RU2788368C1 - Centralizer-stabilizer of the drill string with extendable rollers - Google Patents
Centralizer-stabilizer of the drill string with extendable rollers Download PDFInfo
- Publication number
- RU2788368C1 RU2788368C1 RU2022115372A RU2022115372A RU2788368C1 RU 2788368 C1 RU2788368 C1 RU 2788368C1 RU 2022115372 A RU2022115372 A RU 2022115372A RU 2022115372 A RU2022115372 A RU 2022115372A RU 2788368 C1 RU2788368 C1 RU 2788368C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- axis
- rollers
- grooves
- roller
- hollow rod
- Prior art date
Links
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 title description 3
- 230000001681 protective Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000000956 alloy Substances 0.000 claims description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 claims description 2
- REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N aluminium(3+) Chemical class [Al+3] REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 15
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 6
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 4
- CZBZUDVBLSSABA-UHFFFAOYSA-N Butylated hydroxyanisole Chemical compound COC1=CC=C(O)C(C(C)(C)C)=C1.COC1=CC=C(O)C=C1C(C)(C)C CZBZUDVBLSSABA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 3
- 235000019282 butylated hydroxyanisole Nutrition 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 230000002349 favourable Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 230000023298 conjugation with cellular fusion Effects 0.000 description 2
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 2
- 230000021037 unidirectional conjugation Effects 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005296 abrasive Methods 0.000 description 1
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, а именно, к устройствам, обеспечивающим центрирование и стабилизацию компоновки бурильной колонны (КНБК) в стволе скважины. The invention relates to the field of construction of oil and gas wells, namely, to devices for centering and stabilizing the assembly of the drill string (BHA) in the wellbore.
Известен расширитель наддолотный шарошечный (патент RU2105122, МПК Е21В10/30, опубл. 20.02.1998 г.), содержащий корпус, имеющий шарошки, расположенные в соответствующих пазах, образованных продольными к корпусу стенками. Устройство содержит пары блоков, средства фиксирования блоков на концах упомянутых пазов, соответствующие шпиндели, установленные между блоками каждой пары на упомянутых блоках, опорные поверхности между шпинделем и блоками, стенки, образующие цилиндрический канал, аксиально расположенный в каждом упомянутом шпинделе, дополнительные стенки, образующие отверстие, расположенное между цилиндрическим каналом и внешней поверхностью шпинделя, поршень, установленный с возможностью перемещения в упомянутом канале между внешним концом упомянутого канала и упомянутым отверстием, и две пары уплотнений, по одной паре на каждом конце шпинделя, при этом упомянутая шарошка установлена с возможностью вращения на внешней поверхности шпинделя и с возможностью передачи давления от внешнего конца поршня на смазку при ее нахождении в упомянутом канале и с возможностью привода в движение потока смазки через упомянутое отверстие к упомянутой опорной поверхности, причем одно уплотнение каждой пары установлено между шарошкой и опорными поверхностями шпинделя с подаваемой смазкой с возможностью препятствия утечки смазки, а другое уплотнение каждой пары установлено между шпинделем, блоком и шарошкой с возможностью препятствия проникновению абразивного материала к опорным поверхностям.Known reamer bit cone (patent RU2105122, IPC E21B10/30, publ. 20.02.1998), containing a body having cones located in the corresponding grooves formed by walls longitudinal to the body. The device contains pairs of blocks, means for fixing blocks at the ends of said grooves, corresponding spindles installed between the blocks of each pair on said blocks, bearing surfaces between the spindle and blocks, walls forming a cylindrical channel axially located in each said spindle, additional walls forming a hole , located between the cylindrical channel and the outer surface of the spindle, a piston mounted for movement in the said channel between the outer end of the said channel and the said hole, and two pairs of seals, one pair at each end of the spindle, while the mentioned cone is mounted with the possibility of rotation on the outer surface of the spindle and with the possibility of transferring pressure from the outer end of the piston to the lubricant when it is in the said channel and with the possibility of driving the lubricant flow through the said hole to the said bearing surface, with one seal of each pair installed between the cutter and bearing surfaces of the spindle with supplied lubricant to prevent leakage of lubricant, and the other seal of each pair is installed between the spindle, block and cutter to prevent the penetration of abrasive material to the bearing surfaces.
Недостатком аналога являются низкие функциональные возможности вследствие невозможности изменения диаметра устройства по шарошкам (роликам), которые жестко закреплены в корпусе устройства. Это создает определенные сложности при спуске инструмента в скважину. Так, например, при прохождении суженного участка ствола скважины (диаметр ствола меньше номинального диаметра долота) возникают посадки (затяжки) бурильного инструмента вследствие касания шарошек стенок скважины, что требует проработки ствола. На расширенных участках ствола, где диаметр ствола скважины превышает номинальный диаметр долота, шарошки (ролики) не касаются стенок скважины, поэтому эффективность работы шарошек с точки зрения центрирования бурильной колонны и расширения ствола существенно снижается.The disadvantage of analogue is the low functionality due to the impossibility of changing the diameter of the device on the cutters (rollers), which are rigidly fixed in the device. This creates certain difficulties when lowering the tool into the well. So, for example, when passing through a narrowed section of the wellbore (the diameter of the wellbore is less than the nominal diameter of the bit), landings (puffs) of the drilling tool occur due to the contact of the cones with the borehole walls, which requires working through the wellbore. In expanded sections of the wellbore, where the diameter of the wellbore exceeds the nominal diameter of the bit, the cutters (rollers) do not touch the walls of the well, so the efficiency of the cutters in terms of centering the drill string and widening the wellbore is significantly reduced.
Известно скважинное устройство с выдвижными роликовыми опорами (патент RU2543010, МПК Е21В 10/34, опубл. 27.09.2013г.), предназначенное для включения в состав бурильной колонны и содержащее корпус с продольной осью, по меньшей мере, один поршень, установленный в корпусе и перемещающийся радиально относительно продольной оси между положением, в котором поршень отведен внутрь, и альтернативным положением, в котором поршень выдвинут наружу под действием давления текучей среды в корпусе на поверхность, по меньшей мере, одного поршня, расположенного внутри корпуса. По меньшей мере, один ролик, установленный с возможностью вращения на поршне или каждом из поршней и способный перекатываться по стенке ствола скважины при выдвижении наружу, по меньшей мере, одного поршня в его активированном положении для обеспечения стабилизации бурильной колонны, в которую включено указанное скважинное устройство, и уменьшения вибрации и крутящего момента в ней, причем устройство имеет отверстие, проходящее через, по меньшей мере, один поршень и имеющее ось, перпендикулярную радиусу корпуса, и, по меньшей мере, один фиксирующий элемент, съемно установленный в корпусе и выступающий в соответствующее отверстие, как в отведенном положении поршня, так и выдвинутом наружу активированном положении поршня для предотвращения удаления соответствующего поршня из корпуса и противодействия вращению поршня относительно корпуса. A downhole device with retractable roller bearings is known (patent RU2543010, IPC E21B 10/34, publ. 09/27/2013), intended for inclusion in the drill string and containing a housing with a longitudinal axis, at least one piston installed in the housing and moving radially relative to the longitudinal axis between a position in which the piston is retracted inward and an alternative position in which the piston is extended outward under the action of fluid pressure in the housing against the surface of at least one piston located inside the housing. At least one roller rotatably mounted on the piston or each of the pistons and capable of rolling along the wall of the wellbore when at least one piston is extended outward in its activated position to ensure stabilization of the drill string in which the specified downhole device is included , and reducing vibration and torque in it, and the device has a hole passing through at least one piston and having an axis perpendicular to the radius of the body, and at least one locking element, removable mounted in the body and protruding into the corresponding an opening, both in the retracted position of the piston and in the outwardly extended activated position of the piston, to prevent removal of the corresponding piston from the housing and counteract rotation of the piston relative to the housing.
Недостатком аналога является отсутствие принудительного механизма возврата роликов в исходное положение – возврат роликов осуществляется пассивно, путем выключения подачи буровых насосов (прекращение промывки), при котором возникает перепад гидравлического давления между затрубным и внутритрубным пространством, образующий динамическое давление для возврата поршней и роликов. Однако этого усилия может не хватить из-за абразивной скважинной среды (песок, выбуренный шлам), которая, забиваясь в зазоры между поршнем и корпусом устройства, создает дополнительное трение между ними, что требует создания большего усилия. Кроме того, недостатком аналога является сложность конструкции, соответственно, низкая надежность. The disadvantage of the analogue is the absence of a forced mechanism for returning the rollers to their original position - the return of the rollers is carried out passively, by turning off the supply of the drilling pumps (stopping flushing), which causes a hydraulic pressure difference between the annular and tubular space, which forms a dynamic pressure to return the pistons and rollers. However, this effort may not be enough due to the abrasive downhole environment (sand, drill cuttings), which, clogging into the gaps between the piston and the device body, creates additional friction between them, which requires more effort. In addition, the disadvantage of analog is the complexity of the design, respectively, low reliability.
Наиболее близким техническим решением к заявляемому является роликовый центратор, применяемый при бурении скважин (патент US4693328, МПК E21B10/34, опубл. 15.09.1987 г.), который имеет возможность расширения из положения с убранными роликами в положение с роликами, выдвинутыми на больший диаметр, для сохранения концентричности в отверстии с недостаточной шириной. На корпусе над каждым роликом закреплена диагональная кулачковая поверхность (толкатель). Под каждым роликом установлена на поршне диагональная кулачковая поверхность с возможностью осевого перемещения. Приложение гидравлического давления к поршню приводит к выдавливанию роликов наружу в их выдвинутое положение. После того, как ролики полностью выдвинуты, нижняя кулачковая поверхность может перемещаться дальше, так что выступающие в осевом направлении поверхности над и под каждым роликом предотвращают сдавливание роликов в направлении убранного положения. Звенья шарнирно соединяют между собой держатель для такого ролика, корпус и нижнюю кулачковую поверхность соответственно для удержания роликов. Такое звено имеет удлиненное отверстие, так что держатель может перемещаться вдоль диагональных и проходящих в осевом направлении поверхностей вместо того, чтобы ограничиваться круговой траекторией. The closest technical solution to the claimed is a roller centralizer used in well drilling (patent US4693328, IPC E21B10 / 34, publ. 09/15/1987), which has the ability to expand from a position with retracted rollers to a position with rollers extended to a larger diameter , to maintain concentricity in a hole with insufficient width. A diagonal cam surface (pusher) is fixed on the body above each roller. Under each roller, a diagonal cam surface is installed on the piston with the possibility of axial movement. Applying hydraulic pressure to the piston forces the rollers outward into their extended position. Once the rollers are fully extended, the lower cam surface can move further such that the axially raised surfaces above and below each roller prevent the rollers from being squeezed towards the retracted position. Links pivotally connect the holder for such a roller, the housing and the lower cam surface, respectively, to hold the rollers. Such a link has an elongated opening so that the holder can move along diagonal and axially extending surfaces instead of being limited to a circular path.
Недостатком прототипа является то, что узел выдвижения роликов содержит множество подвижных звеньев, шарнирно соединенных друг с другом, расположенных в открытой скважинной среде, не защищенной от воздействия бурового раствора и стенок скважины, содержащих фракции выбуренного шлама с песком. Забиваясь в сопряженные поверхности исполнительных элементов, они препятствуют возврату роликов в исходное положение. В результате номинальный диаметр устройства увеличивается и создает определенные сложности при извлечении компоновки бурильной колонны из скважины, в частности, при прохождении через башмак обсадной колонны, имеющий меньший размер проходного отверстия, чем устройство. The disadvantage of the prototype is that the roller extension assembly contains a plurality of movable links pivotally connected to each other, located in an open well environment that is not protected from the effects of drilling mud and well walls containing fractions of drill cuttings with sand. Clogging into the mating surfaces of the actuating elements, they prevent the return of the rollers to their original position. As a result, the nominal diameter of the device increases and creates certain difficulties when extracting the assembly of the drill string from the well, in particular, when passing through the casing shoe, which has a smaller bore than the device.
Технической проблемой, решаемой изобретением, является улучшение центрирования и стабилизации компоновки бурильной колонны (КНБК) в стволе скважины за счет повышения надежности работы устройства. The technical problem solved by the invention is to improve the centering and stabilization of the drill string assembly (BHA) in the wellbore by increasing the reliability of the device.
Технический результат – повышение надежности работы устройства в процессе выдвижения и возврата роликов в исходное положение путем исключения воздействия внешней среды на участвующие в указанном процессе элементы устройства и уменьшения количества подвижных звеньев. EFFECT: increased reliability of the device operation in the process of extending and returning the rollers to their original position by eliminating the influence of the external environment on the elements of the device involved in this process and reducing the number of moving links.
Проблема решается, а технический результат достигается скважинным роликовым центратором, содержащим цилиндрический корпус с, по меньшей мере, тремя продольными пазами, равноотстоящими друг от друга по его поверхности, в каждом пазу на оси, параллельной оси устройства, расположен выдвижной ролик, имеющий шарнирное соединение с подвижными элементами, причем корпуса выдвижных роликов выполнены с возможностью вращения относительно оси. В отличие от прототипа с каждой торцевой стороны продольного паза выполнен сквозной паз, а в корпусе расположены два полых штока, при выдвижении роликов, движущихся поступательно навстречу друг другу, каждый из штоков подпружинен возвратной пружиной, при этом на каждом полом штоке закреплены кулачковые толкатели по числу роликов с проушинами и поршень с возможностью поступательного движения полого штока с поршнем относительно корпуса устройства в его центральном проходном отверстии, при этом один полый шток гидравлически изолирует сквозные пазы, выполненные на одной торцевой стороне продольных пазов, а другой полый шток гидравлически изолирует сквозные пазы, выполненные на другой торцевой стороне продольных пазов, причем в каждом из сквозных пазов размещен двуплечий рычаг, установленный на оси вращения посредством пальца, закрепленного в поперечном отверстии, выполненном в корпусе устройства, и шарнирно соединенный с одной стороны с проушиной кулачкового толкателя, а с другой стороны - с осью выдвижного ролика посредством штифтов, кроме того, сквозные пазы с внешней стороны закрыты защитными кожухами, а корпуса выдвижных роликов выполнены с возможностью вращения относительно оси посредством подшипников качения. The problem is solved, and the technical result is achieved by a downhole roller centralizer containing a cylindrical body with at least three longitudinal grooves equally spaced from each other along its surface, in each groove on an axis parallel to the axis of the device, there is a retractable roller having a hinged connection with movable elements, and the retractable roller housings are rotatable about the axis. In contrast to the prototype , a through groove is made on each end side of the longitudinal groove, and two hollow rods are located in the body, when the rollers moving progressively towards each other are extended, each of the rods is spring-loaded with a return spring, while cam followers are fixed on each hollow rod according to the number lugged rollers and a piston with the possibility of translational movement of the hollow rod with the piston relative to the device body in its central through hole, while one hollow rod hydraulically isolates the through grooves made on one end side of the longitudinal grooves, and the other hollow rod hydraulically isolates the through grooves made on the other end side of the longitudinal grooves, and in each of the through grooves there is a two-arm lever mounted on the axis of rotation by means of a pin fixed in a transverse hole made in the device body and pivotally connected on one side to the eye of the cam follower, and on the other side - with the axis of the retractable roller by means of pins, in addition, the through grooves on the outside are closed with protective covers, and the housings of the retractable rollers are made rotatable about the axis by means of rolling bearings.
Согласно изобретению наружная поверхность каждого ролика армирована твердым сплавом. According to the invention, the outer surface of each roller is reinforced with hard alloy.
Технический результат достигается тем, что для выдвижения и возврата роликов в исходное положение использовано одно подвижное звено для каждой стороны ролика - двуплечий рычаг, имеющий шарнирное соединение с проушиной толкателя со стороны поршня и шарнирное соединение с осью выдвижного ролика с другой стороны, а не два подвижных промежуточных звена, как в прототипе. Это существенно упрощает конструкцию узлов выдвижения роликов и повышает надежность работы устройства. The technical result is achieved by the fact that for the extension and return of the rollers to their original position, one movable link is used for each side of the roller - a two-arm lever having a swivel with the pusher eye on the piston side and a swivel with the axis of the retractable roller on the other side, and not two movable intermediate links, as in the prototype. This greatly simplifies the design of the roller extension units and increases the reliability of the device.
В целях защиты от воздействия внешней среды в открытом стволе скважины (уступы в стволе, выбуренный шлам, песок, проникающий в сопряженные трущиеся поверхности элементов, что приводит к заклинке) исполнительные элементы, участвующие в выдвижении роликов, размещены во внутренней полости корпуса устройства – в сквозных пазах, закрытых сверху защитными кожухами. В прототипе аналогичные исполнительные элементы (кулачковые толкатели, подвижные звенья) выполнены в открытом исполнении с наружной поверхностью корпуса устройства и не защищены от воздействия внешней среды. In order to protect against the effects of the external environment in an open wellbore (ledges in the wellbore, drilled cuttings, sand penetrating into the mating friction surfaces of the elements, which leads to a jam), the actuating elements involved in the extension of the rollers are located in the internal cavity of the device body - in through grooves, closed from above by protective covers. In the prototype, similar actuating elements (cam followers, moving links) are made in an open design with the outer surface of the device housing and are not protected from the external environment.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где показано:The essence of the invention is illustrated by drawings, which show:
Фиг. 1 – продольный разрез устройства в транспортном положении (ролики втянуты в пазы корпуса);Fig. 1 – longitudinal section of the device in the transport position (the rollers are retracted into the grooves of the body);
Фиг. 2 – поперечный разрез устройства в транспортном положении в сечении А-А;Fig. 2 - cross section of the device in the transport position in section A-A;
Фиг. 3 – поперечный разрез устройства в транспортном положении в сечении Б-Б; Fig. 3 - cross section of the device in the transport position in the section B-B;
Фиг. 4 - продольный разрез устройства в рабочем положении (ролики радиально выдвинуты); Fig. 4 - longitudinal section of the device in the working position (rollers are radially extended);
Фиг. 5 – поперечный разрез устройства в рабочем положении в сечении В-В; Fig. 5 - cross section of the device in the working position in the section В-В;
Фиг. 6 – поперечный разрез устройства в рабочем положении в сечении Г-Г;Fig. 6 - cross section of the device in the working position in the section Г-Г;
Фиг. 7 – продольный разрез ролика;Fig. 7 - longitudinal section of the roller;
Фиг. 8 - общий вид ролика; Fig. 8 - general view of the roller;
Фиг. 9 - общий вид двуплечего рычага.Fig. 9 - General view of the two-arm lever.
1 – корпус устройства;1 – device case;
2 – продольный паз корпуса;2 - longitudinal groove of the body;
3 – ось ролика;3 – roller axis;
4 – корпус ролика;4 – roller body;
5 – армированная поверхность корпуса ролика;5 - reinforced surface of the roller body;
6 – полый шток;6 - hollow rod;
7 – поршень;7 - piston;
8 - возвратная пружина;8 - return spring;
9 – упорное кольцо;9 - thrust ring;
10 – фиксирующий винт;10 - fixing screw;
11 – кулачковый толкатель;11 - cam follower;
12 – проушина кулачкового толкателя;12 - cam follower eye;
13 – двуплечий рычаг;13 - two-arm lever;
14 – палец неподвижной оси двуплечего рычага;14 - a finger of a fixed axis of a two-arm lever;
15 – сквозной паз корпуса; 15 - through groove of the body;
16 – центральное проходное отверстие устройства;16 - central through hole of the device;
17 – защитный кожух;17 - protective cover;
18 – выходное отверстие гидрокамеры; 18 – hydrochamber outlet;
19 – упорный подшипник ролика:19 - roller thrust bearing:
20 – уплотнительный узел ролика.20 - roller sealing unit.
Заявляемое устройство содержит корпус 1 с, по меньшей мере, тремя равноотстоящими друг от друга продольно выполненными пазами 2, в которых шарнирно на осях 3 (параллельных оси устройства) установлены ролики 4 с армированной наружной поверхностью 5, вращающиеся на упорных подшипниках качения 19. Выдвижной ролик 4 имеет уплотнительный узел 20 (в узел 20 входит уплотнительная втулка и уплотнительное кольцо, не показано на рисунках). The inventive device comprises a
По концам продольных пазов 2 в корпусе 1 устройства выполнены сквозные пазы 15 (сквозной паз с каждой торцевой стороны продольного паза). В корпусе установлены два полых штока 6 (подпружиненных пружинами 8), при выдвижении роликов, движущихся поступательно навстречу друг другу, при этом на каждом полом штоке закреплены кулачковые толкатели 11 по числу роликов с проушинами и поршень 7 с возможностью поступательного движения полого штока 6 с поршнем 7 относительно корпуса 1 устройства в его центральном проходном отверстии, при этом один полый шток 6 гидравлически изолирует сквозные пазы 15, выполненные на одной торцевой стороне продольных пазов 2, а другой полый шток 6 гидравлически изолирует сквозные пазы 15, выполненные на другой торцевой стороне продольных пазов 2. Сквозные пазы закрыты с внешней стороны защитными кожухами 17 (для каждого сквозного паза свой защитный кожух), крепящимися на винтах. Кожухи 17 могут быть выполнены, например, из стальной пластины. At the ends of the
Перемещение возвратной пружины 8 ограничено упорным кольцом 9, зафиксированным относительно корпуса 1 винтом 10. Толкатель 11 посредством проушины 12 и штифтов (на фиг. не показано) имеет шарнирное соединение с двуплечим рычагом 13, который в свою очередь, также посредством имеющихся отверстий и штифтов (на фиг. не показано) имеет шарнирное соединение с осью 3 ролика 4 с другой стороны. Каждый двуплечий рычаг 13 размещен в сквозном пазу 15 и подвижно закреплен на корпусе 1 устройства на неподвижной оси, образованной посредством установки пальца 14 в отверстие самого двуплечего рычага и в соответствующее расположению пальца отверстие в корпусе устройства (выполненное поперек продольной оси корпуса). На каждый ролик приходится два рычага, которые шарнирно соединены с осью ролика с обеих его сторон.The movement of the
Устройство работает следующим образом. The device works as follows.
В состав бурильной колонны включают заявляемое устройство таким образом, чтобы устройство (одно или несколько) находилось в наклонной части ствола скважины. Это необходимо для центрирования бурильной колонны относительно оси скважины и создания благоприятных условий эксплуатации бурового оборудования. В процессе спуска бурильной колонны, в заданном интервале наклонного ствола устанавливают центратор-стабилизатор (один или несколько), количество которых определяется расчетным путем с применением специализированных программ для инженерных расчетов в бурении (например, «Бурсофтпроект»). Устройство не требует предварительной подготовки перед спуском в скважину. В транспортном положении (фиг. 1) выдвижные ролики 4 втянуты в продольные пазы 2 корпуса 1, при этом диаметр окружности в поперечном сечении устройства по роликам 4 не превышает номинальный диаметр долота, и не препятствует спуску и свободному прохождению устройства в скважине. В рабочем положении ролики выдвинуты в радиальном направлении до достижения диаметра окружности, соответствующей диаметру долота, и касания ими стенки скважины (фиг. 4). The proposed device is included in the drill string so that the device (one or more) is located in the inclined part of the wellbore. This is necessary to center the drill string relative to the axis of the well and create favorable operating conditions for drilling equipment. During the descent of the drill string, in a given interval of the inclined shaft, a centralizer-stabilizer (one or more) is installed, the number of which is determined by calculation using specialized programs for engineering calculations in drilling (for example, Bursoftproekt). The device does not require preliminary preparation before lowering into the well. In the transport position (Fig. 1), the
Принцип работы роликового центратора - стабилизатора заключается в принудительном выдвижении роликов в радиальном направлении для центрирования бурильной колонны относительно оси скважины. Выдвижение роликов осуществляется гидравлически, путем создания избыточного внутритрубного давления и его поддержания в процессе роторного или турбинного бурения. При этом бурильная колонна, лежащая на нижней стенке ствола наклонной скважины, приподнимается, что создает благоприятные условия для очистки ствола от шлама и существенно снижает силы трения-сопротивления бурильной колонны о стенки скважины. Ролики, вращающиеся на подшипниках качения, дополнительно снижают величину крутящего момента, необходимого для вращения всей бурильной колонны.The principle of operation of the roller centralizer - stabilizer consists in the forced extension of the rollers in the radial direction to center the drill string relative to the axis of the well. The extension of the rollers is carried out hydraulically, by creating excess in-line pressure and maintaining it in the process of rotary or turbine drilling. In this case, the drill string lying on the lower wall of the inclined wellbore rises, which creates favorable conditions for cleaning the wellbore from cuttings and significantly reduces the friction-resistance forces of the drill string against the borehole walls. Rollers running on rolling bearings further reduce the amount of torque required to rotate the entire drill string.
После спуска бурильного инструмента до заданной глубины включают буровой насос и подают промывочную жидкость внутрь бурильных труб с производительностью, достаточной для создания внутритрубного избыточного давления. При этом гидравлическое давление воздействует на поршни 7, закрепленные на полых штоках 6, и совместно с кулачковыми толкателями 11 штоки перемещаются навстречу друг другу. При этом проушина 12, имеющая шарнирное соединение с двуплечим рычагом 13, оказывает на него динамическое давление, что приводит к угловому повороту двуплечего рычага 13 относительно его неподвижной оси, образованной посредством пальца 14. Двуплечий рычаг в свою очередь, посредством имеющегося шарнирного соединения с осью 3 ролика 4, оказывает на ролик 4 динамическое давление, и ролик перемещается в радиальном направлении (выдвигается) из паза 2 корпуса 1 устройства на определенную, ограниченную выступом корпуса 1 длину. В процессе продольного перемещения полых штоков 6 поршни 7 передают динамическое давление на возвратные пружины 8 и сжимают их. Величина динамического давления на пружину 8 определяется площадью поперечного сечения поршня 7 и величиной избыточного внутритрубного давления. Расчетные данные показывают, что при величине внутритрубного избыточного давления в диапазоне ΔР=30…60кгс/см2 усилие выдвижения роликов составляет 945…1578 кгс, что обеспечивает отрыв и приподъем бурильной колонны от нижней стенки ствола наклонной скважины. В процессе бурения выдвижные ролики 4 за счет касания стенок скважин наружной поверхностью 5 вращаются относительно собственной оси 3 на подшипниках качения 19, центрируют бурильную колонну и способствуют ее «скольжению» при подаче бурильного инструмента. Частота вращения роликов превышает частоту вращения бурильной колонны примерно в 5 раз и способствует более качественной очистке ствола от выбуренного шлама и удалению «шламовых подушки». After lowering the drilling tool to a predetermined depth, the mud pump is switched on and flushing fluid is supplied inside the drill pipes with a capacity sufficient to create in-line overpressure. In this case, the hydraulic pressure acts on the
По окончании бурения прекращают подачу промывочной жидкости (выключают буровой насос). Вследствие снижения величины избыточного давления возвратные пружины 8 разжимаются и возвращают полые штоки 6 совместно с закрепленными на них поршнями 7 и кулачковыми толкателями 11 в исходное положение. Это происходит принудительно, под воздействием динамического давления со стороны сжатых пружин 8 (за счет кинетической энергии сжатой пружины). Соответственно, ролики также возвращаются в исходное положение.At the end of drilling, the supply of flushing fluid is stopped (the mud pump is turned off). Due to the decrease in the amount of excess pressure, the return springs 8 open and return the
Достигается повышение надежности работы при выдвижении и возврате роликов в исходное положение путем исключения воздействия внешней среды на исполнительные элементы и уменьшения количества подвижных звеньев. Кроме того, в заявляемом устройстве кольцевая полость гидрокамеры образована между внутренней стенкой корпуса и полыми штоками, установленными внутри корпуса (в прототипе кольцевая полость образована между корпусом устройства и кольцевым цилиндром, установленным и закрепленным на корпусе устройства посредством «множества болтов», что усложняет конструкцию). EFFECT: increased reliability of operation when extending and returning the rollers to their original position by eliminating the impact of the external environment on the actuating elements and reducing the number of moving links. In addition, in the claimed device, the annular cavity of the hydrochamber is formed between the inner wall of the housing and the hollow rods installed inside the housing (in the prototype, the annular cavity is formed between the device housing and the annular cylinder installed and fixed on the device housing by means of a "many bolts", which complicates the design) .
Заявляемое устройство повышает эффективность процесса бурения скважин, в том числе за счет:The claimed device improves the efficiency of the drilling process, including due to:
- снижения крутящего момента для вращения бурильной колонны с КНБК и динамических нагрузок (продольные и поперечные колебания, вибрация) при работе бурового инструмента;- reduction of torque for rotation of the drill string with the BHA and dynamic loads (longitudinal and transverse vibrations, vibration) during the operation of the drilling tool;
- улучшения очистки ствола наклонной скважины от шлама путем центрирования бурильной колонны относительно оси скважины;- improving the cleaning of an inclined wellbore from cuttings by centering the drill string relative to the axis of the well;
- увеличения глубины бурения скважины и достижения максимального отклонения забоя за счет снижения сил трения-сопротивления, препятствующих перемещению бурильной колонны в скважине;- increasing the depth of drilling of the well and achieving the maximum deviation of the bottomhole by reducing the friction-resistance forces that prevent the movement of the drill string in the well;
- повышения ресурса работы бурильной колонны и бурового оборудования путем создания благоприятных условий их эксплуатации. - increasing the service life of the drill string and drilling equipment by creating favorable conditions for their operation.
Claims (2)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2788368C1 true RU2788368C1 (en) | 2023-01-18 |
Family
ID=
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2126146A (en) * | 1936-05-29 | 1938-08-09 | Herman C Smith | Underreamer |
US2169502A (en) * | 1938-02-28 | 1939-08-15 | Grant John | Well bore enlarging tool |
US4693328A (en) * | 1986-06-09 | 1987-09-15 | Smith International, Inc. | Expandable well drilling tool |
RU2105122C1 (en) * | 1993-11-10 | 1998-02-20 | Гиехат Юнайтид ПиТиВай, еЛТиДи | Above-bit roller-cutter underreamer |
RU2445431C1 (en) * | 2010-08-27 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well rounder |
RU2543010C2 (en) * | 2009-08-21 | 2015-02-27 | Пол Бернард ЛИ | Downhole device with pullout roller bearers |
RU191488U1 (en) * | 2019-05-28 | 2019-08-07 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | SWIVEL CALIBRATOR |
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2126146A (en) * | 1936-05-29 | 1938-08-09 | Herman C Smith | Underreamer |
US2169502A (en) * | 1938-02-28 | 1939-08-15 | Grant John | Well bore enlarging tool |
US4693328A (en) * | 1986-06-09 | 1987-09-15 | Smith International, Inc. | Expandable well drilling tool |
RU2105122C1 (en) * | 1993-11-10 | 1998-02-20 | Гиехат Юнайтид ПиТиВай, еЛТиДи | Above-bit roller-cutter underreamer |
RU2543010C2 (en) * | 2009-08-21 | 2015-02-27 | Пол Бернард ЛИ | Downhole device with pullout roller bearers |
RU2445431C1 (en) * | 2010-08-27 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well rounder |
RU191488U1 (en) * | 2019-05-28 | 2019-08-07 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | SWIVEL CALIBRATOR |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8082988B2 (en) | Apparatus and method for stabilization of downhole tools | |
US4427079A (en) | Intermittently rotatable down hole drilling tool | |
CA2825027C (en) | Oil-sealed mud motor bearing assembly with mud-lubricated off-bottom thrust bearing | |
NO20110424L (en) | Apparatus and method for forming a side wellbore | |
US20160160578A1 (en) | Downhole expandable drive reamer apparatus | |
CA2822415A1 (en) | Mud-lubricated bearing assembly with mechanical seal | |
US4577704A (en) | Bearing system for a downhole motor | |
US10907418B2 (en) | Force self-balanced drill bit | |
RU2441130C2 (en) | Hydraulic calibrator-centraliser | |
US20230279726A1 (en) | Sealing system for downhole tool | |
US7308944B2 (en) | Expander tool for use in a wellbore | |
US8459379B2 (en) | Bearing contact pressure reduction in well tools | |
EP3698005B1 (en) | Underreamer | |
RU2788368C1 (en) | Centralizer-stabilizer of the drill string with extendable rollers | |
RU2105122C1 (en) | Above-bit roller-cutter underreamer | |
US10718165B2 (en) | Roller reamer integral pressure relief assembly | |
US10851592B2 (en) | Movable cutters and devices including one or more seals for use on earth-boring tools in subterranean boreholes and related methods | |
WO2016069756A1 (en) | Flow bypass compensator for sealed bearing drill bits | |
RU2538021C1 (en) | Expander | |
RU2765640C1 (en) | Pipe flaring device | |
EP0149290A2 (en) | Intermittently rotating drilling tool | |
RU2526088C1 (en) | Drill tool centraliser | |
US11021910B2 (en) | Sealing assembly and related methods | |
CA1209569A (en) | Intermittently rotatable down hole drilling tool, thrust bearing for use therein and method of assembly of such thrust bearing | |
RU2347058C1 (en) | Drill bit bearing structure |