RU2565612C1 - Фильтр для бурильной колонны - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к фильтрам для очистки бурового раствора от механических примесей, используемым в бурильной колонне, выполненным с возможностью подъема на поверхность скважинного модуля телеметрической системы. Устройство содержит трубчатый корпус, установленный в корпусе фильтрующий модуль, включающий фильтрующую трубу с щелевыми каналами, обтекатель, размещенный со стороны входной части фильтрующей трубы, входную и выходную втулки. Фильтрующая труба соединена резьбой с выходной втулкой, фильтрующий модуль образует внутри корпуса полость для приема механических примесей. Фильтр снабжен резьбовым переходником, жестко скрепленным с выходной частью корпуса с возможностью разъединения. Центрирующий пояс во входной части трубчатого корпуса выполнен с поперечным кольцевым выступом. Входная втулка выполнена с направленными наружу ребрами и телескопически соединена торцами указанных ребер с центрирующим поясом во входной части трубчатого корпуса, а также соединена резьбой с фильтрующей трубой и выполнена с внутренним кольцевым поясом и кольцевой канавкой, расположенной на ее внутреннем кольцевом поясе. Обтекатель телескопически соединен с входной втулкой во внутреннем кольцевом поясе входной втулки и снабжен механизмом защелки в виде цангового хвостовика обтекателя, снабженного наружным кольцевым поясом, взаимодействующим с кольцевой канавкой входной втулки. На лобовом торце обтекателя установлен ловильный стержень для захвата и подъема на поверхность и освобождения центрального канала фильтра для подъема на поверхность модуля телеметрической системы. Расширяются технологические возможности, упрощается конструкция. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

Description

Изобретение относится к приводам вращения, размещаемым в скважинах, а именно к фильтрам для очистки бурового раствора от механических примесей, используемым в бурильной колонне, выполненным с возможностью подъема на поверхность скважинного модуля телеметрической системы для направленного бурения наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин, размещенного ниже по потоку от фильтра.

Скважинные модули телеметрической системы, например, модули измерения (MWD) и каротажа (LWD) в процессе бурения обеспечивают специалистов данными, необходимыми для навигации и оценки коллекторских свойств пласта: телеметрические системы обеспечивают данными по инклинометрии (траектории ствола скважины), забойной температуре, давлению, динамическим параметрам бурения, а также гамма-каротажу, а системы каротажа в процессе бурения LWD обеспечивают данными по свойствам горных пород и пластовых флюидов, таких как вода, нефть, газ, при этом системы каротажа в процессе бурения LWD используются в едином комплексе с телеметрической системой MWD для рассчета траектории скважины.

Извлекаемый скважинный модуль телеметрической MWD системы с электромагнитным каналом связи, например, E-Pulse XR475 имеет особенности: передача данных в реальном времени до 12 бит/с; гамма-каротаж; положение отклонителя; измерение зенитного угла и азимута; инклинометрия в реальном времени; измерение уровня вибраций и ударной нагрузки КНБК; измерение степени хаотичности вращения бурильной колонны; полностью извлекается и устанавливается заново; электромагнитный канал передачи данных без ретрансляторов; сжатие данных; возможность программирования модуля с поверхности для выбора необходимой скорости передачи данных или изменения типа передаваемых данных (www.Sib.Ru, "Шлюмберже в России").

Известен фильтр для бурильной колонны с гидравлическим забойным двигателем, включающий полый корпус с резьбами на его краях и установленный в полом корпусе фильтрующий модуль для бурового раствора, содержащий фильтрующую трубу с щелевыми каналами, скрепленную входным краем с обтекателем, входную и выходную втулки, выполненные с кольцевыми канавками и установленными в кольцевых канавках кольцами из эластомера, предназначенными для герметизации полого корпуса, а также трубчатый кожух, установленный в полом корпусе, образующий с фильтрующей трубой, входной и выходной втулками полость для приема механических примесей (US 7549486, 23.06.2009).

Недостатком известного фильтра для бурильной колонны является невозможность его использования в компоновке низа бурильной колонны при размещении выше по потоку текучей среды от скважинного модуля телеметрической системы для направленного бурения наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин из-за отсутствия центрального канала в фильтре, необходимого для подъема на поверхность указанного модуля телеметрической системы.

Другим недостатком известной конструкции является возможность попадания через фильтрующую трубу с щелевыми каналами для бурового раствора механических примесей: окалины, металлических, резиновых и полимерных частиц, в рабочую пару ротор-обкладка из эластомера в статоре героторного винтового гидравлического двигателя, что объясняется тем, что при заполнении полости для приема механических примесей циркуляция бурового раствора не прекращается и происходит через перепускное отверстие 22 в обтекателе 20 фильтрующего модуля для бурового раствора (изображено на фиг. 1A, 3A, 7, 8).

Недостатком известной конструкции является также возможность попадания через фильтрующую трубу с щелевыми каналами механических примесей: окалины, металлических, резиновых и полимерных частиц, через перепускное отверстие 22 в рабочую пару гидравлического забойного двигателя даже при неполном заполнении полости для приема механических примесей, что объясняется гидравлическими ударами и пульсациями бурового раствора при прохождении резонансных режимов работы героторного винтового забойного двигателя (например, при изменении осевой нагрузки на долото на 50÷150 кН), которые вызывают интенсивную вибрацию механических примесей, их отрыв от края уплотненных механических примесей и попадание через перепускное отверстие 22 в рабочую пару гидравлического забойного двигателя, что также может приводить к аварийной остановке забойного двигателя.

Недостатком известной конструкции является также выполнение полого корпуса фильтра составным: в виде части 72 трубчатого корпуса и переводника 74, соединенных резьбой 92, вследствие этого фильтрующий модуль, размещенный в полом корпусе и содержащий трубчатый кожух 39, заполненный шламом, подвергается прихвату в части 72 трубчатого корпуса, его трудно вытянуть вверх из части 72 трубчатого корпуса для удаления шлама, так как под действием гидростатического давления (до 50 МПа) бурового раствора при бурении забойным двигателем тонкостенный трубчатый кожух 39 деформируется внутренним давлением в кольцевом зазоре между фасками на торцах свинчиваемой части 72 трубчатого корпуса и переводника 74, изображено на фиг. 3B.

Недостатком известной конструкции является также неполная возможность увеличения надежности и ресурса фильтра для гидравлического забойного двигателя, например, путем обеспечения равнопрочных и герметичных резьбовых соединений полого корпуса фильтра с переводником и/или переходником в условиях интенсивного трения и вращения в стволе скважины, с использованием в колонне бурильных труб гидравлических ясов, с ударными нагрузками и ударными импульсами от ясов, а также при релаксации растягивающих напряжений в изогнутой колонне бурильных груб, в которой установлен фильтр для гидравлического забойного двигателя.

Недостаток известной конструкции объясняется большим значением коэффициента напряжения при изгибе (Stress ratio, отношение изменяющейся амплитуды напряжения к среднему напряжению) в местах стыка резьбовых соединений полого корпуса фильтра с переводником и/или переходником, а также большой вероятностью поломки резьбовых соединений полого корпуса фильтра при использовании забойного двигателя в горизонтальных управляемых компоновках низа бурильной колонны, на участках изменения кривизны наклонной скважины, преимущественно в режиме максимальной мощности.

Недостатком известной конструкции является также неполная возможность повышения точности проходки наклонных и горизонтальных скважин, повышения темпа набора параметров кривизны скважин, а также улучшения проходимости, т.е. уменьшения сопротивления и напряжений в компоновке низа бурильной колонны (героторного двигателя со шпинделем и долотом в изогнутой колонне бурильных труб) за счет изгиба полого корпуса фильтра при прохождении через радиусные участки ствола скважины, имеющие участки малого и среднего радиуса 30÷300 м, в условиях интенсивного трения по стволу скважины.

Наиболее близким к заявляемой конструкции является фильтр для бурильной колонны с гидравлическим забойным двигателем, включающий полый корпус с резьбами на его краях и установленный в полом корпусе фильтрующий модуль для бурового раствора, содержащий фильтрующую трубу с щелевыми каналами, скрепленную входным краем с обтекателем, входную и выходную втулки, выполненные с кольцевыми канавками и установленными в кольцевых канавках кольцами из эластомера, предназначенными для герметизации полого корпуса, а также трубчатый кожух, установленный в полом корпусе, образующий с фильтрующей трубой, входной и выходной втулками полость для приема механических примесей, при этом входная втулка выполнена с центрирующим поясом, направленным к трубчатому кожуху, центрирующий пояс входной втулки телескопически соединен с внутренней входной частью трубчатого кожуха, на центрирующем поясе входной втулки выполнена кольцевая канавка, а в кольцевой канавке входной втулки установлен входной герметизирующий элемент, при этом выходная втулка выполнена с центрирующим поясом, направленным к трубчатому кожуху, центрирующий пояс выходной втулки телескопически соединен с внутренней выходной частью трубчатого кожуха, на центрирующем поясе выходной втулки выполнена кольцевая канавка, а в кольцевой канавке выходной втулки установлен выходной герметизирующий элемент, при этом фильтрующая труба соединена резьбой с выходной втулкой, на лобовом торце обтекателя закреплен вытяжной крюк, а наружные поверхности входной и выходной втулок, колец из эластомера и наружная поверхность трубчатого кожуха контактируют с одной внутренней поверхностью полого корпуса (RU 2429342, 20.09.2009).

В известной конструкции полый корпус выполнен с поясом пониженной жесткости, характеризующимся выполнением стенки полого корпуса уменьшенной толщиной, расположенным между входной и выходной втулками, при этом отношение уменьшенной толщины стенки полого корпуса к наружному диаметру полого корпуса составляет 0,07÷0,09, а момент инерции поперечного сечения пояса пониженной жесткости в полом корпусе составляет 0,9÷4,1 от момента инерции поперечного кольцевого сечения в плоскостях наименьшего или наибольшего наружного или внутреннего диаметра полного витка внутренней или наружной резьбы полого корпуса, находящегося в зацеплении с полным витком наружной или внутренней резьбы резьбового переходника и/или переводника, и/или наибольшего или наименьшего внутреннего или наружного диаметра полного витка наружной или внутренней резьбы резьбового переходника и/или переводника, находящегося в зацеплении с полным витком внутренней или наружной резьбы полого корпуса.

Щелевые каналы в фильтрующей трубе выполнены в меридианной плоскости сужающимися в направлении к ее центральной продольной оси, при этом суммарная площадь проходных сечений щелевых каналов в фильтрующей трубе составляет 5,05÷9,75 от проходной площади фильтрующей трубы.

Недостатком известного фильтра для бурильной колонны является невозможность его использования в компоновке низа бурильной колонны при размещении выше по потоку текучей среды от скважинного модуля телеметрической системы для направленного бурения наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин из-за отсутствия центрального канала в фильтре, необходимого для подъема на поверхность указанного модуля телеметрической системы.

Другим недостатком известной конструкции является ее сложность, высокая стоимость изготовления и эксплуатации, что объясняется тем, что при выполнении фильтрующего модуля 6 с трубчатым кожухом 18, установленным в полом корпусе 1, образующим с фильтрующей трубой 8, входной втулкой 12 и выходной втулкой 13 полость 19 для приема механических примесей 20, под действием гидростатического давления (до 50 МПа) бурового раствора тонкостенный трубчатый кожух 18 может пластически деформироваться в кольцевом зазоре внутренней поверхности 37 полого корпуса 1, при этом возможны прихват и разрушение трубчатого кожуха 18, заполненного шламом, в полом корпусе 1 при удалении шлама, изображено на фиг. 1.

Технической задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание фильтра для бурильной колонны, выполненного с возможностью освобождения центрального канала в фильтре для подъема на поверхность скважинного модуля телеметрической системы для направленного бурения наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин, размещенного ниже по потоку текучей среды от фильтра, за счет того, что обтекатель телескопически соединен с входной втулкой во внутреннем кольцевом поясе входной втулки и снабжен механизмом защелки обтекателя во входной втулке, выполненным в виде цангового хвостовика обтекателя, снабженного наружным кольцевым поясом, взаимодействующим с кольцевой канавкой входной втулки, при этом на лобовом торце обтекателя установлен ловильный стержень, предназначенный для захвата и подъема обтекателя на поверхность и освобождения центрального канала в фильтре.

Другой технической задачей, на решение которой направлено изобретение, является упрощение конструкции, снижение стоимости ее изготовления и эксплуатации путем образования полости для приема механических примесей фильтрующим модулем внутри трубчатого корпуса, по существу, без трубчатого кожуха.

Сущность технического решения заключается в том, что в фильтре для бурильной колонны, размещенном выше по потоку текучей среды от скважинного модуля телеметрической системы для направленного бурения скважин, содержащем трубчатый корпус с резьбами на его краях, установленный в трубчатом корпусе фильтрующий модуль для потока текучей среды, преимущественно бурового раствора, включающий фильтрующую трубу с щелевыми каналами, обтекатель, размещенный со стороны входной части фильтрующей трубы, входную и выходную втулки, фильтрующая труба соединена резьбой с выходной втулкой, а фильтрующий модуль образует внутри трубчатого корпуса полость для приема механических примесей, при этом, по меньшей мере, между одной из указанных, входной или выходной втулок и трубчатым корпусом размещен уплотнитель из эластомера, согласно изобретению снабжен резьбовым переходником, жестко скрепленным с выходной частью трубчатого корпуса с возможностью разъединения, центрирующий пояс во входной части трубчатого корпуса выполнен с поперечным кольцевым выступом, торец которого направлен в сторону торца указанного резьбового переходника, а фильтрующий модуль размещен между торцами указанного резьбового переходника и поперечного кольцевого выступа трубчатого корпуса, при этом входная втулка выполнена с направленными наружу ребрами и телескопически соединена торцами указанных ребер с центрирующим поясом во входной части трубчатого корпуса, а также соединена резьбой с фильтрующей трубой и выполнена с внутренним кольцевым поясом и кольцевой канавкой, расположенной на ее внутреннем кольцевом поясе, а обтекатель телескопически соединен с входной втулкой во внутреннем кольцевом поясе входной втулки и снабжен механизмом защелки обтекателя во входной втулке, выполненным в виде цангового хвостовика обтекателя, снабженного наружным кольцевым поясом, взаимодействующим с кольцевой канавкой входной втулки, а между обтекателем и входной втулкой размещен уплотнитель из эластомера, при этом на лобовом торце обтекателя установлен ловильный стержень, предназначенный для захвата и подъема обтекателя на поверхность и освобождения центрального канала фильтра для подъема на поверхность указанного модуля телеметрической системы.

Трубчатый корпус выполнен с поясом пониженной жесткости, характеризующимся выполнением стенки трубчатого корпуса уменьшенной толщиной, расположенным на его внутренней поверхности между входной и выходной втулками, при этом отношение уменьшенной толщины стенки трубчатого корпуса к наружному диаметру трубчатого корпуса составляет 0,07÷0,09, а момент инерции поперечного сечения пояса пониженной жесткости в трубчатом корпусе составляет 0,85÷1,15 от момента инерции поперечного кольцевого сечения в плоскости наименьшего наружного диаметра полного витка внутренней резьбы трубчатого корпуса, находящегося в зацеплении с полным витком наружной резьбы резьбового переходника, и/или в плоскости наибольшего внутреннего диаметра полного витка наружной резьбы резьбового переходника, находящегося в зацеплении с полным витком внутренней резьбы трубчатого корпуса.

За счет того, что заявляемый фильтр для бурильной колонны снабжен резьбовым переходником, жестко скрепленным с выходной частью трубчатого корпуса с возможностью разъединения, центрирующий пояс во входной части трубчатого корпуса выполнен с поперечным кольцевым выступом, торец которого направлен в сторону торца указанного резьбового переходника, а фильтрующий модуль размещен между торцами указанного резьбового переходника и поперечного кольцевого выступа трубчатого корпуса, при этом входная втулка выполнена с направленными наружу ребрами и телескопически соединена торцами указанных ребер с центрирующим поясом во входной части трубчатого корпуса, а также соединена резьбой с фильтрующей трубой и выполнена с внутренним кольцевым поясом и кольцевой канавкой, расположенной на ее внутреннем кольцевом поясе, а обтекатель телескопически соединен с входной втулкой во внутреннем кольцевом поясе входной втулки и снабжен механизмом защелки обтекателя во входной втулке, выполненным в виде цангового хвостовика обтекателя, снабженного наружным кольцевым поясом, взаимодействующим с кольцевой канавкой входной втулки, а между обтекателем и входной втулкой размещен уплотнитель из эластомера, при этом на лобовом торце обтекателя установлен ловильный стержень, предназначенный для захвата и подъема обтекателя на поверхность и освобождения центрального канала фильтра для подъема на поверхность указанного модуля телеметрической системы, обеспечивается возможность освобождения центрального канала в фильтре для подъема на поверхность скважинного модуля телеметрической системы для направленного бурения наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин, размещенного ниже по потоку текучей среды от фильтра, а также упрощается конструкция, снижается стоимость ее изготовления и эксплуатации за счет образования полости для приема механических примесей фильтрующим модулем внутри трубчатого корпуса, по существу, без трубчатого кожуха.

В заявляемой конструкции за счет того, что трубчатый корпус выполнен с поясом пониженной жесткости, характеризующимся выполнением стенки трубчатого корпуса уменьшенной толщиной, расположенным на его внутренней поверхности между входной и выходной втулками, при этом отношение уменьшенной толщины стенки трубчатого корпуса к наружному диаметру трубчатого корпуса составляет 0,07÷0,09, а момент инерции поперечного сечения пояса пониженной жесткости в трубчатом корпусе составляет 0,85÷1,15 от момента инерции поперечного кольцевого сечения в плоскости наименьшего наружного диаметра полного витка внутренней резьбы трубчатого корпуса, находящегося в зацеплении с полным витком наружной резьбы резьбового переходника, и/или в плоскости наибольшего внутреннего диаметра полного витка наружной резьбы резьбового переходника, находящегося в зацеплении с полным витком внутренней резьбы трубчатого корпуса, увеличиваются надежность и ресурс фильтра за счет обеспечения равнопрочных и герметичных резьбовых соединений полого корпуса фильтра с переходником в условиях интенсивного трения и вращения в стволе скважины, преимущественно при роторном бурении бокового горизонтального ствола нефтяной скважины винтовым героторным гидравлическим двигателем, с использованием в колонне бурильных труб гидравлических ясов, с ударными нагрузками и ударными импульсами от ясов, а также при релаксации растягивающих напряжений в изогнутой колонне бурильных труб, в которой установлен полый корпус фильтра.

При этом также повышается точность проходки наклонных и горизонтальных скважин, повышается темп набора параметров кривизны скважин, а также улучшается проходимость, т.е. уменьшаются сопротивления и напряжения в компоновке низа бурильной колонны при роторном бурении (с вращением бурильной колонны) боковых горизонтальных стволов нефтяных скважин винтовыми героторными гидравлическими двигателями за счет изгиба полого корпуса фильтра при прохождении через радиусные участки ствола скважины, имеющие участки малого и среднего радиуса 30÷300 м, в условиях интенсивного трения по стволу скважины.

Ниже представлен фильтр для бурильной колонны, размещенный выше по потоку текучей среды от скважинного модуля E-Pulse XR (OD=3,666″) телеметрической системы фирмы "Schlumberger" (US) для бурильной колонны с винтовым героторным гидравлическим двигателем ДРУ3-172РС.

На фиг. 1 изображен продольный разрез фильтра для бурильной колонны, размещенного выше по потоку текучей среды от скважинного модуля телеметрической системы.

На фиг. 2 изображен разрез А-А на фиг. 1 поперек трубчатого корпуса, входной втулки и обтекателя, установленного во внутреннем кольцевом поясе входной втулки, размещенной в трубчатом корпусе.

На фиг. 3 изображен разрез Б-Б на фиг. 1 поперек трубчатого корпуса с размещенной внутри корпуса фильтрующей трубой с щелевыми каналами.

На фиг. 4 изображен элемент I на фиг. 1 механизма защелки обтекателя во входной втулке, выполненного в виде цангового хвостовика обтекателя, снабженного наружным замком, взаимодействующим с кольцевой канавкой входной втулки.

На фиг. 5 изображен элемент II на фиг. 1 соединения наименьшего наружного диаметра полного витка внутренней конической резьбы трубчатого корпуса, находящегося в зацеплении с полным витком наружной конической резьбы резьбового переходника.

На фиг. 6 - изометрическое изображение входной втулки с радиалыю направленными наружу ребрами.

Фильтр 1 для бурильной колонны 2, размещенный выше по потоку текучей среды 3 от скважинного модуля 4 телеметрической системы для направленного бурения наклонных и горизонтальных скважин, содержит трубчатый корпус 5 с коническими резьбами 6, 7 на его краях, соответственно 8 и 9, и установленный в трубчатом корпусе 5 фильтрующий модуль 10 для потока текучей среды 3, преимущественно бурового раствора 11, включающий фильтрующую трубу 12 с щелевыми каналами 13, обтекатель 14, размещенный со стороны входной части 15 фильтрующей трубы 12, входную и выходную втулки, соответственно 16 и 17, а также содержит полость 18 для приема механических примесей 19, образованную фильтрующим модулем 10 внутри трубчатого корпуса 5, при этом между выходной втулкой 17 и трубчатым корпусом 5 размещен уплотнитель 20 из эластомера, изображено на фиг. 1.

Фильтр 1 для бурильной колонны 2 снабжен резьбовым переходником 21, жестко скрепленным конической резьбой 7 с выходной частью 9 трубчатого корпуса 5 с возможностью разъединения, центрирующий пояс 22 во входной части 8 трубчатого корпуса 5 выполнен с поперечным кольцевым выступом 23, торец 24 которого направлен в сторону торца 25 резьбового переходника 21, жестко скрепленного конической резьбой 7 с выходной частью 9 трубчатого корпуса 5, а между торцом 25 резьбового переходника 21, жестко скрепленного конической резьбой 7 с выходной частью 9 трубчатого корпуса 5, и торцом 24 поперечного кольцевого выступа 23 трубчатого корпуса 5 размещен фильтрующий модуль 10, при этом фильтрующая труба 12, содержащая щелевые каналы 13, соединена резьбой 26 с выходной втулкой 17, изображено на фиг. 1.

Входная втулка 16 выполнена с радиально направленными наружу ребрами 27 и телескопически соединена торцами 28 указанных ребер 27, расположенными на максимальном радиальном удалении, по существу, на наибольшей охватывающей окружности 29, соответствующей центрирующему поясу 22 во входной части 8 трубчатого корпуса 5, для обеспечения возможности их телескопического соединения, а также соединена резьбой 30 с фильтрующей трубой 12 и выполнена с внутренним кольцевым поясом 31 и кольцевой канавкой 32, расположенной на ее внутреннем кольцевом поясе 31, изображено на фиг. 1, 2, 4, 6.

Обтекатель 14 телескопически соединен с входной втулкой 16 во внутреннем кольцевом поясе 31 входной втулки 16 и снабжен механизмом защелки 33 обтекателя 14 во входной втулке 16, выполненным в виде цангового (упругого) хвостовика 34 обтекателя 14, снабженного наружным кольцевым поясом 35, взаимодействующим с кольцевой канавкой 32 входной втулки 16, а между обтекателем 14 и входной втулкой 16 размещен уплотнитель 36 из эластомера, изображено на фиг. 1, 2, 4.

На лобовом торце 37 обтекателя 14 установлен ловильный стержень 38, предназначенный для захвата и подъема обтекателя 14 на поверхность (к устью скважины) при помощи специальной ловильной колонны (не показанной), спускаемой в скважину для освобождения центрального канала 31 входной втулки 16, а также центрального канала 39 фильтрующей трубы 12 фильтра 1 для подъема на поверхность скважинного модуля 4 телеметрической системы, изображено на фиг. 1.

На лобовой части 40 скважинного модуля 4 телеметрической системы распложен ловильный стержень 41 с кольцевым поясом 42 увеличенного диаметра (такой же конфигурации, как указанный ловильный стержень 38, который установлен на лобовом торце 37 обтекателя 14), предназначенный для захвата и подъема на поверхность указанного модуля 4 телеметрической системы при повторном спуске ловильной колонны, изображено на фиг. 1.

Трубчатый корпус 5 фильтра 1 выполнен с поясом 43 пониженной жесткости, характеризующимся выполнением стенки трубчатого корпуса 5 уменьшенной толщиной, расположенным на его внутренней поверхности 44 между входной втулкой 16 и выходной втулкой 17, при этом отношение уменьшенной толщины стенки 45 трубчатого корпуса 5 к наружному диаметру 46 трубчатого корпуса 5 составляет 0,07÷0,09, изображено на фиг. 1.

Момент инерции J_x, J_y (осевой) поперечного сечения пояса пониженной жесткости 43 в трубчатом корпусе 5 составляет 0,85÷1,15 от момента инерции поперечного кольцевого сечения в плоскости наименьшего наружного диаметра 47 полного витка внутренней конической резьбы 7 трубчатого корпуса 5, находящегося в зацеплении с полным витком наружной конической резьбы 48 резьбового переходника 21, который обозначен J_1, и/или в плоскости наибольшего внутреннего диаметра 49 полного витка наружной конической резьбы 48 резьбового переходника 21, находящегося в зацеплении с полным витком внутренней конической резьбы 7 трубчатого корпуса 5, который обозначен J₂, изображено на фиг. 5.

Торец 9 трубчатого корпуса 5 с внутренней конической резьбой 7 и торец 50 резьбового переходника 21 с наружной конической резьбой 48 контактируют с упором друг в друга, изображено на фиг. 1, 5.

Торец 51 бурильной трубы 52 с внутренней конической резьбой 53 и торец 54 резьбового переходника 21 с наружной конической резьбой 55 также контактируют с упором друг в друга, изображено на фиг. 1.

Торец 8 трубчатого корпуса 5 с внутренней конической резьбой 6 и торец 56 резьбового переводника 57 с наружной конической резьбой 58 также контактируют с упором друг в друга, изображено на фиг. 1.

Моменты инерции поперечного кольцевого сечения в плоскостях, которые обозначены J₁, J₂, являются опасными и определяющими коэффициенты напряжения при изгибе (Stress ratio, отношение изменяющейся амплитуды напряжения к среднему напряжению) в резьбовых соединениях 7, 48 трубчатого корпуса 5 с резьбовым переходником 21, а также в резьбовых соединениях 6, 58 трубчатого корпуса 5 с переводником 57, а также в резьбовых соединениях 53, 55 бурильной трубы 52 с резьбовым переходником 21, изображено на фиг. 1, 5.

Фильтр для очистки бурового раствора от механических примесей устанавливают в компоновку низа бурильной колонны, снабженную винтовым героторным гидравлическим двигателем ДРУ3-172РС со шпинделем, регулятором угла перекоса и долотом, а также снабженную скважинным модулем телеметрической системы, размещенным ниже по потоку текучей среды от фильтра.

Проходку наклонного и горизонтального ствола скважины, имеющей участки малого и среднего радиуса 30÷300 метров, осуществляют роторным способом (с вращением бурильной колонны 20÷30 об/мин) при совместной работе героторного винтового гидравлического двигателя, вращающего долото, при этом поток бурового раствора 11 обеспечивает промывку забоя скважины и вынос на поверхность выбуриваемой породы.

Поток текучей среды - бурового раствора 11 под давлением (до 50 МПа) по колонне бурильных труб 2 направляется обтекателем 14 и входной втулкой 16, выполненной с радиально направленными наружу ребрами 27, телескопически соединенными торцами 28 указанных ребер 27 во входной части 8 трубчатого корпуса 5, в полость 18 для приема механических примесей 19, образованную фильтрующим модулем 10 внутри трубчатого корпуса 5, далее проходит через щелевые каналы 13 в центральный канал резьбового переходника 21, при этом в полости 18, образованной фильтрующим модулем 10 внутри трубчатого корпуса 5, происходит удерживание и накопление механических примесей 19: окалины, металлических, резиновых и полимерных частиц, а скважинный модуль 4, (E-Pulse XR) телеметрической системы находится в потоке чистого бурового раствора 11.

Извлекаемый скважинный модуль 4 телеметрической MWD системы с электромагнитным каналом связи, например E-Pulse XR475, может работать только в потоке чистого бурового раствора 11, при этом из-за механических примесей 19: окалины, металлических, резиновых и полимерных частиц в потоке бурового раствора 11 происходят сбои системы каротажа в процессе бурения LWD, которая используется в едином комплексе с телеметрической системой MWD для рассчета траектории скважины, вследствие этого возникает необходимость подъема на поверхность указанного модуля телеметрической системы.

Для этого в скважину спускают ловильную колонну с цанговым захватом, при этом ловильный стержень 38, который установлен на лобовом торце 37 обтекателя 14, захватывается цанговым захватом ловильной колонны, а при подъеме колонны обтекатель 14, который телескопически соединен с входной втулкой 16 во внутреннем кольцевом поясе 31 входной втулки 16 и снабжен механизмом защелки 33 обтекателя 14 во входной втулке 16, выполненным в виде цангового (упругого) хвостовика 34 обтекателя 14, снабженного наружным кольцевым поясом 35, взаимодействующим с кольцевой канавкой 32 входной втулки 16, выходит из зацепления и поднимается на поверхность вместе с ловильной колонной.

При этом происходит освобождение центрального канала 39 в фильтре 1 для подъема на поверхность скважинного модуля 4 телеметрической системы при повторном спуске ловильной колонны.

При полном заполнении полости 18 для приема механических примесей 19 и уменьшении циркуляции бурового раствора 11 через фильтрующий модуль 10 конструкция фильтра для бурильной колонны работает как фильтр-сигнализатор повышенного давления, при этом поднимают бурильную колонну, производят разборку фильтра на буровой установке, извлекают фильтрующий модуль 10 для промывки и очистки от механических примесей: окалины, металлических, резиновых и полимерных частиц.

Claims (2)

1. Фильтр для бурильной колонны, размещенный выше по потоку текучей среды от скважинного модуля телеметрической системы для направленного бурения скважин, содержащий трубчатый корпус с резьбами на его краях, установленный в трубчатом корпусе фильтрующий модуль для потока текучей среды, преимущественно бурового раствора, включающий фильтрующую трубу с щелевыми каналами, обтекатель, размещенный со стороны входной части фильтрующей трубы, входную и выходную втулки, фильтрующая труба соединена резьбой с выходной втулкой, а фильтрующий модуль образует внутри трубчатого корпуса полость для приема механических примесей, при этом по меньшей мере между одной из указанных входной или выходной втулок и трубчатым корпусом размещен уплотнитель из эластомера, отличающийся тем, что снабжен резьбовым переходником, жестко скрепленным с выходной частью трубчатого корпуса с возможностью разъединения, центрирующий пояс во входной части трубчатого корпуса выполнен с поперечным кольцевым выступом, торец которого направлен в сторону торца указанного резьбового переходника, а фильтрующий модуль размещен между торцами указанного резьбового переходника и поперечного кольцевого выступа трубчатого корпуса, при этом входная втулка выполнена с направленными наружу ребрами и телескопически соединена торцами указанных ребер с центрирующим поясом во входной части трубчатого корпуса, а также соединена резьбой с фильтрующей трубой и выполнена с внутренним кольцевым поясом и кольцевой канавкой, расположенной на ее внутреннем кольцевом поясе, а обтекатель телескопически соединен с входной втулкой во внутреннем кольцевом поясе входной втулки и снабжен механизмом защелки обтекателя во входной втулке, выполненным в виде цангового хвостовика обтекателя, снабженного наружным кольцевым поясом, взаимодействующим с кольцевой канавкой входной втулки, а между обтекателем и входной втулкой размещен уплотнитель из эластомера, при этом на лобовом торце обтекателя установлен ловильный стержень, предназначенный для захвата и подъема обтекателя на поверхность и освобождения центрального канала фильтра для подъема на поверхность указанного модуля телеметрической системы.

2. Фильтр для бурильной колонны по п. 1, отличающийся тем, что трубчатый корпус выполнен с поясом пониженной жесткости, характеризующимся выполнением стенки трубчатого корпуса уменьшенной толщиной, расположенным на его внутренней поверхности между входной и выходной втулками, при этом отношение уменьшенной толщины стенки трубчатого корпуса к наружному диаметру трубчатого корпуса составляет 0,07÷0,09, а момент инерции поперечного сечения пояса пониженной жесткости в трубчатом корпусе составляет 0,85÷1,15 от момента инерции поперечного кольцевого сечения в плоскости наименьшего наружного диаметра полного витка внутренней резьбы трубчатого корпуса, находящегося в зацеплении с полным витком наружной резьбы резьбового переходника, и/или в плоскости наибольшего внутреннего диаметра полного витка наружной резьбы резьбового переходника, находящегося в зацеплении с полным витком внутренней резьбы трубчатого корпуса.

Images