RU2668102C2 - Гидропульсационное устройство - Google Patents

Гидропульсационное устройство Download PDF

Info

Publication number
RU2668102C2
RU2668102C2 RU2016134880A RU2016134880A RU2668102C2 RU 2668102 C2 RU2668102 C2 RU 2668102C2 RU 2016134880 A RU2016134880 A RU 2016134880A RU 2016134880 A RU2016134880 A RU 2016134880A RU 2668102 C2 RU2668102 C2 RU 2668102C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
cam surface
upstream
downstream
annular cam
turbine
Prior art date
Application number
RU2016134880A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2016134880A (ru
RU2016134880A3 (ru
Inventor
Трэвор Дэвид КЭТТЕЛС
Original Assignee
Эсджиэм Дизайнс Пти Лтд
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
Priority claimed from AU2014900239A external-priority patent/AU2014900239A0/en
Application filed by Эсджиэм Дизайнс Пти Лтд filed Critical Эсджиэм Дизайнс Пти Лтд
Publication of RU2016134880A publication Critical patent/RU2016134880A/ru
Publication of RU2016134880A3 publication Critical patent/RU2016134880A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2668102C2 publication Critical patent/RU2668102C2/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
    • 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
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
    • E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
    • E21B47/24—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry by positive mud pulses using a flow restricting valve within the drill pipe
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
    • E21B4/06—Down-hole impacting means, e.g. hammers
    • E21B4/14—Fluid operated hammers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B1/00—Percussion drilling
    • E21B1/12—Percussion drilling with a reciprocating impulse member
    • E21B1/24—Percussion drilling with a reciprocating impulse member the impulse member being a piston driven directly by fluid pressure
    • E21B1/26—Percussion drilling with a reciprocating impulse member the impulse member being a piston driven directly by fluid pressure by liquid pressure
    • E21B1/28—Percussion drilling with a reciprocating impulse member the impulse member being a piston driven directly by fluid pressure by liquid pressure working with pulses
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
    • 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
    • E21B28/00—Vibration generating arrangements for boreholes or wells, e.g. for stimulating production
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/24—Drilling using vibrating or oscillating means, e.g. out-of-balance masses
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16K—VALVES; TAPS; COCKS; ACTUATING-FLOATS; DEVICES FOR VENTING OR AERATING
    • F16K31/00—Actuating devices; Operating means; Releasing devices
    • F16K31/44—Mechanical actuating means
    • F16K31/52—Mechanical actuating means with crank, eccentric, or cam
    • F16K31/524—Mechanical actuating means with crank, eccentric, or cam with a cam
    • F16K31/52408—Mechanical actuating means with crank, eccentric, or cam with a cam comprising a lift valve

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Drilling And Boring (AREA)
  • Pipe Accessories (AREA)

Abstract

Гидропульсационное устройство для скважинного бурения содержит корпус, ограничивающий проточный канал для потока промывочной жидкости от верхнего по потоку конца к нижнему по потоку концу, турбинный узел, расположенный в указанном проточном канале и имеющий верхнюю по потоку кольцевую кулачковую поверхность и нижнюю по потоку кольцевую кулачковую поверхность, по меньшей мере один турбинный элемент, функционально соединенный с верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и с нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и приводимый в действие потоком промывочной жидкости с обеспечением вращения турбинного узла, и поршень, прикрепленный к верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхности, при этом проточный канал имеет суженную часть, расположенную выше по потоку от турбинного узла с обеспечением возможности расположения поршня в суженной части проточного канала, по меньшей мере один верхний по потоку кулачковый следящий элемент, прикрепленный к корпусу для взаимодействия с верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью, и по меньшей мере один нижний по потоку кулачковый следящий элемент, прикрепленный к корпусу для взаимодействия с нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью. При вращении турбинного узла обеспечивается кулачковое взаимодействие между верхним по потоку следящим элементом (элементами) и верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и между нижним по потоку следящим элементом (элементами) и нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью, что заставляет турбинный узел совершать возвратно-поступательное осевое перемещение в проточном канале с обеспечением осевого перемещения поршня между ограничивающим поток положением в суженной части проточного канала и открытым положением для обеспечения периодического ограничения потока промывочной жидкости через проточный канал. Обеспечивается повышение эффективности процесса бурения и надежности устройства. 7 н. и 15 з.п. ф-лы, 11 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Предложенное изобретение относится к области техники, связанной с обеспечением пульсации давления в трубопроводе. В частности, предложенное изобретение относится к гидропульсационному устройству, используемому при скважинном бурении.
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В настоящем описании, в частности, рассматривается создание гидравлических импульсов в скважинной бурильной колонне. Однако следует понимать, что рассмотренная в настоящем документе концепция без ограничения может быть использована для любого трубопровода с текучей средой, в котором необходимо создать гидравлические импульсы.
В нефтегазовой изыскательной и добывающей отрасли промышленности бурильную колонну опускают в скважину. При этих работах промывочную жидкость, известную как «буровой раствор», закачивают с поверхности через бурильную колонну с выходом из насадок в буровом долоте. Буровой раствор способствует вытеснению и вычищению материала с режущей поверхности и переносит вытесненный материал через буровую скважину к поверхности.
В этой отрасли промышленности хорошо известно, что обеспечение пульсирующего потока текучей среды, который может создавать ударное или вибрационное воздействие, может повышать скорость бурения. Пульсацию потока текучей среды создают путем периодического ограничения потока текучей среды для создания разности давлений. Существует множество различных способов, которые были предложены для ограничения потока текучей среды.
Один принцип заключается в использовании турбины, роторов или других средств, которые могут приводиться в действие текучей средой для обеспечения работы клапана, который может ограничивать поток. Такие клапаны содержат осевой возвратно-поступательный тарельчатый клапан или поршень, который может взаимодействовать с суженным отверстием с обеспечением регулирования потока текучей среды, при этом возвратно-поступательное движение обеспечивает кулачковый узел, приводимый в действие вращающейся турбиной.
Два примера такого клапанного устройства приведены в патенте США №4830122. В первом примере кулачковый следящий элемент или следящие элементы прикреплены к верхнему по потоку концу турбины для обеспечения их вращения. Следящий элемент (элементы) функционально связан с кулачком, вращение которого предотвращено. Элемент поршня или клапана прикреплен к поршню. Действие кулачкового следящего элемента (элементов) на кулачок вызывает циклическое возвратно-поступательное движение кулачка и прикрепленного поршня.
В патенте США №4830122 также приведено описание другого варианта выполнения, в котором кулачок и узел следящего элемента расположены у нижнего по потоку конца турбины. Кулачок законтрен от вращения так, что действие кулачка, происходящее во время вращения турбины, заставляет всю турбину совершать осевое возвратно-поступательное движение. Клапанный элемент поршня прикреплен к верхнему по потоку концу турбины для взаимодействия с клапанным кольцом.
Кроме того, в патенте США №4830122 указано, что ударное воздействие, вызываемое действием пульсации текучей среды, может быть дополнительно улучшено путем присоединения пульсационной установки к ударному переводнику. Ударный переводник представляет собой быстро реагирующее на давление устройство, расширяющееся и сжимающееся в ответ на изменение давления текучей среды. Ударные переводники обычно используются для изоляции бурильной колоны от осевых смещений, создаваемых долотом во время буровых работ. Однако когда ударный переводник функционально соединен с гидропульсационным устройством, то расширение и сжатие ударного переводника может обеспечивать ударное воздействие бурового долота.
С момента публикации патента США №4830122 было предложено несколько различных типов гидропульсационных устройств для использования с ударным переводником или без него. Такие другие гидропульсационные инструменты имеют конструкцию, включающую вращающиеся пластины с отверстиями для осевого потока, которые могут открываться и закрываться по мере приведения в действие ротора текучей средой.
В патенте США №6279670 приведено описание скважинного гидропульсационного устройства, содержащего клапанный элемент, приводимый в действие текучей средой, активизируемой винтовым забойным двигателем, для изменения потока текучей среды, и ударный переводник, реагирующий на изменение потока текучей среды. Винтовые забойные двигатели содержат рабочую пару, состоящую из статора и ротора. Статор состоит из стальной трубы, содержащей закрепленный вкладыш из эластомера с проходящим через центр отверстием, имеющим винтовой профиль с лопастями. Ротор является стальным стержнем, имеющим винтовой профиль с лопастями. Когда ротор установлен в статор, то сочетание винтовых профилей и лопастей между этими двумя компонентами образует изолированные полости. При продвижении промывочной жидкости через рабочую пару падение давления в полостях будет заставлять ротор поворачиваться внутри статора. Клапан, управляемый винтовым забойным двигателем, содержит неподвижную пластину и клапанную пластину, поворачиваемую данным двигателем. Каждый из клапанов содержит пазы, перемещаемые в выровненное положение и из него во время поворота поворотной пластины с созданием тем самым переменного потока текучей среды.
Несмотря на то, что множество известных гидропульсационных устройств доказало свою эффективность при повышении скоростей бурения, тем не менее, они имеют несколько недостатков, препятствующих их широкому внедрению.
В отрасли промышленности, связанной с бурением, хорошо известно о сложности проектирования скважинных инструментов, которые будут надежно работать в условиях постоянно изменяющихся свойств бурового раствора и постоянно повышающегося гидростатического давления в местоположениях ствола скважины. Эта проблема осложняется наличием малого пространства, внутри которого должен быть установлен скважинный инструмент. Во многих случаях бурения скважинные инструменты имеют наружный диаметр, равный лишь 4,75 дюйма (11,9 см). Эти пространственные ограничения накладывают значительные ограничения на конструкцию таких инструментов.
Кроме того, многие скважинные инструменты содержат уплотнения из полимерного материала или эластомеров. Такие материалы подвержены износу, истиранию частицами, имеющимися в промывочной жидкости, и могут работать лишь в определенных диапазонах температур, а также не могут быть использованы с безводными химическими реагентами.
Несмотря на наличие многочисленных известных устройств, в нефтегазовой отрасли промышленности имеется постоянная потребность в обеспечении гидропульсационных устройств, эффективных с точки зрения стоимости изготовления и одновременно достаточно надежных с точки зрения выдерживания весьма неблагоприятных эксплуатационных условий при минимальном техническом обслуживании и текущем ремонте и связанным с ними временем простоя. Следует понимать, что вследствие простоя бурильной колонны может быть нанесен значительный экономический ущерб.
Соответственно, целью предложенного изобретения является создание альтернативного гидропульсационного устройства.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В соответствии с одним аспектом предложено гидропульсационное устройство, предназначенное для соединения с трубопроводом и содержащее:
корпус, ограничивающий проточный канал для потока текучей среды от верхнего по потоку конца к нижнему по потоку концу,
турбинный узел, расположенный в проточном канале и имеющий верхнюю по потоку кольцевую кулачковую поверхность и нижнюю по потоку кольцевую кулачковую поверхность,
по меньшей мере один турбинный элемент, функционально соединенный с верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и с нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и приводимый в действие потоком промывочной жидкости в проточном канале для обеспечения вращения турбинного узла,
поршень, прикрепленный к верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхности или нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхности,
при этом проточный канал имеет суженную часть, расположенную выше по потоку от турбинного узла, когда поршень прикреплен к верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхности, с обеспечением возможности расположения поршня в суженной части, или суженная часть расположена ниже по потоку от турбинного узла, когда поршень прикреплен к нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхности, с обеспечением возможности расположения поршня в суженной части,
по меньшей мере один верхний по потоку кулачковый следящий элемент, прикрепленный к корпусу для взаимодействия с верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью, и по меньшей мере один нижний по потоку кулачковый следящий элемент, прикрепленный к корпусу для взаимодействия с нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью,
при этом при вращении турбинного узла происходит взаимодействие между верхним по потоку следящим элементом (элементами) и верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и между нижним по потоку следящим элементом (элементами) и нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью, что заставляет турбинный узел совершать возвратно-поступательное осевое перемещение в проточном канале с обеспечением перемещения поршня между ограничивающим поток положением в суженной части проточного канала и открытым положением для обеспечения периодического ограничения потока текучей среды, проходящего через проточный канал.
Устройство может быть выполнено с возможностью соединения с любым подходящим трубопроводом. Соответственно, предложенное устройство подходит для соединения с бурильной колонной для скважинного бурения.
Проточный канал имеет суженную часть. Суженная часть проточного канала выполнена в виде пластины с отверстием или с окном.
Соответственно, суженный проточный канал образует трубку Вентури.
Суженная часть проточного канала может быть выполнена или выше по потоку, или ниже по потоку от турбинного узла. Так как поршень выполнен с возможностью расположения в суженной части проточного канала, то из этого следует, что если суженная часть проточного канала расположена у верхнего по потоку конца, то поршень прикреплен к поверхности верхнего по потоку кольцеобразного кулачка, и наоборот.
Соответственно, если поршень прикреплен к верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхности, то это означает, что поршень перемещается вверх в направлении положения ограничения потока и вниз в направлении положения открытия. В этом случае, если какие-либо обломки или другие частицы в текучей среде будут зажаты между поршнем и суженной частью проточного канала, то поршень может быть продвинут вниз в открытое положение благодаря уменьшенному потоку, проходящему к турбинному узлу, и направленному вниз гидравлическому усилию, действующему на поршень. Принудительное продвижение поршня вниз будет давать возможность вычистить обломки для обеспечения возможности дальнейшей работы устройства.
С другой стороны, если поршень прикреплен к нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью, то поршень перемещается вниз в направлении положения ограничения потока текучей среды и вверх в направлении положения открытия. В этом случае, если в текучей среде имеются какие-либо обломки или другие частицы, то поршень может быть защемлен в положении ограничения потока вследствие захвата обломков между поршнем и суженной частью проточного канала. В отличие от рассмотренной выше ситуации, направленные вниз усилия продолжают продвигать поршень в защемленное положение вместо того, чтобы направить его к открытому положению. Такое защемление может прервать работу инструмента.
Кроме того, если поршень прикреплен к верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхности, то при этом происходит регулирование потока текучей среды, входящего в турбинный узел. Когда поршень прикреплен к нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхности, то происходит регулирование потока текучей среды, выходящего из турбинного узла. Регулирование потока, входящего в турбинный узел, может быть преимущественным, так как это может ослабить повышение давления в турбинном узле с уменьшением тем самым нежелательных усилий, действующих на элементы турбины.
Соответственно, относительные размеры поршня и суженной части проточного канала выбраны с обеспечением возможности полного закрытия поршнем суженной части проточного канала. Полное закрытие потока текучей среды может вызвать остановку турбинного узла.
Соответственно, когда суженная часть проточного канала содержит пластину или клапанное кольцо, то пластина или клапанное кольцо выполнены с возможностью легкого удаления и замены пластиной или клапанным кольцом с отверстием, имеющим другой размер. Таким образом, размеры суженной части проточного канала могут быть отрегулированы для различных параметров, таких как вес и вязкость текучей среды.
Дополнительно или как вариант, поршень может быть выполнен с возможностью его замены поршнем с другими размерами.
Устройство содержит турбинный узел, включающий по меньшей мере один турбинный элемент. Указанный по меньшей мере один турбинный элемент может быть выполнен с любой подходящей конфигурацией, известной в турбостроении, такой как винт, ротор или подобной им, которая может быть приведена во вращение относительно ее оси в соответствии с потоком текучей среды. Поток промывочной жидкости, проходящий через проточный канал, приводит в действие указанный по меньшей мере один турбинный элемент.
Указанным по меньшей мере одним турбинным элементом может быть винт, такой как архимедов винт.
Турбинный элемент функционально соединен с верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и с нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью с обеспечением вращения соответствующих кольцеобразных кулачковых элементов вместе с вращением турбинного узла. Такое функциональное соединение может быть выполнено любыми подходящими средствами.
Соответственно, наружные края турбинного элемента (элементов) прикреплены к турбинному рукаву с обеспечением вращения рукава вместе с турбинным элементом (элементами). Такое устройство является известным в турбостроении. Преимущество наличия турбинных элементов, прикрепленных к рукаву, заключается в том, что концы рукава могут ограничивать кольцеобразные кулачковые поверхности, что может исключать или ограничивать необходимость в уплотнениях, подшипниках, установочных валах и подобных им.
Соответственно, когда турбинный узел содержит турбинный рукав, то турбинный узел не содержит центрального вала.
Как вариант, турбинный элемент (элементы) может быть прикреплен к валу, а соответствующие кулачковые поверхности могут быть прикреплены к концам вала.
Представленное заявителем использование вращающихся кулачков, действующих на закрепленные следящие элементы, является противоположным устройству, рассмотренному в патенте США №4830122, в котором кулачки зафиксированы от вращения, а следящие элементы совершают вращение. В решении, приведенном в патенте США №4830122, когда поршень прикреплен к кулачку, поршень не вращается. В устройстве, рассмотренном в настоящем документе, поскольку поршень прикреплен к кулачку, то поршень вращается. Непредвиденным и неожиданным преимуществом вращающегося поршня является то, что вращательное движение может разгонять или рассекать любую грязь или обломки в текучей среде, которые могут потенциально заблокировать суженную проточную часть.
Верхние по потоку и нижние по потоку кулачковые следящие элементы прикреплены к корпусу для взаимодействия с соответствующими верхней по потоку и нижней по потоку кулачковыми поверхностями. Соответственно, кулачковые следящие элементы выполнены с возможностью приложения симметричного усилия к каждой кулачковой поверхности.
Так как кулачковые следящие элементы закреплены, а кулачковые поверхности вращаются, то кулачковое взаимодействие между вращающимися кулачками и закрепленными следящими элементами вызывает возвратно-поступательное перемещение в осевом направлении, сообщаемое всему турбинному узлу, и заставляет его совершать возвратно-поступательное перемещение в осевом направлении.
Создающее пульсацию устройство, описанное в патенте США №4830122, также использует осевое перемещение турбинного узла. Однако это достигается использованием нижнего по потоку вращающегося следящего элемента, работающего напротив закрепленного кулачка. Перемещение турбины вверх создается непосредственно с помощью контакта между кулачком и следящим элементом, а возвратное движение является результатом действия силы тяжести. Такое решение может создавать нежелательный удар и неустойчивое состояние. Следует понимать, что эти усилия могут быть значительными при нормальном режиме буровых работ, при котором скорость потока текучей среды может значительно изменяться, например, в диапазоне 200-450 галлонов/мин (908-2043 л/мин), а давление может составлять 100-1500 пси (7-105 кг/см2), при этом ограничение потока может происходить между открытым и ограничивающим поток положениями в диапазоне, составляющем приблизительно 1-3 импульса/с. Следует понимать, что в некоторых областях применения скорость потока текучей среды, давление и/или периодические циклы ограничения могут выходить за пределы указанных диапазонов.
Однако непредвиденно и неожиданно данным заявителем было обнаружено, что такая осевая неустойчивость может быть по меньшей мере частично уменьшена посредством выполнения турбинного узла с верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью, расположенной у верхнего по потоку конца турбинного узла, в сочетании с нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью, расположенной у нижнего по потоку конца турбинного узла. Возвращение турбинного узла точно к самому нижнему положению обеспечивается с помощью кулачкового взаимодействия верхнего по потоку кольцеобразного кулачкового узла с верхним по потоку закрепленным следящим элементом (элементами), а не за счет силы тяжести. Взаимодействие между верхним и нижним по потоку кулачками обеспечивает очень плавное возвратно-поступательное движение турбинного узла, при котором турбинный узел всегда подвергается действию точного осевого усилия в обоих направлениях.
Такое плавное возвратно-поступательное движение уменьшает или сводит к минимуму боковую вибрацию, которая может вызвать повреждение других компонентов внутри самого инструмента или других компонентов, находящихся внутри бурильной колонны.
Профили кулачков могут быть выполнены с возможностью обеспечения одного или более импульсов на каждый оборот турбинного узла.
Предложенное устройство может быть использовано в бурильной колонне в сочетании с устройством, чувствительным к пульсации давления, таким как ударный переводник, который может расширяться или сжиматься в соответствии с изменением давления текучей среды для создания осевого перемещения бурильной колонны.
В соответствии с другим аспектом предложен узел для обеспечения ударного действия в скважинной бурильной колонне. Данный узел сдержит гидропульсационное устройство, описанное в первом аспекте, и активизируемое текучей средой устройство, чувствительное к пульсации давления, которое приводится в действие в соответствии с пульсацией текучей среды, создаваемой гидропульсационным устройством.
Выше по потоку или ниже по потоку от гидропульсационного устройства может быть расположено устройство, чувствительное к пульсации давления.
В соответствии с другим аспектом изобретения предложен способ бурения, включающий функциональное соединение гидропульсационного устройства, описанного в первом аспекте, к бурильной колонне и работу указанной бурильной колонны в забое скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг. 1 представлен схематический вид нижнего конца бурильной колонны;
на фиг. 2, представлен схематический вид в разрезе устройства в соответствии с одним аспектом изобретения;
на фиг. 3 представлен схематический вид в разрезе верхней секции в соответствии с аспектом изобретения, показанным на фиг. 2;
на фиг. 4 представлен схематический вид в разрезе нижней секции в соответствии с аспектом изобретения, показанным на фиг. 2;
на фиг. 6а представлен схематический вид поршня в закрытом положении;
на фиг. 5b представлен схематический вид поршня в открытом положении;
на фиг. 6 представлен схематический вид в разрезе нижней секции в соответствии с аспектом изобретения, показанным на фиг. 2;
на фиг. 7 представлен схематический вид в разрезе устройства в соответствии с другим аспектом изобретения;
на фиг. 8 представлен схематический вид в разрезе устройства в соответствии с еще одним аспектом изобретения;
на фиг. 9 представлен график зависимости пульсационного давления от времени, создаваемого предложенным устройством; и
на фиг. 10 представлен другой график зависимости пульсационного давления от времени, создаваемого другой конструкцией предложенного устройства.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На фиг. 1 представлен схематический вид нижнего конца бурильной колонны 10, содержащей гидропульсационное устройство 12 в соответствии с предложенным изобретением. Бурильная колонна 10 содержит обычный компонент 14 бурильной колоны, который может быть воротником бура, бурильной трубой, забойным винтовым двигателем, или инструментом измерения параметров во время бурения, или ударным переводником.
Гидропульсационное устройство 12 имеет кожух с верхним переводником 16, соединенным с нижним переводником 18 основного корпуса. Кожух ограничивает проточный канал для прохождения промывочной жидкости от верхнего по потоку конца к нижнему по потоку концу 7.
Переводник 18 основного корпуса соединен с нижним компонентом 20 бурильной колонны, который также может быть любым обычным скважинным бурильным компонентом, например, он может быть воротником бура, бурильной трубой, забойным винтовым двигателем, ударным переводником или инструментом измерения параметров во время бурения, но без ограничения этим.
На фиг. 2 схематически показан разрез гидропульсационного устройства 12, а фиг. 3 и 4 показывают детали, соответственно, верхней и нижней секций.
Верхний переводник 16 соединен с нижним переводником 18 основного корпуса посредством резьбового соединения 22. Верхний переводник 16 имеет отверстие 24, ограничивающее проточный канал. Ограничивающее отверстие или суженная часть 28 проточного канала расположена в нижнем конце отверстия 24.
Пластина 26 с окном, вставленная в нижний по потоку конец соединения 22, расположена ниже по потоку от ограничивающего отверстия 28.
На фиг. 2 и 3 схематически показано, что поток, проходящий от ограничителя 28 через окно 26а пластины 26, ограничен головкой 30 поршня 32. Поршень 32 выполнен с возможностью перемещения между открытым положением (показанным детально на фиг. 5b), в котором отсутствует ограничение потока текучей среды, проходящего через ограничитель 28 отверстия, и положением, ограничивающим текучую среду (показано детально на фиг. 5a). Как можно видеть на фиг. 5a, поток текучей среды не является ограниченным полностью, поскольку это будет вызывать остановку турбины, как будет дополнительно изложено в дальнейшем.
Пластина 26 с окном может быть легко заменена пластиной, имеющей окно с другим размером. Таким образом, устройство может быть использовано для различных скоростей потока, различных типов текучей среды и типов бурового раствора.
Головка 30 поршня 32 конструктивно выполнена с постепенным сужением для уменьшения направленного вниз гидравлического усилия, действующего на поршень 30, для уменьшения вращающего момента, требуемого для вращения турбины.
Суженная форма поршня также уменьшает турбулентный поток у поршня для достижения устойчивой и прогнозируемой пульсации.
Переводник 18 основного корпуса содержит радиальный вкладыш 40, запрессованный во внутренний диаметр. Внутри переводника 18 основного корпуса установлен для вращения вал с меньшим цилиндрическим винтом или архимедов винт 42.
Известно, что архимедовы винты, способные работать при весьма малых напорах, являются простыми по конструкции, надежными и могут допускать наличие посторонних объектов. Они также могут допускать низкие уровни текучей среды. Это означает, что архимедов винт все еще может вращаться под действием потоков текучей среды, тогда как другие типы турбины при этом могут остановиться. Это означает, что допуск на ограничение потока может быть настолько малым, насколько это возможно. Желательно иметь наименьший возможный зазор для обеспечения максимального ударного действия воды. Однако если данный зазор полностью или слишком сильно ограничивает поток, то турбина может остановиться.
Турбина может быть отрегулирована по шагу турбинных лопаток с обеспечением соответствия количества оборотов в минуту объему текучей среды, перекачиваемой через нее. В одном примере поток текучей среды в 400 галлонов в минуту (1816 л/мин) будет обеспечивать 1100 оборотов в минуту, при этом, при отрегулированном шаге поток текучей среды в 250 галлонов в минуту (1135 л/мин) будет обеспечивать 1100 оборотов в минуту, но без ограничения этим. Количество оборотов в минуту турбины непосредственно зависит от требуемой частоты пульсации.
Наружные края винта 42 прикреплены к рукаву 44 турбины. Рукав 44 установлен во вкладыше 40 с зазором.
Верхний и нижний по потоку концы рукава 44 заданы соответствующими кулачковыми поверхностями 45, 47. Кулачковые поверхности 45, 47 содержат окна/отверстия, ограничивающие впускные и выпускные отверстия для текучей среды в винте 42.
Противоположные пары стержневых следящих элементов 48, 50, 52, 54 кулачков, проходят через наружные стенки основного корпуса и выступают внутрь переводника 18 основного корпуса.
Верхняя и нижняя кулачковые поверхности 45, 47 находятся в контакте со стержнями 48, 50, 52, 54 кулачковых следящих элементов с поддержанием тем самым рукава 44 стержнями 52, 54 нижних следящих элементов.
При эксплуатации текучая среда проходит в основной корпус 18 переводника и обеспечивает вращение винта 42 в соответствии с обычными создающими пульсацию инструментами. Однако в противоположность обычным инструментам предложенное устройство содержит верхнюю и нижнюю кулачковые поверхности, вращающиеся вместе с турбиной.
Кулачковое действие вращающихся кулачковых поверхностей 45, 47 на закрепленные следящие элементы 48, 50, 52, 54 заставляет винт 42 и рукав 44 турбины совершать осевое возвратно-поступательное движение, при этом весь турбинный узел попеременно перемещается точно вверх посредством кулачкового действия нижнего кулачка и точно вниз посредством кулачкового действия верхнего кулачка.
Такое точное действие в обоих направлениях обеспечивает высокую степень устойчивости в осевом направлении при возвратно-поступательном движении. Результатом такого решения является повышение надежности и нечувствительности к рабочим углам, изменению потоков текучей среды и подобных им.
Профили кулачков могут быть выполнены с обеспечением возможности регулирования полного осевого перемещения поршня, которое может составлять 1-50 мм длины перемещения, но без ограничения этим. Это регулирование затем может быть использовано для настройки устройства для достижения пульсации текучей среды при различных условиях.
На фиг. 6 показан схематический вид другого переводника 60 основного корпуса. Детали, одинаковые с деталями указанными выше, обозначены одинаковыми ссылочными позициями. Переводник 60 основного корпуса содержит верхние и нижние по потоку поворотно-лопастные турбины 62, 64.
Каждая турбина 62, 64 содержит вал 66, 68 с установленными на них спиральными лопатками 70, которые прикреплены к турбинному рукаву 44.
Каждый вал 66, 68 прикреплен к кулачковой поверхности 45, 47. Верхний вал 66 прикреплен к поршню 66.
При эксплуатации текучая среда, проходящая от верхнего по потоку конца к нижнему по потоку концу, заставляет турбины 62, 64 вращаться в соответствии с потоком текучей среды и вызывает тем самым вращение турбинного рукава и кулачков 45, 47 таким же способом, как было изложено выше в отношении фиг. 1-5.
На фиг. 7 показан другой аспект основного корпуса 80 переводника. Корпус 80 подобно корпусу, описанному выше в отношении фиг. 1-5, имеет архимедов винт 42, прикрепленный к турбинному рукаву 44. Верхние и нижние по потоку кулачки 45, 47 прикреплены к турбинному рукаву 44. В этом случае винт 40 содержит вал 82.
На фиг. 8 показан еще один аспект переводника 90 основного корпуса, подобного переводнику, показанному на фиг. 8, за исключением того, что в этом случае отсутствует турбинный рукав. Вал прикреплен к кулачковым поверхностям 45, 47, которые приводятся во вращение посредством вращения вала, а не турбинного рукава.
На фиг. 9 представлен график, демонстрирующий пульсации в секунду при давлении 700 пси (49 кг/см2), создаваемые в течение одной секунды гидропульсационным устройством в соответствии с предложенным изобретением, перекачивающим 300 галлонов в минуту (1362 л/мин). На графике показано 18 оборотов турбинной установки в секунду и 18 пульсаций, по одной пульсации на оборот.
На фиг. 10 представлен график, демонстрирующий пульсации в секунду при давлении 400 пси (28 кг/см2), создаваемые в течение одной секунды тем же гидропульсационным устройством, что и устройство, используемая для формирования графика, показанного на фиг. 9, перекачивающим также 300 галлонов в минуту (1362 л/мин). На графике показано 9 оборотов турбинной установки в секунду и 18 пульсаций, по одной пульсации на оборот.
Можно видеть, что пульсации текучей среды являются очень согласованными по их частоте и высоте. Это означает, что пульсации, создаваемые этим инструментом, очень легко отфильтровать, так что они не создают помехи другим инструментам, таким как инструменты для наклонного бурения, и инструменты MWD (инструменты для измерений во время бурения).
Как было изложено выше, максимальное давление текучей среды достигается, когда поршень находится в положении ограничения текучей среды. Чем уже ограничение, тем больше повышение давления. График, показанный на фиг. 10, был получен при поршне с меньшим диаметром, чем диаметр, используемый для получения графика, показанного на фиг. 9. Следует понимать, что гидропульсационное устройство в соответствии с предложенным изобретением может быть легко отрегулировано посредством простой замены поршня и/или диаметра окна.
Дополнительные регулировки могут быть выполнены регулированием шага турбины и размера поршня с одновременным использованием текучей среды с другими свойствами и перекачивания другого количества галлонов в минуту, могут быть отрегулированы частота пульсации в секунду и высота пульсации для создания множества других конструктивных решений, подходящих для других условий.
Гидропульсационное устройство не содержит каких-либо роликовых подшипников или эластомеров, таких, которые имеются в винтовых забойных двигателях, используемых для приведения в действие клапанов для создания пульсации давления в соответствии с известными устройствами. Отсутствие роликовых подшипников и эластомеров может увеличить срок службы устройства при его использовании в условиях горячих температур скважины и при перекачивании через устройство абразивного вещества.
Помимо этого, при отсутствии эластомеров через устройство могут быть перекачены текучие среды с безводными химическими реагентами.
Кроме того, при отсутствии эластомеров предложенное устройство может выдерживать более высокие давления.
В результате парного действия кулачков пульсации текучей среды являются весьма согласованными по их частоте и высоте. Предполагается, что эта согласованность является результатом парного действия кулачков. При этом пульсации, создаваемые этим инструментом, очень легко отфильтровать, так что они не создают помехи другим инструментам, таким как инструменты для наклонного бурения, и инструменты MWD (инструменты для измерений во время бурения).
В отличие от других гидропульсационных устройств, имеющихся на рынке, регулирующие поток компоненты предложенного устройства перемещаются только в осевом направлении, что, в свою очередь, означает отсутствие возникновения вредных и нежелательных боковых вибраций. Имеющиеся на рынке устройства, использующие технологию забойного винтового двигателя, создают вибрацию, которая, в свою очередь, вызывает повреждение других компонентов, составляющих часть бурильной колонны и размещенных внутри нее.
Предложенное гидропульсационное устройство может быть использовано с ударным переводником или без него. Преимущество предложенного устройства заключается в том, что оно при отсутствии ударного переводника может обеспечивать ударное действие на гибкие насосно-компрессорные трубы, что, в свою очередь, создает осевое движение бурильной колонны.
При использовании гидропульсационного устройства с ударным переводником пульсация будет реагировать на площадь пропускного сечения ударного переводника, что будет вызывать осевое расширение и сжатие ударного переводника при каждой пульсации. Ударный переводник может быть помещен ниже гидропульсационного устройства или выше него. Если площадь пропускного сечения ударного переводника увеличивается, то пульсация будет иметь большую площадь для воздействия на него гидравлического усилия, что в свою очередь будет увеличивать осевое расширение и сжатие ударного переводника. Если площадь пропускного сечения ударного переводника уменьшается, то пульсация будет иметь меньшую площадь для воздействия на него гидравлического усилия, что в свою очередь будет уменьшать осевое расширение и сжатие ударного переводника. Это явление известно как гидроударное действие, как изложено в патенте США №4830122.
Следует понимать, что возможно внесение различных изменений и модификаций в устройство, описанное и заявленное в настоящем документе, без отклонения от сущности или объема правовой охраны предложенного изобретения.

Claims (37)

1. Гидропульсационное устройство для скважинного бурения, содержащее:
корпус, ограничивающий проточный канал для потока промывочной жидкости от верхнего по потоку конца к нижнему по потоку концу,
турбинный узел, расположенный в указанном проточном канале и имеющий верхнюю по потоку кольцевую кулачковую поверхность и нижнюю по потоку кольцевую кулачковую поверхность,
по меньшей мере один турбинный элемент, функционально соединенный с верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и с нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и приводимый в действие потоком промывочной жидкости с обеспечением вращения турбинного узла, и
поршень, прикрепленный к верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхности, при этом проточный канал имеет суженную часть, расположенную выше по потоку от турбинного узла с обеспечением возможности расположения поршня в суженной части проточного канала,
по меньшей мере один верхний по потоку кулачковый следящий элемент, прикрепленный к корпусу для взаимодействия с верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью, и по меньшей мере один нижний по потоку кулачковый следящий элемент, прикрепленный к корпусу для взаимодействия с нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью,
при этом при вращении турбинного узла обеспечивается кулачковое взаимодействие между верхним по потоку следящим элементом (элементами) и верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и между нижним по потоку следящим элементом (элементами) и нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью, что заставляет турбинный узел совершать возвратно-поступательное осевое перемещение в проточном канале с обеспечением осевого перемещения поршня между ограничивающим поток положением в суженной части проточного канала и открытым положением для обеспечения периодического ограничения потока промывочной жидкости через проточный канал.
2. Устройство по п. 1, в котором выполнен один турбинный элемент, являющийся архимедовым винтом.
3. Устройство по п. 1, в котором турбинный узел содержит рукав, при этом наружные края указанного по меньшей мере одного турбинного лопаточного элемента (элементов) прикреплены к турбине.
4. Устройство по п. 3, в котором турбинный узел не содержит центрального вала.
5. Устройство по п. 1, в котором турбинный узел содержит вал, при этом соответствующие кулачковые поверхности прикреплены к противоположным концам вала.
6. Устройство по п. 1, в котором симметричное кулачковое усилие прикладывается к верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхности по меньшей мере одним верхним следящим элементом и симметричное кулачковое усилие прикладывается к нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхности по меньшей мере одним нижним следящим элементом.
7. Устройство по п. 1, в котором суженная часть проточного канала содержит пластину с окном.
8. Устройство по п. 7, в котором пластина выполнена с возможностью удаления и замены пластиной с окном другого размера.
9. Устройство по п. 1, в котором поршень выполнен с возможностью замены поршнем с другими размерами.
10. Устройство по любому из пп. 1-9, в котором поршень имеет сужающуюся головку.
11. Гидропульсационный буровой инструмент для скважинного бурения, содержащий устройство по любому из пп. 1-10.
12. Узел для обеспечения ударного действия в скважинной бурильной колонне, содержащий гидропульсационное устройство по п. 1 и устройство, приводимое в действие текучей средой, чувствительное к пульсации давления и приводимое в действие в соответствии с пульсацией текучей среды, создаваемой гидропульсационным устройством.
13. Узел по п. 12, в котором приводимое в действие текучей средой устройство, чувствительное к пульсации давления, расположено выше по потоку от гидропульсационного устройства.
14. Узел по п. 12, в котором приводимое в действие текучей средой устройство, чувствительное к пульсации давления, расположено ниже по потоку от гидропульсационного устройства.
15. Способ бурения, включающий функциональное соединение гидропульсационного устройства по одному из пп. 1-10 с бурильной колонной, и эксплуатацию указанной бурильной колонны в забое скважины.
16. Способ бурения, включающий функциональное соединение узла по любому из пп. 12-14 с бурильной колонной, и эксплуатацию указанной бурильной колонны в забое скважины.
17. Гидропульсационное устройство, предназначенное для соединения с трубопроводом и содержащее:
корпус, ограничивающий проточный канал для потока промывочной жидкости от верхнего по потоку конца к нижнему по потоку концу,
турбинный узел, расположенный в проточном канале и имеющий верхнюю по потоку кольцевую кулачковую поверхность и нижнюю по потоку кольцевую кулачковую поверхность,
по меньшей мере один турбинный элемент, функционально соединенный с верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и с нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и приводимый в действие потоком промывочной жидкости в проточном канале для обеспечения вращения турбинного узла,
поршень, прикрепленный к верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхности или к нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхности, при этом проточный канал имеет суженную часть, расположенную выше по потоку от турбинного узла, когда поршень прикреплен к верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхности, с обеспечением возможности расположения поршня в суженной части проточного канала, или суженый проточный канал расположен ниже по потоку от турбинного узла, когда поршень прикреплен к нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхности, с обеспечением возможности расположения поршня в суженной части проточного канала,
по меньшей мере один верхний по потоку кулачковый следящий элемент, прикрепленный к корпусу для взаимодействия с верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью, и по меньшей мере один нижний по потоку кулачковый следящий элемент, прикрепленный к корпусу для взаимодействия с нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью,
при этом при вращении турбинного узла обеспечивается кулачковое взаимодействие между верхним по потоку следящим элементом (элементами) и верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и между нижним по потоку следящим элементом (элементами) и нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью, что заставляет турбинный узел совершать возвратно-поступательное осевое перемещение в проточном канале с обеспечением перемещения поршня между ограничивающим поток положением в суженной части проточного канала и открытым положением для обеспечения периодического ограничения потока текучей среды через проточный канал.
18. Турбинный узел, выполненный с возможностью установки в проточном канале гидропульсационного устройства по п. 1 и содержащий:
рукав, имеющий верхний по потоку конец и нижний по потоку конец,
верхнюю по потоку кольцевую кулачковую поверхность, функционально соединенную с указанным верхним по потоку концом, и нижнюю по потоку кольцевую кулачковую поверхность, функционально соединенную с указанным нижним по потоку концом, и
турбинный винтовой элемент, закрепленный внутри рукава с обеспечением вращения рукава, верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхности и нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхности при вращении турбинного винтового элемента.
19. Турбинный узел по п. 18, в котором винт является архимедовым винтом.
20. Турбинный узел по п. 19, в котором архимедов винт не содержит вала, при этом наружные края винта прикреплены к турбинному рукаву.
21. Турбинный узел по п. 20, в котором верхняя кулачковая поверхность образована верхним по потоку концом турбинного рукава, а нижняя кулачковая поверхность образована нижним по потоку концом турбинного рукава.
22. Турбинный узел по п. 18, дополнительно содержащий поршень, прикрепленный к верхней кулачковой поверхности.
RU2016134880A 2014-01-27 2015-01-27 Гидропульсационное устройство RU2668102C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
AU2014900239A AU2014900239A0 (en) 2014-01-27 Fluid pulse drilling tool
AUAU2014900239 2014-01-27
AUAU2014902054 2014-05-29
AU2014902054A AU2014902054A0 (en) 2014-05-29 Fluid pulse apparatus
PCT/AU2015/000032 WO2015109364A1 (en) 2014-01-27 2015-01-27 Fluid pulse apparatus

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2016134880A RU2016134880A (ru) 2018-03-02
RU2016134880A3 RU2016134880A3 (ru) 2018-08-02
RU2668102C2 true RU2668102C2 (ru) 2018-09-26

Family

ID=53678542

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016134880A RU2668102C2 (ru) 2014-01-27 2015-01-27 Гидропульсационное устройство

Country Status (6)

Country Link
US (1) US9828802B2 (ru)
CN (1) CN206581892U (ru)
AU (1) AU2015208663B2 (ru)
CA (1) CA2945668C (ru)
RU (1) RU2668102C2 (ru)
WO (1) WO2015109364A1 (ru)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2017268030A1 (en) * 2016-05-16 2018-12-20 Blk Ventures Llc Fluid pulse apparatus
US11319764B2 (en) * 2016-12-28 2022-05-03 PetroStar Services, LLC Downhole pulsing-shock reach extender system
CN107355182B (zh) * 2017-09-15 2023-06-30 长江大学 一种涡轮式高频脉冲增压器
US10724323B2 (en) 2018-08-17 2020-07-28 Ulterra Drilling Technologies, L.P. Downhole vibration tool for drill string
CN109611028B (zh) * 2019-01-08 2020-09-18 西南石油大学 基于滚子与叶轮的水力振荡器
CN109441356B (zh) * 2019-01-08 2020-08-28 西南石油大学 基于凸轮与叶轮的水力振荡器
CN109538124B (zh) * 2019-01-08 2020-09-18 西南石油大学 斜面式叶轮水力振荡器
US10829993B1 (en) * 2019-05-02 2020-11-10 Rival Downhole Tools Lc Wear resistant vibration assembly and method
CN112796723B (zh) * 2020-12-24 2023-01-31 长江大学 一种脉冲发生装置
CN113404431A (zh) * 2021-06-21 2021-09-17 中石化石油机械股份有限公司 三维振动水力振荡器及加工方法
CN116446810B (zh) * 2023-06-16 2024-01-26 西南石油大学 一种间歇式振荡空化装置

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU945363A1 (ru) * 1981-01-08 1982-07-23 Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа Генератор гидроимпульсов дл ликвидации прихватов бурильных колонн
SU1124116A1 (ru) * 1983-07-25 1984-11-15 Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа Устройство дл ликвидации прихватов бурильных колонн в скважине
US6279670B1 (en) * 1996-05-18 2001-08-28 Andergauge Limited Downhole flow pulsing apparatus
RU81517U1 (ru) * 2008-08-21 2009-03-20 Общество С Ограниченной Ответственностью "Вниибт-Буровой Инструмент" Устройство для воздействия пульсирующей промывкой на забой скважины
RU88059U1 (ru) * 2009-05-29 2009-10-27 ООО "Бурение" Устройство для воздействия пульсирующей промывкой на забой скважины
US20110073374A1 (en) * 2009-09-30 2011-03-31 Larry Raymond Bunney Flow Pulsing Device for a Drilling Motor

Family Cites Families (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2780438A (en) 1952-05-21 1957-02-05 Exxon Research Engineering Co Device for drilling wells
US3071194A (en) 1961-02-13 1963-01-01 William C Geske Marine drive assembly
US4502552A (en) 1982-03-22 1985-03-05 Martini Leo A Vibratory rotary drilling tool
US4979577A (en) 1983-07-08 1990-12-25 Intech International, Inc. Flow pulsing apparatus and method for down-hole drilling equipment
CA1217759A (en) 1983-07-08 1987-02-10 Intech Oil Tools Ltd. Drilling equipment
US5189645A (en) 1991-11-01 1993-02-23 Halliburton Logging Services, Inc. Downhole tool
US5357483A (en) 1992-10-14 1994-10-18 Halliburton Logging Services, Inc. Downhole tool
US7251590B2 (en) 2000-03-13 2007-07-31 Smith International, Inc. Dynamic vibrational control
US6364039B1 (en) 2000-04-28 2002-04-02 Smith International, Inc. Vibration damping tool
GB0015497D0 (en) 2000-06-23 2000-08-16 Andergauge Ltd Drilling method
GB0021743D0 (en) 2000-09-05 2000-10-18 Andergauge Ltd Downhole method
US6571870B2 (en) 2001-03-01 2003-06-03 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus to vibrate a downhole component
US6742609B2 (en) 2001-05-11 2004-06-01 United Diamond Ltd. Rotational impact drill assembly
US6866104B2 (en) 2002-01-31 2005-03-15 Baker Hughes Incorporated Drop in dart activated downhole vibration tool
GB0324744D0 (en) 2003-10-23 2003-11-26 Andergauge Ltd Running and cementing tubing
US7405998B2 (en) 2005-06-01 2008-07-29 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for generating fluid pressure pulses
US7878272B2 (en) 2008-03-04 2011-02-01 Smith International, Inc. Forced balanced system
US8739901B2 (en) 2008-03-13 2014-06-03 Nov Worldwide C.V. Wellbore percussion adapter and tubular connection
US8201641B2 (en) 2008-04-29 2012-06-19 Smith International, Inc. Vibrating downhole tool and methods
US7708088B2 (en) 2008-04-29 2010-05-04 Smith International, Inc. Vibrating downhole tool
US8258649B2 (en) 2008-05-30 2012-09-04 Qualcomm Atheros, Inc. Communicating over power distribution media
CA2689949C (en) 2010-01-11 2015-06-09 Michael D. Zulak Down hole apparatus for generating a pulsing action
US20120048619A1 (en) 2010-08-26 2012-03-01 1473706 Alberta Ltd. System, method and apparatus for drilling agitator
EP2665894B1 (en) 2011-01-21 2016-10-12 Weatherford Technology Holdings, LLC Telemetry operated circulation sub
US8733469B2 (en) 2011-02-17 2014-05-27 Xtend Energy Services, Inc. Pulse generator
US9091123B2 (en) 2012-02-02 2015-07-28 Cougar Drilling Solutions Inc. Method and apparatus for creating a pressure pulse in drilling fluid to vibrate a drill string
US20160194917A1 (en) 2013-08-14 2016-07-07 COT Acquisition, LLC Axial Oscillation Device

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU945363A1 (ru) * 1981-01-08 1982-07-23 Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа Генератор гидроимпульсов дл ликвидации прихватов бурильных колонн
SU1124116A1 (ru) * 1983-07-25 1984-11-15 Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа Устройство дл ликвидации прихватов бурильных колонн в скважине
US6279670B1 (en) * 1996-05-18 2001-08-28 Andergauge Limited Downhole flow pulsing apparatus
RU81517U1 (ru) * 2008-08-21 2009-03-20 Общество С Ограниченной Ответственностью "Вниибт-Буровой Инструмент" Устройство для воздействия пульсирующей промывкой на забой скважины
RU88059U1 (ru) * 2009-05-29 2009-10-27 ООО "Бурение" Устройство для воздействия пульсирующей промывкой на забой скважины
US20110073374A1 (en) * 2009-09-30 2011-03-31 Larry Raymond Bunney Flow Pulsing Device for a Drilling Motor

Also Published As

Publication number Publication date
AU2015208663B2 (en) 2018-04-26
CA2945668C (en) 2021-12-14
US9828802B2 (en) 2017-11-28
CN206581892U (zh) 2017-10-24
WO2015109364A1 (en) 2015-07-30
AU2015208663A1 (en) 2016-09-08
US20150211300A1 (en) 2015-07-30
RU2016134880A (ru) 2018-03-02
RU2016134880A3 (ru) 2018-08-02
CA2945668A1 (en) 2015-07-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2668102C2 (ru) Гидропульсационное устройство
RU2607003C1 (ru) Забойное генерирующее импульсы устройство
RU2602856C2 (ru) Двигатель объемного типа с радиально ограниченным зацеплением ротора
US20200224497A1 (en) Fluid Pulse Apparatus
RU2565316C1 (ru) Осциллятор для бурильной колонны
US9366100B1 (en) Hydraulic pipe string vibrator
RU2607827C1 (ru) Управление наклонно направленным бурением при помощи сгибаемого приводного вала
RU2732322C1 (ru) Осциллятор для бурильной колонны
RU2655497C2 (ru) Генератор колебаний с колеблющимся весовым элементом
RU2324803C1 (ru) Винтовой забойный двигатель для наклонно-направленного и горизонтального бурения
CA2787570C (en) Pulsing tool
CN110485927B (zh) 一种三维水力振荡减阻钻井工具
RU172421U1 (ru) Ударно-вращательное устройство для бурильной колонны
RU2013157212A (ru) Скважинное вибрационное устройство с синусоидальными колебаниями
RU2671884C1 (ru) Погружной скважинный насос с приемным фильтром
RU2675613C1 (ru) Героторный гидравлический двигатель
US20220275691A1 (en) Artificial lift systems utilizing high speed centralizers
RU2768784C1 (ru) Осциллятор бурильной колонны
RU2820910C1 (ru) Осциллятор бурильной колонны
RU213261U1 (ru) Винтовой забойный двигатель с отклоняющим устройством
RU2664737C1 (ru) Ударно-вращательное устройство для бурильной колонны
CA3090126C (en) Method and apparatus for producing hydrocarbons
CN116480282A (zh) 一种轴向位移式水力振荡器
CN114482862A (zh) 一种多维振动水力振荡器
CN115584935A (zh) 一种冲击刮切复合破岩的pdc钻头

Legal Events

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

Effective date: 20200128