RU2549647C1 - Клапан бурового двигателя и способ его применения - Google Patents

Клапан бурового двигателя и способ его применения Download PDF

Info

Publication number
RU2549647C1
RU2549647C1 RU2013149863/03A RU2013149863A RU2549647C1 RU 2549647 C1 RU2549647 C1 RU 2549647C1 RU 2013149863/03 A RU2013149863/03 A RU 2013149863/03A RU 2013149863 A RU2013149863 A RU 2013149863A RU 2549647 C1 RU2549647 C1 RU 2549647C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
rotor
bypass
channel
valve
passage
Prior art date
Application number
RU2013149863/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2013149863A (ru
Inventor
Кертис ЛАННИНГ
Донг ФУНГ
Аарон ШЕН
Джейкоб РИДДЕЛ
Original Assignee
НЭШНЛ ОЙЛВЕЛЛ ВАРКО, Эл.Пи.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by НЭШНЛ ОЙЛВЕЛЛ ВАРКО, Эл.Пи. filed Critical НЭШНЛ ОЙЛВЕЛЛ ВАРКО, Эл.Пи.
Application granted granted Critical
Publication of RU2549647C1 publication Critical patent/RU2549647C1/ru
Publication of RU2013149863A publication Critical patent/RU2013149863A/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B6/00—Drives for drilling with combined rotary and percussive action
    • E21B6/02—Drives for drilling with combined rotary and percussive action the rotation being continuous
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
    • E21B21/103—Down-hole by-pass valve arrangements, i.e. between the inside of the drill string and the annulus
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
    • E21B4/02—Fluid rotary type drives
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
    • E21B4/06—Down-hole impacting means, e.g. hammers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
    • E21B4/06—Down-hole impacting means, e.g. hammers
    • E21B4/14—Fluid operated hammers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/24—Drilling using vibrating or oscillating means, e.g. out-of-balance masses
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01C—ROTARY-PISTON OR OSCILLATING-PISTON MACHINES OR ENGINES
    • F01C1/00—Rotary-piston machines or engines
    • F01C1/08—Rotary-piston machines or engines of intermeshing engagement type, i.e. with engagement of co- operating members similar to that of toothed gearing
    • F01C1/10—Rotary-piston machines or engines of intermeshing engagement type, i.e. with engagement of co- operating members similar to that of toothed gearing of internal-axis type with the outer member having more teeth or tooth-equivalents, e.g. rollers, than the inner member
    • F01C1/107—Rotary-piston machines or engines of intermeshing engagement type, i.e. with engagement of co- operating members similar to that of toothed gearing of internal-axis type with the outer member having more teeth or tooth-equivalents, e.g. rollers, than the inner member with helical teeth
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04C—ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04C13/00—Adaptations of machines or pumps for special use, e.g. for extremely high pressures
    • F04C13/008—Pumps for submersible use, i.e. down-hole pumping
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04C—ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04C14/00—Control of, monitoring of, or safety arrangements for, machines, pumps or pumping installations
    • F04C14/24—Control of, monitoring of, or safety arrangements for, machines, pumps or pumping installations characterised by using valves controlling pressure or flow rate, e.g. discharge valves or unloading valves
    • F04C14/26—Control of, monitoring of, or safety arrangements for, machines, pumps or pumping installations characterised by using valves controlling pressure or flow rate, e.g. discharge valves or unloading valves using bypass channels
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04C—ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04C2/00—Rotary-piston machines or pumps
    • F04C2/08—Rotary-piston machines or pumps of intermeshing-engagement type, i.e. with engagement of co-operating members similar to that of toothed gearing
    • F04C2/10—Rotary-piston machines or pumps of intermeshing-engagement type, i.e. with engagement of co-operating members similar to that of toothed gearing of internal-axis type with the outer member having more teeth or tooth-equivalents, e.g. rollers, than the inner member
    • F04C2/107—Rotary-piston machines or pumps of intermeshing-engagement type, i.e. with engagement of co-operating members similar to that of toothed gearing of internal-axis type with the outer member having more teeth or tooth-equivalents, e.g. rollers, than the inner member with helical teeth
    • F04C2/1071—Rotary-piston machines or pumps of intermeshing-engagement type, i.e. with engagement of co-operating members similar to that of toothed gearing of internal-axis type with the outer member having more teeth or tooth-equivalents, e.g. rollers, than the inner member with helical teeth the inner and outer member having a different number of threads and one of the two being made of elastic materials, e.g. Moineau type
    • F04C2/1073—Rotary-piston machines or pumps of intermeshing-engagement type, i.e. with engagement of co-operating members similar to that of toothed gearing of internal-axis type with the outer member having more teeth or tooth-equivalents, e.g. rollers, than the inner member with helical teeth the inner and outer member having a different number of threads and one of the two being made of elastic materials, e.g. Moineau type where one member is stationary while the other member rotates and orbits
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04C—ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04C2240/00—Components
    • F04C2240/60—Shafts
    • F04C2240/603—Shafts with internal channels for fluid distribution, e.g. hollow shaft
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04C—ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; ROTARY-PISTON, OR OSCILLATING-PISTON, POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04C2270/00—Control; Monitoring or safety arrangements
    • F04C2270/12—Vibration

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Drilling Tools (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к техническим средствам для управления потоком бурового раствора, проходящим через скважинный инструмент, установленный в стволе скважины, проходящей через подземный пласт. Скважинный инструмент содержит буровое долото на своем нижнем конце и буровой двигатель, содержащий кожух с ротором, вращающимся в канале ротора в кожухе, когда буровой инструмент проходит через него. Ротор имеет перепускной канал для перепуска части бурового раствора по нему. Клапан содержит пластину клапана, установленную выше по потоку от двигателя, имеющую по меньшей мере один проход потока и по меньшей мере один перепускной проход, проходящий через нее. По меньшей мере один проход потока гидравлически сообщен с каналом ротора для пропуска бурового раствора, проходящего через него. Ротор выполнен с возможностью вращения в кожухе. По меньшей мере один перепускной проход селективно гидравлически сообщен с перепускным каналом, когда ротор вращается в кожухе, и перепускной канал селективно перемещается в положение совмещения по меньшей мере с частью по меньшей мере одного перепускного прохода для перепуска части бурового раствора по нему, генерируя на долоте ударное действие. Обеспечивается предотвращение прихватов бурильного инструмента, уменьшение вибрации, увеличение КПД бурения скважинным инструментом с предотвращением повреждения долота. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 14 ил.

Description

Данное изобретение относится, в общем, к методикам выполнения операций на буровой площадке. Более конкретно изобретение относится к техническим средствам, таким как буровые двигатели (и связанные с ними клапаны), используемым в бурении стволов скважин.
В разведке и добыче нефти и газа подземные пласты делают доступными с помощью бурения стволов скважин с поверхности. В общем, буровое долото устанавливается на нижнем конце колонны трубных изделий (называемой "бурильной колонной") и продвигается вглубь земли от поверхности для выполнения ствола скважины. Буровой двигатель установлен в бурильной колонне для выполнения различных функций, таких как подача мощности на буровое долото для бурения ствола скважины. Буровой раствор или "промывочный раствор" может перекачиваться через бурильную колонну с поверхности и выпускаться через сопла в буровом долоте. Буровой раствор может выносить буровой шлам из ствола скважины, подавая его на поверхность через кольцевое пространство между бурильной трубой и стенкой ствола скважины. При прохождении текучей среды через гидравлический забойный двигатель может приводиться в действие ротор, установленный в статоре бурового двигателя.
Обычный гидравлический забойный двигатель может, например, являться винтовым или объемным забойным двигателем, имеющим неподвижный статор с винтовыми зубьями, с вращающимся ротором, установленным в нем. В общем, ротор имеет несколько винтовых зубьев, входящих в контакт с винтовыми зубьями в статоре, число которых больше. Буровой раствор (или другая подходящая текучая среда) может подаваться насосом в пространство между ротором и статором. Буровой раствор может перекачиваться насосом через двигатель и продавливаться вдоль винта в нем, при этом обеспечивая эксцентричное вращение ротора. Также разработаны другие буровые двигатели, такие как турбинные двигатели с роторами в виде турбины.
В некоторых вариантах может требоваться управление потоком текучей среды, проходящей через бурильную колонну, как описано, например, в патентах США №№ 7086486, 4979577 и 4275795. Поток текучей среды можно использовать для создания ударного или молоткового действия, как описано в патенте США № 6508317, который включен в данный документ в виде ссылки.
Несмотря на развитие методик для управления потоком текучей среды, проходящим через бурильную колонну, сохраняется необходимость создания усовершенствованных методик для управления потоком. Необходимо создание методик, которые можно использовать для содействия предотвращению прихвата бурильного инструмента в стволе скважины. Дополнительно необходимо создание методик уменьшения вибрации и/или увеличения КПД бурения скважинным инструментом с предотвращением, при этом повреждения долота. Данное изобретение направлено на удовлетворение указанных требований в технике.
Изобретение относится к клапану для бурового двигателя. Клапан имеет проход для пропуска текучей среды в канал ротора в двигателе для вращения ротора в нем и байпас для пропуска текучей среды через перепускной канал в ротор. Байпас является селективно совмещающимся с перепускным каналом для селективного обеспечения перепуска текучей среды по нему. Изобретение относится к клапану бурового двигателя, применяемому для управления потоком текучей среды, проходящей через ротор бурового двигателя. Клапан можно использовать, например, для селективного создания пульсаций давления в потоке текучей среды, проходящей через буровой двигатель, например, при заданном уровне давления и/или крутящего момента. Клапан можно также использовать для создания высокочастотных колебаний скорости вращения долота и/или регулирования крутящего момента бурового двигателя для селективного замедления вращения долота, при этом создавая пики давления для генерирования ударного действия в крутящем моменте на долоте. Подачу текучей среды можно изменять для уменьшения вращательной (или поперечной) вибрации в двигателе для содействия предотвращению прилипания-проскальзывания и/или содействия предотвращению прихвата бурильного инструмента в стволе скважины. Подачу текучей среды можно также изменять для увеличения КПД бурения (например, увеличения скорости проходки при неизменной осевой нагрузке на долото и уменьшенном реактивном крутящем моменте).
По меньшей мере в аспекте изобретение относится к клапану для управления потоком бурового раствора, проходящим через скважинный инструмент, устанавливаемый в стволе скважины, проходящей подземный пласт. Скважинный инструмент включает в себя буровое долото на своем конце и буровой двигатель. Буровой двигатель имеет кожух с ротором, вращающимся в канале ротора в кожухе, когда буровой раствор проходит через него. Ротор имеет перепускной канал для перепуска части бурового раствора по нему.
Клапан включает в себя пластину клапана (или является пластинчатым клапаном), устанавливаемую выше по потоку от двигателя. Пластина клапана имеет, по меньшей мере, один проход потока и, по меньшей мере, один сквозной перепускной проход. Проход потока гидравлически сообщается с каналом ротора для пропуска бурового раствора, проходящего через него, при этом ротор вращается в кожухе. Перепускной проход селективно гидравлически сообщается с перепускным каналом, когда ротор вращается в кожухе, и перепускной канал селективно перемещается в положение совмещения, по меньшей мере, с частью, по меньшей мере, одного перепускного прохода для перепуска части бурового раствора по нему, при этом ударное действие генерируется на долоте.
Ротор может являться винтовым ротором, совершающим эпициклическое движение в винтовом статоре в кожухе, или турбиной, вращающейся в кожухе. Перепускной проход может являться внецентренным относительно оси вращения ротора. Канал ротора может являться внецентренным относительно оси вращения ротора. Пластина клапана может включать в себя среднюю часть и наружное кольцо, по меньшей мере, с одной спицей, образующие, по меньшей мере, один канал ротора между ними.
Клапан может включать в себя сопло, подвеску ротора, кольцо подвески и/или сменный наконечник. Сменный наконечник может напрямую или не напрямую соединяться с ротором. Перепускной проход может включать в себя множество перепускных проходов. Перепускной канал может устанавливаться в положение полного совмещения, частичного совмещения или отсутствия совмещения с перепускным проходом.
В другом аспекте изобретение относится к скважинному инструменту, устанавливаемому в стволе скважины, проходящей подземный пласт. Скважинный бурильный инструмент имеет бурильную колонну с буровым долотом на конце и буровой раствор, проходящий через него. Скважинный инструмент включает в себя буровой двигатель, устанавливаемый в бурильной колонне. Буровой двигатель включает в себя кожух и ротор, вращающийся в канале ротора в кожухе, когда буровой раствор проходит через канал ротора между кожухом и ротором. Ротор имеет перепускной канал для перепуска по нему части бурового раствора. Скважинный инструмент также включает в себя клапан, устанавливаемый выше по потоку от двигателя, для управления потоком бурового раствора, проходящим через него.
Клапан включает в себя пластину клапана, устанавливаемую выше по потоку от двигателя. Пластина клапана имеет, по меньшей мере, один проход потока и, по меньшей мере, один сквозной перепускной проход. Проход потока гидравлически сообщается с каналом ротора для пропуска бурового раствора, проходящего через него. Перепускной проход имеет селективное гидравлическое сообщение с перепускным каналом, когда ротор вращается вокруг кожуха и перемещает перепускной канал в положение совмещения, по меньшей мере, с участком, по меньшей мере, одного перепускного прохода для перепуска части бурового раствора по нему, при этом ударное действие генерируется на долоте.
Двигатель может также включать в себя винтовой статор, и ротор может являться винтовым ротором, совершающим эпициклическое движение в нем. Ротор может являться турбиной, вращающейся вокруг оси скважинного инструмента. Скважинный инструмент может также включать в себя регулятор для селективного дросселирования потока, проходящего в перепускной канал. Регулятор может функционально соединяться с находящимся выше по потоку концом ротора.
Регулятор может включать в себя кожух с муфтой сцепления для селективного вращения регулирующего ротора при достижении заданного давления, при этом регулирующий ротор селективно обеспечивает проход бурового раствора, по меньшей мере, в один перепускной проход. Регулятор может включать в себя убираемый поршень для селективного обеспечения прохода бурового раствора в нем и вращения регулирующего ротора, или тормоз, селективно высвобождаемый для обеспечения вращения регулирующего ротора.
Наконец, в другом аспекте изобретение относится к способу управления потоком бурового раствора, проходящим через скважинный инструмент, устанавливаемый в стволе скважины, проходящей подземный пласт. Скважинный инструмент, включает в себя буровое долото на своем конце и буровой двигатель, причем буровой двигатель включает в себя кожух с ротором, вращающимся в канале ротора в кожухе, когда буровой раствор проходит через него. Ротор имеет перепускной канал для перепуска части бурового раствора по нему.
Способ включает в себя установку пластины клапана выше по потоку от двигателя. Пластина клапана имеет, по меньшей мере, один проход потока и, по меньшей мере, один сквозной перепускной проход. Проход потока гидравлически сообщается с каналом ротора. Перепускной проход имеет селективное гидравлического сообщение с перепускным каналом, когда ротор вращается вокруг кожуха и перемещает перепускной канал в положение совмещения с перепускным проходом. Способ дополнительно включает в себя вращение ротора с помощью пропуска бурового раствора через проход потока и в канал ротора, и создание ударного действия с помощью селективного перепуска части бурового раствора через байпас пластины и в перепускной канал, когда перепускной канал перемещается в положение совмещения, по меньшей мере, с частью перепускного прохода. Способ может также включать в себя регулирование подачи текучей среды в пластину клапана и селективный пропуск текучей среды в перепускной канал.
Для обеспечения детального понимания кратко описанных выше признаков и преимуществ изобретения ниже дается подробное описание его вариантов осуществления, показанных на прилагаемых чертежах. Следует отметить, вместе с тем, что на прилагаемых чертежах показаны только типичные варианты осуществления данного изобретения, не ограничивающие его объем, поскольку изобретение может допускать другие действительные варианты осуществления. На фигурах не обязательно соблюдение масштаба, и некоторые признаки и виды фигур могут быть показаны искаженно или схематично для ясности и лаконичности.
На фиг. 1 схематично показана частично в сечении буровая установка со скважинным инструментом, включающим в себя бурильную колонну, буровой двигатель с клапаном и буровое долото, продвигающиеся в земле для выполнения ствола скважины.
На фиг. 2A и 2B показано продольное сечение и разобранный вид соответственно участка компоновки низа бурильной колонны (КНБК) скважинного инструмента, имеющего буровой двигатель с клапаном согласно изобретению.
На фиг. 3A-3F в сечениях клапана фиг. 2A по линии 3-3 показана пластина клапана в различных положениях.
На фиг. 4A и 4B схематично показаны продольные сечения участка скважинного инструмента с различными конфигурациями двигателя с пластиной клапана и регулятором согласно изобретению.
На фиг. 5A и 5B схематично показаны поперечное и продольное сечение соответственно участка скважинного инструмента, имеющего буровой двигатель с альтернативным клапаном.
На фиг. 6 показана блок-схема последовательности операций способа управления потоком, проходящим через скважинный инструмент.
Ниже описаны устройство, способы, методики и последовательности команд для осуществления методик объекта настоящего изобретения. Вместе с тем, понятно, что описанные варианты осуществления можно применять без данных конкретных деталей.
На фиг. 1 схематично показан скважинный инструмент 10, содержащий бурильную колонну 2 и буровое долото 1 на нижнем конце. Бурильная колонна подвешена на вышке 4 для бурения ствола 6 скважины 6 вглубь земли. Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) 8 расположена на нижнем конце бурильной колонны 2 над буровым долотом 1. КНБК 8 может иметь буровой двигатель 9 с клапаном 11 согласно изобретению.
Буровой раствор (или текучая среда) перекачивается из емкости бурового раствора 12 через бурильную колонну 2, как указано стрелками. Когда буровой раствор проходит через бурильную колонну 2, он приводит в действие и подает мощность на буровой двигатель 9. Буровой двигатель 9 снабжен клапаном 11 для селективного перепуска части текучей среды, подаваемой в буровой двигатель 9, как описано ниже в данном документе. Буровой двигатель 9 используется для вращения и продвижения бурового долота 1 вглубь земли. Буровой раствор, проходящий через буровой двигатель 9, выходит из бурового долота 1, возвращается на поверхность и повторно прокачивается через бурильную колонну 2, как указано стрелками.
Хотя на фиг. 1 показана конкретная конфигурация скважинного инструмента 10 на буровой площадке, скважинный инструмент может являться любым из множества инструментов, известных специалистам в бурении. Существуют многочисленные устройства и конфигурации, подходящие для бурения стволов скважин вглубь земли, и ограничения конкретной конфигурацией нет.
На фиг. 2A и 2B показаны сечения и разобранный вид соответственно бурового двигателя 9 и клапана 11 КНБК 8 скважинного инструмента 10 фиг. 1. Как показано на фиг. 2A, клапан 11 включает в себя пластину 200 клапана выше по потоку от бурового двигателя 9. Пластина 200 клапана может устанавливаться в переводнике 203 (или бурильной трубе), функционально соединенном с ближним к устью скважины концом бурового двигателя 9.
Буровой двигатель 9 имеет статор 202 с каналом 204 ротора, проходящим через него, и ротор 206 с перепускным каналом 208, проходящим через него. Буровой двигатель 9 может, если необходимо, оснащаться другими элементами, такими как сопло 210, подвеска 212 ротора, кольцо 214 подвески и сменный наконечник 216. В зависимости от конфигурации некоторые или все данные элементы можно закреплять относительно ротора 206 или соединять для вращения вместе с ним. Данные элементы имеют канал 218, проходящий через них, гидравлически сообщающийся с перепускным каналом 208 для сквозного прохода текучей среды.
Пластина 200 клапана имеет проход 226 потока, гидравлически сообщающийся с каналом 204 ротора для пропуска текучей среды через него и вращения ротора 206. Пластина 200 клапана имеет байпас 220 (или перепускной проход), проходящий через нее, установленный для селективного гидравлического сообщения с перепускным каналом 208 для селективного перепуска части бурового раствора, проходящего через него. Пластина 200 клапана может оснащаться запирающим механизмом (не показан), таким как кольцо круглого сечения, шпонка, шлиц или другое соединительное устройство, для неподвижного закрепления пластины 200 клапана на месте относительно статора 202. Конфигурацию пластины 200 клапана, смежной с ротором 206 двигателя, можно использовать для создания интегрированной конфигурации двигателя с клапаном для уменьшения пространства, занимаемого в бурильной колонне.
На фиг. 3A-3F в сечениях части КНБК 8 фиг. 2A по линии 3-3 показана работа пластины 200 клапана. На данных фигурах также показан пример последовательности перемещения ротора 206 двигателя при проходе текучей среды через буровой двигатель 9 (см., например, фиг. 2A). Ротор 206 двигателя вращается в канале 204 статора 202 двигателя. Ротор 206 двигателя может перемещаться из первого положения фиг. 3A последовательно через положения фиг. 3B-3D и в конечное положение фиг. 3E, как указано стрелками.
Как показано на фиг. 3A-3E, байпас 220 пластины 200 клапана расположен фиксированно в центре пластины 200 клапана. Байпас 220 пластины показан расположенным по центру в средней части 320 пластины, но может располагаться в любом подходящем месте пластины 200 клапана, обеспечивающем селективное гидравлическое сообщение с перепускным каналом 208. Как показано на фиг. 3F, можно создать дополнительный байпас 220' пластины. Могут быть созданы один или несколько байпасов 220, 220'.
Пластина 200 клапана содержит среднюю часть 320 и наружное кольцо 322 со спицами 324, проходящими между ними. Проходы 226 потока образованы между средней частью 320, наружным кольцом 322 и спицами 324. Проходы 226 потока можно использовать для обеспечения подачи текучей среды через пластину 200 клапана в канал 204 ротора для подачи мощности на двигатель 9 и приведения ротора во вращение. Хотя показана конфигурация со средней частью и спицами, пластина клапана может иметь различные формы для подачи потока текучей среды к двигателю.
Часть текучей среды можно селективно отводить через перепускной канал 208 с помощью байпаса 220 пластины, поскольку ротор 206 двигателя проходит за пластиной 200 клапана. Байпас 220 пластины показан проходящим через центр средней части 320. В зависимости от положения ротора 206 двигателя, при его вращении в канале 204 ротора, байпас 220 пластины селективно гидравлически сообщается с перепускным каналом 208. Данное селективное гидравлическое сообщение прерывает поток текучей среды, проходящий через двигатель 9. Пластине 200 клапана можно придать такие габариты и форму, что байпас 220 пластины открывается в перепускной канал 208 совершающего эпициклическое движение ротора 206 двигателя. Когда ротор 206 двигателя совершает эпициклическое движение в статоре 202 двигателя, перепускной канал 208 совершает эпициклическое движение вокруг байпаса 220 пластины, входя в положение совмещения и выходя из положения совмещения с байпасом 220 пластины, при этом обеспечивается увеличение и уменьшение площади, предоставленной потоку текучей среды при вращении ротора 206 двигателя.
Как показано на фиг. 3A, 3C и 3D, байпас 220 пластины может, по меньшей мере, частично совмещаться с (частично открываться в) перепускным каналом 208. Байпас 220 пластины может полностью совмещаться с (открываться в) перепускным каналом 208, как показано на фиг. 3B. Как показано на фиг. 3D, байпас 220 пластины может полностью блокироваться (закрываться) для потока текучей среды через перепускной канал 208. Если проход потока текучей среды в перепускной канал 208 блокирован, текучая среда идет через проход 226 потока в пластине 200 клапана и в канал 204 ротора.
Селективное гидравлическое сообщение через байпас 220 пластины и в перепускной канал 208 перепускает часть текучей среды, проходящей через канал 204 ротора. Данные прерывания создают пульсации текучей среды, проходящей через двигатель 9. Данные пульсации текучей среды можно использовать для управления крутящим моментом двигателя 9. Данные пульсации текучей среды можно также использовать для создания переменной подачи из бурового долота, смещающей твердые частицы вблизи долота, которые могут вызывать прихват инструмента в стволе скважины.
Селективное гидравлическое сообщение пластины 200 клапана с перепускным каналом 208 создает изменяющуюся площадь для прохода текучей среды. Поскольку рабочая площадь подачи через байпас 220 (и/или 220') пластины и в перепускной канал 208 может изменяться при вращении ротора 206 двигателя, может устанавливаться изменяющийся поток через двигатель. Поскольку текучая среда может получать ускорение и отрицательное ускорение при относительном вращении байпаса 220 пластины и перепускного канала 208, сила «гидравлического удара» может генерироваться вдоль продольной оси бурового двигателя 9.
Байпас 220 пластины можно использовать для образования пути текучей среды через пластину 200 клапана и через перепускной канал 208. Поток текучей среды через перепускной канал 208 уменьшает объем текучей среды, проходящей между ротором 206 двигателя и статором 202 двигателя, при этом уменьшается крутящий момент (и/или частота оборотов) бурового двигателя 9. Данное уменьшение крутящего момента может кратковременно замедлять вращение долота и может также создавать «ударное действие» в крутящем моменте на долоте. Данное «ударное действие» может генерировать силу, создающую флуктуации крутящего момента, вследствие изменения в импульсах давления при селективном совмещении пластины 200 клапана (открытой, частично открытой и/или закрытой). Изменяющуюся подачу можно также использовать для приведения в действие дополнительных инструментов в компоновке низа бурильной колонны (КНБК). Например, текучую среду высокого давления можно отводить на другие скважинные инструменты, такие как бурильные устройства создания вращательных импульсов, бурильные устройства создания осевых ударных импульсов, устройства создания пульсаций/модуляции потока, буровые долота, буровые расширители, центраторы с жесткими лопастями и другие скважинные инструменты известных типов под буровым двигателем, использующие текучую среду с полным давлением, подаваемую на двигатель.
На фиг. 4A-4B схематично показан двигатель 9 КНБК 8 фиг. 1, оснащенный пластиной 200 клапана и регуляторами 400a и 400b соответственно. Регуляторы 400a, b могут быть выполнены с возможностью селективного дросселирования подачи текучей среды в пластину 200 клапана и двигатель 9 для обеспечения изменения крутящего момента на двигателе 9. Данный изменяющийся крутящий момент, обусловленный прерывающимся потоком, можно использовать для создания вращательного импульса или «ударного действия».
На фиг. 4A показан регулятор 400a «со скользящим зажимом», установленный выше по потоку от двигателя 9, и пластина 200 клапана. Регулятор 400a включает в себя кожух 430a регулятора с проходом 432 через него, муфту 434a сцепления, ротор 436 регулятора, статор 437 регулятора и сопло 438.
Нижний конец 440 кожуха 430a может вставляться в ближний к устью скважины конец 442 (или свинчиваться с резьбой задней части) ротора 206 двигателя и проходит на некоторое расстояние к устью скважины от него. Пластина 200 клапана устанавливается смежно с ближним к устью скважины концом 442 ротора 206 двигателя. Кожух 430a имеет трубчатый корпус, завершающийся наконечником 444. Кожух 430a имеет сквозные отверстия 446 для обеспечения пропуска текучей среды в проход 432 через сопла 438 и в перепускной канал 208, как указано стрелками.
При проходе текучей среды через проход 432 текучая среда приводит во вращение ротор 436 регулятора в статоре 437 регулятора способом, аналогичным описанному для ротора 206 двигателя и статора 202 двигателя. Муфта 434a сцепления функционирует с возможностью дросселирования текучей среды, проходящей через проход 432 при заданном давлении, при этом ограничивая вращение ротора 436 регулятора и проход текучей среды в перепускной канал 208.
Муфта 434a сцепления и ротор 436 регулятора установлены с возможностью вращения в проходе 432 кожуха 430a. Муфта 434a сцепления включает в себя приводной вал 448 и тормоз 450, смежный с наконечником 444. Ротор 436 регулятора функционально соединяется с нижним по потоку концом приводного вала 448 с помощью соединительного устройства 452, такого как карданный шарнир. Вращение ротора 436 регулятора можно использовать для изменения подачи текучей среды при прохождении через проход 432 и в перепускной канал 208. Эксцентричное движение ротора 436 регулятора селективно открывает и закрывает проход 432 на нижнем конце 440 кожуха. Данное движение создает пульсацию давления над двигателем 9, которую можно использовать для создания пульсации крутящего момента на двигателе 9.
Тормоз 450 может непрерывно находиться в контакте с приводным валом 448 при его вращении, как указано стрелками. Когда давление текучей среды превышает заданный уровень, сопротивление тормоза 450 может преодолеваться, что допускает вращение ротора 436 регулятора. Тормоз 450 может иметь уставку на заданное сопротивление, так что работа ротора 436 регулятора может обеспечиваться, например, при заданном давлении уставки. Например, при заданном давлении муфта 434a сцепления может приводиться в действие, обеспечивая сцепление с ротором 436 регулятора и эффективное «отсечение» (или закрытие) потока через регулятор 400a. Данная конфигурация обеспечивает действие регулятора 400a муфты сцепления как муфты сцепления «со скользящим зажимом» для регулирования давления, требуемого для прерывания потока текучей среды. Прерванный поток текучей среды можно использовать для создания вращательного «ударного действия».
На фиг. 4B показан пружинный регулятор 400b, установленный на ближнем к устью скважины конце ротора 206 двигателя. Пружинный регулятор 400b работает аналогично регулятору со скользящим зажимом фиг. 4A, селективно обеспечивая вращение ротора 436 регулятора. Пружинный регулятор 400b включает в себя кожух 430b регулятора с каналом 432, проходящим через него, муфту 434b сцепления, муфту сцепления 435 кожуха, ротор 436 регулятора, статор 437 регулятора и сопло 438.
Нижний конец 440 кожуха 430b может вставляться в ближний к устью скважины конец 442 (или свинчиваться с резьбой задней части) ротора 206 двигателя и проходит на некоторое расстояние к устью скважины от него. Пластина 200 клапана устанавливается смежно с ближним к устью скважины концом 442 ротора 206 двигателя. Кожух 430b регулятора имеет трубчатый корпус с муфтой 434b сцепления, установленной на его верхнем конце. Кожух 435 муфты сцепления проходит некоторое расстояние от верхнего конца кожуха 430b регулятора и заканчивается наконечником 444. Кожух 430b регулятора имеет сквозные отверстия 446, и кожух 435 муфты сцепления имеет отверстия 447, проходящие через него для селективного обеспечения пропуска текучей среды в проход 432. Когда отверстия 446 кожуха 430b регулятора совмещаются с отверстиями 447 кожуха 435 муфты сцепления, обеспечивается проход текучей среды через проход 432, через сопло 438 и в перепускной канал 208, как указано стрелками.
Муфта 434b сцепления установлена с возможностью скольжения в кожухе 435 муфты сцепления. Муфта 434b сцепления включает в себя скользящий поршень 460 и пружины 462, установленные на заплечиках 464 кожуха 430b. Ротор 436 регулятора устанавливается с возможностью вращения в кожухе и приводится в действие скользящим поршнем 460. Вращение ротора 436 регулятора можно использовать для изменения подачи текучей среды при прохождении через проход 432 и в перепускной канал 208. Эксцентричное перемещение ротора 436 регулятора селективно открывает и закрывает проход 432 на нижнем конце 440 кожуха 434b. Данное перемещение создает пульсацию давления над двигателем 9, которую можно использовать для создания пульсации крутящего момента на двигателе 9.
Муфта 434b сцепления может селективно приводиться в действие, например, текучей средой, проходящей в кожух 430b. Скользящий поршень 460 выполнен с возможностью скольжения в проходе 432, как указано стрелками. Скользящий поршень 460 может сжимать пружину 462, когда давление увеличивается. Когда давление увеличивается, скользящий поршень 460 отводится в кожух 430b, и отверстия 446 перемещаются, совмещаясь с отверстиями 447. В данном положении может обеспечиваться проход текучей среды через отверстия 447 и в проход 432. Таким способом муфта 434b сцепления может открываться и закрываться, реагируя на давление, поданное на регулятор 400b. Пружина 462 может быть выполнена в такой конфигурации, что заданное давление может преодолевать силу пружины 462 и отводить скользящий поршень 460 в открытое положение. Открытие и закрытие регулятора 400b скользящим поршнем 460 можно использовать для прерывания потока текучей среды. Прерванный поток текучей среды можно использовать для создания вращательного «ударного действия».
В эксплуатации регуляторы 400a, b фиг. 4A и 4B можно использовать для регулирования подачи к пластине 200 клапана и/или в двигатель 9. Регуляторы 400a, b могут измерять расход текучей среды через перепускной канал 208, при этом используя обход силовой секции двигателя 9. «Пульсирующий» поток через перепускной канал 434 можно использовать для генерирования пиков давления, превышающего давление на забойном двигателе 9. Пики давления создают «ударное» действие крутящего момента на долоте. Регуляторы 400a, b могут являться непрерывно колеблющимися, при этом создающими пульсации потока, или периодически использующими муфты 434a, b сцепления для такого «выпуска», что пульсация происходит только при заданном уровне давления и/или крутящего момента. Данные пульсации можно использовать для минимизации поперечных или крутильных вибраций бурильной колонны. Данные пульсации можно также использовать для смещения материала на долоте и/или для предотвращения прилипания-проскальзывания.
На фиг. 4A и 4B показана конкретная муфта сцепления, но и другие муфты сцепления с возможностью селективного управления потоком текучей среды можно использовать в регуляторе, такие как скользящие, зажимающие, с магнитным воздействием на реологию текучей среды, вязкостные или механизмы управления другого типа.
На фиг. 5A и 5B показаны схематично поперечное и продольное сечение соответственно участка альтернативного скважинного инструмента 8' с альтернативным двигателем 9' и клапан 11', применяющиеся на месте скважинного инструмента 8, двигателя 9 и клапана 11 фиг. 1. Альтернативный клапан 11' является аналогичным клапану 11 фиг. 2A за исключением того, что в данной версии клапан 11' включает в себя пластину клапана (или сменную пластину) 200' со сменным наконечником 216', смежным с ней. Пластина 200' клапана является аналогичной пластине клапана фиг. 3A-3F за исключением того, что один внецентренный байпас 220' создан проходящим через среднюю часть 320'.
Сменный наконечник 216' является аналогичным сменному наконечнику 216 фиг. 2A и 2B за исключением того, что сменный наконечник 216' имеет сквозной внецентренный проход 565', гидравлически сообщающийся с внецентренным байпасом 220', и сквозной канал 226', гидравлически сообщающийся с каналом 204' ротора. Внецентренный байпас 220' и внецентренный проход 565' являются внецентренными относительно оси Z вращения сменного наконечника 216'.
Сменный наконечник 216' соединяется с двигателем 9' и приводится им во вращение. В конфигурации фиг. 5B двигатель 9' является турбомотором, но может являться обычным буровым двигателем, вращающимся потоком текучей среды, проходящим через него. Турбомотор 9' имеет турбинный ротор 206', установленный в кожухе 202' с каналом 204' ротора между ними. Турбомотор 9' имеет сквозной перепускной канал 208' для перепуска части текучей среды, проходящей через него. В некоторых вариантах сменный наконечник 216' может являться интегральным с турбинным ротором 206', так что данные позиции показаны как унитарный элемент на фиг. 5B. Сменный наконечник 216' может напрямую соединяться с турбомотором 9' для вращения с ним или не напрямую соединяться с турбомотором 9' для вращения с ним с помощью вводимых компонентов (например, подвески 212 ротора), как показано на фиг. 2A и 2B.
При эксплуатации текучая среда проходит через канал 226' пластины 200' клапана и в канал 204' ротора. Ротор 206' и сменный наконечник 216' вращаются вокруг оси z потоком текучей среды, проходящей через канал 204' ротора. Во время такого вращения сменный наконечник 216' вращается смежно с пластиной 200' клапана. Когда сменный наконечник 216' вращается, внецентренный проход 565' в некоторых случаях совмещается с внецентренным байпасом 220', при этом создается селективное гидравлическое сообщение между ними. Текучая среда, проходящая во внецентренный байпас 220', проходит через внецентренный проход 565' и в перепускной канал 208' при их частичном или полном совмещении. Предотвращается проход текучей среды, проходящей через скважинный инструмент 8' и во внецентренный байпас 220', через внецентренный проход 565' и в перепускной канал 208, когда совмещение отсутствует. Данное селективное сообщение создает ударное действие способом, аналогичным селективному гидравлическому сообщению байпаса 220 фиг. 3A-3E.
На фиг. 6 показан способ 600 управления потоком текучей среды, проходящей через скважинный инструмент. Способ включает в себя установку (670) пластины клапана выше по потоку от двигателя (пластина клапана имеет, по меньшей мере, один проход потока и, по меньшей мере, один перепускной проход, проходящий через нее, причем проход потока гидравлически сообщается с каналом ротора, и перепускной проход селективно гидравлически сообщается с перепускным каналом, когда ротор вращается вокруг кожуха и перемещает перепускной канал в положение совмещения с перепускным проходом), вращение (672) ротора с помощью бурового раствора, проходящего через проход потока и в канал ротора, и создание (674) ударного действия с помощью перепуска части бурового раствора, проходящего через байпас пластины и в перепускной канал, когда перепускной канал перемещается в положение совмещения, по меньшей мере, с частью перепускного прохода. Способ может также включать в себя регулирование подачи текучей среды в пластину клапана. Регулирование может включать в себя селективную подачу текучей среды в перепускной канал. Ударное действие может являться аксиальным и/или радиально-вращательным. Способ может повторяться и выполняться в требуемом порядке.
Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что способы, раскрытые в данном документе, можно реализовать для автоматизированных/автономных вариантов применения с помощью программного обеспечения, созданного по алгоритмам выполнения требуемых функций. Данные аспекты можно реализовать с помощью программирования одного или нескольких подходящих компьютеров общего назначения с надлежащим агрегатным обеспечением. Программирование можно выполнять с использованием одного или нескольких носителей программного обеспечения, машиночитаемых с помощью процессора (процессоров) и составления одной или нескольких программ команд исполнимых компьютером для выполнения операций, описанных в данном документе. Носителями программ могут являться, например, один или несколько дискет, ПЗУ на компакт-диске или другом оптическом диске, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) и другие носители, известные в технике или разрабатываемые. Программа команд может являться "объектной программой", т.е. выполненной в бинарной форме, исполнимой компьютером более менее напрямую, иметь форму "исходной программы", требующей трансляции или интерпретации перед исполнением, или иметь некоторую промежуточную форму, такую как частично транслированная программа. Конкретные формы запоминающих устройств-носителей программ и составления программ команд здесь не важны. Аспекты изобретения можно также реализовать с возможностью выполнения описанных функций (с помощью надлежащего агрегатного/программного обеспечения) только на площадке работ и/или с дистанционным управлением по сетям связи (например, беспроводным, сети интернет, спутниковой и т.д.).
Хотя варианты осуществления описаны для различных вариантов реализации и эксплуатации, должно быть понятно, что данные варианты осуществления являются иллюстративными, и что объем изобретения ими не ограничен. Вариации, модификации, дополнения и улучшения являются возможными. Например, один или несколько клапанов с одним или несколькими регуляторами и/или пластинами клапана можно устанавливать на различные типы роторов в скважинном инструменте.
Компоненты, операции или структуры, описанные в данном документе в единственном числе, могут иметь множественное число. В общем, структуры и функциональность, представленные как отдельные компоненты в конфигурациях примеров, можно реализовать как комбинированную структуру или компонент. Аналогично структуры и функциональность, представленные как один компонент, можно реализовать как отдельные компоненты. Данные и другие вариации, модификации, дополнения и улучшения могут входить в объем объекта изобретения.

Claims (25)

1. Клапан для управления потоком бурового раствора, проходящим через скважинный инструмент, установленный в стволе скважины, проходящей через подземный пласт, причем скважинный инструмент содержит буровое долото на своем конце и буровой двигатель, содержащий кожух с ротором, вращающимся в канале ротора в кожухе, когда буровой раствор проходит через него, причем ротор имеет перепускной канал для перепуска части бурового раствора по нему, содержащий:
пластину клапана, установленную выше по потоку от двигателя, причем пластина клапана имеет, по меньшей мере, один проход потока и, по меньшей мере, один перепускной проход, проходящий через нее, при этом, по меньшей мере, один проход потока гидравлически сообщен с каналом ротора для пропуска бурового раствора, проходящего через него, при этом ротор выполнен с возможностью вращения в кожухе, причем, по меньшей мере, один перепускной проход селективно гидравлически сообщен с перепускным каналом, когда ротор вращается в кожухе, и перепускной канал селективно перемещается в положение совмещения, по меньшей мере, с частью, по меньшей мере, одного перепускного прохода для перепуска части бурового раствора по нему, при этом ударное действие генерируется на долоте.
2. Клапан по п. 1, в котором ротор представляет собой винтовой ротор, совершающий эпициклическое движение в винтовом статоре в кожухе.
3. Клапан по п. 1, в котором ротор представляет собой турбину, вращающуюся в кожухе.
4. Клапан по п. 3, в котором, по меньшей мере, один перепускной проход является внецентренным относительно оси вращения ротора.
5. Клапан по п. 4, в котором канал ротора является внецентренным относительно оси вращения ротора.
6. Клапан по п. 1, в котором пластина клапана содержит среднюю часть и наружное кольцо, по меньшей мере, с одной спицей, образующие, по меньшей мере, один канал ротора между ними.
7. Клапан по п. 1, дополнительно содержащий сопло.
8. Клапан по п. 1, дополнительно содержащий подвеску ротора.
9. Клапан по п. 1, дополнительно содержащий кольцо подвески.
10. Клапан по п. 1, дополнительно содержащий сменный наконечник.
11. Клапан по п. 10, в котором сменный наконечник напрямую соединен с ротором.
12. Клапан по п. 10, в котором сменный наконечник не напрямую соединен с ротором.
13. Клапан по п. 1, в котором, по меньшей мере, один перепускной проход содержит множество перепускных проходов.
14. Клапан по п. 1, в котором перепускной канал выполнен с возможностью размещения в одном из следующих положений: полного совмещения, частичного совмещения и отсутствия совмещения с перепускным проходом.
15. Скважинный инструмент, устанавливаемый в стволе скважины, проходящей через подземный пласт, причем скважинный бурильный инструмент имеет бурильную колонну с буровым долотом
на своем конце и буровой раствор, проходящий через него, содержащий:
буровой двигатель, установленный в бурильной колонне, причем буровой двигатель содержит:
кожух;
ротор, перемещающийся в канале ротора в кожухе, когда буровой раствор проходит через него, причем ротор имеет перепускной канал для перепуска по нему части бурового раствора; и
клапан, установленный выше по потоку от двигателя, для управления потоком бурового раствора, проходящим через него, причем клапан содержит:
пластину клапана, установленную выше по потоку от двигателя, причем пластина клапана имеет, по меньшей мере, один проход потока и, по меньшей мере, один перепускной проход, проходящий через нее, при этом, по меньшей мере, один проход потока гидравлически сообщен с каналом ротора для пропуска бурового раствора через него, при этом ротор выполнен с возможностью вращения в кожухе, причем, по меньшей мере, один перепускной проход селективно гидравлически сообщен с перепускным каналом, когда ротор вращается в кожухе, и перепускной канал селективно перемещается в положение совмещения, по меньшей мере, с частью, по меньшей мере, одного перепускного прохода для перепуска части бурового раствора по нему, при этом ударное действие генерируется на долоте.
16. Скважинный инструмент по п. 15, в котором двигатель дополнительно содержит винтовой статор и ротор, представляющий
собой винтовой ротор, совершающий эпициклическое перемещение в нем.
17. Скважинный инструмент по п. 15, в котором ротор содержит турбину, вращaющуюся вокруг оси скважинного инструмента.
18. Скважинный инструмент по п. 15, дополнительно содержащий регулятор для селективного дросселирования потока в перепускной канал.
19. Скважинный инструмент по п. 18, в котором регулятор функционально соединен с расположенным выше по потоку концом ротора.
20. Скважинный инструмент по п. 18, в котором регулятор содержит кожух с муфтой сцепления для селективного вращения регулирующего ротора, при этом при достижении заданного давления регулирующий ротор селективно обеспечивает проход бурового раствора, по меньшей мере, в один перепускной проход.
21. Скважинный инструмент по п. 20, в котором регулятор содержит убираемый поршень для селективного обеспечения прохода бурового раствора в нем и вращения регулирующего ротора.
22. Скважинный инструмент по п. 20, в котором муфта сцепления содержит тормоз, селективно отпускаемый для обеспечения вращения регулирующего ротора.
23. Способ управления потоком бурового раствора, проходящим через скважинный инструмент, устанавливаемый в стволе скважины, проходящей через подземный пласт, причем скважинный инструмент содержит буровое долото на своем конце и буровой двигатель, причем буровой двигатель содержит кожух с ротором, вращающимся в канале ротора в кожухе, когда буровой раствор проходит через
него, при этом ротор имеет перепускной канал для перепуска части бурового раствора по нему, в котором:
устанавливают пластины клапана выше по потоку от двигателя, причем пластина клапана имеет, по меньшей мере, один проход потока и, по меньшей мере, один перепускной проход, проходящий через нее, причем, по меньшей мере, один проход потока гидравлически сообщается с каналом ротора, причем, по меньшей мере, один перепускной проход селективно гидравлически сообщается с перепускным каналом, когда ротор вращается вокруг кожуха и перемещает перепускной канал в совмещение, по меньшей мере, с одним перепускным проходом;
обеспечивают вращение ротора с помощью пропуска бурового раствора через, по меньшей мере, один проход потока и в канал ротора; и
создают ударное действие с помощью перепуска части бурового раствора через, по меньшей мере, один байпас пластины и в перепускной канал, когда перепускной канал перемещается в положение совмещения, по меньшей мере, с частью, по меньшей мере, одного перепускного прохода.
24. Способ по п. 23, в котором дополнительно осуществляют регулирование потока текучей среды в пластину клапана.
25. Способ по п. 23, в котором регулирование содержит селективный пропуск текучей среды в перепускной канал.
RU2013149863/03A 2011-04-08 2011-11-08 Клапан бурового двигателя и способ его применения RU2549647C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161473614P 2011-04-08 2011-04-08
US61/473,614 2011-04-08
PCT/US2011/059789 WO2012138383A2 (en) 2011-04-08 2011-11-08 Drilling motor valve and method of using same

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2549647C1 true RU2549647C1 (ru) 2015-04-27
RU2013149863A RU2013149863A (ru) 2015-05-20

Family

ID=45401155

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013149863/03A RU2549647C1 (ru) 2011-04-08 2011-11-08 Клапан бурового двигателя и способ его применения

Country Status (5)

Country Link
US (1) US9540877B2 (ru)
BR (1) BR112013025421B1 (ru)
CA (1) CA2832212C (ru)
RU (1) RU2549647C1 (ru)
WO (1) WO2012138383A2 (ru)

Families Citing this family (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2011301169B2 (en) 2010-09-09 2016-11-10 National Oilwell Varco, L.P. Downhole rotary drilling apparatus with formation-interfacing members and control system
US8869916B2 (en) 2010-09-09 2014-10-28 National Oilwell Varco, L.P. Rotary steerable push-the-bit drilling apparatus with self-cleaning fluid filter
GB201101033D0 (en) 2011-01-21 2011-03-09 Nov Downhole Eurasia Ltd Downhole tool
CA2832212C (en) 2011-04-08 2016-06-21 National Oilwell Varco, L.P. Drilling motor valve and method of using same
GB201210340D0 (en) 2012-06-12 2012-07-25 Smart Stabilizer Systems Ltd Apparatus and method for controlling a part of a downhole assembly
MX359066B (es) 2012-11-30 2018-09-13 Nat Oilwell Varco Lp Dispositivo generador de pulsos del fondo de pozo para operaciones de perforacion pasante.
US20140190749A1 (en) 2012-12-13 2014-07-10 Acura Machine Inc. Downhole drilling tool
US9605484B2 (en) * 2013-03-04 2017-03-28 Drilformance Technologies, Llc Drilling apparatus and method
CA2915136C (en) 2013-06-21 2017-05-02 Evolution Engineering Inc. Mud hammer for generating telemetry signals
US9273529B2 (en) * 2013-09-13 2016-03-01 National Oilwell Varco, L.P. Downhole pulse generating device
CA2872736C (en) * 2013-12-03 2015-12-01 Tll Oilfield Consulting Ltd. Flow controlling downhole tool
US9732573B2 (en) 2014-01-03 2017-08-15 National Oilwell DHT, L.P. Downhole activation assembly with offset bore and method of using same
GB2527581B (en) 2014-06-26 2017-04-26 Nov Downhole Eurasia Ltd Downhole under-reamer and associated methods
US20180030813A1 (en) * 2014-07-24 2018-02-01 Extreme Technologies, Llc Fluid Pulse Valve
US20190257166A1 (en) * 2014-07-24 2019-08-22 Extreme Technologies, Llc Gradual impulse fluid pulse valve
US9605511B2 (en) * 2014-07-24 2017-03-28 Extreme Technologies, Llc Fluid pulse valve
WO2016063131A1 (en) * 2014-10-21 2016-04-28 Nov Downhole Eurasia Limited Downhole vibration assembly and method of using same
CA2994473C (en) * 2015-08-14 2023-05-23 Impulse Downhole Solutions Ltd. Lateral drilling method
WO2017027983A1 (en) 2015-08-20 2017-02-23 Impulse Downhole Solutions Ltd. On-bottom downhole bearing assembly
WO2017069730A1 (en) * 2015-10-19 2017-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Rotor catch assembly
CN105275405B (zh) * 2015-11-12 2017-06-09 西南石油大学 利用冲击作用提高破岩效率的新型pdc钻头
CN106930685A (zh) * 2015-12-29 2017-07-07 中石化石油工程技术服务有限公司 同心同向异速定向井钻井装置
CN106930687A (zh) * 2015-12-29 2017-07-07 中石化石油工程技术服务有限公司 液力击振步进式破岩装置
CN105735925A (zh) * 2016-04-29 2016-07-06 天津立林石油机械有限公司 螺杆钻具用半闭合活塞旁通阀
CN105735926A (zh) * 2016-04-29 2016-07-06 天津立林石油机械有限公司 定位导流式旁通阀
WO2018006178A1 (en) 2016-07-07 2018-01-11 Impulse Downhole Solutions Ltd. Flow-through pulsing assembly for use in downhole operations
RU2019103717A (ru) 2016-08-02 2020-09-04 Нэшнл Ойлвэл Дхт, Л.П. Буровой инструмент с асинхронными генераторами колебаний и способ его использования
US11319764B2 (en) * 2016-12-28 2022-05-03 PetroStar Services, LLC Downhole pulsing-shock reach extender system
US11261685B2 (en) 2017-04-19 2022-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Adjustable modulated agitator
US10590709B2 (en) 2017-07-18 2020-03-17 Reme Technologies Llc Downhole oscillation apparatus
CN107676032A (zh) * 2017-09-05 2018-02-09 中国石油天然气集团公司 盘阀式复合冲击机构
US10677006B2 (en) * 2017-11-17 2020-06-09 Rival Downhole Tools Lc Vibration assembly and method
US11441376B2 (en) * 2017-11-19 2022-09-13 Stuart McLaughlin Digitally controlled agitation switch smart vibration assembly for lateral well access
CA3119835A1 (en) 2018-11-13 2020-05-22 Rubicon Oilfield International, Inc. Three axis vibrating device
US11105167B2 (en) * 2019-04-16 2021-08-31 Nts Amega West Usa, Inc. Method and apparatus for generating fluid pressure pulses of adjustable amplitude
US10829993B1 (en) 2019-05-02 2020-11-10 Rival Downhole Tools Lc Wear resistant vibration assembly and method
USD949925S1 (en) 2019-11-13 2022-04-26 Graco Minnesota Inc. Rotor and universal joint assembly
US20210156212A1 (en) * 2019-11-25 2021-05-27 Ulterra Drilling Technologies, L.P. Downhole vibration tool for drill string
US11572738B2 (en) * 2019-12-20 2023-02-07 Wildcat Oil Tools, LLC Tunable wellbore pulsation valve and methods of use to eliminate or substantially reduce wellbore wall friction for increasing drilling rate-of-progress (ROP)
US10753152B1 (en) * 2020-01-09 2020-08-25 Turbo Drill Industries, Inc. Rotor catch for bottomhole assembly
EP4146901A4 (en) * 2020-05-04 2024-05-29 Conocophillips Co DRILLING MUD MOTOR CLUTCH

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2124617C1 (ru) * 1996-07-16 1999-01-10 Тюменский государственный нефтегазовый университет Способ формирования осевой нагрузки на долото и устройство для его осуществления
RU2205933C1 (ru) * 2001-11-15 2003-06-10 Щелконогов Геннадий Александрович Винтовой забойный двигатель
RU101076U1 (ru) * 2010-08-13 2011-01-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" Устройство для формирования осевой нагрузки на долото

Family Cites Families (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2780438A (en) 1952-05-21 1957-02-05 Exxon Research Engineering Co Device for drilling wells
US2743083A (en) 1954-02-03 1956-04-24 John A Zublin Apparatus to impart vibrating motion to a rotary drill bit
GB762749A (en) 1954-12-10 1956-12-05 Bataafsche Petroleum Improvements in or relating to well drilling systems and methods of operating such systems
US2963099A (en) 1957-07-18 1960-12-06 Jr Sabin J Gianelloni Turbodrill
US3840080A (en) 1973-03-26 1974-10-08 Baker Oil Tools Inc Fluid actuated down-hole drilling apparatus
US4114702A (en) * 1977-11-09 1978-09-19 Maurer Engineering Inc. Well drilling tool with lubricant level indicator
US4275795A (en) 1979-03-23 1981-06-30 Baker International Corporation Fluid pressure actuated by-pass and relief valve
CA1217759A (en) 1983-07-08 1987-02-10 Intech Oil Tools Ltd. Drilling equipment
US4979577A (en) 1983-07-08 1990-12-25 Intech International, Inc. Flow pulsing apparatus and method for down-hole drilling equipment
US4768598A (en) 1987-10-01 1988-09-06 Baker Hughes Incorporated Fluid pressure actuated bypass and pressure indicating relief valve
US5009272A (en) 1988-11-25 1991-04-23 Intech International, Inc. Flow pulsing method and apparatus for drill string
US5190114A (en) 1988-11-25 1993-03-02 Intech International Inc. Flow pulsing apparatus for drill string
CA2255065C (en) 1996-05-18 2007-01-23 Andergauge Limited Downhole apparatus
US6289998B1 (en) * 1998-01-08 2001-09-18 Baker Hughes Incorporated Downhole tool including pressure intensifier for drilling wellbores
US6742609B2 (en) 2001-05-11 2004-06-01 United Diamond Ltd. Rotational impact drill assembly
US6604922B1 (en) 2002-03-14 2003-08-12 Schlumberger Technology Corporation Optimized fiber reinforced liner material for positive displacement drilling motors
US7086486B2 (en) 2004-02-05 2006-08-08 Bj Services Company Flow control valve and method of controlling rotation in a downhole tool
US20050211471A1 (en) 2004-03-29 2005-09-29 Cdx Gas, Llc System and method for controlling drill motor rotational speed
US7523792B2 (en) 2005-04-30 2009-04-28 National Oilwell, Inc. Method and apparatus for shifting speeds in a fluid-actuated motor
GB0613637D0 (en) * 2006-07-08 2006-08-16 Andergauge Ltd Selective agitation of downhole apparatus
US7757781B2 (en) 2007-10-12 2010-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole motor assembly and method for torque regulation
US8181719B2 (en) * 2009-09-30 2012-05-22 Larry Raymond Bunney Flow pulsing device for a drilling motor
CA2832212C (en) 2011-04-08 2016-06-21 National Oilwell Varco, L.P. Drilling motor valve and method of using same

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2124617C1 (ru) * 1996-07-16 1999-01-10 Тюменский государственный нефтегазовый университет Способ формирования осевой нагрузки на долото и устройство для его осуществления
RU2205933C1 (ru) * 2001-11-15 2003-06-10 Щелконогов Геннадий Александрович Винтовой забойный двигатель
RU101076U1 (ru) * 2010-08-13 2011-01-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" Устройство для формирования осевой нагрузки на долото

Also Published As

Publication number Publication date
BR112013025421B1 (pt) 2020-10-27
RU2013149863A (ru) 2015-05-20
CA2832212A1 (en) 2012-10-11
US9540877B2 (en) 2017-01-10
BR112013025421A2 (pt) 2016-12-27
WO2012138383A2 (en) 2012-10-11
CA2832212C (en) 2016-06-21
US20140041943A1 (en) 2014-02-13
WO2012138383A3 (en) 2013-01-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2549647C1 (ru) Клапан бурового двигателя и способ его применения
US11268337B2 (en) Friction reduction assembly
US9598923B2 (en) Downhole pulse generating device for through-bore operations
RU2513602C2 (ru) Долото для управляемого направленного бурения, система бурения и способ бурения криволинейных стволов скважин
JP6777363B2 (ja) 多流体掘削システム
CN105239924A (zh) 用于钻柱的导向系统
CA3057173A1 (en) Method and apparatus for generating a low frequency pulse in a wellbore
CA3169912A1 (en) Steering system for use with a drill string
CA3151750A1 (en) Powered reaming device
WO2018093355A1 (en) Systems and methods for directing fluid flow
US20230383606A1 (en) Improved apparatus and method for creating tunable pressure pulse
US11795781B2 (en) Actuation valve system with pilot and main valves
CN112585331B (zh) 改进的扭矩发生器及使用方法
RU2022105081A (ru) Модифицированный генератор крутящего момента и способы его применения
OA18358A (en) Multi fluid drilling system