RU2578066C2 - Способ изготовления вставки статора для забойного двигателя - Google Patents

Способ изготовления вставки статора для забойного двигателя Download PDF

Info

Publication number
RU2578066C2
RU2578066C2 RU2012124080/03A RU2012124080A RU2578066C2 RU 2578066 C2 RU2578066 C2 RU 2578066C2 RU 2012124080/03 A RU2012124080/03 A RU 2012124080/03A RU 2012124080 A RU2012124080 A RU 2012124080A RU 2578066 C2 RU2578066 C2 RU 2578066C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stator
insert
flexible sleeve
spindle
reinforcing material
Prior art date
Application number
RU2012124080/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012124080A (ru
Inventor
Хусейн АКБАРИ
Жульен РАМЬЕ
Тони КАМЮЭЛЬ
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
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 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU2012124080A publication Critical patent/RU2012124080A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2578066C2 publication Critical patent/RU2578066C2/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
    • E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
    • E21B4/02—Fluid rotary type drives
    • 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
    • F04C13/001—Pumps for particular liquids
    • F04C13/002—Pumps for particular liquids for homogeneous viscous liquids
    • 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
    • F04C2/1075—Construction of the stationary member
    • 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
    • F04C2230/00—Manufacture
    • 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
    • F04C2230/00—Manufacture
    • F04C2230/90—Improving properties of machine parts
    • F04C2230/91—Coating
    • 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
    • F04C2240/80—Other components
    • F04C2240/802—Liners
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T29/00—Metal working
    • Y10T29/49—Method of mechanical manufacture
    • Y10T29/49229—Prime mover or fluid pump making
    • Y10T29/4927—Cylinder, cylinder head or engine valve sleeve making
    • Y10T29/49272—Cylinder, cylinder head or engine valve sleeve making with liner, coating, or sleeve

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Manufacture Of Motors, Generators (AREA)
  • Lining Or Joining Of Plastics Or The Like (AREA)
  • Laminated Bodies (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области бурения. Способ изготовления вставки статора для забойного двигателя, в котором обеспечивают шпиндель, имеющий наружную геометрию, комплементарную с необходимой внутренней геометрией статора; осуществляют наложение гибкого рукава поверх шпинделя; устанавливают гибкий рукав и шпиндель в форму; осуществляют ввод армирующего материала в форму для заполнения пространства между гибким рукавом и формой; отверждают армирующий материал для связывания армирующего материала с гибким рукавом; удаляют отвержденный армирующий материал и гибкий рукав из формы; таким образом получая статор. Обеспечивается быстрота замены статора в полевых условиях. 23 з.п. ф-лы, 22 ил.

Description

Забойные двигатели (в разговорной речи называемые гидравлическими забойными двигателями) являются мощными источниками энергии, используемыми в операциях бурения для вращения бурового долота, выработки электроэнергии и т.п. Как следует из термина «гидравлический забойный двигатель», такие забойные двигатели часто приводятся в действие буровым раствором (например, промывочным раствором). Такой буровой раствор также используется для смазки бурильной колонны и выноса шлама и, соответственно, часто содержит твердые частицы, такие как выбуренная порода ствола скважины, которые могут уменьшать жизненный цикл забойных двигателей. Соответственно, существует необходимость создания новых подходов для экономически эффективного изготовления забойных двигателей и компонентов забойного двигателя, являющихся экономически эффективными и облегчающими быструю замену в полевых условиях.
Настоящее изобретение описывает способ изготовления вставки статора для забойного двигателя, содержащий этапы создания шпинделя, имеющего наружную геометрию, комплементарную с необходимой внутренней геометрией статора, с последующим наложением гибкого рукава поверх шпинделя. Гибкий рукав и шпиндель устанавливают в форму и армирующий материал вводят в форму для заполнения пространства между гибким рукавом и формой. Армирующий материал отверждается, при этом связывая армирующий материал и гибкий рукав, и отвержденный армирующий материал и гибкий рукав удаляют из формы, таким образом изготавливают вставку статора.
Согласно аспектам настоящего изобретения способ дополнительно содержит удаление шпинделя из вставки статора. Кроме того, согласно аспектам настоящего изобретения способ дополнительно содержит ввод вставки статора в трубу статора.
Кроме того, настоящее изобретение дополнительно описывает удаление шпинделя из вставки статора перед вводом модульной вставки статора в трубу статора. Согласно некоторым аспектам настоящее изобретение дополнительно описывает удаление шпинделя из вставки статора после ввода вставки статора в трубу статора.
Согласно аспектам настоящего изобретения вставка статора имеет по существу круглый наружный профиль и труба статора имеет по существу круглый наружный профиль.
Кроме того, вставка статора и труба статора могут иметь комплементарные шлицы на наружном и внутреннем профиле соответственно.
Согласно аспектам настоящего изобретения способ дополнительно содержит соединение вставки статора в сборе с внутренней поверхностью трубы статора. В одном аспекте соединение может быть выполнено с использованием адгезива. Адгезив можно наносить на наружную поверхность вставки статора. Кроме того, адгезив можно наносить на внутреннюю поверхность трубы статора.
Согласно аспектам настоящего изобретения вставку статора можно соединять с трубой статора, нагнетая адгезив между наружной поверхностью вставки статора и внутренней поверхностью трубы статора. Специалист в данной области техники должен понимать, что адгезив может содержать один или несколько адгезивов, выбранных из группы, состоящей из следующего: эпоксидные составы, поли(метилметилакрилат) и адгезивы на основе полиуретана.
Кроме того, согласно настоящему изобретению внутреннюю поверхность трубы статора можно готовит к соединению. В одном аспекте данная подготовка внутренней поверхности трубы статора к соединению включает в себя один или несколько этапов, выбранных из группы, состоящей из следующего: очистки внутренней поверхности трубы статора, обезжиривания внутренней поверхности трубы статора, пескоструйной обработки внутренней поверхности трубы статора и дробеструйной обработки внутренней поверхности трубы статора. Этапы не являются взаимоисключающими.
Согласно аспектам настоящего изобретения вставка статора является новой модульной вставкой статора и способ дополнительно содержит этапы удаления изношенной модульной вставки статора из трубы статора. Кроме того, можно создавать вакуум между шпинделем и гибким рукавом для плотного прилегания гибкого рукава к наружной геометрии шпинделя.
Согласно аспектам настоящего изобретения связывающее вещество можно наносить на гибкий рукав для обеспечения связывания гибкого рукава с армирующим материалом. Кроме того, рукав может являться эластомером. Кроме того, эластомер может содержать одно или несколько соединений, выбранных из группы, состоящей из следующего: резина, натуральный каучук (NR), синтетический полиизопрен (IR), бутилкаучук, галогенированный бутилкаучук, полибутадиен (BR), нитриловый каучук, бутадиен-нитрильный каучук (NBR), гидрогенизированный бутадиен-нитрильный каучук (HNBR), карбоксилированный гидрогенизированный бутадиен-нитрильный каучук (XHNBR), хлоропреновый каучук (CR), фторуглеродный каучук (FKM) и перфторэластомеры (FFKM).
В одном варианте осуществления армирующий материал может представлять собой композит. Альтернативно, армирующий материал может являться полимером. Кроме того, в одном аспекте армирующий материал содержит одно или несколько соединений, выбранных из группы, состоящей из следующего: эпоксидные смолы, полиимиды, поликетоны, полиэфирэфиркетоны (PEEK), фенолоальдегидные смолы, цементы, керамика и полифениленсульфиды (PPS). Настоящее изобретение дополнительно описывает, что армирующий материал имеет форму, выбранную из группы, состоящей из следующего: жидкость, паста, суспензия, порошок и гранулированный материал.
Согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения описана вставка статора для забойного двигателя, при этом вставка статора содержит гибкий рукав, включающий в себя внутреннюю поверхность и наружную поверхность, причем внутреннюю поверхность, образующую внутреннюю винтообразную полость, включающую в себя совокупность внутренних винтовых зубьев, и армирующий материал, окружающий наружную поверхность, причем армирующий материал, выполненный с возможностью съемного соединения с жесткой наружной трубой. Как описано в данном документе, армирующий материал выполнен с возможностью соединения с жесткой наружной трубой с помощью адгезива или альтернативно может быть выполнен с возможностью механического соединения с жесткой наружной трубой. В одном аспекте наружная поверхность армирующего материала имеет шлицы.
Согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения описан забойный двигатель, содержащий статор, содержащий, в свою очередь, трубу статора, гибкий рукав, включающий в себя внутреннюю поверхность и наружную поверхность, причем внутреннюю поверхность, образующую внутреннюю винтообразную полость, включающую в себя совокупность внутренних винтовых зубьев, и армирующий материал, окружающий наружную поверхность, причем армирующий материал с конфигурацией для съемного соединения с жесткой наружной трубой, и ротор, размещаемый в статоре.
Для более полного понимания характера и задач настоящего изобретения ниже приведено подробное описание с прилагаемыми чертежами, на которых одинаковыми позициями указаны соответствующие части на нескольких фигурах и на которых показано следующее.
На фиг.1 показана система буровой, на которой настоящее изобретение можно использовать.
На фиг.2A-2C показан винтовой (объемный) забойный двигатель типа обращенного одновинтового насоса Муано, имеющий профиль винтовых зубьев 1:2 согласно одному варианту осуществления изобретения.
На фиг.3A-3F показан винтовой (объемный) забойный двигатель типа обращенного одновинтового насоса Муано, имеющий профиль винтовых зубьев 3:4 согласно одному варианту осуществления изобретения.
На фиг.4 и 5A-5D показан способ изготовления статора согласно одному варианту осуществления изобретения.
На фиг.6 и 7A-7D показан способ изготовления вставки статора согласно одному варианту осуществления изобретения.
На фиг.8 показана труба статора и вставки статора, имеющие геометрию со шлицами согласно одному варианту осуществления изобретения.
На фиг.9 показан альтернативный способ изготовления статора согласно одному варианту осуществления изобретения.
В вариантах осуществления изобретения созданы статоры и вставки статора для забойных двигателей, способы их изготовления и забойные двигатели с ними. Различные варианты осуществления изобретения можно использовать в системах буровой.
Система буровой
На фиг.1 показана система буровой, на которой настоящее изобретение можно использовать. Буровая может быть сухопутной или морской. В данном примере системы ствол 11 скважины выполняют в подземных пластах с помощью роторного бурения хорошо известным способом. В вариантах осуществления изобретения можно также использовать наклонно-направленное бурение, как описано ниже в данном документе.
Бурильная колонна 12 подвешена в стволе 11 скважины и имеет компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 100, которая включает в себя буровое долото 105 на своем нижнем конце. Наземная часть системы включает в себя компоновку 10 основания и вышки, установленные над стволом 11 скважины, причем компоновку 10, включающую в себя ротор 16, ведущую бурильную трубу 17, крюк 18 и вертлюг 19. Бурильную колонну 12 вращает ротор 16, приводимый в действие средством, которое не показано, соединяющийся с ведущей бурильной трубой 17 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 12 подвешена на крюке 18, прикрепленном к талевому блоку (также не показано) через ведущую бурильную трубу 17 и вертлюг 19, что обеспечивает вращение бурильной колонны относительно крюка. Как хорошо известно, можно альтернативно использовать систему верхнего привода.
В примере данного варианта осуществления наземная система дополнительно включает в себя буровой раствор или промывочный раствор 26, находящийся в емкости 27 на буровой площадке. Насос 29 подает буровой раствор 26 внутрь бурильной колонны 12 через окно в вертлюге 19, обуславливая перемещение бурового раствора вниз через бурильную колонну 12, как показано стрелкой 8. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 12 через окна в буровом долоте 105 и затем циркулирует вверх через зону кольцевого пространства между наружной поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины в направлении, показанном стрелками 9. В данном хорошо известном способе буровой раствор смазывает буровое долото 105 и уносит на поверхность выбуренную породу при возврате в емкость 27 для повторной циркуляции.
Компоновка 100 низа бурильной колонны показанного варианта осуществления включает в себя модуль 120 (LWD) каротажа во время бурения, модуль 130 (MWD) измерений во время бурения, роторную управляемую систему и двигатель и буровое долото 105.
Модуль 120 каротажа во время бурения размещается в специальной утяжеленной бурильной трубе, как известно в технике, и может содержать один или множество известных каротажных инструментов. Следует также понимать, что можно использовать несколько модулей каротажа во время бурения и/или измерений во время бурения, например, как представлено позицией 120A. (Ссылки на модуль 120 могут альтернативно также означать модуль позиции 120A.) Модуль каротажа во время бурения обладает возможностями измерения, обработки и хранения информации, а также осуществления связи с наземным оборудованием. В настоящем варианте осуществления модуль каротажа во время бурения включает в себя устройство измерения давления.
Модуль 130 измерений во время бурения также размещается в специальной утяжеленной бурильной трубе, как известно в технике, и может содержать одно или несколько устройств для измерения характеристик бурильной колонны и бурового долота. Инструмент измерений во время бурения дополнительно включает в себя устройство (не показано) для генерирования электроэнергии для скважинной системы. Такое устройство может обычно включать в себя забойный турбогенератор (также известный как «забойный турбинный двигатель»), приводимый в действие потоком бурового раствора, следует понимать, что можно использовать и другие системы электропитания и/или батареи. В настоящем варианте осуществления модуль измерений во время бурения включает в себя одно или несколько следующих измерительных устройств: устройство измерения осевой нагрузки на долото, устройство измерения крутящего момента, устройство измерения вибрации, устройство измерения ударной нагрузки, устройство измерения прихвата и проскальзывания, устройство измерения азимута и инклинометр.
В частности, предпочтительным является использование системы, соединенной с управлением направлением бурения или «наклонно-направленным бурением». В данном варианте осуществления создана подсистема 150 роторного управляемого бурения (фиг.1). Наклонно-направленное бурение является намеренным отклонением ствола скважины от естественной траектории. Другими словами, наклонно-направленное бурение является управлением направлением бурильной колонны так, что колонна перемещается в нужном направлении.
Наклонно-направленное бурение является, например, предпочтительным в морском бурении, поскольку обеспечивает бурение множества скважин с одной платформы. Наклонно-направленное бурение также обеспечивает горизонтальное бурение через коллектор. Горизонтальное бурение обеспечивает пересечение коллектора отрезком большей длины ствола скважины, что увеличивает дебит скважины.
Систему наклонно-направленного бурения можно также использовать в вертикальном бурении. Часто буровое долото отклоняется от заданного направления проектной траектории бурения по причине непредсказуемого характера пластов проходки или изменения сил, действующих на буровое долото. Когда такое отклонение происходит, систему наклонно-направленного бурения можно использовать для приведения бурового долота обратно на курс.
Известный способ наклонно-направленного бурения включает в себя использование роторных управляемых систем («РУС»). В РУС бурильную колонну вращают с поверхности и забойные устройства обуславливают бурение буровым долотом в нужном направлении. Вращение бурильной колонны значительно уменьшает возможность застревания бурильной колонны или прихвата во время бурения. Роторные управляемые системы для бурения наклонно-направленных стволов скважины в геологической среде можно, в общем, классифицировать как системы «отталкивания всей компоновки» или «позиционирования долота».
В системе позиционирования долота ось вращения бурового долота отклоняется от локальной оси компоновки низа бурильной колонны в общем направлении нового ствола. Ствол проводится согласно обычной трехточечной геометрии, образованной верхней и нижней точками касания центратора с жесткими лопастями и буровым долотом. Угол отклонения оси бурового долота в соединении с конечным расстоянием между буровым долотом и нижним центратором дает в результате условие неколлинеарности, требуемое для создания кривой. Существует много способов достижения данного условия, включающих в себя фиксированное искривление в точке компоновки низа бурильной колонны вблизи нижнего центратора или изгиб приводного вала бурового долота между верхним и нижним центратором. В идеализированной форме от бурового долота не требуется бокового разрушения породы, поскольку ось долота непрерывно поворачивается в направление искривленного ствола. Примеры роторных управляемых систем с позиционированием долота и способов управления ими описаны в патентах США № 6394193; 6364034; 6244361; 6158529; 6092610; и 5113953; и публикациях патентов США № 2002/0011359 и 2001/0052428.
В роторной управляемой системе отталкивания всей компоновки обычно нет специально идентифицированного механизма для отклонения оси долота от локальной оси компоновки низа бурильной колонны; вместо этого требуемое условие неколлинеарности получают, обуславливая приложение внецентренного усилия верхним и/или нижним центратором или смещение в направлении предпочтительной ориентации относительно направления продвижения ствола. Также существует много способов, которыми можно достигать указанного, включающих в себя использование невращающихся (относительно ствола) эксцентричных центраторов (подходы на основе смещения) и эксцентричных исполнительных механизмов, прикладывающих усилие к буровому долоту для необходимого управления направлением. Также управление направлением получают, создавая условие неколлинеарности между буровым долотом и, по меньшей мере, двумя другими точками касания. В идеализированной форме от бурового долота требуется боковое разрушение породы для создания искривленного ствола. Примеры роторных управляемых систем отталкивания всей компоновки и способов их работы описаны в патентах США № 6089332; 5971085; 5803185; 5778992; 5706905; 5695015; 5685379; 5673763; 5603385; 5582259; 5553679; 5553678; 5520255; и 5265682.
Забойные двигатели
На фиг.2A-2C показан винтовой (объемный) забойный двигатель 200 типа обращенного одновинтового насоса Муано. Забойный двигатель 200 включает в себя ротор 202, размещенный в статоре 204. Ротор 202 может представлять собой винтообразный элемент, изготовленный из жесткого материала, такого как металлы, смолы, композиты и т.п. Статор 204 может иметь продолговатую винтообразную форму и изготавливаться из эластомеров, обеспечивающих вращение ротора 202 в статоре 204 при проходе текучей среды между камерами 206, образующимися между ротором 202 и статором 204. В некоторых вариантах осуществления статор 204 размещается в трубе 208 статора, которая может частично ограничивать деформацию статора 204 при вращении ротора 202 и может защищать внешнюю поверхность статора 204 от износа.
Забойные двигатели 200 могут изготавливаться в различных конфигурациях. В общем, при рассмотрении поперечного сечения, показанного на фиг.1B, ротор 202 имеет n r винтовых зубьев и статор 204 имеет n s винтовых зубьев, при этом n s=n r+1. Например, на фиг.2A-2C показан забойный двигатель 200 с профилем винтовых зубьев 1:2, в котором ротор 202 имеет один винтовой зуб 210 и статор 204 имеет два винтовых зуба 212. На фиг.3A-3F показан забойный двигатель 300 с профилем винтовых зубьев 3:4, в котором ротор 302 имеет три винтовых зуба 310 и статор 304 имеет четыре винтовых зуба 312. Другие примеры профилей винтовых зубьев включают в себя 5:6, 7:8, 9:10 и т.п.
Вращение ротора 302 показано на фиг.3C-3F.
Забойные двигатели дополнительно описаны в ряде публикаций, таких как патенты США № 7442019; 7396220; 7192260; 7093401; 6827160; 6543554; 6543132; 6527512; 6173794; 5911284; 5221197; 5135059; 4909337; 4646856 и 2464011; публикации патентных заявок США № 2009/0095528; 2008/0190669; и 2002/0122722; и публикации William C. Lyons et al., Air & Gas Drilling Manual: Applications for Oil & Gas Recovery Wells & Geothermal Fluids Recovery Wells § 11.2 (3d ed. 2009); G.Robello Samuel, Downhole Drilling Tools: Theory & Practice for Engineers & Students 288-333 (2007); Standard Handbook of Petroleum & Natural Gas Engineering 4-276 - 4-299 (William C. Lyons & Gary J. Plisga eds. 2006); и 1 Yakov A. Gelfgat et al., Advanced Drilling Solutions: Lessons from the FSU 154-72 (2003).
Способы изготовления статоров
На фиг.4 в контексте фиг.5A-5D показан способ 400 изготовления статора 500. Поперечные сечения показаны без привязки по глубине на фиг.5A-5D для упрощения показа и понимания.
На этапе S402 создают трубу 502 статора. Как рассмотрено в данном документе, труба 502 статора может быть выполнена из жесткого материала. Например, труба 502 статора может быть изготовлена из железа, стали, инструментальной стали, углеродистой стали, вольфрамовой стали, латуни, меди и т.п.
Если необходимо, на этапе S404 готовят внутреннюю поверхность трубы 502 статора. В некоторых вариантах осуществления изношенную вставку статора удаляют из трубы 502 статора. В других вариантах осуществления внутреннюю поверхность трубы 502 статора очищают, обезжиривают, подвергают пескоструйной обработке, подвергают дробеструйной обработке и т.п.
На этапе S406 связывающее вещество 504 наносят на внутреннюю поверхность трубы 502 статора. Связывающее вещество 504 может быть однослойным связывающим веществом или многослойным связывающим веществом. Специалист в данной области техники должен учитывать, что существует ряд подходящих связывающих веществ, включающих в себя, без ограничения этим, эпоксидную смолу, фенолоальдегидную смолу, полиэфирную смолу и/или любое число подходящих альтернатив.
На этапе S408 шпиндель 506 устанавливают в трубе 502 статора. Предпочтительно шпиндель 506 центрируют в трубе 502 статора так, что продольная ось шпинделя 506 становится соосной с продольной осью трубы 502 статора. Шпиндель 506 имеет наружную геометрию, комплементарную с необходимой внутренней геометрией статора 500, подлежащего изготовлению. Например, шпиндель 506 может иметь продолговатую винтообразную форму и иметь n s винтовых зубьев (например, четыре винтовых зуба в варианте осуществления, показанном на фиг.5A).
В некоторых вариантах осуществления шпиндель 506 снабжен покрытием из разделительного состава (не показано) для обеспечения удаления шпинделя 506. Кроме того или альтернативно, один или несколько упругих слоев 508 можно нанести на шпиндель 506 (например, поверх разделительного состава) для упрочнения статора 500. Для ясности, термины армирующий/упругий слой используются взаимозаменяемо в настоящем подробном описании. Например, упругий слой 508 может быть выполнен из эластомеров, таких как резина, натуральный каучук (NR), синтетический полиизопрен (IR), бутилкаучук, галогенированный бутилкаучук, полибутадиен (BR), нитриловый каучук, бутадиен-нитрильный каучук (NBR), гидрогенизированный бутадиен-нитрильный каучук (HNBR), карбоксилированный гидрогенизированный бутадиен-нитрильный каучук (XHNBR), хлоропреновый каучук (CR), фторуглеродный каучук (FKM), перфторэластомеры (FFKM) и т.п. В других вариантах осуществления упругий слой 508 можно армировать волокном и/или текстильным материалом, таким как полиарамидные синтетические волокна, такие как волокно KEVLAR®, поставляемые E.I. Du Pont de Nemours and Company of Wilmington, Delaware.
В некоторых вариантах осуществления связывающее вещество (не показано) наносят на упругий слой 508. Связывающее вещество может быть однослойным связывающим веществом или многослойным связывающим веществом.
На этапе S410 армирующий материал 510 вводят в трубу 502 статора. Примеры подходящих армирующих материалов 510 рассмотрены в данном документе.
На этапе S412 армирующий материал 510 отверждается, как рассмотрено в данном документе.
На этапе S414 шпиндель 506 удаляют из отвержденного статора.
Способы изготовления вставок статора
На фиг.6 в контексте фиг.7A-7D показан способ 600 изготовления вставок статора. Поперечные сечения показаны без привязки по глубине на фиг.7A-7D для упрощения показа и понимания.
На этапе S602 создают шпиндель 702. Шпиндель 702 имеет наружную геометрию, комплементарную с необходимой внутренней геометрией вставки статора, подлежащей изготовлению. Например, шпиндель 702 может иметь продолговатую винтообразную форму и иметь n s винтовых зубьев (например, четыре винтовых зуба в варианте осуществления, показанном на фиг.7A).
На этапе S604 гибкий рукав 704 накладывают поверх шпинделя 702. Гибкий рукав 704 может быть эластомером. Например, эластомеры могут являться резиной, натуральным каучуком (NR), синтетическим полиизопреном (IR), бутилкаучуком, галогенированным бутилкаучуком, полибутадиеном (BR), нитриловым каучуком, бутадиен-нитриловым каучуком (NBR), гидрогенизированным бутадиен-нитриловым каучуком (HNBR), карбоксилированным гидрогенизированным бутадиен-нитриловым каучуком (XHNBR), хлоропреновым каучуком (CR), фторуглеродным каучуком (FKM), перфторэластомерами (FFKM) и т.п. В других вариантах осуществления гибкий рукав 704 можно армировать с использованием волокна и/или текстильного материала, такого как полиарамидные синтетические волокна, такие как волокно KEVLAR®, поставляемые E.I. Du Pont de Nemours and Company of Wilmington, Delaware.
В некоторых вариантах осуществления смазку или разделительный состав (например, жидкости, гели и/или порошки) наносят между гибким рукавом 704 и шпинделем 702 для обеспечения вставления и удаления шпинделя 702. Предпочтительно смазка/разделительный слой является совместимым со шпинделем 702 и гибким рукавом 704. Специалист в данной области техники должен понимать, что данная смазка/разделительный слой могут принимать многочисленные формы, включающие в себя, без ограничения этим, постоянный или полупостоянный слой, имеющий твердую или жидкую форму.
Если необходимо, на этапе S606 создают вакуум между гибким рукавом и шпинделем для лучшего прилегания гибкого рукава 704 с соответствием геометрии шпинделя 702. В некоторых вариантах осуществления вакуумирование не требуется, поскольку гибкий материал 704 обеспечивает прилегание с соответствием геометрии шпинделя без физического воздействия.
На этапе S608 гибкий рукав 704 и шпиндель 702 в сборе устанавливают в форму 706. Предпочтительно шпиндель 702 центрируют в форме 706 так, что продольная ось шпинделя 702 становится соосной с продольной осью формы 706. В некоторых вариантах осуществления внутренняя геометрия формы 706 является комплементарной трубе 708 статора, в которую отлитая вставка статора должна быть установлена (за вычетом любых допусков для адгезивов 710, расширения, сокращения и т.п.). Например, вставка статора может иметь, по существу, круглый наружный профиль, и труба 708 статора может иметь, по существу, круглый внутренний профиль.
В другом варианте осуществления, показанном на фиг.8, труба 808 статора может иметь совокупность шлицов 812 и вставка 814 статора может включать в себя совокупность комплементарных шлицов для обеспечения механического удержания вставки 814 статора в трубе 808 статора. Согласно альтернативному варианту осуществления специалисту в данной области техники должно быть совершенно понятно, что внутренняя и наружная поверхности стенок трубы статора не обязательно должны быть параллельны.
На этапе S610 армирующий материал 714 вводят в форму. Примеры подходящих армирующих материалов 714 рассмотрены в данном документе.
Если необходимо, разделительный состав и/или смазку можно наносить на внутреннюю поверхность формы 706 перед вводом армирующего материала 714 для обеспечения удаления отвержденной вставки статора из формы 706.
Кроме того или альтернативно, связывающее вещество (не показано) можно наносить на гибкий рукав 704 перед вводом армирующего материала 714 для обеспечения связывания армирующего материала 714 с гибким рукавом 704.
На этапе S612 армирующий материал 714 отверждается, как рассмотрено в данном документе.
На этапе S614 отвержденный армирующий материал 714 и гибкий рукав 704 удаляют из формы 706. В некоторых вариантах осуществления наружную поверхность отвержденной вставки статора обрабатывают для обеспечения лучшего связывания с трубой 708 статора. Например, отвержденную вставку статора можно очищать, обезжиривать, подвергать пескоструйной обработке, подвергать дробеструйной обработке и т.п.
На этапе S616 шпиндель 702, если необходимо, удаляют из отвержденной вставки статора перед вставлением статора в трубу 708 статора на этапе S618. В другом варианте осуществления шпиндель 702 удаляют из отвержденной вставки статора после вставления последней в трубу 708 статора.
Различные методики можно использовать для подготовки трубы 708 статора к приему отвержденной вставки статора. В некоторых вариантах осуществления изношенную вставку статора удаляют из трубы 708 статора. В других вариантах осуществления внутреннюю поверхность трубы 708 статора очищают, обезжиривают, подвергают пескоструйной обработке, подвергают дробеструйной обработке и т.п.
В некоторых вариантах осуществления вставка статора соединяется с внутренней поверхностью трубы 708 статора. Вставка статора может соединяться с трубой 708 статора с помощью адгезива 710. Например, адгезив 710 можно наносить на наружную поверхность вставки статора и/или внутреннюю поверхность трубы 708 статора. Альтернативно, адгезив 710 можно подавать или нагнетать под давлением или с использованием вакуума между вставкой статора и трубой 708 статора после ввода вставки статора. Можно использовать различные адгезивы 710, включающие в себя эпоксидные составы, поли(метилметилакрилат), адгезивы на основе полиуретана и т.п.
Армирующие материалы и способы отверждения
Армирующие материалы 510, 714, рассмотренные в данном документе, могут являться различными материалами, включающими в себя композиты, полимеры, термореактивный пластик, термопласты и т.п. Являющиеся примером полимеры включают в себя эпоксидные смолы, полиимиды, поликетоны, полиэфирэфиркетоны (PEEK), фенолоальдегидные смолы, полифениленсульфиды (PPS) и т.п. Армирующие материалы 510, 714 можно вводить в различных формах, включающих в себя жидкость, пасту, суспензию, порошок, гранулированный материал и т.п. Согласно аспектам настоящего изобретения армирующие материалы могут включать в себя, без ограничения этим, многочисленные жидкости, пасты и/или порошки, которые могут отверждаться. Согласно одному аспекту настоящего изобретения они могут являться керамикой или цементами. Армирующие материалы 510, 714 могут быть сшитыми. Кроме того, или альтернативно, армирующие материалы 510, 714 могут иметь высокую степень кристаллизации.
Отверждение армирующих материалов 510, 714 можно выполнять с помощью различных методик, включающих в себя использование химических добавок, ультрафиолетового облучения, электронных пучков, нагрева, воздействия части или всего микроволнового спектра, отверждения паром, охлаждения и т.п. Способы отверждения могут меняться для конкретных армирующих материалов 510, 714, но могут устанавливаться спецификациями изготовителя и общими химическими принципами. В некоторых вариантах осуществления армирующий материал 510, 714 отверждается под давлением для обеспечения связывания и/или улучшения механических свойств с помощью упругих слоев 508 или гибкого рукава 704, для прижатия упругих слоев 508 или гибкого рукава 704 к геометрии шпинделя 506, 702 и для улучшения механических свойств армирующих материалов 510, 174. Например, эксперименты показывают улучшение на около 20% T g, жесткости и твердости, когда армирующий материал отверждается под давлением.
Дополнительные способы изготовления статоров
На фиг.9 в контексте фиг.5A-5D показан способ 900 изготовления статора 500. Поперечные сечения показаны без привязки по глубине на фиг.5A-5D для упрощения показа и понимания.
На этапе S902 создают шпиндель 506. Шпиндель 506 может иметь наружную геометрию, комплементарную с необходимой внутренней геометрией статора 500. Например, шпиндель 506 может иметь продолговатую, винтообразную форму и иметь n s винтовых зубьев (например, четыре винтовых зуба в варианте осуществления, показанном на фиг.5A).
Если необходимо, на этапе S904 шпиндель 506 можно снабжать покрытием с разделительным составом (не показано) для обеспечения удаления шпинделя 506 из гибкого рукава 508.
На этапе S906 гибкий рукав 508 укладывают поверх шпинделя 506. Гибкий рукав 508 может быть выполнен из эластомеров, таких как резина, натуральный каучук (NR), синтетический полиизопрен (IR), бутилкаучук, галогенированный бутилкаучук, полибутадиен (BR), нитриловый каучук, бутадиен-нитрильный каучук (NBR), гидрогенизированный бутадиен-нитрильный каучук (HNBR), карбоксилированный гидрогенизированный бутадиен-нитрильный каучук (XHNBR), хлоропреновый каучук (CR), фторуглеродный каучук (FKM), перфторэластомеры (FFKM) и т.п. В других вариантах осуществления гибкий рукав 508 можно армировать волокном и/или текстильным материалом, таким как полиарамидные синтетические волокна, такие как волокно KEVLAR®, поставляемые E.I. Du Pont de Nemours and Company of Wilmington, Delaware.
Если необходимо, на этапе S908 связывающее вещество (не показано) наносят на наружную поверхность гибкого рукава 508. Связывающее вещество может быть однослойным связывающим веществом или многослойным связывающим веществом.
На этапе S910 создают трубу 502 статора. Как рассмотрено в данном документе, труба 502 статора может быть выполнена из жесткого материала. Например, труба 502 статора может быть изготовлена из железа, стали, инструментальной стали, углеродистой стали, вольфрамовой стали, латуни, меди и т.п.
Если необходимо, на этапе S912 готовят внутреннюю поверхность трубы 502 статора. В некоторых вариантах осуществления изношенные вставки статора удаляют из трубы 502 статора. В других вариантах осуществления внутреннюю поверхность трубы 502 статора очищают, обезжиривают, подвергают пескоструйной обработке, подвергают дробеструйной обработке и т.п.
На этапе S914 связывающее вещество 504 наносят на внутреннюю поверхность трубы 502 статора. Связывающее вещество 504 может быть однослойным связывающим веществом или многослойным связывающим веществом. Согласно настоящему изобретению можно использовать различные связывающие вещества, включающие в себя, без ограничения этим, Hunstman CW47/HY33 или Chemosil 310. На этапе S916 гибкий рукав 508 и шпиндель 506 устанавливают в трубу 502 статора. Предпочтительно шпиндель 506 и гибкий рукав 508 центрируют в трубе 502 статора так, что продольная ось шпинделя 506 становится соосной с продольной осью трубы 502 статора.
На этапе S918 вводят армирующий материал 510 для заполнения пространства между гибким рукавом 508 и трубой 502 статора. Примеры подходящих армирующих материалов 510 рассмотрены в данном документе.
На этапе S920 армирующий материал 510 отверждается, как рассмотрено в данном документе.
Если необходимо, на этапе S922 шпиндель 506 удаляют из статора 500.
Все патенты, опубликованные патентные заявки и другие материалы, указанные в данном документе, полностью включены в виде ссылки в данный документ.
Специалисту в данной области техники должно быть ясно или он должен быть способен установить не более чем с помощью рутинных опытов многие эквиваленты конкретных вариантов осуществления изобретения, описанных в данном документе. Такие эквиваленты охватывает следующая формула изобретения.

Claims (24)

1. Способ изготовления вставки статора для забойного двигателя, в котором:
обеспечивают шпиндель, имеющий наружную геометрию, комплементарную с необходимой внутренней геометрией статора;
осуществляют наложение гибкого рукава поверх шпинделя;
устанавливают гибкий рукав и шпиндель в форму;
осуществляют ввод армирующего материала в форму для заполнения пространства между гибким рукавом и формой;
отверждают армирующий материал для связывания армирующего материала с гибким рукавом;
удаляют отвержденный армирующий материал и гибкий рукав из формы;
таким образом получая статор.
2. Способ по п.1, в котором дополнительно:
удаляют шпиндель из вставки статора.
3. Способ по п.1, в котором дополнительно:
осуществляют ввод вставки статора в трубу статора.
4. Способ по п.3, в котором дополнительно:
удаляют шпиндель из вставки статора перед вводом модульной вставки статора в трубу статора.
5. Способ по п.3, в котором дополнительно:
удаляют шпиндель из вставки статора после ввода вставки статора в трубу статора.
6. Способ по п.3, в котором вставка статора имеет по существу круглый наружный профиль и труба статора имеет по существу круглый наружный профиль.
7. Способ по п.3, в котором вставка статора и труба статора имеют комплементарные шлицы на внешнем и внутреннем профилях соответственно.
8. Способ по п.3, в котором дополнительно:
соединяют вставку статора в сборе с внутренней поверхностью трубы статора.
9. Способ по п.3, в котором этап соединения вставки статора с трубой статора включает в себя нанесение адгезива.
10. Способ по п.9, в котором этап соединения вставки статора с трубой статора включает в себя нанесение адгезива на наружную поверхность вставки статора.
11. Способ по п.9, в котором этап соединения вставки статора с трубой статора включает в себя нанесение адгезива на внутреннюю поверхность трубы статора.
12. Способ по п.9, в котором этап соединения вставки статора с трубой статора включает в себя нагнетание адгезива между наружной поверхностью вставки статора и внутренней поверхностью трубы статора.
13. Способ по п.9, в котором адгезив содержит один или несколько адгезивов, выбранных из группы, состоящей из следующего: эпоксидные составы, поли(метилметилакрилат) и адгезивы на основе полиуретана.
14. Способ по п.3, в котором дополнительно:
осуществляют подготовку внутренней поверхности трубы статора к соединению.
15. Способ по п.14, в котором этап подготовки внутренней поверхности трубы статора к соединению включает в себя один или несколько этапов, выбранных из группы, состоящей из следующего: очистки внутренней поверхности трубы статора, обезжиривания внутренней поверхности трубы статора, пескоструйной обработки внутренней поверхности трубы статора и дробеструйной обработки внутренней поверхности трубы статора.
16. Способ по п.3, в котором вставка статора является новой модульной вставкой статора, при этом дополнительно осуществляют:
удаление изношенной модульной вставки статора из трубы статора.
17. Способ по п.1, в котором дополнительно:
создают вакуум между шпинделем и гибким рукавом для плотного прилегания гибкого рукава к наружной геометрии шпинделя.
18. Способ по п.1, в котором дополнительно:
наносят связывающее вещество на гибкий рукав для обеспечения связывания гибкого рукава с армирующим материалом.
19. Способ по п.1, в котором рукав является эластомером.
20. Способ по п.19, в котором эластомер содержит одно или несколько соединений, выбранных из группы, состоящей из следующего: резины, натурального каучука (NR), синтетического полиизопрена (IR), бутилкаучука, галогенированного бутилкаучука, полибутадиена (BR), нитрилового каучука, бутадиен-нитрильного каучука (NBR), гидрогенизированного бутадиен-нитрильного каучука (HNBR), карбоксилированного гидрогенизированного бутадиен-нитрильного каучука (XHNBR), хлоропренового каучука (CR), фторуглеродного каучука (FKM) и перфторэластомеров (FFKM).
21. Способ по п.1, в котором армирующий материал является композитом.
22. Способ по п.1, в котором армирующий материал является полимером.
23. Способ по п.22, в котором армирующий материал содержит одно или несколько соединений, выбранных из группы, состоящей из следующего: эпоксидные смолы, полиимиды, поликетоны, полиэфирэфиркетоны (PEEK), фенолоальдегидные смолы, цементы, керамика и полифениленсульфиды (PPS).
24. Способ по п.1, в котором армирующий материал имеет форму, выбранную из группы, состоящей из следующего: жидкость, паста, суспензия, порошок и гранулированный материал.
RU2012124080/03A 2009-11-13 2010-09-30 Способ изготовления вставки статора для забойного двигателя RU2578066C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/617,866 US9347266B2 (en) 2009-11-13 2009-11-13 Stator inserts, methods of fabricating the same, and downhole motors incorporating the same
US12/617,866 2009-11-13
PCT/GB2010/001832 WO2011058296A2 (en) 2009-11-13 2010-09-30 Stator inserts, methods of fabricating the same, and downhole motors incorporating the same

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012124080A RU2012124080A (ru) 2013-12-20
RU2578066C2 true RU2578066C2 (ru) 2016-03-20

Family

ID=43992148

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012124080/03A RU2578066C2 (ru) 2009-11-13 2010-09-30 Способ изготовления вставки статора для забойного двигателя

Country Status (7)

Country Link
US (1) US9347266B2 (ru)
CN (1) CN102713127B (ru)
CA (1) CA2780260C (ru)
DE (1) DE112010004392T5 (ru)
GB (1) GB2487512B (ru)
RU (1) RU2578066C2 (ru)
WO (1) WO2011058296A2 (ru)

Families Citing this family (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB201019614D0 (en) 2010-11-19 2010-12-29 Eatec Ltd Apparatus and method for controlling or limiting rotor orbit in moving cavity motors and pumps
US9482223B2 (en) 2010-11-19 2016-11-01 Smith International, Inc. Apparatus and method for controlling or limiting rotor orbit in moving cavity motors and pumps
US9168552B2 (en) 2011-08-25 2015-10-27 Smith International, Inc. Spray system for application of adhesive to a stator tube
US9540545B2 (en) * 2011-09-02 2017-01-10 Schlumberger Technology Corporation Plasma treatment in fabricating directional drilling assemblies
US9228584B2 (en) * 2011-11-10 2016-01-05 Schlumberger Technology Corporation Reinforced directional drilling assemblies and methods of forming same
EP2817485B1 (en) 2012-02-21 2021-05-12 Services Pétroliers Schlumberger Fiber reinforced elastomeric stator
EP2855823A4 (en) * 2012-05-24 2016-03-09 Services Petroliers Schlumberger APPARATUS AND METHOD FOR CONTROLLING OR LIMITING ROTOR ORBIT IN MOBILE CAVITY ENGINES AND PUMPS
WO2015027169A1 (en) * 2013-08-23 2015-02-26 University Of Florida Research Foundation, Inc. Adjustable interference progressive cavity pump/motor for predictive wear
US20150122549A1 (en) * 2013-11-05 2015-05-07 Baker Hughes Incorporated Hydraulic tools, drilling systems including hydraulic tools, and methods of using hydraulic tools
US9610611B2 (en) 2014-02-12 2017-04-04 Baker Hughes Incorporated Method of lining an inner surface of a tubular and system for doing same
CN104177739B (zh) * 2014-08-14 2016-11-09 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 垂直钻井工具用橡胶油囊及其制备方法
EP3292308B1 (en) * 2015-05-04 2020-06-10 Penn United Technologies, Inc. Stator
CN105156069B (zh) * 2015-08-18 2017-06-27 华中科技大学 一种钻井用输送机构
CN105156071B (zh) * 2015-08-18 2017-06-27 华中科技大学 一种钻井用钻屑输送破碎装置
US9896885B2 (en) * 2015-12-10 2018-02-20 Baker Hughes Incorporated Hydraulic tools including removable coatings, drilling systems, and methods of making and using hydraulic tools
US11148327B2 (en) 2018-03-29 2021-10-19 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method for forming a mud motor stator
CA3068582A1 (en) * 2019-01-15 2020-07-15 Abaco Drilling Technologies Llc Plasticizer improving dynamic fatigue performance in fiber reinforced elastomers
CA3115512C (en) * 2020-04-21 2023-08-22 Roper Pump Company Stator with modular interior
CN112265249B (zh) * 2020-09-30 2022-09-13 佛山科学技术学院 基于挤压拉伸的高分子塑化输运方法、模块、装置及设备
US11795761B2 (en) * 2022-01-14 2023-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Positive displacement motor with a thermoplastic stator that can be replaceable

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2283442C1 (ru) * 2005-02-11 2006-09-10 Общество с ограниченной ответственностью фирма "Радиус-Сервис" Статор винтовой героторной гидромашины
RU2287655C1 (ru) * 2005-05-26 2006-11-20 Михаил Валерьевич Шардаков Винтовой забойный двигатель
RU79314U1 (ru) * 2008-07-11 2008-12-27 Общество С Ограниченной Ответственностью "Вниибт-Буровой Инструмент" Статор винтового забойного двигателя

Family Cites Families (55)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2464011A (en) 1946-11-29 1949-03-08 Fmc Corp Helical hollow rotor pump
US4029443A (en) 1974-11-27 1977-06-14 Olin Corporation Progressing cavity pump
US4646856A (en) 1983-09-26 1987-03-03 Dismukes Newton B Downhole motor assembly
EP0265521B1 (de) 1986-01-31 1992-04-29 Permsky Filial Vsesojuznogo Nauchno-Issledovatelskogo Instituta Burovoi Tekhniki Rotor eines bohrlochschneckenmotors und dessen herstellung
CA2002135C (en) 1988-11-03 1999-02-02 James Bain Noble Directional drilling apparatus and method
US5135059A (en) 1990-11-19 1992-08-04 Teleco Oilfield Services, Inc. Borehole drilling motor with flexible shaft coupling
US5265682A (en) 1991-06-25 1993-11-30 Camco Drilling Group Limited Steerable rotary drilling systems
US5221197A (en) 1991-08-08 1993-06-22 Kochnev Anatoly M Working member of a helical downhole motor for drilling wells
US5553678A (en) 1991-08-30 1996-09-10 Camco International Inc. Modulated bias units for steerable rotary drilling systems
GB9411228D0 (en) 1994-06-04 1994-07-27 Camco Drilling Group Ltd A modulated bias unit for rotary drilling
GB9503828D0 (en) 1995-02-25 1995-04-19 Camco Drilling Group Ltd "Improvements in or relating to steerable rotary drilling systems"
GB9503827D0 (en) 1995-02-25 1995-04-19 Camco Drilling Group Ltd "Improvements in or relating to steerable rotary drilling systems
GB9503829D0 (en) 1995-02-25 1995-04-19 Camco Drilling Group Ltd "Improvememnts in or relating to steerable rotary drilling systems"
GB9503830D0 (en) 1995-02-25 1995-04-19 Camco Drilling Group Ltd "Improvements in or relating to steerable rotary drilling systems"
GB9521972D0 (en) 1995-10-26 1996-01-03 Camco Drilling Group Ltd A drilling assembly for drilling holes in subsurface formations
US6461128B2 (en) 1996-04-24 2002-10-08 Steven M. Wood Progressive cavity helical device
GB2322651B (en) 1996-11-06 2000-09-20 Camco Drilling Group Ltd A downhole unit for use in boreholes in a subsurface formation
US6173794B1 (en) 1997-06-30 2001-01-16 Intedyne, Llc Downhole mud motor transmission
US5911284A (en) 1997-06-30 1999-06-15 Pegasus Drilling Technologies L.L.C. Downhole mud motor
US20020084029A1 (en) 1997-10-15 2002-07-04 Aps Technology, Inc. Stator especially adapted for use in a helicoidal pump/motor and method of making same
US6543132B1 (en) 1997-12-18 2003-04-08 Baker Hughes Incorporated Methods of making mud motors
US6092610A (en) 1998-02-05 2000-07-25 Schlumberger Technology Corporation Actively controlled rotary steerable system and method for drilling wells
US6158529A (en) 1998-12-11 2000-12-12 Schlumberger Technology Corporation Rotary steerable well drilling system utilizing sliding sleeve
CA2410722A1 (en) 1999-07-12 2001-01-12 Halliburton Energy Services, Inc. Focal bearing assembly and bearing pre-load assembly for a steerable rotary drilling device
US6364034B1 (en) 2000-02-08 2002-04-02 William N Schoeffler Directional drilling apparatus
US6658809B2 (en) 2000-05-26 2003-12-09 Consolidated Systems, Inc. Light gauge metal truss system and method
US20010052428A1 (en) 2000-06-15 2001-12-20 Larronde Michael L. Steerable drilling tool
US6394193B1 (en) 2000-07-19 2002-05-28 Shlumberger Technology Corporation Downhole adjustable bent housing for directional drilling
AU2001279017A1 (en) 2000-07-28 2002-02-13 Charles T. Webb Directional drilling apparatus with shifting cam
US6561290B2 (en) 2001-01-12 2003-05-13 Performance Boring Technologies, Inc. Downhole mud motor
US6527512B2 (en) 2001-03-01 2003-03-04 Brush Wellman, Inc. Mud motor
US6543554B2 (en) 2001-05-21 2003-04-08 Continental Directional Corp. Adjustable housing for a mud motor
US6604922B1 (en) 2002-03-14 2003-08-12 Schlumberger Technology Corporation Optimized fiber reinforced liner material for positive displacement drilling motors
US7442019B2 (en) 2002-10-21 2008-10-28 Noetic Engineering Inc. Stator of a moineau-pump
US6881045B2 (en) 2003-06-19 2005-04-19 Robbins & Myers Energy Systems, L.P. Progressive cavity pump/motor
US7192260B2 (en) 2003-10-09 2007-03-20 Lehr Precision, Inc. Progressive cavity pump/motor stator, and apparatus and method to manufacture same by electrochemical machining
US20050089429A1 (en) 2003-10-27 2005-04-28 Dyna-Drill Technologies, Inc. Composite material progressing cavity stators
DE202004011988U1 (de) 2004-07-30 2005-12-08 Amoena Medizin-Orthopädie-Technik GmbH Brustprothese
US7396220B2 (en) 2005-02-11 2008-07-08 Dyna-Drill Technologies, Inc. Progressing cavity stator including at least one cast longitudinal section
US20060182643A1 (en) 2005-02-11 2006-08-17 Dyna-Drill Technologies, Inc. Progressing cavity stator having a plurality of cast longitudinal sections
GB2424452B (en) * 2005-03-22 2011-01-19 Schlumberger Holdings Progressive cavity motor with rotor having an elastomer sleeve
US20080142568A1 (en) 2005-04-11 2008-06-19 Electrolock, Inc. Circuit carrier board/solder pallett
CA2518146C (en) 2005-09-02 2012-05-01 Nicu Cioceanu Bearing assembly for downhole mud motor
US7739792B2 (en) 2006-07-31 2010-06-22 Schlumberger Technology Corporation Method of forming controlled thickness resilient material lined stator
US7950914B2 (en) 2007-06-05 2011-05-31 Smith International, Inc. Braze or solder reinforced Moineau stator
US7878774B2 (en) 2007-06-05 2011-02-01 Smith International, Inc. Moineau stator including a skeletal reinforcement
US7757781B2 (en) 2007-10-12 2010-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole motor assembly and method for torque regulation
US8197241B2 (en) * 2007-12-18 2012-06-12 Schlumberger Technology Corporation Nanocomposite Moineau device
US20090152009A1 (en) 2007-12-18 2009-06-18 Halliburton Energy Services, Inc., A Delaware Corporation Nano particle reinforced polymer element for stator and rotor assembly
US8444901B2 (en) * 2007-12-31 2013-05-21 Schlumberger Technology Corporation Method of fabricating a high temperature progressive cavity motor or pump component
US7941906B2 (en) * 2007-12-31 2011-05-17 Schlumberger Technology Corporation Progressive cavity apparatus with transducer and methods of forming and use
GB0805250D0 (en) 2008-03-20 2008-04-30 Advanced Interactive Materials Stator for use in helicoidal motor
US8734141B2 (en) 2009-09-23 2014-05-27 Halliburton Energy Services, P.C. Stator/rotor assemblies having enhanced performance
US20110116961A1 (en) 2009-11-13 2011-05-19 Hossein Akbari Stators for downhole motors, methods for fabricating the same, and downhole motors incorporating the same
US8777598B2 (en) * 2009-11-13 2014-07-15 Schlumberger Technology Corporation Stators for downwhole motors, methods for fabricating the same, and downhole motors incorporating the same

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2283442C1 (ru) * 2005-02-11 2006-09-10 Общество с ограниченной ответственностью фирма "Радиус-Сервис" Статор винтовой героторной гидромашины
RU2287655C1 (ru) * 2005-05-26 2006-11-20 Михаил Валерьевич Шардаков Винтовой забойный двигатель
RU79314U1 (ru) * 2008-07-11 2008-12-27 Общество С Ограниченной Ответственностью "Вниибт-Буровой Инструмент" Статор винтового забойного двигателя

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
БАЛДЕНКО Д.Ф. и др., Винтовые забойные двигатели, Москва, Недра, 1999, стр.334-339. *

Also Published As

Publication number Publication date
GB201208138D0 (en) 2012-06-20
CN102713127A (zh) 2012-10-03
RU2012124080A (ru) 2013-12-20
WO2011058296A2 (en) 2011-05-19
DE112010004392T5 (de) 2012-10-11
GB2487512B (en) 2013-02-20
US20110116960A1 (en) 2011-05-19
CA2780260A1 (en) 2011-05-19
CA2780260C (en) 2018-11-06
US9347266B2 (en) 2016-05-24
CN102713127B (zh) 2015-10-14
GB2487512A (en) 2012-07-25
WO2011058296A3 (en) 2011-08-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2578066C2 (ru) Способ изготовления вставки статора для забойного двигателя
RU2611125C2 (ru) Статоры для забойных двигателей, способы их изготовления и забойные двигатели с ними
RU2566512C2 (ru) Способ изготовления статора для забойного двигателя
US6881045B2 (en) Progressive cavity pump/motor
US9309884B2 (en) Downhole motor or pump components, method of fabrication the same, and downhole motors incorporating the same
CN110832164B (zh) 泥浆马达逆功率区段
US20080000083A1 (en) Process for lining a fluid helical device stator
CN108368726B (zh) 包括可移除涂层的液压工具、钻井系统以及制作和使用液压工具的方法
EP1406016A1 (en) Progressive cavity pumps using composite materials
CN102695844B (zh) 用于井下动力钻具的定子、其制造方法及包括该定子的井下动力钻具
US11939844B2 (en) Rotor bearing system

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20171001