SU1740602A1 - Downhole motor stabilizer - Google Patents
Downhole motor stabilizer Download PDFInfo
- Publication number
- SU1740602A1 SU1740602A1 SU894692412A SU4692412A SU1740602A1 SU 1740602 A1 SU1740602 A1 SU 1740602A1 SU 894692412 A SU894692412 A SU 894692412A SU 4692412 A SU4692412 A SU 4692412A SU 1740602 A1 SU1740602 A1 SU 1740602A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- rock
- teeth
- central
- downhole motor
- tools
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Использование: стабилизаци работы забойных двигателей при бурении скважин на нефть и газ. Сущность изобретени : устройство содержит размещенные в корпусе планетарную редукторную передачу, тормозную систему, центральный и периферийный породоразрушающие инструменты, забойный двигатель с полым валом. Лапы центрального породоразрушающего инструмента раздвижные. В корпусе установлены поворотные лопасти с зубь ми на тыльной стороне. В полом валу расположены подпружиненные верхний и нижний поршни . Верхний поршень выполнен с зубь ми и взаимодействует с раздвижными лапами. Над центральным породоразрушающим инструментом установлена с возможностью ограниченного поворота регулировочна втулка с зубцами дл перекрыти промывочных каналов. Поворачиваетс регулировочна втулка электроприводом через понижающий редуктор и фрикционную муфту . Сигнал на включение электропривода s поступает от датчика перемещени корпуса Г редуктора. Статор забойного двигател же- (J стко св зан с корпусом планетарной пере- Ј дачи, а ведуща и ведомые шестерни жестко л св заны с породоразрушающими инстру- ментами. 8 ил.Usage: stabilization of downhole motor operation when drilling wells for oil and gas. The essence of the invention: the device contains a planetary gear transmission located in a housing, a braking system, a central and peripheral rock-destroying tools, a hollow shaft bottomhole motor. Paws of the central rock-destroying tool sliding. The case has swivel blades with teeth on the back side. In the hollow shaft there are spring-loaded upper and lower pistons. The upper piston is made with teeth and interacts with sliding legs. A control bushing with teeth to block the flushing channels is installed with a possibility of limited rotation above the central rock-destroying tool. The adjustment sleeve is electrically rotated through a reduction gearbox and a friction clutch. The signal to turn on the actuator s comes from the displacement sensor of the gearbox housing G. The stator of the downhole motor is iron (J is connected with the casing of the planetary gear unit, and the driving and driven gears are rigidly connected with rock-breaking tools. 8 ill.
Description
Изобретение относитс к горному делу, к устройствам дл бурени глубоких скважин , в частности к устройствам дл предотвращени изгиба бурильной колонны и дл стабилизации работы забойных двигателей в скважине.The invention relates to mining, to devices for drilling deep wells, in particular to devices for preventing the bending of the drill string and for stabilizing the operation of downhole motors in the well.
Известны устройства дл регулировани частоты вращени валов забойных двигателей , состо щие из планетарных редукторов с внутренним зацеплением и сателлитами , оси которых закреплены в води- ле, соединенном с тихоходным валом.Devices are known for controlling the frequency of rotation of the shafts of a downhole motor, consisting of planetary gearboxes with internal gearing and satellites, the axes of which are fixed in a driver connected to a low-speed shaft.
Недостатком известных устройств вл етс невозможность регулировани частоты вращени в зависимости от характера буримых пород, а также то, что проблема гашени реактивного крут щего момента на статоре остаетс нерешенной. Статор тормозитс колонной бурильных труб с жесткой зарепленным верхним концом, но при этом происход т потери осевой нагрузки в спирально изогнутой колонне.A disadvantage of the known devices is the impossibility of controlling the rotational frequency depending on the nature of the drilled rocks, and also that the problem of damping the torque on the stator remains unsolved. The stator is braked by a drill pipe string with a rigid, fixed upper end, but an axial load loss occurs in a spiral-bent column.
Известно также устройство дл стабилизации забойных двигателей в скважине, содержащее корпус, размещенную внутри корпуса планетарную редукторную передачу , тормозную систему, центральный и периферийный породоразрушающие инструменты с лапами и промывочными каналами .It is also known a device for stabilizing downhole motors in a borehole, comprising a housing, a planetary gear transmission located inside the housing, a braking system, a central and peripheral rock-breaking tools with legs and flushing channels.
Недостатком известного устройства, выбранного в качестве прототипа, вл етс The disadvantage of the known device, selected as a prototype, is
ЈJ
О NAbout N
невозможность автоматической дифференциации скоростей вращени породоразру- шающих инструментов при турбинном бурении, вследствие чего происходит изгиб бурильной колонны вдоль оси скважины по спиральной линии и снижение механической скорости бурени из-за потерь осевой нагрузки на преодоление сил трени бурильной колонны о стенки скважины.the impossibility of automatic differentiation of the rotational speeds of rock-cutting tools during turbine drilling, as a result of which the drill string is bent along the well axis along a spiral line and the mechanical drilling speed decreases due to axial load loss to overcome the friction forces of the drill string against the borehole wall.
Цель изобертени - повышение производительности бурени путем автоматической дифференциации скоростей вращени породоразрушающих инструментов при турбинном бурении.The purpose of the isoboeni is to increase the drilling performance by automatically differentiating the rotational speeds of rock cutting tools during turbine drilling.
При этом, благодар прерыванию контакта лопастей системы торможени со стенками скважины, обеспечиваетс возможность применени шлангокабел и возрастает механическа скорость бурени .At the same time, due to the interruption of the contact of the blades of the braking system with the walls of the well, it is possible to use the umbilical cord and increase the mechanical speed of drilling.
Поставленна цель достигаетс тем, что известное устройство дл стабилизации забойных двигателей в скважине, содержащее корпус, размещенную внутри корпуса планетарную редукторную передачу, тормозную систему, центральный и периферийный породоразрушающие инструменты с лапами и промывочными каналами, снабжено забойным двигателем с полым валом, центральный породоразрушающий инструмент выполнен с раздвижными лапами, а тормозна система выполнена в виде установленных в корпусе с возможностью поворота лопастей с зубь ми на тыльной стороне и размещенных внутри полого вала подпружиненных верхнего и нижнего поршней , регулировочной втулки с зубцами дл перекрыти промывочных каналов, установленной с возможностью ограниченного поворотакадцентральным породоразрушающим инструментом, электропривода с узлом питани , понижающим редуктором, фрикционной муфтой с подпружиненным валом, св занным с регулировочной втулкой и датчиком перемещени корпуса редуктора, электрически св занным с узлом питани , при этом верхний поршень выполнен с зубь ми, взаимодействующими с зубь ми лопастей тормозной системы , а нижний поршень установлен с возможностью взаимодействи с раздвижными лапами центрального породоразру- шающего инструмента, причем корпус редуктора с ос ми сателлитов жестко св зан со статором забойного двигател , а ведуща и ведомые шестерни - с породоразрушающими инструментами.The goal is achieved by the fact that a known device for stabilizing downhole motors in a borehole, comprising a housing, a planetary gear transmission unit located inside the housing, a braking system, a central and peripheral rock-breaking tools with legs and flushing channels, is provided with a downhole motor with a hollow shaft, the central rock-breaking tool is made with sliding legs, and the brake system is made as mounted in the housing with the possibility of rotating the blades with teeth on the back with A spring-loaded upper and lower pistons located inside the hollow shaft, an adjusting sleeve with teeth to close the flushing channels, installed with the possibility of a limited rotation of the central central rock-breaking tool, an electric drive with a power supply unit, a reduction gear, a friction coupling with a spring-loaded shaft connected to the adjustment sleeve, connected to the adjustment sleeve. displacement of the gearbox housing electrically connected with the power supply unit, wherein the upper piston is made with teeth interacting with kill the blades of the braking system, and the lower piston is installed with the ability to interact with the sliding legs of the central rock-destroying tool, the gear case with the axles of the satellites being rigidly connected with the downhole motor stator, and the driven gears with the rock-destroying tools.
Снабжение устройства забойным двигателем с полым валом позвол ет локализоватьзадачуавтоматической дифференциации в призабойной зоне габаритами забойного двигател и породоразрушающих инструментов.Supplying the device with a hollow shaft downhole motor allows localizing the task of automatic differentiation in the bottomhole zone with dimensions of the downhole motor and rock cutting tools.
Выполнение центрального породораз- рушающего инструмента с развижными лапами , а тормозной системы в виде установленных в корпусе с возможностью поворота лопастей с зубь ми на тыльной стороне позвол ет создать комплекс взаимодействующих со стенками и забоем сква0 жины элементов, воспринимающих активные и реактивные крут щие моменты, что способствует стабилизации работы забойного двигател .The implementation of the central rock-breaking tool with sliding legs, and the brake system in the form of blades mounted in the housing that can be rotated with teeth on the back side, allows creating a complex of elements interacting with the walls and bottom of the well, which perceive the active and reactive torques that contributes to the stabilization of the downhole motor.
Выполнение регулирующей части уст5 ройства в виде размещенных внутри полого вала подпружиненных верхнего и нижнего поршней, регулировочной втулки с зубцами дл перекрыти промывочных каналов, установленной с возможностью ограниченно0 го поворота над центральным породоразрушающим инструментом, электропривода с узлом питани , понижающим редуктором, фрикционной муфтой с подпружиненным валом, св занным с регулировоч5 ной втулкой и датчиком перемещени корпуса редуктора, электрически св занным с узлом питани , причем верхний поршень выполнен с зубь ми, взаимодействующими с зубь ми лопастейPerforming the regulating part of the device in the form of spring-loaded upper and lower pistons located inside the hollow shaft, an adjusting sleeve with teeth to close the flushing channels installed with the possibility of limited rotation over the central rock-destroying tool, an electric drive with a power supply unit, a reduction gearbox, a friction clutch with a spring-loaded shaft connected to the adjusting sleeve and the displacement sensor of the gear housing, electrically connected to the power supply unit, the upper piston made with teeth interacting with teeth blades
0 тормозной системы, а нижний поршень установлен с возможностью взаимодействи с раздвижными лапами центрального поро- дорззрушающего инструмента, вл етс наиболее рациональным использованием0 brake system, and the lower piston is installed with the ability to interact with the sliding paws of the central porous destructive tool, is the most rational use
5 энергии потока промывочной жидкости, создава электрогидравлический манипул тор , работающий в автоматическом режиме с обратной св зью от прочности горных пород .5 energy flow flushing fluid, creating an electro-hydraulic manipulator, operating in automatic mode, with feedback from the strength of rocks.
0 Св зь корпуса редуктора, снабженного ос ми сателлитов, со статором забойного двигател , а ведущей и ведомой шестерен - с породоразрушающими инструментами , обеспечивает создание определенных0 The connection of the gearbox housing, equipped with satellite axles, with the downhole motor stator, and the leading and driven gears - with rock-breaking tools, ensures the creation of certain
5 крут щих моментов на инструментах и уравнение реактивных крут щих моментов с активными , благодар чему обеспечиваетс сн тие разницы в их величинах с колонны бурильных труб. При этом колонна выходит5 torques on tools and the equation of reactive torques with active ones, thereby removing the difference in their values from the drill string. When this column goes
0 из зацеплени со стенками скважины, чем стабилизируетс осева нагрузка на забой, На фиг. 1 изображено предлагаемое устройство в оптимальном режиме работы, вид сбоку, продольный разрез; на фиг, 2-то0 out of engagement with the walls of the well, thereby stabilizing the axial load on the bottom. In FIG. 1 shows the proposed device in the optimal mode of operation, side view, longitudinal section; fig 2
5 же, в момент перехода на другой режим бурени ; на фиг. 3 - центральное долото с раздвижными лапами, вид сбоку, разрез 1/2; на фиг. 4 - то же, вид спереди, разрез 1 /2; на фиг. 5 - разрез устройства на участке планетарного зубчатого механизма и геркона с магнитом, фрагмент; на фиг. 6 - разрез с исполнительным механизмом, фрагмент; на фиг. 7 - вид А-А на фиг. 6; на фиг. 8 - схема усилий, возникающих в планетарном редукторе при бурении, по сн юща суть стабилизации забойного двигател в скважине .5, at the moment of transition to a different drilling mode; in fig. 3 - central chisel with sliding legs, side view, cut 1/2; in fig. 4 - the same, front view, cut 1/2; in fig. 5 - section of the device at the site of the planetary gear mechanism and the reed switch with a magnet, fragment; in fig. 6 - section with an actuator, fragment; in fig. 7 is a view A-A in FIG. 6; in fig. 8 is a diagram of the forces arising in the planetary gearbox during drilling, which explains the essence of downhole motor stabilization in the well.
Устройство дл стабилизации забойных двигателей в скважине (фиг. 1) содержит забойный двигатель, включающий статор 1, ротор 2 с полым валом 3, соединенным с центральным буровым долотом 4. Верхн часть статора 1 соединена с узлом 5 стопо- рени с лопаст ми 6 и зубчатыми колесамиA device for stabilizing a downhole motor in a well (Fig. 1) comprises a downhole motor comprising a stator 1, a rotor 2 with a hollow shaft 3 connected to a central drill bit 4. The upper part of the stator 1 is connected to a stop assembly 5 with blades 6 and gear wheels
7на ос х 8, взаимодействующими с поджа- тым пружиной 9 зубчатым цилиндром 10 с поршнем 11. размещенным в полом вале 3. Узел 5 стопорени соедин ет забойный двигатель с бурильными трубами (или шланго- кабелем) 12 и имеет каналы 13 дл прохода промывочной жидкости к забойному двигателю .7 axle x 8 interacting with the spring 9 of the toothed cylinder 10 with the piston 11. placed in the hollow shaft 3. The stop assembly 5 connects the downhole motor with the drill pipes (or hose) 12 and has channels 13 for the passage of flushing fluid to the downhole motor.
Нижн часть статора соединена с корпусом 14 планетарного редуктора, сателлиты 15 которого вращаютс на ос х 16 в гнездах корпуса 14. Ведома шестерн 17 размещена в подвижной относительно корпуса 14 обойме 18, подпружиненной тарельчатыми пружинами 19 через упорный подшипник 20 и жестко соединенной с пе- риферийным колонковым долотом 21 с шарошками 22. Ведуща шестерн 23 жестко соединена с валом 3, в полости которого размещен датчик 24 перемещени обоймы 18 в виде герметичного контакта (геркона), выводы 25 которого сообщены через блок 26 питани с редукцированным электродвигателем 27, вал которого соединен с полой регулировочной втулкой 28, с зубцами 29 и отверсти ми 30. Количество зубцов 29 соот- ветствует количеству каналов 31 в долоте 4.The lower part of the stator is connected to the housing 14 of the planetary gearbox, the satellites 15 of which rotate on axles 16 in the sockets of the housing 14. The driven gear 17 is placed in the ferrule 18 movable relative to the housing 14, spring-loaded with the disc springs 19 through the thrust bearing 20 and rigidly connected to the peripheral one. a core bit 21 with cones 22. The pinion gear 23 is rigidly connected to the shaft 3, in the cavity of which a sensor 24 for moving the sleeve 18 is placed in the form of a sealed contact (reed switch), the conclusions 25 of which are communicated through the power supply unit 26 to the reducer th e electric motor 27, the shaft of which is connected with the hollow control sleeve 28, with the teeth 29 and apertures 30. The number of teeth 29 corresponds to the number of channels 31 in the bit 4.
8полости втулки 28 размещен поршень 32, взаимодействующий с лапами 33 долота 4, поворачивающимис вокруг оси 34. Поршень 32 прижат к лапам 33 пружиной 35, а втулка 28 удерживаетс от осевого смещени упорным подшипником 36, закрепленным винтом 37. Такими же винтами 37 резьбовые соединени статора контролируютс от развинчивани . Лопасти 6 армиро- ваны твердосплавными зубцами 38 дл предохранени от преждевременного износа . Обойма 18 снабжена посто нным магнитом 39 на уровне размещени датчика 24.8, the sleeve 28 accommodates the piston 32, which interacts with the pads 33 of the bit 4, rotates around the axis 34. The piston 32 is pressed against the legs 33 by the spring 35, and the sleeve 28 is held against axial displacement by a thrust bearing 36 fixed by a screw 37. The same stator screws 37 are stator threaded monitored against unscrewing. The blades 6 are reinforced with carbide teeth 38 to protect against premature wear. The yoke 18 is provided with a permanent magnet 39 at the level of the sensor 24.
Свободные плечи осей 34 снабжены ре- ссорными пружинами 40, а тыльные стороны раздвижных лап 33 долота 4 - возвратными пружинами 41 сжати (фиг. 3 и 4).The free shoulders of the axles 34 are provided with retaining springs 40, and the rear sides of the extending legs 33 of the bit 4 are provided with compression springs 41 (FIGS. 3 and 4).
Между электродвигателем 27 и втулкой 28 размещены фрикционна муфта 42 и возвратна пружина 43 кручени , взаимодействующа с валом 3, а один из зубцов 29 снабжен выступом 44, взаимодействующими с упором 45.Between the electric motor 27 and the sleeve 28 there are placed a friction clutch 42 and a return torsion spring 43, cooperating with the shaft 3, and one of the teeth 29 is provided with a protrusion 44 interacting with the stop 45.
Предлагаемое устройство работает следующим образом.The proposed device works as follows.
При спуске на забой и в процессе бурени скважины в оптимальном режиме лопасти 6 узла стопорени наход тс в сложенном состо нии и не взаимодействуют со стенками скважины. Промывочна жидкость свободно проходит к забою через трубы 12, каналы 13, забойный двигатель, отверсти втулки 28 и каналы 31 центрального долота 4, охлажда долота 4 и 21 и вынос обратным лотоком на поверхность шлам, образующийс при бурении. Реакци статора 1 от гидравлического воздействи струи жидкости на лопатки гаситс реакцией от вращени сателлитов между шестерн ми 17 и 23. Геркон датчика 24 разомкнут. Давление в полости вала 3 минимально возможное.During the descent to the bottom and in the course of drilling a well, the blades 6 of the stop assembly are in the folded state in the optimal mode and are not in contact with the walls of the well. The flushing fluid passes freely to the bottom through pipes 12, channels 13, a downhole motor, openings of the sleeve 28 and channels 31 of the central bit 4, cooling of the bit 4 and 21, and backflow out of the sludge formed during drilling. The reaction of the stator 1 from the hydraulic effect of the jet of liquid on the blades is quenched by the reaction of the rotation of the satellites between gears 17 and 23. The reed switch of the sensor 24 is open. The pressure in the cavity of the shaft 3 is the minimum possible.
В случае нарушени режима работы долота . 21 при его торможении происходит осевое смещение его относительно вала 3, и геркон датчика 24 под воздействием магнита 39 замыкаетс . Ток от источника 26 питани подаетс на электродвигатель 27, который поворачивает регулировочную втулку 28, котора зубцами 29 перекрывает . каналы 31 долота 4. Давление в полости вала 3 возрастает и поршни 11 и 32 перемещаютс , раздвига соответственно лопасти 6 системы торможени статора и лапы 33 центрального долота 4. Статор 1 тормозитс от проворачивани влево лопаст ми 6. Диаметр опережающей скважины увеличиваетс , а уступ, обрабатываемый долотом 21, уменьшаетс и долото 21 начинает работать в другом, более легком режиме, снижающем тормозной крут щий момент. Геркон датчика 24 при этом разжимаетс . Подпружиненна втулка 28 и поршни 11 и 32 возвращаютс в исходное положение, бурение продолжаетс .In case of violation of the mode of operation of the bit. 21, when it is braked, it axially displaces relative to the shaft 3, and the reed switch of the sensor 24 under the influence of the magnet 39 closes. The current from the power source 26 is supplied to the electric motor 27, which rotates the adjusting sleeve 28, which closes the teeth 29. channels 31 of the bit 4. The pressure in the cavity of the shaft 3 increases and the pistons 11 and 32 move, moving apart the blades 6 of the braking system of the stator and the foot 33 of the central bit 4. The stator 1 brakes from turning the blades to the left 6. The diameter of the leading well increases, and the step, processed by chisel 21, decreases, and chisel 21 begins to operate in a different, lighter mode, reducing braking torque. The reed switch 24 is then unclamped. Spring bushing 28 and pistons 11 and 32 return to their original position, drilling continues.
Лапы 33 долота 4 имеют выступы в виде плечей рычагов, воздействие на которые поршнем 32 приводит к повороту лап 33 на определенную величину. Лапы 33 долота 4 в процессе бурени при стабилизированном режиме будут раздвинуты на величину, обеспечивающую эффективное бурение всей площади забо скважины двум долотами 4 и 21. В исходное положение лапы 33 будут возвращатьс под действием осевой нагрузки, воздействующей на тыльные поверхности лап, при перемещении осей 34 вThe paws 33 of the bit 4 have projections in the form of arms of levers, the effect on which by the piston 32 causes the paws 33 to rotate by a certain amount. The paws 33 of the bit 4 in the process of drilling with the stabilized mode will be moved apart by an amount that ensures effective drilling of the entire bottom hole area with two bits 4 and 21. The legs 33 will return to the initial position under the action of the axial load acting on the back surfaces of the paws when the axes 34 are moved at
пазах корпуса долота 4, а также под действием возвратных пружин 41 (фиг. 3 и 4).the grooves of the bit body 4, as well as under the action of return springs 41 (Fig. 3 and 4).
Перемещение магнита 39 относительно геркона датчика 24 возможно на величину I. как показано на фиг. 5.The movement of the magnet 39 relative to the reed switch 24 is possible by the value I. As shown in FIG. five.
Включением выключение электродвигател 27 производитс герконом датчика 24. а передача вращени на втулку 28 - посредством фрикционной муфты 42. Наличие выступа 44, упора 45 и возвратной пружины 43 обеспечивает поворот втулки 28 на величину зубца 29. чего достаточно дл перекрыти каналов 31 (фиг. 6 и 7). Дальнейшее вращение электродвигател производитс с проскальзыванием муфты 42, т.е. двигатель 27 работает лишь на преодоление жесткости пружины 43, а при его отклонении пружина 43 возвращает втулку 28 в исходное положение , открыва каналы 31.Turning off the electric motor 27 is performed by the reed switch sensor 24. And the transmission of rotation to the sleeve 28 is via the friction clutch 42. The presence of a protrusion 44, an emphasis 45 and a return spring 43 rotates the sleeve 28 by the size of the tooth 29. which is enough to close the channels 31 (Fig. 6 and 7). Further rotation of the electric motor is performed with the slip of the coupling 42, i.e. the engine 27 only works to overcome the stiffness of the spring 43, and when it is deflected, the spring 43 returns the sleeve 28 to its original position by opening the channels 31.
Статор забойного двигател тормозитс автоматически при взаимодействии поро- доразрушающих инструментов 4 и 21 с забоем от реактивного крут щего момента на ос х сателлитов планетарного механизма, соединенных со статором, ведущей шестерней с ротором и центральным долотом, а ведомой - периферийным долотом. При этом не имеет значени на чем опущен в скважину забойный двигатель - на трубах или на шлангокабеле. В любом случае ни трубы, ни шлангокабель не несут никакой другой нагрузки, кроме веса бурового снар да . Реактивные гидравлические моменты на статоре автоматически гас тс либо реактивными моментами сателлитов планетарного механизма, либо системой торможени статора, лопатки которой при достижении устройством оптимальных параметров режима бурени наход тс в сложенном состо нии и не взаимодейству ют со стенкамм скважины, благодар чему повышаетс механическа скорость бурени . В случае равенства реактивного гидравлического крут щего момента MRP и реактивного механического крут щего момента MRM (фиг. 8), возникающего при торможении периферийного долота, статор будет неподви- жен.The downhole motor stator brakes automatically when the rock-breaking tools 4 and 21 interact with the bottom from the reactive torque on the axes of the satellites of the planetary mechanism connected to the stator, the pinion gear with the rotor and the central bit, and the driven bit - by the peripheral bit. It does not matter if the downhole motor is lowered into the well — on pipes or on the umbilical. In any case, neither the pipe nor the umbilical cable carry any other load than the weight of the drill string. The reactive hydraulic moments on the stator are automatically extinguished by either the reactive moments of the planetary gear satellites or the stator braking system, the blades of which are in collapsed state when the device reaches optimal drilling parameters and does not interact with the borehole walls, thereby increasing the mechanical drilling rate. In the case of equality of the reactive hydraulic torque of the MRP and the reactive mechanical torque of MRM (Fig. 8) arising from the braking of the peripheral bit, the stator will not be attached.
Предлагаемое устройство может быть использовано при редукцировании и стабилизации вращени валов гидравлических забойных двигателей с целью снижени износа бурильных колонн или при применении трубобуров, опускаемых в скважину на шлангокабеле.The proposed device can be used in reducing and stabilizing the rotation of the shafts of hydraulic downhole motors in order to reduce the wear of the drill strings or when using pipe drills lowered into the well on the umbilical.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894692412A SU1740602A1 (en) | 1989-05-22 | 1989-05-22 | Downhole motor stabilizer |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894692412A SU1740602A1 (en) | 1989-05-22 | 1989-05-22 | Downhole motor stabilizer |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1740602A1 true SU1740602A1 (en) | 1992-06-15 |
Family
ID=21448091
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU894692412A SU1740602A1 (en) | 1989-05-22 | 1989-05-22 | Downhole motor stabilizer |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1740602A1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7195085B2 (en) * | 2000-06-28 | 2007-03-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drill bit |
| US7293616B2 (en) * | 2000-04-25 | 2007-11-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable bit |
| CN107120062A (en) * | 2017-07-13 | 2017-09-01 | 西南石油大学 | A kind of high speed impact drilling tool |
| US11499374B2 (en) | 2017-12-13 | 2022-11-15 | Nov Downhole Eurasia Limited | Downhole devices and associated apparatus and methods |
-
1989
- 1989-05-22 SU SU894692412A patent/SU1740602A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР № 632821, кл. Е 21 В 4/16, 1974. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7293616B2 (en) * | 2000-04-25 | 2007-11-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable bit |
| US7195085B2 (en) * | 2000-06-28 | 2007-03-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drill bit |
| CN107120062A (en) * | 2017-07-13 | 2017-09-01 | 西南石油大学 | A kind of high speed impact drilling tool |
| CN107120062B (en) * | 2017-07-13 | 2018-12-21 | 西南石油大学 | A kind of high speed impact drilling tool |
| US11499374B2 (en) | 2017-12-13 | 2022-11-15 | Nov Downhole Eurasia Limited | Downhole devices and associated apparatus and methods |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8297375B2 (en) | Downhole turbine | |
| CA2630068C (en) | Locking clutch for downhole motor | |
| CA2523092A1 (en) | Systems and methods using a continuously variable transmission to control one or more system components | |
| EP2229497B1 (en) | Drilling system | |
| CA2570716A1 (en) | Steering of bent housing mud motor downhole rotation device | |
| GB2350627A (en) | Flow restriction device for a down hole drilling assembly | |
| SU1740602A1 (en) | Downhole motor stabilizer | |
| US3082741A (en) | Drilling device | |
| CN114293913B (en) | Downhole friction-reducing and resistance-reducing tool and method based on mechanical decoupling | |
| EP4163472A1 (en) | Hydraulically driven self-propelling wireline tool | |
| NO318129B1 (en) | Hydraulic device for rotating a rock drill | |
| CN109138848A (en) | One kind can steering screw drilling tool | |
| CN114961568A (en) | Multidirectional oscillation impact screw drill | |
| CN110513047B (en) | Self-excitation liquid impact vibration roller bit | |
| CN115419367A (en) | Torque balance power drilling tool driven by forward and reverse screws in series | |
| CN213063459U (en) | Bottom hole power piston drilling tool | |
| US2254641A (en) | Earth-boring apparatus and motor therefor | |
| CN112065268B (en) | Torque balance downhole power drilling tool | |
| RU2052095C1 (en) | Core-sampling tool | |
| CA1131052A (en) | Chuck and wrench assembly for raise drill apparatus | |
| CN113464045A (en) | Bottom hole power piston drilling tool | |
| CN215718529U (en) | Drilling string based on coiled tubing | |
| SU1550071A1 (en) | Method of sinking an inclined borehole with a hole-bottom motor | |
| RU2181851C2 (en) | Rotary motor | |
| SU945340A1 (en) | Screw-type hole-bottom motor |