SU1682512A1 - Device for stabilization of drilling tools azimuthal direction - Google Patents
Device for stabilization of drilling tools azimuthal direction Download PDFInfo
- Publication number
- SU1682512A1 SU1682512A1 SU894698400A SU4698400A SU1682512A1 SU 1682512 A1 SU1682512 A1 SU 1682512A1 SU 894698400 A SU894698400 A SU 894698400A SU 4698400 A SU4698400 A SU 4698400A SU 1682512 A1 SU1682512 A1 SU 1682512A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- stabilizer
- pushers
- cavity
- plane
- additional
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относитс к технике бурени наклонно-направленных скважин и позвол ет повысить точность стабилизации азимутального направлени ствола скважины при отклонении его от заданного направлени . Устройство содержит корпус (К) 3 основного стабилизатора(С) 1 и эксцентрично установленный над ним К 4 дополнительного С 2. В продольных пазах КЗ и 4 размещены толкатели 5 и 6 и опорные элементы 7 и 8 в виде пластин из эласт.ичного материала. При этом С 1 и 2 имеют гидравлические узлы. Один из узлов выполнен в виде гильзы 11 с кольцевым поршнем 12, образующим с внутренней поверхностью гильзы 11 и К 3 верхнюю и нижнюю рабочие камеры 13 и 14. Другой гидравлический узел выполнен в виде плунжеров 22, расположенных в камерах 24. Камеры 14 и 24 гидравлически св заны с внутренними полост ми соответственно КЗThe invention relates to a technique for drilling directional wells and improves the accuracy of stabilization of the azimuthal direction of the well bore when it deviates from a given direction. The device includes a housing (K) 3 of the main stabilizer (C) 1 and an eccentrically mounted K 4 of an additional C 2 above it. In the longitudinal grooves of the short-circuit and 4 there are placed pushers 5 and 6 and supporting elements 7 and 8 in the form of plates made of elastic material. In this case, C 1 and 2 have hydraulic units. One of the assemblies is designed as a sleeve 11 with an annular piston 12, which forms the upper and lower working chambers 13 and 14 with the inner surface of the sleeve 11 and K 3. The other hydraulic unit is made in the form of plungers 22 located in chambers 24. Hydraulically chambers 14 associated with internal cavities, respectively, short-circuit
Description
Изобретение относитс к технике бурени наклонно-направленных скважин и предназначено дл выправлени отклонени ствола от заданного направлени .This invention relates to a technique for drilling directional wells and is intended to correct the deviation of a wellbore from a given direction.
Цель изобретени - повышение точности стабилизации азимутального направлени ствола скважины.The purpose of the invention is to improve the accuracy of stabilization of the azimuthal direction of the wellbore.
На фиг, 1 приведено устройство дл стабилизации направлени бурового снар да; на фиг. 2 - сечение А-А на фиг. 1; на фиг. 3 - сечение на фиг. 1; на фиг. 4 - сечение В-В на фиг, 1; на фиг. 5 - сечение Г-Г на фиг, 1; на фиг. 6 - сечение Д-Д на фиг, 1; на фиг,Fig. 1 shows a device for stabilizing the direction of the drill string; in fig. 2 is a section A-A in FIG. one; in fig. 3 is a sectional view in FIG. one; in fig. 4 - section bb in FIG. 1; in fig. 5 - section GG in FIG. 1; in fig. 6 is a section DD in FIG. 1; in fig
7- сечение Е-Е на фиг, 1; на фиг, 8 - сечение 3-3 на фиг. 6; на фиг. 9 - схема срабатывани стабилизаторов при размещении устройства в исправленном стволе скважины; на фиг. 10 - схема взаимодействи компоновки бурильного инструмента, оснащенного устройством, со стенками ствола скважины, вид И на фиг. 9.7- section EE in FIG. 1; FIG. 8 is a sectional view 3-3 of FIG. 6; in fig. 9 is a diagram of the operation of stabilizers when the device is placed in a repaired wellbore; in fig. 10 is a diagram of the interaction of the layout of a drilling tool equipped with a device with the walls of a wellbore, view I in FIG. 9.
Устройство дл стабилизации азимутального направлени бурового снар да включает два стабилизатора: основной стабилизатор 1 и установленный над ним эксцентрично дополнительный стабилизатор 2.The device for stabilizing the azimuthal direction of the drill string includes two stabilizers: the primary stabilizer 1 and the eccentric additional stabilizer 2 mounted above it.
8корпусе 3 основного и корпусе 4 дополнительного стабилизаторов 1 и 2 диаметрально противоположно выполнены пазы, в которых расположены толкатели 5 и 6 и опорные элементы 7 v 8 в виде пластин из эластичного материала. Эксцентрична масса стабилизаторов выполнена в виде шариков 9 и 10. В полости корпуса 3 установлены вал турбобура (не показаны). Гидравлический узел стабилизатора 1 выполнен в виде концентрично ра§мещен- ной на корпусе 3 гильзы 11 с кольцевым поршнем 12, образующим с внутренней поверхностью гильзы 11 и корпуса 3 верхнюю 13 и нижнюю 14 рабочие камеры. Нижн камера 14 гидравлически св зана с полостью корпуса 3 отверсти ми 15 и герметизирована уплотнени ми 16. Верхн камера 13 оборудована сальником 17, исключаю8 the main body 3 and the body 4 of the additional stabilizers 1 and 2 are diametrically opposed grooves in which the pushers 5 and 6 and the supporting elements 7 v 8 are arranged in the form of plates of elastic material. The eccentric mass of stabilizers is made in the form of balls 9 and 10. In the cavity of body 3, a shaft of a turbodrill (not shown) is mounted. The hydraulic unit of the stabilizer 1 is made in the form of a sleeve 11 with an annular piston 12 concentrically located on the body 3 with an annular piston 12 forming the upper 13 and lower 14 working chambers with the inner surface of the sleeve 11 and the body 3. The lower chamber 14 is hydraulically connected to the cavity of the housing with 3 openings 15 and sealed with seals 16. The upper chamber 13 is equipped with an epiploon 17, excluding
щим попадани в нее образивных частиц. Толкатели 5 имеют ступенчатую конфигурацию , расположены в верхней камере 13 и подпружинены относительно корпуса 3 вingress of particles into it. The pushers 5 have a stepped configuration, are located in the upper chamber 13 and are spring-loaded relative to the housing 3 in
осевом направлении пружинами 18. В кольцевом поршне 12 основного стабилизатора 1 в основании верхней рабочей камеры 13 выполнена полость 19 в виде расположенных V-образно сообщающихс наклонныхaxial direction springs 18. In the annular piston 12 of the main stabilizer 1 at the base of the upper working chamber 13 there is a cavity 19 in the form of spaced V-shaped communicating inclined
призм, боковые ребра которых расположены под углом 20 друг к другу, параллельны торцовой плоскости корпуса 2 и симметрич ны относительно плоскости эксцентриситета (плоскости отклонител ). Шарик 9prisms whose side edges are at an angle of 20 to each other are parallel to the end plane of body 2 and are symmetric about the plane of eccentricity (deflector plane). Ball 9
размеще ; в полости 19.accommodate; in the cavity 19.
Корпус 3 оснащен соединительными резьбами 20 дл св зи его с компоновкой бурильного инструмента. На верхней муфтеThe housing 3 is equipped with connecting threads 20 for coupling it with the arrangement of the drilling tool. On the top coupling
корпуса 3 нанесена установочна метка 21, соответствующа плоскости эксцентриситета (плоскости отклонител ),housing 3 there is an alignment mark 21, corresponding to the eccentricity plane (deflector plane),
Гидравлический узел дополнительногоAdditional hydraulic unit
стабилизатора 2 выполнен в виде двух плунжеров 22 с уплотнени ми 23, которые расположены над толкател ми 6 в камерах 24, которые выполнены в корпусе 4 и гидравлически св заны с его внутренней полостью отверсти ми 25. Толкатели 6 стабилизатораthe stabilizer 2 is made in the form of two plungers 22 with seals 23, which are located above the pushers 6 in the chambers 24, which are made in the housing 4 and are hydraulically connected to its internal cavity with the openings 25. The stabilizers 6
2 снабжены упорами 26, которые размещены в карманах 27. Карманы 27 выпопнены в корпусе 4 в виде радиально направленных А-образно расположенных призм, боковые ребра которых расположены под углом 202 are provided with stops 26, which are placed in pockets 27. Pockets 27 are embedded in housing 4 in the form of radially directed A-shaped prisms, the side edges of which are at an angle of 20
друг к другу, параллельны торцовой плоскости корпуса 4 и симметричны относительно плоскости эксцентриситета (плоскости отклонител ). Полости карманов 27 сообщены с пазами, в которых перемещаютс толкатели 6. Шарики 10 размещены в карманах 27 с возможностью радиального перемещени . Верхн -соединительна резьба 28 выполнена эксцентрично относительно оси корпуса 4. Величина смещени осей составл ет Ј , з направление эксцентриситета отмечено установочной меткой 29 на верхнем и нижнем концах корпуса А.to each other, parallel to the end plane of the housing 4 and symmetrical with respect to the eccentricity plane (deflector plane). The cavities of the pockets 27 are in communication with the grooves in which the pushers 6 move. The balls 10 are placed in the pockets 27 with the possibility of radial movement. The upper connecting thread 28 is eccentric with respect to the axis of the housing 4. The magnitude of the displacement of the axes is Ј, the direction of eccentricity is indicated by the mounting mark 29 on the upper and lower ends of the housing A.
Стабилизатор 2 оснащен установочным переводником 30, на котором имеетс цилиндрическа упорна резьба 31 дл соединени с корпусом 4, уплотнени ми 32, регулировочными кольцами 33 и шкалой 34.The stabilizer 2 is equipped with an installation sub 30, on which there is a cylindrical stop thread 31 for connection with the housing 4, seals 32, adjustment rings 33 and a scale 34.
Стабилизатор 2 оснащен зтулкой (не показана ) дл соединени резьбой 35 секций роторного вала забойного двигател 36. Втулка установлена на радиальных опорах в полости корпуса 4.The stabilizer 2 is equipped with a bushing (not shown) for connecting threads of 35 sections of the rotor shaft of a downhole motor 36. The bushing is mounted on radial bearings in the cavity of the housing 4.
Устройство дл стабилизации азимутального направлени бурового снар да работает следующим образом.The device for stabilizing the azimuthal direction of the drill string works as follows.
При помощи соединительных резьб 13 и установочного переводника 30 последовательно собирают компоновку (фиг. 10): долото 37. стабилизатор 1, забойный двигатель 36, стабилизатор 2. Сборка производитс ориентированно, так,чтобы установочные метки 21 и 29 находились на одной образующей компоновки. Это достигаетс подбором толщины регулировочных колец 33 с использованием шкалы 34 на установочном переводнике 30. Далее спускают компоновку с расстопоренным крюком в скважину до забо . Расстопоренный крюк талевого бло-. ка (не показан) обеспечивает свободное вращение и самоориентирование устройства в наклонном стволе.Using the connecting threads 13 and the installation sub 30, the assembly is sequentially assembled (Fig. 10): chisel 37. stabilizer 1, downhole motor 36, stabilizer 2. The assembly is oriented in such a way that the installation marks 21 and 29 are on the same component of the assembly. This is achieved by adjusting the thickness of the adjusting rings 33 using the scale 34 on the installation sub 30. Next, lower the layout with the unhooked hook into the well before the slab. Uncircuit hook block. A channel (not shown) provides free rotation and self-orienting of the device in an inclined shaft.
Если ствол скважины имеет плоское искривление , т.е. азимут скважины не мен етс , то устройство располагаетс в стволе симметрично относительно алсидальной плоскости (фиг. 3-6) за счет того, что вес бурильного инструмента, приложенный к точке 02, больше, чем вес компоновки со стабилизаторами, центр т жести которой, находитс сверху в точке Oi.If the wellbore has a flat curvature, i.e. the borehole azimuth does not vary, the device is located in the barrel symmetrically relative to the alsidal plane (Fig. 3-6) due to the fact that the weight of the drilling tool attached to point 02 is greater than the weight of the assembly with stabilizers, the center of gravity of which is top at point Oi.
Положение шариков 9 и 10 в полости 19 и в карманах 27 при этом симметрично относительно плоскости отклонител , котора совпадает с апсидальной плоскостью ствола скважины.The position of the balls 9 and 10 in the cavity 19 and in the pockets 27 is symmetrical with respect to the deflector plane, which coincides with the apsidal plane of the wellbore.
При включении бурового насоса (не показан ) кольцевой поршень 12 и плунжеры 22 воздействуют на толкатели 5 и 6, но опорные элементы 7 и 8 не сжимаютс , так как в стабилизаторе 1 шарик 9 находитс посредине между нижними торцами толкателей 5 и при перемещении кольцевого поршн 12 вверх толкатели 5 свободно вход т в полость 19, не передава усилие сжати на опорные элементы 7, а в стабилизаторе 2 сжатию (включению) опорных элементов 8 преп тствуют шарики 10, наход щиес под упорами 26 толкателей б в нижних торцах карманов 27 (фиг. 7).When the drilling pump (not shown) is turned on, the annular piston 12 and the plungers 22 act on the pushers 5 and 6, but the supporting elements 7 and 8 do not compress, as in the stabilizer 1 the ball 9 is in the middle between the lower ends of the pushers 5 and when the annular piston 12 moves upward, the pushers 5 freely enter the cavity 19 without transferring the compressive force to the supporting elements 7, and in the stabilizer 2 the balls 10 under the stops 26 of the pushers b in the lower ends of the pockets 27 prevent the supporting elements 8 from engaging (FIG. 7).
При пространственном искривлении ствола скважины, например при увеличивающемс азимуте (фиг. 9 и 10) центр т жестиWith a spatial curvature of the borehole, for example, with increasing azimuth (Fig. 9 and 10), the center of gravity
0 компоновки смещаетс вправо относительно центра т жести бурильного инструмента за счет эксцентриситета. Так как бурильный инструмент спускают с расстопоренным крюком, и силы трени о стенки скважиныThe layout 0 is shifted to the right relative to the center of gravity of the drilling tool due to eccentricity. Since the boring tool is lowered with the unhooked hook, and the friction forces against the borehole walls
5 не оказывают вли ни на ориентировани эксцентричной конструкции, то происходит поворот компоновки на угол # , который определ етс из геометрических построений (фиг. 9 и 10) по формуле5 do not affect the orientation of the eccentric structure, the arrangement is rotated by angle #, which is determined from geometric constructions (Fig. 9 and 10) using the formula
arrglnLsin±Ag {1)arrglnLsin ± Ag {1)
Y28vY28v
где ± А - изменение азимута скважины нз участке ствола длиной L, рад;where ± A is the change in the azimuth of the well in the section of the trunk of length L, rad;
L - длина компоновки, м; Б - эксцентриситет, м,L is the length of the layout, m; B - eccentricity, m,
Так как угол А мал, то формулу (1) можно записать в видеSince the angle A is small, formula (1) can be written as
г arcsin ±g arcsin ±
LAp 2е LAp 2e
(2)(2)
причем знак + соответствует росту, а знак - -- уменьшению азимута скважины.moreover, the + sign corresponds to the growth, and the sign - to the decrease in the azimuth of the well.
Если угол поворота компоновки t/J больше угла 0 , то устройство корректирует отклонение ствола скважины от проектногоIf the rotation angle of the layout t / J is greater than the angle 0, then the device corrects the deviation of the wellbore from the design
азимута, а именно включаютс ; опорные элементы 8 у верхнего стабилизатора 2 - правый элемент у нижнего стабилизатора 1 - левый опорный элемент 7 (фиг 9). Это происходит следующим образом.azimuth, namely included; The supporting elements 8 at the upper stabilizer 2 - the right element at the lower stabilizer 1 - the left supporting element 7 (FIG. 9). This happens as follows.
при включении бурового насоса кольцевой поршень 12 перемещаетс вверх под действием давлени в нижней камере 14. Шарик 9 занимает правое (на фиг. 9) положение в цоколе 19, Кольцевой поршень 12,when the drilling pump is turned on, the annular piston 12 moves upward under the action of pressure in the lower chamber 14. The ball 9 occupies the right (in FIG. 9) position in the base 19, the annular piston 12,
воздейству через шарик 9 и толкатель 5, расположенный справа, на опорный элемент 7, вызывает пластическую деформацию последнего и увеличение выступа, который создает боковое усилие F, направленное в сторону отклонени ствола от проектного азимута. На долоте 37 возникает противоположно направленное усилие В, корректирующее азимут.I act through the ball 9 and the pusher 5, located on the right, on the supporting element 7, causes plastic deformation of the latter and an increase in the protrusion, which creates a lateral force F directed towards the deviation of the barrel from the design azimuth. On the bit 37, an oppositely directed force B arises which corrects the azimuth.
Верхний стабилизатор 2 создает боковое отклон ющее усилие G, направленное в левую сторону (фиг. 9), так как включенным оказываетс левый опорный элемент 8, причем опорный элемент, расположенный справа, выключен, так как правый шарик 10 занимает нижнее положение в кармане 27 и преп тствует перемещению упора 26 вниз под действием плунжера 22. Левый же опорный элемент 8 включен, такThe upper stabilizer 2 creates a lateral deflecting force G directed to the left side (Fig. 9), since the left supporting element 8 is turned on, and the supporting element located on the right is turned off, because the right ball 10 occupies the lower position in the pocket 27 and It prevents the stop 26 from moving downward under the action of the plunger 22. The left supporting element 8 is included, so
как левый шарик 10 оказываетс в ближнемas the left ball 10 appears in the near
к центру корпуса 4 конце кармана 27 и не преп тствует перемещению толкател 6.to the center of the body 4 end of the pocket 27 and does not prevent the movement of the pusher 6.
Если азимут скважины уменьшаетс , то картина выгл дит симметрично изображенной на фиг. 9 и 10.If the azimuth of the well decreases, then the picture appears symmetrically depicted in FIG. 9 and 10.
При выключении бурового насоса, например перед очередным наращиванием бурильного инструмента, плунжеры 22 и кольцевой поршень 12 возвращаютс в исходное положение под действием сил упругости элементов 8 и пружин 18, Шарики 9 и 10 освобождаютс от зажима, устройство принимает транспортное положение.When the mud pump is turned off, for example, before the next buildup of the drilling tool, the plungers 22 and the annular piston 12 return to their original position under the action of elastic forces of the elements 8 and springs 18, the Balls 9 and 10 are released from the clamp, the device assumes the transport position.
После наращивани бурильного инструмента процесс повтор етс , причем направление отклон ющего воздействи на долото 37 всегда противоположно возникшему от заданного азимутального направлени .After the drilling tool has been expanded, the process is repeated, and the direction of the deflecting effect on the bit 37 is always opposite to the azimuth direction.
Используют компоновку со стабилизаторами , включающую допото Ш2 15,9 МЗ-ГВ, наддолотный калибратор 5К-214, шпиндель 195, основной .стабилизатор 1, турбобур ЗТСШ-1№195 - 2 секции, дополнительный стабилизатор с эксцентриситетом е 8,5 мм, УГБ-178 - 12 и бурильный инструмент ТВПВ-127 X 9 - остальное.A layout with stabilizers is used, including dopoto Sh2 15.9 MH-GV, 5K-214 over-bit calibrator, spindle 195, main stabilizer 1, ZTSS-1 turbo drill 195 - 2 sections, additional stabilizer with eccentricity e 8.5 mm, UGB -178 - 12 and boring tool TVPV-127 X 9 - the rest.
Конструктивное решение позвол ет повысить точность стабилизации азимутального направлени ствола скважины, что обеспечивает сокращение числа рейсов турбинным отклонителем дл корректирований азимута скважины при естественном искривлении ствола.A constructive solution allows to improve the accuracy of stabilization of the azimuthal direction of the wellbore, which ensures a reduction in the number of flights by a turbine diverter for adjustments to the azimuth of the well in case of natural curvature of the wellbore.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894698400A SU1682512A1 (en) | 1989-06-01 | 1989-06-01 | Device for stabilization of drilling tools azimuthal direction |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894698400A SU1682512A1 (en) | 1989-06-01 | 1989-06-01 | Device for stabilization of drilling tools azimuthal direction |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1682512A1 true SU1682512A1 (en) | 1991-10-07 |
Family
ID=21450928
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU894698400A SU1682512A1 (en) | 1989-06-01 | 1989-06-01 | Device for stabilization of drilling tools azimuthal direction |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1682512A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2709906C2 (en) * | 2014-09-02 | 2019-12-23 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Drilling system with controlled actuation of direction control platform |
-
1989
- 1989-06-01 SU SU894698400A patent/SU1682512A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 985235, кл. Е 21 В 7/08, 1981. Авторское свидетельство СССР № 1608017.кл. Е 21 В 7/08.1989. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2709906C2 (en) * | 2014-09-02 | 2019-12-23 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Drilling system with controlled actuation of direction control platform |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4572305A (en) | Drilling apparatus | |
US10895113B2 (en) | Drilling system, biasing mechanism and method for directionally drilling a borehole | |
US20190128070A1 (en) | Static Push-the-Bit Articulated High-Built-Rate Rotary Steerable Tool and Control Method Thereof | |
US10113362B2 (en) | Offset shaft bearing assembly | |
US3637032A (en) | Directional drilling apparatus | |
EP0329262A2 (en) | Adjustable stabiliser for use in drilling string | |
DK157212B (en) | UNDERGROUND ENGINE FOR DRILLING DRILLS | |
US5450914A (en) | Fluid powered stepping motor for rotating a downhole assembly relative to a supporting pipe string | |
EP2406455B1 (en) | Bearing assembly for a downhole motor | |
US11608731B2 (en) | Mechanical automatic vertical drilling tool | |
SU1682512A1 (en) | Device for stabilization of drilling tools azimuthal direction | |
CN101250982A (en) | Mechanical automatic vertical drilling tool | |
CN113404429B (en) | Composite steering drilling tool and method | |
US20160245022A1 (en) | Power section and transmission of a downhole drilling motor | |
CA3038945A1 (en) | Reciprocation-dampening drive shaft assembly | |
US4899833A (en) | Downhole drilling assembly orienting device | |
CN202483467U (en) | Cardan shaft of spherical hinge positive displacement motor | |
CN210033282U (en) | Directional automatic vertical guide drilling tool | |
CN109424321B (en) | Pushing device for vertical drilling tool and vertical drilling tool | |
CN112482999A (en) | Mechanical reinforcement stable platform for automatic vertical drilling tool | |
GB2134162A (en) | Directional drilling | |
US9915097B2 (en) | Bearing section of a downhole drilling motor | |
RU213913U1 (en) | Device for orienting whipstock in a well | |
CN212837629U (en) | Friction device for stabilizing screw rod during well drilling | |
CN214145368U (en) | Mechanical reinforcement stable platform for automatic vertical drilling tool |