RU2658703C1

RU2658703C1 - Rotary controlled device

Info

Publication number: RU2658703C1
Application number: RU2017101767A
Authority: RU
Inventors: Вигдор Соломонович Будянский; Николай Фёдорович Мутовкин; Алексей Васильевич Власов; Александр Сергеевич Брудный-Челядинов; Михаил Васильевич Крекин; Вячеслав Владимирович Павлык
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Буровые гидромашины - Центр"
Priority date: 2017-01-20
Filing date: 2017-01-20
Publication date: 2018-06-22

Abstract

FIELD: mining.

SUBSTANCE: invention relates to drilling equipment and can be used in the composition of the drill string bottom when drilling directional, horizontal and multi-hole wells in a rotary system. Controlled rotary device includes co-axial bit, a shaft and a body suspended thereon by means of bearings, from the outside having at least one side protrusion in the form of a blade, which periphery radius is greater than the bit radius, on the facing the bit side is provided with at least one cutter, which cutting edges overlap the distance between the protrusion and the bit radii in the radial direction, and a control unit consisting of a hydro-piston actuator containing a piston with external guide grooves and a central channel having a stroke from an upper position to a lower one, spring and a body branch pipe provided with at least one pin for interacting with the piston guide grooves while controlling its movement, and the shaft with the body locking mechanism in their definite mutual circumferential position. Shaft with the body locking mechanism consists of two elements of their mutual engagement, one of which is made on the body, and the other is on a bushing, which is kinematically connected to the piston and shaft and having with the latter engagement in the circumferential direction and the freedom of axial movement relative to it within the piston stroke.

EFFECT: providing an increase in the efficiency of the of horizontal wells with long shafts construction.

3 cl, 8 dwg

Description

Изобретение относится к буровой технике и может быть использовано в составе компоновки низа бурильной колонны при бурении наклонно-направленных, горизонтальных и многозабойных скважин.The invention relates to drilling equipment and can be used as part of the layout of the bottom of the drill string when drilling directional, horizontal and multilateral wells.

Известны и применяются различные роторные управляемые компоновки (системы) (см., например, "Нефтегазовое обозрение", зима 2011-2012, Гибридная роторная управляемая система бурения - сочетание лучшего).Various rotary controlled assemblies (systems) are known and used (see, for example, Oil and Gas Review, winter 2011-2012, Hybrid rotary controlled drilling system - a combination of the best).

Следует разделять роторные управляемые системы на два типа по способу искривления скважины: с изменяемой и неизменяемой геометрией конструкции.It is necessary to divide rotary controlled systems into two types according to the method of well curvature: with variable and unchanged design geometry.

В роторных системах первого типа (см. например, Smart drilling, сайт: www.smart-drilling.de) используются специальные механизмы, выполняющие по команде с поверхности или от забойного устройства выдвижение лопастей или перекос компоновки с целью искривления ствола скважины. Эти роторные системы характеризуются сложностью конструкции, насыщенностью электроникой и программным обеспечением, что определяет их высокую стоимость.In rotary systems of the first type (see, for example, Smart drilling, website: www.smart-drilling.de), special mechanisms are used that perform, at the command of the surface or from the bottomhole device, the blades extend or skew the layout to bend the wellbore. These rotor systems are characterized by design complexity, saturation of electronics and software, which determines their high cost.

Известные роторные системы с неизменяемой геометрией (см., например, патенты РФ 2112128, и 2236539 прототип) конструктивно просты и поэтому имеют низкую себестоимость в производстве и удобны в применении. Эти системы по способу искривления близки к широко применяемым двигателям-отклонителям с угловым перекосом. Указанные роторные системы включают долото и вал, состоящий из двух частей, имеющих свободу углового перекоса между собой, корпус с угловым перекосом, подвешенный на валу посредством подшипников, узел сцепления/расцепления вала и корпуса, выполненный в виде подпружиненной втулки-замыкателя, управляемой изменением величины расхода бурового раствора. Недостатками этих технических решений, приводящими к снижению надежности, являются: угловой перекос компоновки, вызывающий диаметральный распор и зависание компоновки в скважине; низкая стойкость подшипников из-за действия высокой нагрузки, равной нагрузке на долоте.Known rotor systems with unchanged geometry (see, for example, RF patents 2112128, and prototype 2236539) are structurally simple and therefore have a low production cost and are convenient to use. These systems, by the method of curvature, are close to the widely used angle deflector deflectors. Said rotor systems include a bit and a shaft consisting of two parts having freedom of angular misalignment between each other, a housing with an angular misalignment suspended on the shaft by means of bearings, a clutch / disengagement unit of the shaft and housing made in the form of a spring-loaded closing sleeve controlled by a change in value mud flow rate. The disadvantages of these technical solutions leading to a decrease in reliability are: angular skew of the layout, causing diametrical spacing and freezing of the layout in the well; low bearing resistance due to high load equal to the load on the bit.

Известна компоновка для направленного бурения (патент РФ 2448231 С1), включающая соединенные между собой долото и забойный двигатель, имеющий на корпусе выступ, радиус периферии которого больше радиуса долота, оснащенный со стороны, обращенной к долоту, режуще-скалывающими резцами, перекрывающими в радиальном направлении расстояние между радиусами периферии выступа и долота. Такое техническое решение позволяет исключить в отклоняющем устройстве его угловой перекос. Однако данная компоновка, имеющая в своем составе забойный двигатель, не может применяться как роторная система.A known arrangement for directional drilling (RF patent 2448231 C1), comprising a chisel and a downhole motor connected to each other, having a protrusion on the body, the radius of the periphery of which is greater than the radius of the chisel, equipped with side facing the chisel, cutting and cleaving cutters that overlap in the radial direction the distance between the radii of the periphery of the protrusion and the bit. Such a technical solution makes it possible to eliminate angular distortion in the deflecting device. However, this arrangement, which incorporates a downhole motor, cannot be used as a rotor system.

Целью настоящего изобретения является создание конструкции роторного управляемого устройства, не имеющего перечисленных недостатков.The aim of the present invention is to provide a design of a rotary controlled device that does not have the listed disadvantages.

Указанная цель достигается тем, что в известном роторном управляемом устройстве, включающем долото и вал, присоединенные к бурильной колонне, корпус, подвешенный концентрично относительно вала посредством подшипников и имеющий снаружи по меньшей мере один выступ в виде лопасти, радиус периферии которого больше радиуса долота, оснащенный со стороны, обращенной к долоту, резцами, режущие кромки которых перекрывают в радиальном направлении расстояние между радиусами выступа и долота, и узел управления, состоящий из гидропоршневого привода, включающего поршень с направляющими наружными пазами и центральным каналом, имеющий ход от верхнего положения до нижнего, пружину и корпусной патрубок, снабженный по меньшей мере одним шипом для взаимодействия с направляющими пазами поршня, и механизма блокировки вала с корпусом в их однозначном окружном положении, этот механизм блокировки выполнен состоящим из двух элементов взаимного сцепления, например шлицевых зубьев и впадин, один из которых выполнен на корпусе, а другой на втулке, кинематически связанной с поршнем и валом и имеющей с последним зацепление в окружном направлении и свободу осевого перемещения относительно него в пределах хода поршня.This goal is achieved by the fact that in the known rotary controlled device, including a bit and a shaft attached to the drill string, a housing suspended concentrically relative to the shaft by means of bearings and having at least one protrusion in the form of a blade, the radius of the periphery of which is larger than the radius of the bit, equipped from the side facing the bit, with cutters whose cutting edges overlap in the radial direction the distance between the radii of the protrusion and the bit, and the control unit, consisting of a hydraulic piston drive a, including a piston with guiding external grooves and a central channel, having a stroke from the upper position to the lower, a spring and a housing nozzle equipped with at least one spike for interacting with the guiding grooves of the piston, and a shaft locking mechanism with the housing in their unique circumferential position, this locking mechanism is made up of two elements of mutual engagement, for example, spline teeth and troughs, one of which is made on the housing and the other on the sleeve kinematically connected with the piston and shaft and have with the latter gearing in the circumferential direction and freedom of axial movement relative to it within the piston stroke.

Для улучшения управляемости устройства на его корпусе оппозитно и выше по направлению от долота относительно упомянутого выступа желательно разместить еще один выступ, оснащенный по периферии в верхней его части резцами, имеющий радиус периферии больше радиуса долота.To improve the controllability of the device on its housing opposite and higher in direction from the bit relative to the said protrusion, it is desirable to place another protrusion equipped with peripherals in the upper part of it with cutters having a periphery radius greater than the radius of the bit.

Для получения сигнала о взаимном сцеплении/расцеплении вала и корпуса целесообразно центральный канал поршня в средней его части перекрыть заглушкой, перед и за которой выполнить соответствующие радиальные выпускные и входные каналы, а внутри корпусного патрубка в месте ниже входных каналов при верхнем положении поршня и выше них при нижнем положении поршня выполнить локальный кольцевой выступ.To obtain a signal about the mutual engagement / disengagement of the shaft and the housing, it is advisable to block the central channel of the piston in its middle part with a plug, in front of and behind which perform the corresponding radial outlet and input channels, and inside the housing pipe in a place below the input channels with the piston upper position and above them when the piston is in the lower position, perform a local annular protrusion.

На фиг. 1 изображен общий вид предлагаемого роторного управляемого устройства, состоящего из узла искривления 1, узла управления 2 и механизма блокировки 3 (сцепления/расцепления) вала и корпуса.In FIG. 1 shows a General view of the proposed rotary controlled device, consisting of a curvature 1, a control 2 and a locking mechanism 3 (clutch / disengage) of the shaft and housing.

На фиг. 2а показан узел искривления 1, включающий долото 6, вал 4, корпус 5 с боковым выступом 7, оснащенным резцами 8. Через середину бокового выступа 7 и ось устройства проходит его плоскость искривления.In FIG. 2a shows a curvature assembly 1, including a chisel 6, a shaft 4, a housing 5 with a lateral protrusion 7 equipped with cutters 8. Through the middle of the lateral protrusion 7 and the axis of the device, its curvature plane passes.

На фиг. 2б показан узел искривления 1 с двумя боковыми выступами 7 и 9, оппозитно расположенными относительно друг друга.In FIG. 2b shows a curvature assembly 1 with two lateral protrusions 7 and 9, which are opposite to each other.

На фиг. 3 представлен узел управления 2, включающий гидропоршневой привод, состоящий из поршня 10 с направляющими наружными пазами 11 и центральным каналом 12, пружину 13, корпусной патрубок 14 с шипами 15. Движение поршня 10 относительно корпусного патрубка 14 задается взаимодействующими между собой наружными пазами 11 с шипами 15 под действием гидравлической силы, направленной вниз, или упругой силы пружины, направленной вверх.In FIG. 3 shows a control unit 2, including a hydraulic piston drive, consisting of a piston 10 with guiding external grooves 11 and a central channel 12, a spring 13, a housing nozzle 14 with spikes 15. The movement of the piston 10 relative to the housing nozzle 14 is defined by interacting external grooves 11 with spikes 15 under the action of a hydraulic force directed downward or an elastic force of a spring directed upward.

На фиг. 4 показан механизм блокировки 3 вала 4 и корпуса 5, состоящий из двух элементов 16 и 17 их взаимного сцепления в однозначном окружном положении, один из которых выполнен на корпусе, а другой - на втулке 18, кинематически связанной с поршнем 10 и валом 4 и находящейся с последним в окружном зацеплении при свободе осевого перемещения относительно него в пределах хода поршня.In FIG. 4 shows the locking mechanism 3 of the shaft 4 and the housing 5, consisting of two elements 16 and 17 of their mutual engagement in an unambiguous circumferential position, one of which is made on the housing, and the other on the sleeve 18, kinematically connected with the piston 10 and the shaft 4 and located with the latter in circumferential engagement with free axial movement relative to it within the stroke of the piston.

На фиг. 5 показан вариант исполнения узла сигнализации, позволяющего контролировать взаимное положение элементов 16 и 17. Этот узел включает заглушку 19, размещенную в средней части центрального канала 12 поршня 10, перед и за которой выполнены выходные 20 и входные 21 радиальные каналы, а внутри корпусного патрубка 14, в месте ниже расположения входных каналов 21 поршня при его верхнем положении и выше расположения входных каналов 21 при нижнем положении поршня 10, размещен локальный кольцевой выступ 22. При перемещении поршня 10 от верхнего положения до нижнего место расположения заглушки 19 кратковременно совпадает с местом кольцевого выступа 22 корпусного патрубка 14. В этот момент создается импульс давления, регистрируемый на поверхности. Одновременно с этим происходит сцепление вала 4 с корпусом 5 посредством вступления в контакт их элементов 16 и 17.In FIG. 5 shows an embodiment of the signaling unit, which makes it possible to control the relative position of the elements 16 and 17. This unit includes a plug 19 located in the middle of the central channel 12 of the piston 10, in front of and behind which the output 20 and input 21 radial channels are made, and inside the body pipe 14 , in a place below the location of the input channels 21 of the piston at its upper position and above the location of the input channels 21 at the lower position of the piston 10, a local annular protrusion 22 is placed. When moving the piston 10 from the upper position to the lower its location of the plug 19 for a short time coincides with the location of the annular protrusion 22 of the housing pipe 14. At this moment, a pressure pulse is recorded, recorded on the surface. At the same time, the coupling of the shaft 4 with the housing 5 occurs through the contact of their elements 16 and 17.

На фиг. 6а и 6б изображена кинематическая схема устройства при его работе соответственно на стабилизацию направления ствола скважины и на его искривление.In FIG. 6a and 6b depict the kinematic diagram of the device during its operation, respectively, to stabilize the direction of the wellbore and its curvature.

Работа предлагаемым роторным управляемым устройством производится следующим образом. После спуска устройства на забой скважины и пуска бурового насоса по показаниям манометра на поверхности определяется готовность устройства к работе на искривление ствола скважины или стабилизацию его направления. Отсутствие импульса давления говорит о расцепленных между собой вала 4 и корпуса 5 (фиг. 6б). Для работы по стабилизации направления необходимо произвести сцепление вала и корпуса. Это обеспечивается снижением подачи (расхода) бурового раствора или выключением бурового насоса с последующим восстановлением подачи раствора, при котором произойдет сцепление вала и корпуса (фиг. 6а), сопровождаемое импульсом давления, регистрируемым на поверхности. При снижении подачи бурового раствора снижается гидравлическая сила на поршне 10 (фиг. 3), и под действием преобладающей упругой силы пружины 13 он поднимается относительно шипа 15 в верхнее положение «а1». После восстановления подачи раствора под действием возросшей гидравлической силы поршень 10 перемещается в положение «b». При этом идут два процесса: - создается импульс давления вследствие кратковременного перекрытия кольцевым выступом 22 (фиг. 5) кольцевого канала от выходных радиальных каналов 20 к входным каналам 21; а элементы 16 корпуса и 17 вала вступают в зацепление в однозначном их взаимном окружном положении. Приведя во вращение бурильную колонну, можно осуществлять проходку прямолинейного участка.The work of the proposed rotary controlled device is as follows. After the device is lowered to the bottom of the well and the mud pump is started, the readiness of the device for bending the borehole or stabilizing its direction is determined by the pressure gauge on the surface. The absence of a pressure pulse indicates the disengaged between the shaft 4 and the housing 5 (Fig. 6b). To work to stabilize the direction, it is necessary to clutch the shaft and housing. This is achieved by reducing the flow (flow) of the drilling fluid or turning off the mud pump, followed by the restoration of the flow of the fluid, at which the shaft and housing will clutch (Fig. 6a), accompanied by a pressure pulse recorded on the surface. When the supply of drilling fluid is reduced, the hydraulic force on the piston 10 decreases (Fig. 3), and under the influence of the prevailing elastic force of the spring 13, it rises relative to the spike 15 in the upper position "a1". After the restoration of the flow of the solution under the action of increased hydraulic force, the piston 10 moves to position "b". In this case, there are two processes: - a pressure pulse is created due to a short-term overlap by the annular protrusion 22 (Fig. 5) of the annular channel from the output radial channels 20 to the input channels 21; and the elements 16 of the housing and the shaft 17 come into engagement in their unique mutual circumferential position. Bringing the drill string into rotation, it is possible to drive a straight section.

Для перехода к проходке искривленного участка необходимо сначала остановить вращение бурильной колонны и выставить плоскость искривления устройства в нужном азимуте и снизить подачу раствора или выключить насос. Затем, восстановив подачу раствора до нормы и убедившись в отсутствии импульса давления, привести во вращение бурильную колонну и приступить к проходке искривленного участка скважины. При описанной манипуляции с подачей раствора поршень 10 относительно шипа 15 (фиг. 3) сначала занимает положение «а2», а затем зависает в положении «с». В положении «с» не происходит зацепление элементов 16 и 17 (фиг. 6б) и не возникает гидроимпульса из-за того, что выходные каналы 20 поршня (фиг. 5) не доходят до локального кольцевого выступа 22 корпусного патрубка 14.To go to the drilling of the curved section, you must first stop the rotation of the drill string and set the plane of curvature of the device in the desired azimuth and reduce the flow of the solution or turn off the pump. Then, restoring the flow of the solution to normal and making sure that there is no pressure impulse, rotate the drill string and proceed with the drilling of the curved section of the well. With the described manipulation with the supply of the solution, the piston 10 relative to the spike 15 (Fig. 3) first occupies the position "a2", and then freezes in position "c". In the “c” position, the elements 16 and 17 are not engaged (Fig. 6b) and there is no hydraulic pulse due to the fact that the output channels 20 of the piston (Fig. 5) do not reach the local annular protrusion 22 of the housing pipe 14.

По мере углубления ствола скважины выступ 7 (фиг. 2а) вступает в контакт со стенкой ствола, образованной долотом 6. В результате возникает боковая отклоняющая сила, действующая на выступ 7 и соответственно на долото 6, что вызывает искривление ствола. Для лучшей управляемости компоновки и предсказуемости интенсивности искривления целесообразно размещать на корпусе 5 (фиг. 2б) оппозитно выступу 7 еще один выступ 9.As the wellbore deepens, the protrusion 7 (Fig. 2a) comes into contact with the barrel wall formed by the bit 6. As a result, a lateral deflecting force arises acting on the protrusion 7 and, accordingly, on the bit 6, which causes the barrel to bend. For better controllability of the layout and predictability of the curvature intensity, it is advisable to place another protrusion 9 on the protrusion 7 on the casing 5 (Fig. 2b).

При работе устройства на искривление его корпус 5 сохраняет свое азимутальное положение благодаря взаимодействию со стенками скважины боковыми выступами 7 и 9, оснащенными резцами 8. При работе устройства на стабилизацию направления корпус 5 вращается совместно с валом 4 и своими резцами 8 производит калибрование ствола скважины.When the device is operated on a curvature, its body 5 maintains its azimuthal position due to the interaction with the walls of the well with lateral protrusions 7 and 9 equipped with cutters 8. When the device is used to stabilize the direction, the body 5 rotates together with the shaft 4 and calibrates the wellbore with its cutters 8.

Благодаря исключению влияния момента на долоте на азимутальную ориентацию устройства, а также возможности непрерывного вращения бурильной колонны как на прямолинейном, так и на искривленном участке, становится возможной проходка горизонтального ствола скважины большой протяженности.Due to the exclusion of the influence of the moment on the bit on the azimuthal orientation of the device, as well as the possibility of continuous rotation of the drill string in both a straight and curved section, penetration of a long horizontal wellbore becomes possible.

Использование предлагаемого роторного устройства позволит добиться сокращения эксплуатационных издержек и тем самым повысить эффективность горизонтального бурения.The use of the proposed rotary device will reduce operating costs and thereby increase the efficiency of horizontal drilling.

Claims

1. A rotary controlled device, including a bit coaxial with each other, a shaft and a housing suspended on it by means of bearings, having at least one lateral protrusion in the form of a blade, the radius of the periphery of which is greater than the radius of the bit, is equipped with a side facing at least at least one cutter, the cutting edges of which overlap in the radial direction the distance between the radii of the protrusion and the bit, and the control unit, consisting of a hydraulic piston drive containing a piston with guiding external grooves and a cent channel, having a stroke from the upper position to the lower one, a spring and a housing nozzle, equipped with at least one spike for interaction with the guide grooves of the piston when controlling its movement, and a mechanism for locking the shaft with the housing in their unique mutual circumferential position, characterized in that The mechanism of locking the shaft with the housing consists of two elements of their mutual engagement, one of which is made on the housing, and the other on the sleeve kinematically connected to the piston and shaft and having the latter engaging in direction and freedom of axial movement relative to it within the piston stroke.

2. The rotary controlled device according to claim 1, characterized in that, above the protrusion in the direction from the bit, another protrusion is placed opposite it, the radius of the periphery of which is greater than the radius of the bit, equipped with cutters on the periphery in its upper part.

3. A rotary controlled device according to claim 1 or 2, characterized in that the central channel of the piston is closed by a plug, in front of and behind which there are respectively output and input radial channels, and inside the housing pipe below the location of the output radial channels of the piston in its upper position is located local annular protrusion, while in the lower position of the piston the local protrusion is located above the location of the output radial channels of the piston.