колонны (не показанной).In addition, figure 1 shows: pos. 113 - internal thread of the sub 104 for shaft 2, designed to connect with the bottom of the upper part of the drill string (not shown), and pos. 114 - the external thread of the sub 105 for housing 1, intended for connections to the top of the bottom of the drill string (not shown).

Гидромеханический бурильный яс устанавливают в закрытом положении, когда подпружиненный механизм защелки 47 блокирует продольный ход полого вала 2 относительно трубчатого корпуса 1.The hydromechanical drill jar is installed in the closed position when the spring-loaded latch mechanism 47 blocks the longitudinal stroke of the hollow shaft 2 relative to the tubular body 1.

Камеру 27 для жидкости, полость 48 (шлицевую камеру) через резьбовые отверстия под пробки 112 заполняют рабочей жидкостью 28 (трансмиссионным маслом SAE W80-140), производят прокачку рабочей жидкости 28 для удаления воздуха, затем производят затяжку пробок 112.A fluid chamber 27, a cavity 48 (spline chamber), is filled with working fluid 28 through the screw holes for plugs 112 (transmission oil SAE W80-140), pumped working fluid 28 to remove air, then tighten the plugs 112.

Производят регулирование (тарировку) подпружиненного тарельчатыми пружинами 55 усилия срабатывания механизма защелки 47, блокирующего продольный ход вала 2 относительно корпуса 1 в направлении 53 и 54 (установочного параметра защелки), при помощи резьбового натяжителя 58, выполненного в виде резьбовых втулок 59, 60 и фиксатора 61, а также регулирование времени гидравлической задержки ударов гидромеханического бурильного яса в специальном стенде таким образом, чтобы продольные силы, действующие на яс во время бурения, не превышали, например, 50% усилия срабатывания механизма защелки 47, блокирующего продольный ход вала 2 относительно корпуса 1, а усилие разблокирования защелки 47 для удара вниз составляло, например, 50% установочного параметра защелки 47 для удара вверх.The adjustment (calibration) of the spring force of the belleville springs 55 of the latch mechanism 47, which blocks the longitudinal stroke of the shaft 2 relative to the housing 1 in the direction 53 and 54 (latch setting parameter), is performed using the threaded tensioner 58, made in the form of threaded bushings 59, 60 and a latch 61, as well as adjusting the time of the hydraulic delay of strokes of the hydromechanical drill jar in a special bench so that the longitudinal forces acting on the jar during drilling do not exceed, for example, 50% the actuation mechanism of the latch 47, blocking the longitudinal stroke of the shaft 2 relative to the housing 1, and the release force of the latch 47 for impact down was, for example, 50% of the setting parameter of the latch 47 for impact up.

Определяют лучшее положение гидромеханического яса в компоновке низа бурильной колонны (КНБК), при этом учитывают многие факторы, часть из которых:Determine the best position of the hydromechanical jar in the layout of the bottom of the drill string (BHA), while taking into account many factors, some of which:

- ожидаемый тип прихвата; прихват за счет перепада давления или механический;- expected type of sticking; sticking due to pressure drop or mechanical;

- состояние, траектория и угол наклона ствола скважины;- state, trajectory and angle of inclination of the wellbore;

- конфигурация забойной компоновки;- downhole configuration;

- давление бурового насоса;- pressure of the mud pump;

- коэффициент плавучести бурового раствора;- the buoyancy coefficient of the drilling fluid;

- величина предельной нагрузки на долото;- the value of the maximum load on the bit;

- допустимое усилие натяжения бурильной колонны;- permissible tension force of the drill string;

- предел прочности бурильной трубы;- tensile strength of the drill pipe;

- параметры срабатывания защелки на ясе.- parameters of the operation of the latch on the jar.

Гидромеханический бурильный яс соединяют наружной резьбой 114 переводника 105 с верхом компоновки низа бурильной колонны (КНБК), а внутренней резьбой 113 переводника 104 соединяют с низом верхней части бурильной колонны, применяемой при бурении нефтяной скважины.The hydromechanical drill jar is connected by the external thread 114 of the sub 105 to the top of the bottom of the drill string (BHA), and the internal thread 113 of the sub 104 is connected to the bottom of the upper part of the drill string used in drilling an oil well.

Буровым насосом, например, УНБ-600, через колонну бурильных труб, включающей гидромеханический бурильный яс, через внутренние полости 45, 44 соответственно полого вала 2 и трубчатого корпуса 1 осуществляют насосную подачу бурового раствора 46, который содержит абразивные частицы, например, до 2% песка с размерами 0,15÷0,95 мм и до 5% нефтепродуктов полимер-глинистого бурового раствора плотностью 1,16÷1,26 г/см³, при гидростатическом давлении, преимущественно 25÷30 МПа, показано на фиг.1A mud pump, for example, UNB-600, through a drill pipe string including a hydromechanical drill jar, through the internal cavities 45, 44 of the hollow shaft 2 and the tubular body 1, pump the drilling fluid 46, which contains abrasive particles, for example, up to 2% sand with dimensions of 0.15 ÷ 0.95 mm and up to 5% of petroleum products of polymer-clay drilling mud with a density of 1.16 ÷ 1.26 g / cm ³ , with hydrostatic pressure, mainly 25 ÷ 30 MPa, shown in figure 1

Движение гидромеханического бурильного яса на начальной стадии сдерживается гидравлической парой: полый вал 2 - кольцевой клапан 31 - трубчатый корпус 1, и поддерживается до тех пор, пока в бурильной колонне не будут созданы достаточно высокие растягивающие напряжения. Стадия свободного вертикального перемещения деталей внутри яса предназначена для резкого снятия части растягивающих напряжений (релаксации напряжений), накопленных в растянутой упругой колонне бурильных труб.The movement of the hydromechanical drill jar at the initial stage is restrained by a hydraulic pair: a hollow shaft 2 - an annular valve 31 - a tubular body 1, and is maintained until sufficiently high tensile stresses are created in the drill string. The stage of free vertical movement of parts inside the jar is intended for abrupt removal of part of the tensile stresses (stress relaxation) accumulated in the stretched elastic string of drill pipes.

Такое снятие напряжений растянутой упругой колонны бурильных труб используют для ускорения утяжеленных бурильных труб и (или) всей массы бурильной колонны и создания ударного импульса в глубине скважины в пределах ударной секции упомянутого гидромеханического бурильного яса.Such stress relieving of a tensile elastic drill string is used to accelerate the drill collars and (or) the entire mass of the drill string and create a shock pulse in the depth of the well within the shock section of said hydromechanical drill jar.

Обычно для сосредоточения большой массы непосредственно над ясами, т.е. там, где достигается максимальная скорость при высвобождении яса или завершении стадии его свободного перемещения, используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ).Usually to concentrate a large mass directly above the jars, i.e. where maximum speed is achieved when the jar is released or the stage of its free movement is completed, weighted drill pipes (UBT) are used.

Волна напряжения в колонне бурильных труб трубах возникает в результате резкой остановки движущейся массы муфт и УБТ, при этом кинетическая энергия переходит в энергию напряженного состояния. Волна напряжения одновременно движется вверх к муфтам и УБТ и вниз к точке прихвата. Волна напряжения, которая передается вверх к муфтам или тяжелому весу, будет двигаться вверх до тех пор, пока не достигнет места изменения сечения, например, места перехода от муфты к тяжелому весу и УБТ. Тогда она будет отражена вниз. Волна напряжения, которая первоначально двигалась вниз от яса, достигает место прихвата и отражается назад вверх. Через некоторое время комбинация волн напряжения в месте прихвата определяет величину максимальной прикладываемой нагрузки. Обычно, чем больше ударный импульс, приложенный к месту прихвата, тем меньше ударная нагрузка. При этом, чем сильнее динамический удар, тем меньше ударный импульс. Необходимы и удар и импульс.A voltage wave in a drill pipe string occurs as a result of a sudden stop of the moving mass of couplings and drill collars, while the kinetic energy is transferred to the stress state energy. The voltage wave simultaneously moves up to the couplings and the drill collar and down to the sticking point. The voltage wave that is transmitted upward to the couplings or heavy weight will move up until it reaches the point of change in cross section, for example, the place of transition from the coupling to heavy weight and UBT. Then it will be reflected down. The tension wave that originally moved down from the jar reaches the sticking point and is reflected back up. After some time, the combination of stress waves at the sticking point determines the value of the maximum applied load. Usually, the greater the shock impulse applied to the sticking point, the lower the shock load. Moreover, the stronger the dynamic impact, the smaller the shock pulse. Both punch and momentum are needed.

Для мгновенного высвобождения места прихвата требуется определенная ударная сила. В то время, когда ударная сила превосходит силу прихватывания, импульс удара вызывает проскальзывание места прихвата. Ударная сила является главным фактором. В наилучшем соотношении необходим определенный динамический удар с достаточным ударным импульсом, по существу, со сверхвысокой ударной мощностью.To instantly release the sticking point, a certain impact force is required. At a time when the impact force exceeds the tack force, the impulse of impact causes the sticking point to slip. Impact force is a major factor. In the best ratio, a certain dynamic impact with a sufficient shock impulse, essentially with ultra-high impact power, is needed.

Оптимальное местоположение гидромеханического яса - над переходной зоной, однако яс можно опустить и ниже переходной зоны.The optimal location of the hydromechanical jar is above the transition zone, however, the jar can be lowered below the transition zone.

Гидромеханический бурильный яс спускают в скважину с заблокированной защелкой 47, с таким количеством УБТ, которое обеспечивает необходимую нагрузку на долото и обеспечивает расположение яса над переходной зоной.The hydromechanical drill jar is lowered into the well with a locked latch 47, with such an amount of drill collar that provides the necessary load on the bit and ensures the location of the jar above the transition zone.

Нагрузку на долото подбирают, добавляя или удаляя УБТ под гидромеханическим ясом, и при этом сохраняя над ясом вес, достаточный для обеспечения эффективного удара ясом.The load on the bit is selected by adding or removing drill collars under the hydromechanical jar, while maintaining sufficient weight over the jar to ensure an effective blow by the jar.

Гидромеханический бурильный яс работает от движения бурильной колонны в направлении вверх или вниз, в результате реакции на продольное усилие, прилагаемое к бурильной колонне и ясу.The hydromechanical drill jar works by moving the drill string up or down, as a result of a reaction to the longitudinal force exerted on the drill string and jar.

Величина ударной силы, направленной вверх, прямо пропорциональна прилагаемому усилию натяжения.The magnitude of the upward impact force is directly proportional to the applied tensile force.

В данном режиме, по мере того, как прилагаемое усилие натяжения начинает превышать параметр установки защелки 47 при ударе вверх, механическая защелка 47 резко освобождается от блокировки и наступает гидравлическая задержка. Спустя небольшой период времени полый вал 2 яса резко освобождается и ускоряется до положения полного растяжения.In this mode, as the applied tensile force begins to exceed the setting parameter of the latch 47 upon impact, the mechanical latch 47 is sharply released from the lock and a hydraulic delay occurs. After a short period of time, the hollow shaft of the jar 2 is sharply released and accelerated to the full tension position.

В режиме удара, направленного вниз, по мере того, как сила сжатия, действующая на полый вал 2 яса, начинает превышать параметр установки защелки при ударе вниз, механическая защелка 47 резко освобождается от блокировки, позволяя полому валу 2 вернуться в полностью закрытое положение.In the downward impact mode, as the compression force exerted on the hollow shaft 2 of the jar begins to exceed the latch setting parameter when striking downward, the mechanical latch 47 is sharply released from blocking, allowing the hollow shaft 2 to return to its fully closed position.

Если при освобождении прихвата в скважине идет циркуляция бурового раствора, перепад давления на долоте создает усилие, растягивающее яс, при этом учитывают силу запуска бурового насоса, так как это сокращает усилие, необходимое для нанесения удара ясом вверх и увеличивает требуемое усилие для нанесения удара в направлении вниз.If the mud circulates during the release of the stick in the well, the pressure drop on the bit creates a tensile force, while taking into account the starting force of the mud pump, as this reduces the force required to strike with the bar up and increases the required force to strike in the direction way down.

Чтобы компенсировать потери трения о стенки скважины изогнутой колонны бурильных труб в наклонно направленной скважине, необходимо дополнительное усилие натяжения колонны бурильных труб.In order to compensate for the friction loss against the borehole wall of a bent drill pipe string in an oblique directional bore, an additional pull force is required on the drill pipe string.

Величину компенсации учитывают показаниями индикатора нагрузки на долото во время спусков и подъемов до прихвата бурильной колонны. При этом вес свободной колонны - это вес части колонны, расположенной над ясом.The amount of compensation is taken into account by the readings of the indicator of the load on the bit during descents and ascents before sticking the drill string. The weight of the free column is the weight of the part of the column located above the jar.

Нанесение динамических ударов гидромеханическим бурильным ясом в направлении вверх:Delivering dynamic impacts with a hydromechanical drill jar in the upward direction:

Сила, прилагаемая к ясу, должна превышать установочный параметр защелки 47, но быть меньше рекомендуемой величины максимальной нагрузки при гидравлической задержке, при этом величина нагрузки над свободной колонной высчитывается как разница между установочными параметрами защелки 47 при ударе ясом вверх и силой запуска насоса.The force applied to the box should exceed the setting parameter of the latch 47, but be less than the recommended maximum load with hydraulic delay, while the load above the free column is calculated as the difference between the settings of the latch 47 when the bar strikes up and the pump starting force.

Для удара вверх прикладывают нагрузку вычисленной величины и затем включают тормоз буровой лебедки. Полый вал 2 вытягивается из трубчатого корпуса 1 в направлении 53, при этом механизм защелки 47, подпружиненный тарельчатыми пружинами 55 и сжатый при помощи колец 56, 57, а также снабженный регулятором 58 продольного усилия пружин 55, выполненным в виде резьбовых втулок 59, 60, регулирующих продольное усилие пружин 55 для освобождения или установки в рабочее положение, освобождает блокировку кольцевых зубьев 51 части 17 полого вала 2 во внутренних кольцевых канавках 50 сегментов 49 и обеспечивает продольный ход полого вала 2 относительно трубчатого корпуса 1, установленного внутри камеры 27 рабочей жидкости 28.For upward impact, a load of the calculated value is applied and then the winch brake is applied. The hollow shaft 2 is pulled out of the tubular body 1 in the direction 53, while the latch mechanism 47, spring-loaded with Belleville springs 55 and compressed by means of rings 56, 57, and also equipped with a longitudinal force regulator 58 of the springs 55, made in the form of threaded bushings 59, 60, regulating the longitudinal force of the springs 55 to release or set into working position, releases the locking of the ring teeth 51 of the part 17 of the hollow shaft 2 in the inner annular grooves 50 of the segments 49 and provides a longitudinal stroke of the hollow shaft 2 relative to the tubular body ca 1 mounted within the chamber 27 of the working fluid 28.

Пока торец 33 кольцевого клапана 31 не прижат давлением рабочей жидкости 28 к торцу 39 части 7 трубчатого корпуса 1, рабочая жидкость 28 может свободно перетекать через циркуляционные отверстия 40 кольцевого клапана 31 для быстрого выравнивания давления рабочей жидкости 28 с разных сторон кольцевого клапана 31.Until the end face 33 of the annular valve 31 is pressed by the pressure of the working fluid 28 to the end 39 of the part 7 of the tubular body 1, the working fluid 28 can freely flow through the circulation holes 40 of the annular valve 31 to quickly equalize the pressure of the working fluid 28 from different sides of the annular valve 31.

Внутренняя поверхность 36 кольцевого клапана 31 плотно контактирует с пояском 30 увеличенного диаметра части 18 полого вала 2, а при натяжении бурильной колонны и вытягивании полого вала 2 из трубчатого корпуса 1 в направлении 38 торец 33 кольцевого клапана 31 перемещается к торцу 39 части 7 трубчатого корпуса 1, при этом торец 33 кольцевого клапана 31 плотно контактирует с торцом 39 части 7 трубчатого корпуса 1.The inner surface 36 of the annular valve 31 is in close contact with the belt 30 of the increased diameter of the part 18 of the hollow shaft 2, and when the drill string is pulled and the hollow shaft 2 is pulled out of the tubular body 1 in the direction 38, the end face 33 of the annular valve 31 moves to the end 39 of the part 7 of the tubular body 1 , while the end face 33 of the annular valve 31 is in tight contact with the end face 39 of part 7 of the tubular body 1.

При натяжении бурильной колонны и вытягивании полого вала 2 из трубчатого корпуса 1 в направлении 38 в камере 27, заполненной рабочей жидкостью 28, между вторым поршнем 24 со вторым уплотнителем 25 и кольцевым клапаном 31, который контактирует с пояском увеличенного диаметра 30 части 18 полого вала 2, создается сверхвысокое давление рабочей жидкости 28, преимущественно 150 МПа.When the drill string is pulled and the hollow shaft 2 is pulled out of the tubular body 1 in the direction 38 in the chamber 27 filled with the working fluid 28, between the second piston 24 with the second seal 25 and the annular valve 31, which contacts the enlarged diameter band 30 of the part 18 of the hollow shaft 2 creates an ultrahigh pressure of the working fluid 28, mainly 150 MPa.

Рабочая жидкость - трансмиссионное масло SAE W80-140 при натяжении бурильной колонны и вытягивании полого вала 2 из трубчатого корпуса 1 в направлении 53, в полости 48 (шлицевой камере), образованной первым поршнем 19 с первым уплотнителем 20, шлицами 10 части 4 трубчатого корпуса 1, шлицами 22 части 16 полого вала 2 и первым уплотнителем 9 трубчатого корпуса 1 со стороны первого края 11, совершает относительное перемещение при постоянном давлении в полости 48 относительно частей 4, 5 трубчатого корпуса 1.The working fluid is transmission oil SAE W80-140 when pulling the drill string and pulling the hollow shaft 2 from the tubular body 1 in the direction 53, in the cavity 48 (spline chamber), formed by the first piston 19 with the first seal 20, splines 10 of part 4 of the tubular body 1 , the slots 22 of the part 16 of the hollow shaft 2 and the first seal 9 of the tubular body 1 from the side of the first edge 11, makes relative movement at constant pressure in the cavity 48 relative to parts 4, 5 of the tubular body 1.

Продольный ход 62, Н полого вала 2, заблокированного подпружиненным механизмом защелки 47 относительно трубчатого корпуса 1, при растяжении полого вала 2 и трубчатого корпуса 1 относительно друг друга и продольный ход 63, h полого вала 2, заблокированного подпружиненным механизмом защелки 47 относительно трубчатого корпуса 1, при продольном сжатии полого вала 2 и трубчатого корпуса 1 относительно друг друга связаны соотношением: Н=(0,85÷1,15) h Ф, где Ф=1,618…, постоянный коэффициент.Longitudinal stroke 62, N of the hollow shaft 2 blocked by the spring-loaded latch mechanism 47 relative to the tubular body 1, while stretching the hollow shaft 2 and the tubular body 1 relative to each other and longitudinal stroke 63, h of the hollow shaft 2 blocked by the spring-loaded latch mechanism 47 relative to the tubular body 1 , with longitudinal compression of the hollow shaft 2 and the tubular body 1 relative to each other are related by the ratio: H = (0.85 ÷ 1.15) h Ф, where Ф = 1,618 ..., a constant coefficient.

При срыве края пояска увеличенного диаметра 30 части 18 полого вала 2 с края внутренней поверхности 36 кольцевого клапана 31 происходит гидродинамический удар рабочей жидкости 28 с использованием эффекта "внезапного расширения", с минимальными потерями давления и образованием сверхвысокой ударной мощности в стволе скважины при оптимальном соотношении между ударной нагрузкой и ударным импульсом, воздействующими вниз на место прихвата колонны.When the edge of the girdle of the increased diameter 30 of the part 18 of the hollow shaft 2 is disrupted from the edge of the inner surface 36 of the annular valve 31, a hydrodynamic shock of the working fluid 28 occurs using the “sudden expansion” effect, with minimal pressure loss and the formation of ultrahigh impact power in the wellbore with an optimal ratio between shock load and shock pulse, acting down to the place of sticking of the column.

Указанное выше соотношение продольного хода 62, Н полого вала 2, заблокированного подпружиненным механизмом защелки 47 относительно трубчатого корпуса 1, при растяжении полого вала 2 и трубчатого корпуса 1 относительно друг друга и продольного хода 63, h полого вала 2, заблокированного подпружиненным механизмом защелки 47 относительно трубчатого корпуса 1, при продольном сжатии полого вала 2 и трубчатого корпуса 1 относительно друг друга обеспечивает оптимальное ("наилучшее") соотношение между объемом V_p камеры 27, заполненной рабочей жидкостью 28, при образовании сверхвысокого давления, преимущественно 150 МПа, в момент "срыва" пояска 30 увеличенного диаметра части 18 полого вала 2, с внутренней поверхности 37 кольцевого клапана 31, и объемом V_d демпферной камеры 64 для жидкости: V_d=(0,95…1,05) V_p Ф, где V_d - объем демпферной камеры 64 для жидкости; V_p - объем камеры 27, заполненной рабочей жидкостью 28, при образовании сверхвысокого давления в момент "срыва" пояска 30 увеличенного диаметра части 18 полого вала 2 с внутренней поверхности 37 кольцевого клапана 31 при растяжении полого вала 2 и трубчатого корпуса 1 относительно друг друга; Ф=1,618…, постоянный коэффициент.The above ratio of the longitudinal stroke 62, N of the hollow shaft 2 blocked by the spring-loaded latch mechanism 47 relative to the tubular body 1, while stretching the hollow shaft 2 and the tubular body 1 relative to each other and the longitudinal stroke 63, h of the hollow shaft 2, blocked by the spring-loaded latch mechanism 47 relative to the tubular body 1, with longitudinal compression of the hollow shaft 2 and the tubular body 1 relative to each other provides the optimal ("best") ratio between the volume V _{p of the} chamber 27 filled with the working fluid 28 , with the formation of ultrahigh pressure, mainly 150 MPa, at the time of "breakdown" of the belt 30 with an increased diameter of the part 18 of the hollow shaft 2, from the inner surface 37 of the annular valve 31, and with a volume V _{d of the} damper chamber 64 for the liquid: V _d = (0.95 ... 1.05) V _p Ф, where V _d is the volume of the damper chamber 64 for liquid; V _p is the volume of the chamber 27 filled with the working fluid 28, when ultrahigh pressure is formed at the time of "stalling" of the belt 30 of the increased diameter of the part 18 of the hollow shaft 2 from the inner surface 37 of the annular valve 31 when the hollow shaft 2 and the tubular body 1 are stretched relative to each other; Ф = 1,618 ..., a constant coefficient.

При этом торец 66 ударника 23 полого вала 2 через ударное кольцо 67 ударяет во внутренний выступ-наковальню 12 трубчатого корпуса 1.In this case, the end face 66 of the hammer 23 of the hollow shaft 2 through the shock ring 67 hits the inner protrusion-anvil 12 of the tubular body 1.

Растянутая упругая колонна бурильных труб в течение времени, например, 40 мс, теряет напряжения растяжения, а в трубах и соединениях труб возникает эффект релаксации напряжений.An elongated drill pipe string, for example, 40 ms, loses tensile stresses, and a stress relaxation effect occurs in pipes and pipe joints.

Волна напряжения одновременно движется вверх к муфтам и УБТ и вниз к точке прихвата. Волна напряжения, которая передается вверх к муфтам или тяжелому весу, двигается вверх до тех пор, пока не достигнет места изменения сечения, например, перехода от муфты к тяжелому весу и УБТ, затем она отражается вниз.The voltage wave simultaneously moves up to the couplings and the drill collar and down to the sticking point. The voltage wave, which is transmitted upward to the couplings or heavy weight, moves up until it reaches the point of change in the cross section, for example, the transition from the coupling to heavy weight and UBT, then it is reflected down.

Волна напряжения, которая первоначально двигалась вниз от яса, достигает место прихвата и отражается назад вверх. Через некоторое время комбинация волн напряжения в месте прихвата определяет величину максимальной прикладываемой нагрузки.The tension wave that originally moved down from the jar reaches the sticking point and is reflected back up. After some time, the combination of stress waves at the sticking point determines the value of the maximum applied load.

После нанесения удара в направлении вверх опускают бурильную колонну до тех пор, пока индикатор нагрузки не покажет величину меньше, чем вес свободной колонны. Это означает, что подпружиненный механизм защелки 47 снова заблокировался. Гидромеханический бурильный яс готов к следующему циклу или можно возобновить бурение.After striking in an upward direction, the drill string is lowered until the load indicator shows a value less than the weight of the free string. This means that the spring-loaded latch mechanism 47 is locked again. The hydromechanical drill jar is ready for the next cycle or drilling can be resumed.

Нанесение ударов гидромеханическим бурильным ясом в направлении вниз:Striking a hydromechanical drill jar in a downward direction:

Значение разгрузки колонны от веса свободной колонны высчитывают как сумму силы запуска насоса и установочного параметра защелки 47 при ударе вниз. Подъемным устройством на буровой натягивают колонну бурильных труб и "бросают" ее вниз, сообщая колонне импульс удара, направленный сверху вниз.The discharge value of the column from the weight of the free column is calculated as the sum of the pump starting force and the setting parameter of the latch 47 upon impact down. With a lifting device on the rig, they pull the drill pipe string and “drop” it down, telling the drill string impulse directed from top to bottom.

Полый вал 2 вдвигается в трубчатый 1 в направлении 54, при этом механизм защелки 47, блокирующий продольный ход полого вала 2 относительно трубчатого корпуса 1 в направлении 53 и 54, снабженный тарельчатыми пружинами 55 и сжатый при помощи колец 56, 57, а также снабженный резьбовым натяжителем 58, выполненным в виде резьбовых втулок 59, 60 и фиксатора 61, регулирующим продольное усилие пружин 55 для освобождения или установки в рабочее положение, освобождает блокировку наружных кольцевых зубьев 51 части 17 полого вала 2 во внутренних кольцевых канавках 50 сегментов 49 и обеспечивает продольный ход полого вала 2 относительно трубчатого корпуса 1, установленного внутри шлицевой камеры 48, по существу, между торцом 68 ударника 23 полого вала 2 и торцом 13 части 5 полого корпуса 1.The hollow shaft 2 is pushed into the tubular 1 in the direction 54, while the latch mechanism 47, blocking the longitudinal stroke of the hollow shaft 2 relative to the tubular body 1 in the directions 53 and 54, equipped with Belleville springs 55 and compressed using rings 56, 57, and also equipped with a threaded the tensioner 58, made in the form of threaded sleeves 59, 60 and the latch 61, regulating the longitudinal force of the springs 55 to release or set in working position, releases the blocking of the outer ring teeth 51 of the part 17 of the hollow shaft 2 in the inner annular grooves 50 sec ments 49 and provides longitudinal stroke of the hollow shaft 2 with respect to the tubular body 1 mounted inside the slotted chamber 48, substantially between the face of the striker 23, 68 of the hollow shaft 2 and the end 13 of the hollow portion 5 of the body 1.

При этом торец 33 кольцевого клапана 31 не прижат давлением рабочей жидкости 28 к торцу 39 части 7 трубчатого корпуса 1, рабочая жидкость 28 может свободно перетекать через циркуляционные отверстия 40 кольцевого клапана 31 для быстрого выравнивания давления рабочей жидкости 28 с разных сторон кольцевого клапана 31.While the end face 33 of the annular valve 31 is not pressed by the pressure of the working fluid 28 to the end 39 of the part 7 of the tubular body 1, the working fluid 28 can freely flow through the circulation holes 40 of the annular valve 31 to quickly equalize the pressure of the working fluid 28 from different sides of the annular valve 31.

Вследствие этого происходит механический удар торца 68 ударника 23 полого вала 2 по торцу 13 части 5 полого корпуса 1 с минимальным гидравлическим сопротивлением рабочей жидкости 28 и образованием сверхвысокой ударной мощности в стволе скважины, при контролируемом соотношении между ударной нагрузкой и ударным импульсом, воздействующими вниз на место прихвата колонны и (или) на долото.As a result of this, mechanical impact of the end face 68 of the hammer 23 of the hollow shaft 2 against the end face 13 of part 5 of the hollow body 1 with a minimum hydraulic resistance of the working fluid 28 and the formation of ultra-high impact power in the wellbore, with a controlled ratio between the shock load and the shock impulse acting down in place sticking columns and (or) on the bit.

Волна напряжения одновременно движется вниз к точке прихвата и вверх к муфтам и УБТ. Волна напряжения, которая передается вверх к муфтам или тяжелому весу, двигается вверх до тех пор, пока не достигнет места изменения сечения, например, перехода от муфты к тяжелому весу и УБТ, затем она отражается вниз.The voltage wave simultaneously moves down to the sticking point and up to the couplings and drill collars. The voltage wave, which is transmitted upward to the couplings or heavy weight, moves up until it reaches the point of change in the cross section, for example, the transition from the coupling to heavy weight and UBT, then it is reflected down.

Для того, чтобы снова произошло сцепление защелки 47 яса, поднимают бурильную колонну до тех пор, пока индикатор нагрузки не зафиксирует увеличение веса выше веса свободной колонны.In order for the latch 47 of the jar to clutch again, the drill string is lifted until the load indicator detects an increase in weight above the weight of the free string.

Гидромеханический бурильный яс готов к следующему циклу или можно возобновить бурение.The hydromechanical drill jar is ready for the next cycle or drilling can be resumed.

Ресурс гидромеханического яса составляет не менее 650 часов при проходке сложных искривленных скважин с большим коэффициентом трения, где трудно создать необходимое для перезарядки яса осевое усилие, например, для создания динамических ударов, направленных вверх и вниз, для освобождения от прихвата бурильной колонны в изогнутой скважине с отметкой 3500 метров, с длиной горизонтального ствола 4500 метров, при этом максимальное время работы яса составляло непрерывно 70 часов и за это время им производилось более 800 ударов, направленных вниз, и 50 ударов, направленных вверх, при этом устранялся прихват бурильной колонны в скважине.The hydromechanical jar resource is at least 650 hours when drilling complex curved wells with a high coefficient of friction, where it is difficult to create the axial force necessary to reload the jar, for example, to create dynamic impacts directed up and down, to free from sticking of the drill string in a bent well with mark 3,500 meters, with a horizontal barrel length of 4,500 meters, while the maximum working time of the jar was continuously 70 hours and during that time he made more than 800 strikes directed downward, and 50 shock directed upward, while eliminating the sticking of the drill string in the well.

Изобретение повышает надежность и ресурс, обеспечивает образование сверхвысокой ударной мощности в стволе скважины при оптимальном соотношении между ударной нагрузкой и ударным импульсом, воздействующими вверх и вниз на место прихвата бурильной колонны, предотвращает неконтролиремую активизацию и самопроизвольное нанесение ударов, уменьшает износ подвижных соединений вала и корпуса.The invention increases the reliability and resource, provides the formation of ultra-high impact power in the wellbore with an optimal ratio between the shock load and the shock pulse acting up and down at the point of sticking of the drill string, prevents uncontrolled activation and spontaneous application of impacts, reduces wear of the movable shaft and housing joints.

Claims

1. Hydromechanical drill jar, consisting of a tubular body and a hollow shaft, interconnected by a movable spline pair, the tubular body is made of parts, contains a first seal and splines on the inner surface from the side of the first edge, in the middle part of the body contains internal anvil protrusions, from the side of the second edge contains a thread, the hollow shaft is made of parts, contains the first piston with the first seals, a threaded shank and splines on the outer surface from the side of the first edge of the housing for connection with the casing’s faces, the hammer, located between the inner protrusions-anvils of the casing, from the side of the second edge of the casing contains a second piston with second seals forming a fluid chamber filled with working fluid-oil, and also containing a limiting mechanism for communicating the working fluid with the fluid chamber, made in the form of a belt of increased diameter of the hollow shaft, and an annular valve having a round lateral side, two ends, an outer surface and an inner surface bounded by an inner cavity installed in the fluid chamber with a hollow shaft passing through the internal cavity, the inner surface of the annular valve is in close contact with the belt of increased diameter of the hollow shaft, while at least one bypass valve is installed in the annular valve, restricting the flow of fluid inside the fluid chamber in one direction, as well as containing a spring-loaded latch mechanism that blocks the longitudinal stroke of the hollow shaft relative to the tubular body, while the latch mechanism is released or installed in the working position when the longitudinal force is applied is greater than the limiting one, characterized in that the longitudinal stroke H of the hollow shaft blocked by the spring-loaded latch mechanism relative to the tubular body, when the hollow shaft and the tubular body are stretched relative to each other, and the longitudinal stroke h of the hollow shaft blocked by the spring-loaded latch mechanism relative to the tubular case, with longitudinal compression of the hollow shaft and the tubular body relative to each other are related by the ratio: N = (0.85 ÷ 1.15) h Ф, where Ф = 1,618 ..., constant coefficient nt, the splined part of the tubular body contains a radial sliding support for the shaft mounted in the inner cavity between the first seal on the side of the first end and the splines, and the hammer of the hollow shaft contains two radial sliding bearings for the housing, each installed in the outer groove on the edge of the hollow drum shaft.

2. The hydromechanical drill jar according to claim 1, characterized in that the seals installed in the second piston are made in the form of two oppositely directed annular cuffs of elastomer, each cuff restricts fluid flow in one direction, and both cuffs restrict fluid flow into the cavity between them, wherein each cuff contains a rectangular cross-section base, inner and outer flexible annular edges, inner and outer annular ends located on the opposite edge of the specified of the base and forming an annular cavity open from the side of the inner and outer annular ends, and also contains an elastic expandable ring located in the annular cavity between the flexible sealing lips and the base, the outer and inner surfaces of the inner and outer sealing edges respectively are made in the form of respectively outer and inner conical surfaces, while the outer and inner conical surfaces, respectively, of the inner and outer sealing edges are mated a maximum cross-sectional plane of the expansion of the elastic ring.

3. The hydromechanical drill jar according to claim 1, characterized in that the spring-loaded latch mechanism that blocks the longitudinal stroke of the hollow shaft relative to the tubular body is equipped with a longitudinal force regulator of the springs, and a longitudinal force regulator of the springs is provided with a latch.

4. The hydromechanical drill jar according to claim 1, characterized in that between the ends of the splines on the outer surface of the hollow shaft and the hammer of the hollow shaft directed to the splines, a shock ring is installed.

5. The hydromechanical drill jar according to claim 1, characterized in that the parts of the tubular body are each equipped with an elastomer sealant installed in the annular groove behind the output turn of the external thread.

6. The hydromechanical drill jar according to claim 1, characterized in that it comprises a shaft sub for connecting to the bottom of the upper part of the drill string, and a housing sub for connecting to the top of the lower part of the drill string, the shaft sub is threaded to a part of the hollow shaft having slots on the outer surface, the housing sub is threaded to a part of the tubular body, inside of which there is a limiting mechanism for communicating the working fluid with the fluid chamber, while the shaft and the hulls are made, each with a belt of reduced stiffness, characterized by the execution of the sub wall of reduced thickness and reduced outer diameter.