SU791912A1

SU791912A1 - Hole-bottom feed mechanism

Info

Publication number: SU791912A1
Application number: SU782567080A
Authority: SU
Inventors: Николай Павлович Литвинов
Original assignee: Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date: 1978-01-09
Filing date: 1978-01-09
Publication date: 1980-12-30

Description

1one

Изобретение относитс к инструментам , используемым при бурении глубоких скважин, а именно к забойным гидравлическим механизмам подачи.The invention relates to tools used in the drilling of deep wells, namely, downhole hydraulic feeders.

Известен забойный механизм пола- чи долота, включающий спускаемые в скважину на бурильных трубах корное устройство, содержащее упоры с гидравлическим приводом в виде эластичной камеры, узел подачи, содержащий ™ цилиндр с поршнем на полом штоке, образующие рабочие полости подачи долота вниз и вверх, систему каналов и трубопроводов .Known downhole mechanism for bit feeding, including a crustal device that is lowered into the well on drill pipes, contains hydraulically driven stops in the form of an elastic chamber, a feed unit containing a cylinder with a piston on the hollow stem, forming downward and upward working cavities of the bit, system channels and pipelines.

Недостатком известного механизма 15 вл етс низка надежность устройства вследствие размещени трубопроводов по всей длине компоновки инструмента и невозможность создани достаточных усилий на долото вверх при 20 прихвате инструмента.A disadvantage of the known mechanism 15 is the low reliability of the device due to the placement of pipelines along the entire length of the tool assembly and the impossibility of creating sufficient forces on the bit upwards with a 20 sticking tool.

Целью изобретени вл етс повышение надежности компоновки бурильного инструмента с забойным механизмом подачи при проходке прихватоопасных 25 интервалов скважннь.The aim of the invention is to improve the reliability of the layout of the drilling tool with a downhole feed mechanism when penetrating sticking 25 well intervals.

Указанна цель достигаетс тем, что механизм снабжен забойным насосом , поршень которого имеет рабочую поверхность меньше рабочей поверх- 30This goal is achieved by the fact that the mechanism is equipped with a downhole pump, the piston of which has a working surface less than the working surface.

ности поршн узла подачи и через полый шток жестко св зан с корным устройством , цилиндр насоса жестко св зан с бурильными трубами, а нагнетательна полость насоса гидравлически св зана с полостью эластичной камеры корного устройства и с рабочей камерой подачи долота вверх через систему каналов и трубопроводов, котора снабжена узлом переключени , выполненным в виде подпружиненных пальцев, взаимодействующих с бросовым трубчаТЕЛМ элементом.the piston of the feed unit and through the hollow rod is rigidly connected to the core device, the pump cylinder is rigidly connected to the drill pipes, and the pumping cavity of the pump is hydraulically connected to the elastic chamber of the core device and to the working chamber of the bit supply up through the system of channels and pipelines, which is equipped with a switching unit, made in the form of spring-loaded fingers, interacting with a waste pipe TELM element.

На фиг, 1 изображен забойный механизм подачи долота в сборе с бросовым трубчатым элементом, продольный разрез; на фиг. 2 - поршень насоса, продольный разрез; на фиг. 3 - поршень узла подачи, продольный разрез; на фиг. 4 - верхн часть корного устройства, продольный разрез; на фиг. 5 - индекс части корного устройства , продольный разрез.Fig, 1 shows a downhole bit feeder assembly with a waste tubular element, a longitudinal section; in fig. 2 - pump piston, longitudinal section; in fig. 3 - feed unit piston, longitudinal section; in fig. 4 - upper part of the core device, longitudinal section; in fig. 5 - index of the part of the core device, a longitudinal section.

Механизм состоит из забойного насоса , содержащего цилиндр 1 с поршнем 2, полого штока 3, корного устройства 4 узла подачи, содержащего цилиндра 5 с поршнем 6 на полом штоке 3 и бросового трубчатого элемента 7. Цилиндр насоса 1 соединен сThe mechanism consists of a downhole pump comprising a cylinder 1 with a piston 2, a hollow rod 3, a crustal device 4 of the feed unit containing a cylinder 5 with a piston 6 on the hollow rod 3 and a rejected tubular element 7. The cylinder of the pump 1 is connected to

переводником 8, снабженным внутри шлицами, вход щими в зацепление со шлицами верхнего конца штока 3, а цилиндр узла подачи соединен- с переводником 9, также снабженным на внутренней поверхности шлицами, вход щими в зацепление со шлицами нижнего конца штока 3. В обоих цилиндрах помещены скольз щие разделительные кольца 10, изолирующие рабочие полости цилиндро, заполненные маслом, от бурового раствора. Под поршнем б укреплено перфорированное кольцо 11, выполненное с уступом 12. Верхний поршень 2 снабжен клапаном 13, и в нем выполнены каналы а дл перетока масла из трубопровода б в полость А над поршнем и клапаном 14 дл перетока масла из полости А в полость Б под поршнем.a sub 8 provided inside with splines interlocking with the splines of the upper end of the rod 3, and a feed unit cylinder connected to a sub 9 also provided with splines on the inner surface intermeshing with the splines of the lower end of the rod 3. In both cylinders sliding dividing rings 10, insulating the working cavities of the cylinder, filled with oil, from the drilling mud. Under the piston b, a perforated ring 11 is reinforced, made with shoulder 12. The upper piston 2 is provided with a valve 13, and channels are made in it for the flow of oil from the pipeline b into the cavity A above the piston and the valve 14 for the flow of oil from the cavity A into the cavity B under the piston.

Дл перекрыти каналов клапанов 13 и 14 служат подпружиненные пальцы 15 и 16, концы которых выступают во внутреннюю полость штока 3. В поршне 2 также выполнен канал в, соедин ющий полость Б с трубопроводом в штоке 3. В поршне 6, раздел ющем рабочую полость цилиндра 5 узла подачи на верхнюю В и нижнюю Г, выполнены канал д, соедин ющий полость В с трубопроводом б, канал ж, соедин ющий полость Г с трубопроводом г, канал 3, соедин ющий полость В с трубопроводом г, а также вмонтированы подпружиненные пальцы 17 и 18.To close the channels of the valves 13 and 14 serve spring-loaded fingers 15 and 16, the ends of which protrude into the internal cavity of the rod 3. The piston 2 also has a channel B connecting the cavity B with the pipeline in the rod 3. In the piston 6 separating the working cavity of the cylinder 5 of the supply unit for the upper C and lower G, channel d is made, connecting cavity C with pipeline b, channel g connecting the cavity G with pipeline g, channel 3 connecting the cavity C with pipeline g, and spring-loaded fingers 17 and 18.

В корном устройстве 4 выполнены окна, в которых установлены подпружиненные упоры 19 с планками 20 и гидравлическим приводом в виде эластичной Кс.меры 21 , внутренн полост которой вверху через обратный клапан 22 соединена с трубопроводом г каналом и, перекрываемым подпружиненны пальцем 23, а внизу каналом к соединена с трубопроводом л, соедин ющем канал к с полостью проточки 24 на поршне б, где установлен клапан 25.In the root device 4 there are windows in which spring-loaded stops 19 are installed with strips 20 and hydraulically driven in the form of an elastic X. measures 21, the internal cavity of which is connected via a return valve 22 to the pipeline with a pipe and a channel 23, which is blocked by a spring 23, and below with a channel to is connected to the pipeline l connecting the channel to the cavity of the groove 24 on the piston b, where the valve 25 is installed.

Под корным устройством 4 установлены регул тор 26 перетока, и реле давлени 27, выполненные с возможностью перепуска масла при давлении в системе, определ емом необходимым давлением прижати упоров 19 к стенкам скважины. Регул тор 26 перетока присоединен к каналу г посредством канала м. Через канал м и канал реле проходит подпружиненный палец 28. Длина трубчатого элемента определ етс величиной рассто ни от посадочного конуса 29 на верхнем конце штока 3 до места расположени пальцев 17 и 18, когда механизм подачи долота раст нут. Палыцл 15-18, 23 и 28 гидравлически уравновешены-посредством выполнени уравнительных каналов н.Under the core device 4, a flow regulator 26 is installed, and a pressure switch 27 configured to bypass oil at a system pressure determined by the required pressure of the stops 19 against the walls of the well. The flow regulator 26 is connected to channel g by channel m. A spring-loaded pin 28 passes the channel m and the relay channel. The length of the tubular element is determined by the distance from the landing cone 29 at the upper end of the rod 3 to the location of the fingers 17 and 18 when the mechanism the feed bits are stretched. Palitsl 15-18, 23 and 28 are hydraulically balanced through the implementation of equalization channels n.

Шток 3 состоит из отдельных секций с пгх: дольными каналами на внутренней поверхности, в которых помещены отдельные участки трубопроводов б и г, соедин емые при свинчивании секций кольцевыми каналами.The rod 3 consists of separate sections with PGHs: longitudinal channels on the inner surface, in which separate sections of pipelines b and d are placed, which are joined while screwing the sections with annular channels.

Механизм работает следующим образом .The mechanism works as follows.

После заполнени рабочих полостей цилиндров 1 и 5 маслом, установки регул тора 26 на переток масла под давлением, определ емом величиной требуемой нагрузки на долото при бурении , а реле 27 - на требуемое давление перепуска при установке корного устройства механизм включают в состав бурильного инструмента. При бурении подачу осуществл ют, как и при работе с известным механизмом подачи, периодически по мере углублени на величину удвоенного хода верхнего цилиндра в момент регистрации индикатором полного веса инструмента . При этом при смещении цилиндров 1 и 5 навстречу друг другу масло из полости А по каналу а, трубопроводу б в штоке 3 и каналу д в поршне б поступает в полость В, а масло из полости 1 по каналу л, трубопроводу г через регул тор 26 перетока, канал м, продолжение трубопровода г и канал в в поршне 2 поступает в полость Б. При смещении же цилиндров 1 и 5 в противоположные стороны масло перетекает по этим каналам в обратном направлении.After filling the working cavities of cylinders 1 and 5 with oil, installing the regulator 26 to the oil flow under pressure, determined by the required load on the bit while drilling, and the relay 27 to the required bypass pressure when installing the core device, the mechanism is included in the drilling tool. During drilling, the feed is carried out, as with the known feed mechanism, periodically as the upper cylinder goes down by the amount of double stroke at the time of registration with the indicator of the total weight of the tool. When displacing cylinders 1 and 5 towards each other, oil from cavity A through channel a, pipeline b in rod 3 and channel e in piston b enters cavity C, and oil from cavity 1 through channel l, pipeline g through regulator 26 the overflow, the channel m, the continuation of the pipeline g and the channel in the piston 2 enters the cavity B. When the cylinders 1 and 5 are displaced in opposite directions, the oil flows through these channels in the opposite direction.

В случае прихвата долота в колонну бурильных труб сбрасываетс трубчатый элемент, который при посадке утапливает пальцы 15-18, 23, 28, открыва клапаны 13 и 14, канал и, канал реле 27, каналы з и е и закрыва каналы м, д и ж. В этом случае при смещении цилиндра 1 относительно поршн 2 вверх масло перетекает из полости г по каналу з, трубопроводу б и через клапан 13 поступает из полости Г по каналу з, трубопроводу б в полость А, а при смещении цилиндра 1 вниз - из полости А через клапан 14 в полость Б.If a bit is stuck, a tubular element is dropped into the drill string, which, when seated, pins the fingers 15-18, 23, 28, opening the valves 13 and 14, the channel and the channel of the relay 27, channels 3 and e and closing the channels m, g and g . In this case, when the cylinder 1 is displaced upward with respect to the piston 2, oil flows from cavity g through channel h, pipeline b and through valve 13 flows from cavity G through channel h, pipeline b into cavity A, and when cylinder 1 moves downwards from cavity A through valve 14 into cavity B.

При следующем ходе цилиндра 1 вверх масло по каналу в, трубопроводу г, каналу и поступает через обратный клапан 22 в полость камеры 21, котора , расшир сь, сдвигает планки 20 к стенкам корпуса кор , выдвига упоры 19. Опуска и приподнима таким образом цилиндр 1 относительно поршн 2 на величину хода верхнего цилиндра, перекачивают масло из полости Г. в камеру 21 до тех пор, пока упоры 19 не упрутс с достаточным усилием в стенки скважины , а давление в трубопроводе г не повыситс до величины срабатывани реле 27.During the next stroke of cylinder 1 upwards, oil flows through channel B, pipeline g, to channel and flows through the check valve 22 into the cavity of chamber 21, which expands and slides strips 20 to the walls of the core body, extends stops 19. Lowering and raising cylinder 1 in this way relative to the piston 2 to the stroke of the upper cylinder, pump oil from the cavity G. to chamber 21 until the stops 19 come up with sufficient force into the walls of the well, and the pressure in the pipeline r does not rise to the magnitude of the relay 27.

Продолжа опускать и приподнимать колонну труб, перекачивают масло из полости Г через канал з, трупровод б, клапан 13 в полость А, из полости А через клапан 14 в полость Б иContinuing to lower and raise the pipe string, pump the oil from cavity G through channel 3, pipe b, valve 13 into cavity A, from cavity A through valve 14 into cavity B and

из полости Б через канал в, трубопровод г, регул тор 26, продолжение трубопровода г, канал а в полость В. Так осуществл ют подъем цилиндра 5 относительно поршн б, создава дл срыва прихваченной части инструмента подъемную нагрузку, котора на столько больше наибольшей нагрузки , прикладываемой к бурильным трубам при их подъеме, на сколько рабоча поверхность поршн узла подачи больше рабочей поверхности поршн наcoca . Рабочий ход цилиндра узла подачи должен быть больше величины упругой деформации расположенной ниже устройства части бурильного инструмента.from cavity B through channel B, pipeline g, regulator 26, extension of pipe g, channel A to cavity B. This is the way cylinder 5 is raised relative to piston b, creating a lifting load for breaking the stuck part of the tool that is so much greater than the maximum load applied to the drill pipe when they are lifted, how much the working surface of the piston of the feed unit is larger than the working surface of the piston. The stroke of the feed unit cylinder must be greater than the amount of elastic deformation of the part of the drilling tool located below the device.

После отрыва долота от забо маело перекачивают указанным способом до тех пор, пока бурт 12 кольца 11 не. войдет в проточку 24 поршн б и не откроет клапан 25 трубопровода л, через который происходит стравливание давлени с перетоком масла из камеры 21 в полость Г. Затем колонну бурильных труб поднимают,или, подн в шлипсом трубчатый элемент 7, продолжают бурение.After the bit is removed from the intake, the pump is pumped in this way until the shoulder 12 of the ring 11 is in place. enters the groove 24 of the piston b and does not open the valve 25 of the pipeline l through which pressure is released with the flow of oil from the chamber 21 into the cavity G. Then the drill pipe string is lifted, or the tubular element 7 is lifted into the slips, continue drilling.

Эффект от применени забойного механизма возникает за счет возможности его использовани в качестве забойного гидравлического домкрата в случа х прихвата долота, причем при созДании нат жки усилие домкрата не nepe даетс на бурильные трубы, что повышает эффективность его применени с легкосплавными бурильными трубами.The effect of using the downhole mechanism arises due to the possibility of using it as a downhole hydraulic jack in cases where the bit is stuck, and when creating tension, the force of the jack is not nepe on the drill pipe, which increases its efficiency with light-alloy drill pipes.

Claims

1. US Patent No. 3799277, cl. 175/94, published. 1974.

2S

(Reg. 1