RU2613671C2 - Скважинный буровой снаряд, снабженный гидромуфтой, и способ его использования - Google Patents
Скважинный буровой снаряд, снабженный гидромуфтой, и способ его использования Download PDFInfo
- Publication number
- RU2613671C2 RU2613671C2 RU2015118738A RU2015118738A RU2613671C2 RU 2613671 C2 RU2613671 C2 RU 2613671C2 RU 2015118738 A RU2015118738 A RU 2015118738A RU 2015118738 A RU2015118738 A RU 2015118738A RU 2613671 C2 RU2613671 C2 RU 2613671C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill string
- drill
- drive shaft
- rotation
- clutch unit
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 230000008878 coupling Effects 0.000 title claims abstract description 31
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 117
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 34
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 14
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 9
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 9
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 7
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/002—Drilling with diversely driven shafts extending into the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/02—Fluid rotary type drives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
-
- 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
- E21B3/00—Rotary drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к области направленного бурения. Скважинный буровой снаряд содержит бурильную колонну, снабженную внутренним проходом для текучей среды, гидравлический двигатель, расположенный внутри бурильной колонны и имеющий статор и ротор, выполненный с возможностью вращения относительно статора в качестве реакции на поступление бурового раствора через внутренний проход для текучей среды, приводной вал, функционально связанный с ротором и выполненный с возможностью вращения в качестве реакции на вращение ротора, буровое долото, функционально связанное с приводным валом и выполненное с возможностью вращения в качестве реакции на вращение приводного вала, и гидромуфту, расположенную в бурильной колонне и имеющую первый блок сцепления, выполненный с возможностью вращения с бурильной колонной, и второй блок сцепления, выполненный с возможностью вращения с приводным валом. В первой конфигурации первый блок сцепления отсоединен от второго блока сцепления таким образом, что приводной вал и буровое долото вращаются относительно бурильной колонны в качестве реакции на вращение ротора. Во второй конфигурации первый блок сцепления взаимодействует со вторым блоком сцепления в качестве реакции на гидравлическое давление, создаваемое за счет вращения бурильной колонны, таким образом, что приводной вал и буровое долото вращаются с бурильной колонной. Обеспечивается возможность передачи достаточного крутящего момента для освобождения застрявшего бурового долота. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 13 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001] Настоящее изобретение относится, в целом, к оборудованию, используемому в связи с операциями, выполняемыми в отношении подземных скважин и, в частности, к скважинному буровому снаряду для использования при направленном бурении, снабженному механизмом гидромуфты для избирательной передачи крутящего момента от бурильной колонны к приводному валу.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Не ограничивая объем настоящего изобретения, его уровень техники будет описан со ссылками на действие объемного гидравлического двигателя, например, при операциях внутрискважинного направленного бурения.
[0003] В типичном забойном двигателе производство энергии основано на принципе действия насоса Муано. В данном типе конструкции двигателя узел ротора и статора преобразуют гидравлическую энергию нагнетаемого бурового раствора в механическую энергию вращающегося вала. Ротор и статор, как правило, имеют лопастную конструкцию, при этом ротор и статор имеют сходный профиль лопастей. Ротор, как правило, выполненный из стали, имеет на одну лопасть меньше, чем статор, который обычно покрыт слоем эластомера.
[0004] Вообще, секция рабочей пары может быть классифицирована на основании числа лопастей и действующих ступеней. Лопасти ротора и статора имеют винтовую конфигурацию с одноступенчатым выравниванием по линейному расстоянию полного оборота винтовой линии статора. Лопасти ротора и статора и углы наклона винтовой линии выполнены таким образом, что ротор и статор образуют уплотнения с дискретными интервалами, что приводит к созданию осевых камер или полостей для текучей среды, которые заполняются нагнетаемым буровым раствором. Действие нагнетаемого бурового раствора принуждает ротор вращаться и прецессировать внутри статора. Силовые характеристики двигателя, как правило, зависят от числа лопастей, геометрии лопасти, угла винтовой линии и числа действующих ступеней. Выходной крутящий момент прямо пропорционален перепаду давления, развиваемого в роторе и статоре. Скорость вращения бурового долота прямо пропорциональна скорости циркуляции нагнетаемого бурового раствора.
[0005] Однако было обнаружено, что типичные узлы ротора и статора, используемые в забойных двигателях, имеют определенные ограничения максимального выходного крутящего момента. Например, работа при давлении свыше максимального перепада давления может вызвать утечку текучей среды между уплотнениями ротора и статора, что может привести к отсутствию вращения бурового долота из-за того, что ротор становится неподвижным или теряет скорость в статоре. Таким образом, в случае застревания бурового долота не редкость, что крутящий момент, необходимый для освобождения бурового долота, превышает максимальный выходной крутящий момент традиционных забойных двигателей. В таких случаях одно из решений заключается в том, чтобы освободить забойный двигатель и комплект буров в скважине и выполнить обход боковым стволом, чтобы обойти застрявшие компоненты и продолжить бурение скважины. Хотя такое решение дает возможность продолжить бурение, оно нежелательно вследствие трудоемкости и дороговизны.
[0006] Таким образом, возникла необходимость улучшения скважинного бурового снаряда для использования в операциях направленного бурения. Также возникла необходимость в таком улучшенном скважинном буровом снаряде, который делает возможной передачу достаточного крутящего момента для освобождения застрявшего бурового долота. Кроме того, возникла необходимость в таком улучшенном скважинном буровом снаряде, который дает возможность продолжать операции бурения после освобождения застрявшего бурового долота.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0007] Настоящее изобретение направлено на улучшение скважинного бурового снаряда для использования в операциях направленного бурения. Улучшенный скважинный буровой снаряд согласно настоящему изобретению выполнен с возможностью передачи достаточного крутящего момента для освобождения застрявшего бурового долота. Кроме того, улучшенный скважинный буровой снаряд согласно настоящему изобретению выполнен с возможностью продолжения операции бурения после освобождения застрявшего бурового долота.
[0008] В одном аспекте настоящее изобретение направлено на скважинный буровой снаряд, включающий в себя бурильную колонну, имеющую внутренний проход для текучей среды. В бурильной колонне расположен гидравлический двигатель. Гидравлический двигатель имеет ротор, выполненный с возможностью вращения относительно статора в качестве реакции на поступление бурового раствора через внутренний проход для текучей среды в бурильной колонне. Приводной вал функционально связан с ротором. Приводной вал выполнен с возможностью вращения в качестве реакции на вращение ротора. Буровое долото функционально связано с приводным валом. Буровое долото выполнено с возможностью вращения в качестве реакции на вращение приводного вала. Гидромуфта, расположенная в бурильной колонне, имеет первый блок сцепления, выполненный с возможностью вращения с бурильной колонной, и второй блок сцепления, выполненный с возможностью вращения с приводным валом. В первой конфигурации первый блок сцепления отсоединен от второго блока сцепления таким образом, что приводной вал и буровое долото вращаются относительно бурильной колонны. Во второй конфигурации первый блок сцепления взаимодействует со вторым блоком сцепления в качестве реакции на гидравлическое давление, создаваемое за счет вращения бурильной колонны, таким образом, что приводной вал и буровое долото вращаются с бурильной колонной.
[0009] В одном варианте осуществления гидромуфта может содержать аксиально-поршневой насос с наклонной шайбой, выполненный с возможностью создавать гидравлическое давление в качестве реакции на вращение бурильной колонны. В некоторых вариантах осуществления первый блок сцепления может быть первым диском сцепления, а второй блок сцепления может быть вторым диском сцепления. В данном варианте осуществления поршень может быть выполнен с возможностью смещения по оси в качестве реакции на гидравлическое давление, чтобы смещать первый блок сцепления в положение взаимодействия со вторым блоком сцепления. В других вариантах осуществления первый блок сцепления может быть первым корончатым элементом, а второй блок сцепления может быть вторым корончатым элементом. В данном варианте осуществления поршень может быть выполнен с возможностью смещения по оси в качестве реакции на гидравлическое давление, чтобы смещать корончатые элементы в положение взаимодействия друг с другом. Кроме того, в данном варианте осуществления для смещения корончатых элементов в направлении отсоединения друг от друга может использоваться пружина.
[0010] В другом аспекте настоящее изобретение направлено на скважинный буровой снаряд, включающий бурильную колонну, имеющую внутренний проход для текучей среды. В бурильной колонне расположен гидравлический двигатель. Гидравлический двигатель имеет ротор, выполненный с возможностью вращения относительно статора в качестве реакции на поступление бурового раствора через внутренний проход для текучей среды в бурильной колонне. Приводной вал функционально связан с ротором. Приводной вал вращается в качестве реакции на вращение ротора. Буровое долото функционально связано с приводным валом. Буровое долото вращается в качестве реакции на вращение приводного вала. Гидромуфта, расположенная в бурильной колонне, имеет аксиально-поршневой насос с наклонной шайбой, первый блок сцепления, выполненный с возможностью вращения с бурильной колонной, и второй блок сцепления, выполненный с возможностью вращения с приводным валом. В первой конфигурации первый блок сцепления отсоединен от второго блока сцепления таким образом, что приводной вал и буровое долото вращаются относительно бурильной колонны. Во второй конфигурации первый блок сцепления взаимодействует со вторым блоком сцепления в качестве реакции на гидравлическое давление, создаваемое с помощью аксиально-поршневого насоса с наклонной шайбой в качестве реакции на вращение бурильной колонны, таким образом, что приводной вал и буровое долото вращаются с бурильной колонной.
[0011] В следующем аспекте настоящее изобретение направлено на способ действия скважинного бурового снаряда. Способ включает в себя размещение бурильной колонны, имеющей внутренний проход для текучей среды и блок забойного двигателя, в стволе скважины; нагнетание бурового раствора через внутренний проход для текучей среды и блок забойного двигателя; вращение ротора относительно статора блока забойного двигателя в качестве реакции на буровой раствор; вращение приводного вала в качестве реакции на вращение ротора; вращение бурового долота относительно бурильной колонны в качестве реакции на вращение приводного вала; вращение бурильной колонны; включение гидромуфты в качестве реакции на гидравлическое давление, создаваемое за счет вращения бурильной колонны; и вращение бурового долота с бурильной колонной в качестве реакции на вращение бурильной колонны.
[0012] Способ может также включать в себя создание гидравлического давления в качестве реакции на действие аксиально-поршневого насоса с наклонной шайбой; взаимодействие первого блока сцепления, функционально связанного с обсадной трубой, со вторым блоком сцепления, функционально связанным с приводным валом; взаимодействие первого диска сцепления, функционально связанного с обсадной трубой, со вторым диском сцепления, функционально связанным с приводным валом; взаимодействие первого корончатого элемента, функционально связанного с обсадной трубой, со вторым корончатым элементом, функционально связанным с приводным валом; осевое смещение поршня в качестве реакции на гидравлическое давление и/или преодоление силы сжатия пружины в качестве реакции на гидравлическое давление.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0013] Для более полного понимания настоящего изобретения теперь ссылки сделаны на подробное описание различных вариантов осуществления изобретения вместе с прилагаемыми чертежами, на которых соответствующие номера на различных чертежах ссылаются на соответствующие детали, и на которых:
[0014] Фиг. 1 схематически изображает морскую платформу, управляющую скважинным буровым снарядом.
[0015] Фиг. 2A-2F изображают виды в поперечном разрезе последовательных осевых сечений скважинного бурового снаряда.
[0016] Фиг. 3A-2F изображают виды в поперечном разрезе последовательных осевых сечений скважинного бурового снаряда.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
[0017] Хотя ниже подробно описаны различные системы, способы и другие варианты осуществления настоящего изобретения, должно быть понятно, что настоящее изобретение представляет множество применимых идей изобретения, которые могут быть воплощены в широком разнообразии конкретных контекстов. Описанные в настоящем документе конкретные варианты осуществления, являются только иллюстративными, но не ограничивают объема настоящего изобретения.
[0018] Вначале со ссылками на фиг. 1 схематически показана и в целом обозначена 10 операция направленного бурения, выполняемая с морской нефтяной или газовой платформы. Полупогружная буровая платформа 12 установлена по центру над подводным нефтяным и газовым пластом 14, расположенным ниже морского дна 16. Подводный трубопровод 18 проходит от палубы 20 платформы 12 до установки 22 устья скважины, включающей противовыбросовые превенторы 24. Платформа 12 имеет подъемное устройство 26, вышку 28, талевый блок 30, крюк 32 и вертлюжное соединение 34 для подъема, опускания и вращения колонн труб, таких как бурильная колонна 36.
[0019] Скважина 38 проходит через различные слои земли, включающие продуктивный пласт 14. Верхняя, по существу, горизонтальная часть скважины 38 имеет обсадную колонну 40, забетонированную в ней. Дальний конец по существу горизонтальной части скважины 38, бурильная колонна 36, содержит буровое долото 42. Выше по скважине от бурового долота 42 в бурильной колонне 36 расположен скважинный буровой снаряд 44, включающий в себя блок 46 питания и блок 48 гидромуфты. Во время действия буровой раствор закачивается через внутренний проход для текучей среды бурильной колонны 36 в скважинный буровой снаряд 44. Блок 46 питания преобразует гидравлическую энергию бурового раствора в механическую энергию в виде вращающегося ротора. Ротор соединен с буровым долотом 42 посредством приводного вала, чтобы приводить во вращение буровое долото 42, что обеспечивает продление скважины 38. В случае застревания бурового долота 42 в скважине 38 вращение бурильной колонны 36 выполнено с возможностью включения блока 48 гидромуфты, так что вращение бурильной колонны 36 передает вращение приводного вала с достаточным крутящим моментом, чтобы освободить застрявшее буровое долото 42. После освобождения бурового долота 42 вращение бурильной колонны 36 может прекращаться, что приводит к отсоединению блока 48 гидромуфты таким образом, что может продолжаться бурение в обычном режиме, причем буровой раствор, перекачиваемый через бурильную колонну 36 и скважинный буровой снаряд 44, приводит во вращение буровое долото 42.
[0020] Хотя на фиг. 1 изображена горизонтальная скважина, специалистам в данной области должно быть понятно, что различные принципы, рассмотренные в настоящем описании, с тем же успехом подходят для использования в скважинах, имеющих другую ориентацию, в том числе вертикальных скважинах, наклонных скважинах, многоствольных скважинах или др. Соответственно, специалистам в данной области должно быть понятно, что использование терминов направления, таких как над, под, верхний, нижний, вверх, вниз, вверх по скважине, вниз по скважине и др., используется в отношении иллюстративных вариантов осуществления, как они изображены на чертежах, направление вверх находится в направлении верхней части соответствующего чертежа, а направление вниз находится в направлении нижней части соответствующего чертежа, вверх по стволу скважины находится в направлении поверхности скважины, а вниз по скважине находится в направлении нижней части скважины. Кроме того, хотя на фиг. 1 изображена морская операция, специалистам в данной области должно быть понятно, что описанные принципы также применимы к наземным работам.
[0021] Как показано на фиг. 2A-2F, изображен один вариант осуществления скважинного бурового снаряда, в целом обозначенного 100. В показанном варианте осуществления скважинный буровой снаряд 100 содержит наружный корпус, имеющий множество корпусных секций, которые предпочтительно выполнены с возможностью резьбового и уплотняемого соединения друг с другом и образуют нижнюю часть бурильной колонны. В показанном варианте осуществления наружный корпус содержит корпусную секцию 102 масляного резервуара, корпусную секцию 104 гидравлического насоса, корпусную секцию 106 муфты, корпусную секцию 108 подшипника, корпусную секцию 110 удлинителя ротора, корпусную секцию 112 универсального шарнира, корпусную секцию 114 секции рабочей пары, корпусную секцию 116 универсального шарнира и корпусную секцию 118 подшипника. Скважинный буровой снаряд 100 имеет внутренний проход 120 для текучей среды, который сообщается по текучей среде с внутренним проходом для текучей среды бурильной колонны таким образом, что буровой раствор с поверхности может быть закачан в скважинный буровой снаряд 100 через внутренний проход для текучей среды бурильной колонны. Внутренний проход 120 для текучей среды образован во внутренней оправке 122, удлинителе 124 ротора и переходнике 126 соединителя. Переходник 126 соединителя включает в себя множество отверстий 128, по которым буровой раствор передается в кольцевое пространство 130 между корпусной секцией 112 универсального шарнира и универсальным шарниром 132. Затем буровой раствор поступает в секцию рабочей пары скважинного бурового снаряда 100, перемещаясь в пространство 134 между профилированным внутри статором 136 и профилированным снаружи ротором 138, перед выпуском в кольцевое пространство 140 между корпусной секцией 116 универсального шарнира и универсальным шарниром 142. Затем буровой раствор поступает во внутренний проход 144 для текучей среды в приводном вале 146 через отверстия 148 переходника 150 соединителя. Затем буровой раствор проходит через буровое долото (не показано), соединенное с гнездом 152 бурового долота, и возвращается на поверхность через затрубное пространство скважины.
[0022] В показанном варианте осуществления внутренняя оправка 122 и удлинитель 124 ротора предпочтительно выполнены с возможностью резьбового и уплотняемого соединения друг с другом. Удлинитель 124 ротора, переходник 126 соединителя, универсальный шарнир 132, ротор 138, универсальный шарнир 142, переходник 150 соединителя и приводной вал 146 предпочтительно выполнены с возможностью резьбового соединения друг с другом. Вместе внутренняя оправка 122, удлинитель 124 ротора, переходник 126 соединителя, универсальный шарнир 132, ротор 138, универсальный шарнир 142, переходник 150 соединителя и приводной вал 146 могут называться вращающимся узлом. Универсальный шарнир 132 обеспечивает шарнирное соединение между переходником 126 соединителя и ротором 138. Аналогично, универсальный шарнир 142 обеспечивает шарнирное соединение между ротором 138 и переходником 150 соединителя. Шарнирные соединения предназначены для осуществления возможности преобразования эксцентрического движения ротора 138 во вращательное движение остальной части вращающегося узла.
[0023] Корпусная секция 102 масляного резервуара включает в себя резервуар 154 текучей среды, предпочтительно содержащий чистую текучую среду, такую как рабочая жидкость для гидросистемы. Расположенный между корпусной секцией 104 гидравлического насоса и внутренней оправкой 122 гидравлический насос изображен как блок 156 аксиально-поршневого насоса с наклонной шайбой. Блок 156 аксиально-поршневого насоса с наклонной шайбой содержит наклонную шайбу 158, которая выполнена с возможностью соединения с креплением и вращения с внутренней оправкой 122. Наклонная шайба 158 расположена таким образом, чтобы она образовывала плоскость под углом к продольной оси скважинного бурового снаряда 100. Блок 156 аксиально-поршневого насоса с наклонной шайбой также включает в себя распределенные по окружности поршни 160, только два из которых видимы на фиг. 2А. В показанном варианте осуществления поршни 160 опираются на корпусную секцию 102 масляного резервуара и выполнены с возможностью вращаться с ней. Каждый поршень 160 выполнен с возможностью перемещаться независимо от других в осевом направлении скважинного бурового снаряда 100 при нажатии наклонной шайбы 158, обеспечивающем возвратно-поступательное движение каждого поршня 160 внутри соответствующих цилиндров 162, преодолевая усилие смещения соответствующих пружин 164. Каждый поршень 160 включает в себя соответствующую клапанную систему, так чтобы его осевое возвратно-поступательное движение приводило к извлечению текучей среды из камеры 166, сообщающейся по текучей среде с резервуаром 154 текучей среды, и выпусканию в камеру 168 под давлением. Выпускной трубопровод соединяет камеру 166 и камеру 168 с соответствующей клапанной системой, расположенной в нем, чтобы поддерживать необходимое давление в камере 168, в то же время, позволяя текучей среде циркулировать в замкнутом цикле по системе.
[0024] Между корпусной секцией 106 муфты и внутренней оправкой 122 расположен кольцевой поршень 170 и пружина 172, которая смещает кольцевой поршень 170 в направлении вверх по скважине. В показанном варианте осуществления верхняя часть кольцевого поршня 170 входит с возможностью плавного перемещения и уплотнения в корпусную секцию 104 гидравлического насоса. Между корпусной секцией 106 муфты и удлинителем 124 ротора расположена гидромуфта 174. В показанном варианте осуществления муфта 174 содержит наружный блок сцепления, изображенный как наружный диск 176 сцепления, который соединен с корпусной секцией 106 муфты с помощью шлицевого соединения. Наружный диск 176 сцепления выполнен с возможностью плавного перемещения относительно корпусной секции 106 муфты в качестве реакции на осевое перемещение кольцевого поршня 170 и выполнен с возможностью вращения с корпусной секцией 106 муфты. Муфта 174 также включает в себя внутренний блок муфты, изображенный как внутренний диск 178 сцепления, который выполнен с возможностью соединения с креплением и с возможностью вращения с удлинителем 124 ротора. Подшипниковый узел 180 расположен между корпусной секцией 106 муфты и удлинителем 124 ротора. Подшипниковый узел 182 расположен между корпусной секцией 108 подшипника и удлинителем 124 ротора. Подшипниковый узел 184 расположен между корпусной секцией 118 подшипника и приводным валом 146.
[0025] Теперь будет описана работа скважинного бурового снаряда 100. Во время бурения в обычном режиме буровой раствор закачивается вниз, во внутренний проход для текучей среды бурильной колонны, во внутренний проход 120 для текучей среды скважинного бурового снаряда 100. Буровой раствор может быть на основе пресной или соленой воды, на масляной основе, масляной эмульсией или др., и выбирается на основе факторов, известных специалистам в данной области. Буровой раствор проходит через внутренний проход 120 для текучей среды, затем поступает в кольцевое пространство 130 через отверстия 128, как показано на фиг. 2С. Затем буровой раствор поступает в секцию рабочей пары скважинного бурового снаряда 100, как лучше показано на фиг. 2D. Предпочтительно статор 136 имеет многоступенчатую профилированную внутреннюю поверхность, образованную множеством лопастей статора, которые имеют спиральную конфигурацию, причем каждая ступень образована на линейном расстоянии одного полного оборота винтовой линии статора. Специалистам в данной области будет понятно, что число лопастей статора, используемых в конкретной секции рабочей пары, должно определяться на основе факторов, включающих необходимую скорость вращения и необходимый крутящий момент, причем секции рабочей пары того же диаметра, имеющие меньше лопастей статора, как правило, работают при более высоких скоростях и подводят меньшие крутящие моменты по сравнению в секциями рабочей пары, имеющими большее число лопастей статора, который стремятся работать при более низких скоростях, но подводят большие крутящие моменты.
[0026] Ротор 138 имеет профилированную наружную поверхность, которая точно соответствует профилированной внутренней поверхности статора 136 для обеспечения точно подогнанной взаимосвязи. Профилированная наружная поверхность ротора 138 образует множество лопастей ротора, которые имеют спиральную конфигурацию. Число лопастей ротора, используемых в конкретной секции рабочей пары, будет определяться на основании числа лопастей статора в секции рабочей пары, при числе лопастей ротора, на единицу меньшем, чем число лопастей статора. Например, если число лопастей статора равно (n), то число лопастей ротора равно (n-1). Вследствие винтовой конструкции лопастей статора 136 и ротора 138 уплотнения создаются с дискретными интервалами между ними, что приводит к созданию осевых камер или полостей 134 для текучей среды, которые заполнены буровым раствором. Действие бурового раствора принуждает ротор 138 вращаться и прецессировать внутри статора 136. Буровой раствор затем выходит из секции рабочей пары и проходит через кольцевое пространство 140 и внутренний проход 144 для текучей среды. Затем буровой раствор проходит насквозь и охлаждает буровое долото (не показано), затем возвращается на поверхность через затрубное пространство скважины, перенося шлам от процесса бурения. В качестве реакции на вращение ротора 138, универсальный шарнир 142 и переходник 150 соединителя вращаются, что, в свою очередь, приводит во вращение приводной вал 146 и буровое долото. Таким образом, скважинный буровой снаряд 100 выполнен с возможностью продления скважины. Следует отметить, что во время бурения в обычном режиме вращение ротора 138 также приводит во вращение удлинитель 124 ротора и внутреннюю оправку 122. Таким образом, вращающийся узел вращается независимо от наружного корпуса, который может быть или не быть вращающимся. Однако относительная скорость вращения между вращающимся узлом и наружным корпусом недостаточна, чтобы создавать достаточное давление масла в блоке 156 аксиально-поршневого насоса с наклонной шайбой для преодоления силы сжатия пружины 172 для смещения кольцевого поршня 170 и включения муфты 174.
[0027] В случае застревания бурового долота может оказаться невозможным освободить буровое долото при крутящем моменте, подаваемом от секции рабочей пары скважинного бурового снаряда 100. Максимальный выходной крутящий момент скважинного бурового снаряда 100 ограничен за счет максимального перепада давления, который секция рабочей пары способна выдерживать без утечки текучей среды между поверхностями уплотнения ротора 138 и статора 136. Если секция рабочей пары скважинного бурового снаряда 100 не способна освободить застрявшее буровое долото, скважинный буровой снаряд 100, тем не менее, способен освободить застрявшее буровое долото путем включения секции гидромуфты и вращения бурового долота в качестве реакции на вращение бурильной колонны. Более конкретно, бурильная колонна приводится во вращение с поверхности, что приводит к вращению наружного корпуса скважинного бурового снаряда 100. Такое вращение принуждает поршни 160 вращаться вокруг продольной оси скважинного бурового снаряда 100. Когда поршни 160 вращаются, они также совершают осевое возвратно-поступательное движение вследствие взаимодействия с наклонной поверхностью наклонной шайбы 158, вызывая откачивающее действие, которое передает текучую среду из камеры 166 в камеру 168 под давлением. Нагнетаемая текучая среда действует на верхнюю поверхность кольцевого поршня 170. Когда скорость вращения блока 156 аксиально-поршневого насоса с наклонной шайбой достаточна для создания давления, необходимого для преодоления силы сжатия пружины 172, кольцевой поршень 170 смещается по оси в направлении вниз по скважине.
[0028] Перед этим смещением наружный диск 176 сцепления вращается с наружным корпусом, тогда как внутренний диск 178 сцепления неподвижен. Когда кольцевой поршень 170 смещается по оси в направлении вниз по скважине, кольцевой поршень 170 входит в контакт с наружным диском 176 сцепления, который смещается в направлении вниз по скважине для взаимодействия с внутренним диском 178 сцепления. После сцепления трение между наружным диском 176 сцепления и внутренним диском 178 сцепления способствует вращению внутреннего диска 178 сцепления. Когда внутренний диск 178 сцепления функционально связан с буровым долотом с помощью удлинителя 124 ротора, переходника 126 соединителя, универсального шарнира 132, ротора 138, универсального шарнира 142, переходника 150 соединителя и приводного вала 146, крутящий момент от вращения бурильной колонны передается к приводному валу 146 и буровому долоту с помощью гидромуфты 174. В данной конфигурации крутящий момент, прилагаемый к приводному валу 146 и буровому долоту с поверхности с помощью вращения бурильной колонны, может быть значительно больше, чем крутящий момент, который может быть создан с помощью секции рабочей пары скважинного бурового снаряда 100. После того, как долото освобождается, относительная скорость вращения между вращающимся узлом и наружным корпусом понижается, что уменьшает гидравлическое давление, действующее на верхнюю поверхность кольцевого поршня 170. Когда давление больше недостаточно для преодоления силы сжатия пружины 172, кольцевой поршень 170 смещается по оси в направлении вверх по скважине, вследствие чего наружный диск 176 сцепления отсоединяется от внутреннего диска 178 сцепления. Скважинный буровой снаряд 100 теперь возвращается в обычную рабочую конфигурацию, так что буровой раствор, накачиваемый через скважинный буровой снаряд 100, принуждает буровое долото вращаться, таким образом обеспечивая возможность скважинному буровому снаряду 100 дополнительно продлевать скважину.
[0029] Как показано на фиг. 3A-3F, изображен один вариант осуществления скважинного бурового снаряда, в целом обозначенного 200. В показанном варианте осуществления скважинный буровой снаряд 200 содержит наружный корпус, имеющий множество корпусных секций, которые предпочтительно выполнены с возможностью резьбового и уплотняемого соединения друг с другом и образуют нижнюю часть бурильной колонны. В показанном варианте осуществления наружный корпус содержит корпусную секцию 202 масляного резервуара, корпусную секцию 204 гидравлического насоса, корпусную секцию 206 муфты, корпусную секцию 208 подшипника, корпусную секцию 210 удлинителя ротора, корпусную секцию 212 универсального шарнира, корпусную секцию 214 секции рабочей пары, корпусную секцию 216 универсального шарнира и корпусную секцию 218 подшипника. Скважинный буровой снаряд 200 имеет внутренний проход 220 для текучей среды, который сообщается по текучей среде с внутренним проходом для текучей среды бурильной колонны таким образом, что буровой раствор с поверхности может быть закачан в скважинный буровой снаряд 200 через внутренний проход для текучей среды бурильной колонны. Внутренний проход 220 для текучей среды образован во внутренней оправке 222, удлинителе 224 ротора и переходнике 226 соединителя. Переходник 226 соединителя включает в себя множество отверстий 228, по которым буровой раствор передается в кольцевое пространство 230 между корпусной секцией 212 универсального шарнира и универсальным шарниром 232. Затем буровой раствор поступает в секцию рабочей пары скважинного бурового снаряда 200, перемещаясь в пространство 234 между профилированным внутри статором 236 и профилированным снаружи ротором 238, перед выпуском в кольцевое пространство 240 между корпусной секцией 216 универсального шарнира и универсальным шарниром 242. Затем буровой раствор поступает во внутренний проход 244 для текучей среды в приводном вале 246 через отверстия 248 переходника 250 соединителя. Затем буровой раствор проходит через буровое долото (не показано), соединенное с гнездом 252 бурового долота, и возвращается на поверхность через затрубное пространство скважины.
[0030] В показанном варианте осуществления внутренняя оправка 222 и удлинитель 224 ротора предпочтительно выполнены с возможностью резьбового и уплотняемого соединения друг с другом. Удлинитель 224 ротора, переходник 226 соединителя, универсальный шарнир 232, ротор 238, универсальный шарнир 242, переходник 250 соединителя и приводной вал 246 предпочтительно соединены с помощью резьбового соединения друг с другом. Вместе внутренняя оправка 222, удлинитель 224 ротора, переходник 226 соединителя, универсальный шарнир 232, ротор 238, универсальный шарнир 242, переходник 250 соединителя и приводной вал 246 могут называться вращающимся узлом. Универсальный шарнир 232 обеспечивает шарнирное соединение между переходником 226 соединителя и ротором 238. Аналогично, универсальный шарнир 242 обеспечивает шарнирное соединение между ротором 238 и переходником 250 соединителя. Шарнирные соединения предназначены для осуществления возможности преобразования эксцентрического движения ротора 238 во вращательное движение остальной части вращающегося узла.
[0031] Корпусная секция 202 масляного резервуара включает в себя резервуар 254 текучей среды, предпочтительно содержащий чистую текучую среду, такую как рабочая жидкость для гидросистемы. Расположенный между корпусной секцией 204 гидравлического насоса и внутренней оправкой 222 гидравлический насос изображен как блок 256 аксиально-поршневого насоса с наклонной шайбой. Блок 256 аксиально-поршневого насоса с наклонной шайбой содержит наклонную шайбу 258, которая выполнена с возможностью соединения с креплением и вращения с внутренней оправкой 222. Наклонная шайба 258 расположена таким образом, чтобы она образовывала плоскость под углом к продольной оси скважинного бурового снаряда 200. Блок 256 аксиально-поршневого насоса с наклонной шайбой также включает в себя распределенные по окружности поршни 260, только два из которых видимы на фиг. 3А. В показанном варианте осуществления поршни 260 опираются на корпусную секцию 202 масляного резервуара и выполнены с возможностью вращаться с ней. Каждый поршень 260 выполнен с возможностью перемещаться независимо от других в осевом направлении скважинного бурового снаряда 200 при нажатии наклонной шайбы 258, обеспечивающем возвратно-поступательное движение каждого поршня 260 внутри соответствующих цилиндров 262, преодолевая усилие смещения соответствующих пружин 264. Каждый поршень 260 включает в себя соответствующую клапанную систему, так чтобы его осевое возвратно-поступательное движение приводило к извлечению текучей среды из камеры 266, сообщающейся по текучей среде с резервуаром 254 текучей среды, и выпусканию в камеру 268 под давлением. Выпускной трубопровод соединяет камеру 266 и камеру 268 с соответствующей клапанной системой, расположенной в нем, чтобы поддерживать необходимое давление в камере 268, в то же время позволяя текучей среде циркулировать в замкнутом цикле по системе.
[0032] Между корпусной секцией 206 муфты и внутренней оправкой 222 расположен кольцевой поршень 270 и пружина 272, которая смещает кольцевой поршень 270 в направлении вверх по скважине. В показанном варианте осуществления верхняя часть кольцевого поршня 270 входит с возможностью плавного перемещения и уплотнения в корпусную секцию 204 гидравлического насоса и выполнена с возможностью вращения с ней. Между корпусной секцией 206 муфты и удлинителем 224 ротора расположена гидромуфта 274, изображенная на виде сбоку для ясности. В показанном варианте осуществления муфта 274 содержит верхний блок сцепления, изображенный как верхний корончатый элемент 276, который соединен с корпусной секцией 206 муфты с помощью шлицевого соединения и выполнен с возможностью вращения с ней. Верхний корончатый элемент 276 выполнен с возможностью плавного перемещения относительно корпусной секции 206 муфты в соответствии с осевым перемещением кольцевого поршня 270, который действует против силы сжатия пружины для смещения муфты 274 в направлении отсоединения. Муфта 274 также включает в себя нижний блок сцепления, изображенный как нижний корончатый элемент 278, который выполнен с возможностью соединения с креплением и с возможностью вращения с удлинителем 224 ротора. Подшипниковый узел 280 расположен между корпусной секцией 206 муфты и удлинителем 224 ротора. Подшипниковый узел 282 расположен между корпусной секцией 208 подшипника и удлинителем 224 ротора. Подшипниковый узел 284 расположен между корпусной секцией 218 подшипника и приводным валом 246.
[0033] Теперь будет описана работа скважинного бурового снаряда 200. Во время бурения в обычном режиме буровой раствор закачивается вниз, во внутренний проход для текучей среды бурильной колонны, во внутренний проход 220 для текучей среды скважинного бурового снаряда 200. Буровой раствор проходит через внутренний проход 220 для текучей среды, затем поступает в кольцевое пространство 230 через отверстия 228, как показано на фиг. 3С. Затем буровой раствор поступает в секцию рабочей пары скважинного бурового снаряда 200, как лучше показано на фиг. 3D. Вследствие винтовой конструкции лопастей статора 236 и ротора 238 уплотнения создаются с дискретными интервалами между ними, что приводит к созданию осевых камер или полостей 234 текучей среды, которые заполняются буровым раствором. Действие бурового раствора принуждает ротор 238 вращаться и прецессировать внутри статора 236. Буровой раствор затем выходит из секции рабочей пары и проходит через кольцевое пространство 240 и внутренний проход 244 для текучей среды. Затем буровой раствор проходит насквозь и охлаждает буровое долото (не показано), затем возвращается на поверхность через затрубное пространство скважины, перенося шлам от процесса бурения. В результате вращения ротора 238 универсальный шарнир 242 и переходник 250 соединителя вращаются, что, в свою очередь, приводит во вращение приводной вал 246 и буровое долото. Таким образом, скважинный буровой снаряд 200 выполнен с возможностью продления скважины. Следует отметить, что во время бурения в обычном режиме вращение ротора 238 также приводит во вращение удлинитель 224 ротора и внутреннюю оправку 222. Таким образом, вращающийся узел вращается независимо от наружного корпуса, который может быть или не быть вращающимся. Однако относительная скорость вращения между вращающимся узлом и наружным корпусом недостаточна, чтобы создавать достаточное давление масла в блоке 256 аксиально-поршневого насоса с наклонной шайбой для преодоления силы сжатия пружины 272 для смещения кольцевого поршня 270 и включения муфты 274.
[0034] В случае застревания бурового долота может оказаться невозможным освободить буровое долото при крутящем моменте, подаваемом от секции рабочей пары скважинного бурового снаряда 200. Если секция рабочей пары скважинного бурового снаряда 200 не способна освободить застрявшее буровое долото, скважинный буровой снаряд 200, тем не менее, способен освободить застрявшее буровое долото путем включения секции гидромуфты и вращения бурового долота в качестве реакции на вращение бурильной колонны. Более конкретно, бурильная колонна приводится во вращение с поверхности, что приводит к вращению наружного корпуса скважинного бурового снаряда 200. Такое вращение принуждает поршни 260 вращаться вокруг продольной оси скважинного бурового снаряда 200. Когда поршни 260 вращаются, они также совершают осевое возвратно-поступательное движение вследствие взаимодействия с наклонной поверхностью наклонной шайбы 258, вызывая откачивающее действие, которое передает текучую среду из камеры 266 в камеру 268 под давлением. Нагнетаемая текучая среда действует на верхнюю поверхность кольцевого поршня 270. Когда скорость вращения блока 256 аксиально-поршневого насоса с наклонной шайбой достаточна для создания давления, необходимого для преодоления силы сжатия пружины 272, кольцевой поршень 270 смещается по оси в направлении вниз по скважине.
[0035] Перед этим смещением верхний корончатый элемент 276 вращается с наружным корпусом, тогда как нижний корончатый элемент 278 неподвижен. Когда кольцевой поршень 270 смещается по оси в направлении вниз по скважине, кольцевой поршень 270 контактирует с верхним корончатым элементом 276 сцепления, который смещается в направлении вниз по скважине для взаимодействия с нижним корончатым элементом 278. После сцепления находящиеся в сцеплении корончатые профили верхнего корончатого элемента 276 и нижнего корончатого элемента 278 принуждают нижний корончатый элемент 278 вращаться. Когда нижний корончатый элемент 278 функционально связан с буровым долотом с помощью удлинителя 224 ротора, переходника 226 соединителя, универсального шарнира 232, ротора 238, универсального шарнира 242, переходника 250 соединителя и приводного вала 246, крутящий момент от вращения бурильной колонны передается к приводному валу 246 и буровому долоту с помощью гидромуфты 274. В данной конфигурации крутящий момент, прилагаемый к приводному валу 246 и буровому долоту с поверхности с помощью вращения бурильной колонны, может быть значительно больше, чем крутящий момент, который может быть создан с помощью секции рабочей пары скважинного бурового снаряда 200. После того, как долото освобождается, относительная скорость вращения между вращающимся узлом и наружным корпусом понижается, что уменьшает гидравлическое давление, действующее на верхнюю поверхность кольцевого поршня 270. Когда давление больше не достаточно для преодоления силы сжатия пружины 272, кольцевой поршень 270 смещается по оси в направлении вверх по скважине, вследствие чего верхний корончатый элемент 276 отсоединяется от нижнего корончатого элемента 278. Скважинный буровой снаряд 200 теперь возвращается в обычную рабочую конфигурацию, так что буровой раствор, накачиваемый через скважинный буровой снаряд 200, принуждает буровое долото вращаться, таким образом обеспечивая возможность скважинному буровому снаряду 200 дополнительно продлевать скважину.
[0036] Специалистам в данной области должно быть понятно, что описанные в настоящем документе иллюстративные варианты осуществления не должны рассматриваться как ограничивающие. Различные модификации и комбинации иллюстративных вариантов осуществления, а также другие варианты осуществления должны быть очевидны специалистам в данной области после обращения к описанию. Поэтому предполагается, что прилагаемые пункты формулы охватывают любые такие модификации или варианты осуществления.
Claims (42)
1. Скважинный буровой снаряд, содержащий:
бурильную колонну, снабженную внутренним проходом для текучей среды;
гидравлический двигатель, расположенный внутри бурильной колонны и имеющий статор и ротор, причем ротор выполнен с возможностью вращения относительно статора в качестве реакции на поступление бурового раствора через внутренний проход для текучей среды бурильной колонны;
приводной вал, функционально связанный с ротором и выполненный с возможностью вращения в качестве реакции на вращение ротора;
буровое долото, функционально связанное с приводным валом и выполненное с возможностью вращения в качестве реакции на вращение приводного вала, и
гидромуфту, расположенную в бурильной колонне и имеющую первый блок сцепления, выполненный с возможностью вращения с бурильной колонной, и второй блок сцепления, выполненный с возможностью вращения с приводным валом,
причем в первой конфигурации первый блок сцепления отсоединен от второго блока сцепления таким образом, что приводной вал и буровое долото вращаются относительно бурильной колонны в качестве реакции на вращение ротора, а
во второй конфигурации первый блок сцепления взаимодействует со вторым блоком сцепления в качестве реакции на гидравлическое давление, создаваемое за счет вращения бурильной колонны, таким образом, что приводной вал и буровое долото вращаются с бурильной колонной.
2. Скважинный буровой снаряд по п. 1, в котором гидромуфта дополнительно содержит аксиально-поршневой насос с наклонной шайбой, создающий гидравлическое давление в качестве реакции на вращение бурильной колонны.
3. Скважинный буровой снаряд по п. 1, в котором первый блок сцепления дополнительно содержит первый диск сцепления, а второй блок сцепления дополнительно содержит второй диск сцепления.
4. Скважинный буровой снаряд по п. 3, в котором гидромуфта дополнительно содержит поршень, выполненный с возможностью смещения по оси под воздействием гидравлического давления, причем поршень выполнен с возможностью смещения первого блока сцепления в положение взаимодействия со вторым блоком сцепления.
5. Скважинный буровой снаряд по п. 1, в котором первый блок сцепления дополнительно содержит первый корончатый элемент, а второй блок сцепления дополнительно содержит второй корончатый элемент.
6. Скважинный буровой снаряд по п. 5, в котором гидромуфта дополнительно содержит поршень, выполненный с возможностью смещения по оси под воздействием гидравлического давления, причем поршень выполнен с возможностью перемещения корончатых элементов в положение взаимодействия друг с другом.
7. Скважинный буровой снаряд по п. 6, в котором гидромуфта дополнительно содержит пружину, выполненную с возможностью смещения корончатых элементов в направлении отсоединения друг от друга.
8. Скважинный буровой снаряд, содержащий:
бурильную колонну, снабженную внутренним проходом для текучей среды;
гидравлический двигатель, расположенный внутри бурильной колонны, имеющий статор и ротор, причем ротор выполнен с возможностью вращения относительно статора в качестве реакции на поступление бурового раствора через внутренний проход для текучей среды бурильной колонны;
приводной вал, функционально связанный с ротором и выполненный с возможностью вращения в качестве реакции на вращение ротора;
буровое долото, функционально связанное с приводным валом и выполненное с возможностью вращения в качестве реакции на вращение приводного вала, и
гидромуфту, расположенную в бурильной колонне и имеющую аксиально-поршневой насос с наклонной шайбой, первый блок сцепления, выполненный с возможностью вращения с бурильной колонной, и второй блок сцепления, выполненный с возможностью вращения с приводным валом,
причем в первой конфигурации первый блок сцепления отсоединен от второго блока сцепления таким образом, что приводной вал и буровое долото вращаются относительно бурильной колонны в качестве реакции на вращение ротора, а
во второй конфигурации первый блок сцепления взаимодействует со вторым блоком сцепления под воздействием гидравлического давления, создаваемого с помощью аксиально-поршневого насоса с наклонной шайбой в качестве реакции на вращение бурильной колонны, таким образом, что приводной вал и буровое долото вращаются с бурильной колонной.
9. Скважинный буровой снаряд по п. 8, в котором первый блок сцепления дополнительно содержит первый диск сцепления, а второй блок сцепления дополнительно содержит второй диск сцепления.
10. Скважинный буровой снаряд по п. 9, в котором гидромуфта дополнительно содержит поршень, выполненный с возможностью смещения по оси под воздействием гидравлического давления, создаваемого аксиально-поршневым насосом с наклонной шайбой, причем поршень выполнен с возможностью смещения первого блока сцепления в положение взаимодействия со вторым блоком сцепления.
11. Скважинный буровой снаряд по п. 8, в котором первый блок сцепления дополнительно содержит первый корончатый элемент, а второй блок сцепления дополнительно содержит второй корончатый элемент.
12. Скважинный буровой снаряд по п. 11, в котором гидромуфта дополнительно содержит поршень, выполненный с возможностью смещения по оси под воздействием гидравлического давления, создаваемого аксиально-поршневым насосом с наклонной шайбой, причем поршень выполнен с возможностью смещения корончатых элементов в положение взаимодействия друг с другом.
13. Скважинный буровой снаряд по п. 12, в котором гидромуфта дополнительно содержит пружину, которая смещает корончатые элементы в направлении отсоединения друг от друга.
14. Способ действия скважинного бурового снаряда, включающий в себя:
расположение бурильной колонны, снабженной внутренним проходом для текучей среды и блоком внутрискважинного забойного двигателя, в скважине;
закачивание бурового раствора через внутренний проход для текучей среды и блок забойного двигателя;
вращение ротора блока внутрискважинного забойного двигателя относительно статора блока забойного двигателя в качестве реакции на поступление бурового раствора;
вращение приводного вала в качестве реакции на вращение ротора;
вращение бурового долота относительно бурильной колонны в качестве реакции на вращение приводного вала;
вращение бурильной колонны;
включение гидромуфты под воздействием гидравлического давления, создаваемого за счет вращения бурильной колонны; и
вращение бурового долота с бурильной колонной в качестве реакции на вращение бурильной колонны.
15. Способ по п. 14, в котором включение гидромуфты в качестве реакции на вращение бурильной колонны дополнительно включает в себя создание гидравлического давления в качестве реакции на действие аксиально-поршневого насоса с наклонной шайбой.
16. Способ по п. 14, в котором включение гидромуфты под воздействием гидравлического давления, создаваемого за счет вращения бурильной колонны, дополнительно включает в себя сцепление первого блока сцепления, функционально связанного с бурильной колонной, со вторым блоком сцепления, функционально связанным с приводным валом.
17. Способ по п. 16, в котором сцепление первого блока сцепления, функционально связанного с бурильной колонной, со вторым блоком сцепления, функционально связанным с приводным валом, дополнительно включает в себя сцепление первого диска сцепления, функционально связанного с бурильной колонной, со вторым диском сцепления, функционально связанным с приводным валом.
18. Способ по п. 16, в котором сцепление первого блока сцепления, функционально связанного с бурильной колонной, со вторым блоком сцепления, функционально связанным с приводным валом, дополнительно включает в себя сцепление первого корончатого элемента, функционально связанного с бурильной колонной, со вторым корончатым элементом, функционально связанным с приводным валом.
19. Способ по п. 16, в котором сцепление первого блока сцепления, функционально связанного с бурильной колонной, со вторым блоком сцепления, функционально связанным с приводным валом, дополнительно включает в себя осевое смещение поршня под воздействием гидравлического давления.
20. Способ по п. 16, в котором сцепление первого блока сцепления, функционально связанного с бурильной колонной, со вторым блоком сцепления, функционально связанным с приводным валом, дополнительно включает в себя преодоление силы сжатия пружины под воздействием гидравлического давления.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2012/072207 WO2014105072A1 (en) | 2012-12-29 | 2012-12-29 | Downhole drilling assembly having a hydraulically actuated clutch and method for use of same |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015118738A RU2015118738A (ru) | 2017-02-01 |
| RU2613671C2 true RU2613671C2 (ru) | 2017-03-21 |
Family
ID=51021883
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015118738A RU2613671C2 (ru) | 2012-12-29 | 2012-12-29 | Скважинный буровой снаряд, снабженный гидромуфтой, и способ его использования |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9790741B2 (ru) |
| EP (1) | EP2917447A4 (ru) |
| CN (1) | CN104884728B (ru) |
| AU (1) | AU2012397800B2 (ru) |
| BR (1) | BR112015012124A2 (ru) |
| CA (1) | CA2893056C (ru) |
| RU (1) | RU2613671C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014105072A1 (ru) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2893056C (en) | 2012-12-29 | 2018-06-05 | Rahul Ramchandra GAIKWAD | Downhole drilling assembly having a hydraulically actuated clutch and method for use of same |
| US9784054B2 (en) * | 2014-07-28 | 2017-10-10 | Tesco Corporation | System and method for establishing tubular connections |
| CN105484666B (zh) * | 2016-01-06 | 2018-11-02 | 无锡凯通钻具有限公司 | 一种双壁钻杆驱动全地质导向钻头的导向转向方法 |
| WO2017168272A1 (en) * | 2016-03-28 | 2017-10-05 | Extreme Machining Australia Pty Ltd. | Wellbore motor with selective locking mechanism |
| US10731418B2 (en) * | 2016-07-14 | 2020-08-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Rotary steerable drilling assembly with a rotating steering device for drilling deviated wellbores |
| CN106050159A (zh) * | 2016-08-11 | 2016-10-26 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 钻柱离合工具 |
| GB2593357B (en) | 2018-11-13 | 2023-04-05 | Rubicon Oilfield Int Inc | Three axis vibrating device |
| CN110145231B (zh) * | 2019-05-09 | 2020-06-16 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 易更换连续油管液压定向器 |
| CA3177404A1 (en) | 2020-05-04 | 2021-11-11 | Hans-Jacob Lund | Drilling mud motor clutch |
| CN114508520A (zh) * | 2020-11-16 | 2022-05-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于连续管的定向器液压集成系统 |
| CN116104438A (zh) * | 2021-11-10 | 2023-05-12 | 中国石油天然气集团有限公司 | 井下液力离合装置 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2167019A (en) * | 1937-11-01 | 1939-07-25 | Smith Corp A O | Automatic clutch for drilling apparatus |
| SU401795A1 (ru) * | 1971-09-03 | 1973-10-12 | УСТРОЙСТВО дл СОЕДИНЕНИЯ ВАЛА ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ С КОЛОННОЙ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ | |
| GB2055927A (en) * | 1979-08-10 | 1981-03-11 | Eng Enterpr | Wellbore drilling tool |
| US4299296A (en) * | 1979-07-06 | 1981-11-10 | Smith International, Inc. | In-hole motor drill with bit clutch |
| EA001110B1 (ru) * | 1997-08-19 | 2000-10-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Буровая система с устройством для крепления к буровой скважине и способы начала и завершения бурильного прохода с ее использованием |
| WO2010030272A1 (en) * | 2008-09-10 | 2010-03-18 | Smith International, Inc. | Locking clutch for downhole motor |
| US20100108383A1 (en) * | 2008-11-03 | 2010-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling Apparatus and Method |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4276944A (en) | 1979-08-20 | 1981-07-07 | Smith International, Inc. | In-hole motor with bit clutch |
| WO2003012242A1 (en) * | 2001-07-30 | 2003-02-13 | Smith International, Inc. | Downhole motor lock-up tool |
| US7481282B2 (en) | 2005-05-13 | 2009-01-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow operated orienter |
| US7735581B2 (en) * | 2007-04-30 | 2010-06-15 | Smith International, Inc. | Locking clutch for downhole motor |
| US7946361B2 (en) * | 2008-01-17 | 2011-05-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow operated orienter and method of directional drilling using the flow operated orienter |
| CN102182400B (zh) * | 2010-03-30 | 2012-04-18 | 平顶山市铁福来机电设备有限公司 | 一种煤矿用双导轨钻车 |
| CN102182397B (zh) * | 2010-03-30 | 2012-11-07 | 平顶山市铁福来机电设备有限公司 | 一种多角度煤岩钻机 |
| CN102031930B (zh) * | 2010-12-25 | 2012-05-23 | 平顶山市铁福来机电设备有限公司 | 一种具有浮动旋转装置的多方位液压钻车 |
| US9376865B2 (en) * | 2012-05-25 | 2016-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotational locking mechanisms for drilling motors and powertrains |
| CA2893056C (en) | 2012-12-29 | 2018-06-05 | Rahul Ramchandra GAIKWAD | Downhole drilling assembly having a hydraulically actuated clutch and method for use of same |
-
2012
- 2012-12-29 CA CA2893056A patent/CA2893056C/en active Active
- 2012-12-29 EP EP12891283.9A patent/EP2917447A4/en not_active Withdrawn
- 2012-12-29 WO PCT/US2012/072207 patent/WO2014105072A1/en active Application Filing
- 2012-12-29 US US14/648,561 patent/US9790741B2/en active Active
- 2012-12-29 AU AU2012397800A patent/AU2012397800B2/en not_active Ceased
- 2012-12-29 RU RU2015118738A patent/RU2613671C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-12-29 CN CN201280077403.5A patent/CN104884728B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-12-29 BR BR112015012124A patent/BR112015012124A2/pt not_active Application Discontinuation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2167019A (en) * | 1937-11-01 | 1939-07-25 | Smith Corp A O | Automatic clutch for drilling apparatus |
| SU401795A1 (ru) * | 1971-09-03 | 1973-10-12 | УСТРОЙСТВО дл СОЕДИНЕНИЯ ВАЛА ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ С КОЛОННОЙ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ | |
| US4299296A (en) * | 1979-07-06 | 1981-11-10 | Smith International, Inc. | In-hole motor drill with bit clutch |
| GB2055927A (en) * | 1979-08-10 | 1981-03-11 | Eng Enterpr | Wellbore drilling tool |
| EA001110B1 (ru) * | 1997-08-19 | 2000-10-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Буровая система с устройством для крепления к буровой скважине и способы начала и завершения бурильного прохода с ее использованием |
| WO2010030272A1 (en) * | 2008-09-10 | 2010-03-18 | Smith International, Inc. | Locking clutch for downhole motor |
| US20100108383A1 (en) * | 2008-11-03 | 2010-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling Apparatus and Method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2893056A1 (en) | 2014-07-03 |
| RU2015118738A (ru) | 2017-02-01 |
| CA2893056C (en) | 2018-06-05 |
| AU2012397800A1 (en) | 2015-05-21 |
| US20150345221A1 (en) | 2015-12-03 |
| US9790741B2 (en) | 2017-10-17 |
| EP2917447A4 (en) | 2016-09-14 |
| CN104884728A (zh) | 2015-09-02 |
| BR112015012124A2 (pt) | 2017-07-11 |
| WO2014105072A1 (en) | 2014-07-03 |
| AU2012397800B2 (en) | 2016-04-28 |
| EP2917447A1 (en) | 2015-09-16 |
| CN104884728B (zh) | 2017-12-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2613671C2 (ru) | Скважинный буровой снаряд, снабженный гидромуфтой, и способ его использования | |
| CA2695463C (en) | Flow control system having an isolation device for preventing gas interference during downhole liquid removal operations | |
| US11220866B2 (en) | Drilling oscillation systems and shock tools for same | |
| RU2618254C2 (ru) | Механизм передачи крутящего момента, предназначенный для внутрискважинного бурового инструмента | |
| GB2501352A (en) | Pump with multiple motors and impellers mounted eccentrically within overall casing | |
| US9051802B2 (en) | Downhole driving unit having a hydraulic motor with a planetary gearing system | |
| US9359844B2 (en) | Downhole driving unit having a spring member for assembling a hydraulic motor housing | |
| US9435167B2 (en) | Downhole driving unit having a hydraulic motor in a wheel | |
| US9512688B2 (en) | Arm assembly | |
| RU2622417C1 (ru) | Скважинный прибор и способ увеличения давления и скорости потока текучей среды в кольцевом пространстве | |
| US9523253B2 (en) | Torque member | |
| US9708866B2 (en) | Downhole driving unit having a hydraulic motor with a static cam ring | |
| US11814959B2 (en) | Methods for increasing the amplitude of reciprocal extensions and contractions of a shock tool for drilling operations | |
| US20170198582A1 (en) | Well site pump with integrated driver and hydraulic motor and method of using same |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201230 |