WO2019132691A1 - Бурильная компоновка с малогабаритным гидравлическим забойным двигателем - Google Patents

Бурильная компоновка с малогабаритным гидравлическим забойным двигателем Download PDF

Info

Publication number
WO2019132691A1
WO2019132691A1 PCT/RU2017/000992 RU2017000992W WO2019132691A1 WO 2019132691 A1 WO2019132691 A1 WO 2019132691A1 RU 2017000992 W RU2017000992 W RU 2017000992W WO 2019132691 A1 WO2019132691 A1 WO 2019132691A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
drilling
well
hinge
module
rotation module
Prior art date
Application number
PCT/RU2017/000992
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Александр Васильевич ЛЯГОВ
Илья Александрович ЛЯГОВ
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Перфобур"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Перфобур" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Перфобур"
Priority to US16/957,736 priority Critical patent/US11286724B2/en
Publication of WO2019132691A1 publication Critical patent/WO2019132691A1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/067—Deflecting the direction of boreholes with means for locking sections of a pipe or of a guide for a shaft in angular relation, e.g. adjustable bent sub
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/12—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor using drilling pipes with plural fluid passages, e.g. closed circulation systems
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
    • E21B4/02—Fluid rotary type drives
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/068—Deflecting the direction of boreholes drilled by a down-hole drilling motor

Definitions

  • the invention relates to the field of drilling, in particular, to devices operating in channels (wells) of ultra small diameter and radius of curvature as part of a drilling assembly (BK), for example, during the secondary opening of the productive zone of the reservoir (PZP), or overhaul of wells and can be used in drilling with hydraulic downhole motors with one or several skewing units (ZD) to optimize their technical characteristics, improve the cleaning of the face from cuttings and transport it in the annular space with downhole to the mouth, as well as to strengthen the walls of the channel (well).
  • BK drilling assembly
  • ZD skewing units
  • a device for intensifying the process of drilling wells (USSR Author's Certificate N ° 962577 of 09/30/82. Bul. N ° 36, patentee of the Ufa Oil Institute), which includes a housing with a steam of destructive tool (milling bit) with an injection system installed in it , hydraulically connecting the internal cavity of the device housing with the bottom hole and with its annular space to ensure the movement of drilling drilling fluid with injection.
  • the selection of the required flow rate of drilling drilling fluid is carried out primarily taking into account ensuring the optimum performance of the downhole motor, as well as removing the cuttings and bringing it to the surface. The latter conditions depend on the changing depth of the well and the length of the drilled area, and the first depends on the qualitative and quantitative identification of the dynamics of the layout of the lower part of the drill string, made in advance.
  • a device for cleaning the bottom of a well from drilling rock (USSR Author's Certificate N ° 802513 dated February 7, 1980. Bul. N ° 5, patent holder Ufa Oil Institute), including flow bodies with two jet pumps installed in them , hydraulically connecting the internal cavity of the housing of the device with the bottom hole and with its annular space.
  • a device for cleaning and clogging the wellbore is known (RF patent N ° 2313655 (E21 B33 / 13 patentee HA Shamov. N ° 2006l 16200/03, decl. 12.05.06; publ. 2007. Bul. N ° 36).
  • the device contains a hollow casing with longitudinal and radial channels. Outside the casing, safety ribs are made. ribs made a radial hole, with a nozzle placed in it.
  • the annular space of the well is hydraulically connected to the body cavities by tangential channels.
  • the closest similar device related to the injection device for drilling assembly is the device “Overhead ejector pump” (RF patent N ° 2020292, dated 09.30.89, patent holder Evstifeev Sergey Vladilenovich).
  • the known device included in the composition of the drill string, consisting of a flow housing with centralizers and injection nozzles placed in it, located in inclined channels, hydraulically connected with the spaces above the pump and with the space below it, and the nozzles in the channels are located opposite to each other.
  • the technical problem to which the claimed invention is directed is the intensification of the process of drilling canals (wells) of ultra small diameter and radius of curvature of sectional hydraulic downhole motors by increasing the mechanical and regular speeds.
  • the technical result of the invention is to expand the functionality of the drilling assembly (BC), which included the invention: improving performance, reliability and trouble-free operation in the wells of ultra small diameter and radius of curvature, which is achieved due to:
  • a) rotation module providing improved flushing in the annular space of a well with drilling fluid, consisting of a stationary shaft with a central channel and axial bores for drilling fluid and a rotating body with radial channels mounted on complementary rolling bearings with the possibility of circular motion due to the reactive force of the drilling fluid flowing out into the annular space of the well sequentially through the axial holes of the shaft, the space between the shaft and the rotating body and the radial channels,
  • an adjusting ring is installed.
  • the rotation module with the hinge module should be installed at a distance L from the bit, determined taking into account the flexural rigidity of the bottom assembly (EJ) and axial load P, created by the calculated weight of the bottom part of the drilling assembly on the bit according to:
  • the rotation module can be made in the form of a single-stage or multistage Segner wheel whose casing contains radially inclined channels and injection nozzles.
  • FIG. 1 shows a layout, a general view with a longitudinal section, consisting, from bottom to top, of a chisel (1), of a downhole screw motor (2) with a swashplate made with a curvature angle (f) located in the apsidal plane of the well (drawing plane).
  • the layout includes a hinge module (3) with a limited degree of freedom in the form of a curvature angle (e), also located in the same plane as the rotation module (4) of the injection-jet principle of operation.
  • the modules are placed in the drill assembly one above the other, at a distance (L) from the bit, and connected to the drill pipes (5), a certain bending stiffness (E-J) and between each other - threads.
  • the well bottom is indicated by the letter (B), and the well wall (channel) - by the letter A.
  • FIG. 2 shows a longitudinal section of the drilling assembly.
  • the flow rate Qi in the channel of the rotation module z? 2 , in the channels and openings of the injection module of the “overflow” part Q, on the bottomhole - ) 2 and the annular space of the well in the area of the downhole motor - Q2, in the area of the drilling assembly Q3 + Q2
  • FIG. 3 shows a view from the outside of the housing of the rotation module (4) shown in FIG. 1 and FIG. 2 indicating the direction of movement of the “overflow” parts of drilling drilling fluid: Q3 / N, with direction (a) along section A-A “tangentially-obliquely” and upwards, into “annulus” to the drill string for reactive rotation of the housing and reduction of the differential pressure on the bottom, and simultaneously with the direction (b) over the GG section “tangentially-radially” to the walls of the well to further achieve the effect of clogging.
  • FIG. 4 shows a fragment of section A-A indicated in FIG. 3, placing on the flow shaft (6) with radial channels, rotating the housing (7) with injection (carbide) nozzles (8) installed in the radially inclined channels of the body “tangentially-inclined” and upward, into the “annulus” to the boring column for reactive rotation of the body and reduce the differential pressure at the bottom.
  • the housing (7) is placed on the full rolling bearings (9) with seals (10) and is designed as a single-stage, high-speed “Segner” wheel with a low coefficient of circulation, N is the number of nozzles 8.
  • FIG. 5 shows a fragment of the section G-D indicated in FIG. 3, placing on the flow shaft (6) with radial channels, rotating the housing (7) with injection (carbide) nozzles (8) installed in the radially inclined channels of the body "tangentially-radially” to the walls of the well to achieve the effect of their clogging and twisting of the “overflow” part of the drilling flushing fluid in the annular space of the well (channel), with the possibility of implementing the “Maximum Flow Principle”.
  • FIG. 6 shows a fragment along section BB, indicated in FIG. 4, placing the casing (7) on the complete rolling bearings, made of alternating balls of large (11) and several smaller diameters (12 *, the latter can work as separators.
  • the letter K is marked with a locking pin.
  • FIG. 7 shows a rotation module made in the form of a two-stage, high-speed “Segnerov” wheel with a low coefficient of circulation and with two rows of injection nozzles (8) made in the housing (7) placed on the supports (11) and (12) with seals (10) .
  • FIG. 8 and 9 are shown, respectively, axonometric and 3D model image of the module of rotation of the injection-jet principle of operation.
  • FIG. 10 shows the hinge module shown in FIG. 1 and 2, comprising two semi-hulls upper (13) and lower (14) connected by a hinge (15) and interacting with cams (16).
  • the semi-hull (14) there are inserts (17) with spherical surfaces returning to the hinge (15) and an elastomer-vibration damper (18).
  • the tightness of the hinge module is ensured by seals (19).
  • Centering ribs (20) are made on the upper semi-hull (13).
  • the hinge module is installed at a certain distance from the bit (not shown) and above the downhole motor (2) in front of the rotation module (4) using threaded connections. With this is possible and the opposite setting.
  • an adjusting ring (21) of the calculated height h is selectively installed in the lower floor casing (14).
  • FIG. 11 shows a photo of one of the constructive versions of the drilling assembly, made in metal for bench testing, when analyzing the volume of redistribution of drilling flush fluid flows.
  • FIG. 12 shows a diagram for the calculation of the "Segner" wheel.
  • a “Hydraulic program” of a well (channel) wiring is composed, which is a choice of a type of a downhole motor, a choice of drilling fluid flow rate, as well as a determination of the type and number of pumps that provide the required flow rate flushing fluid.
  • the type of a downhole motor is selected based on the concept — the drilling of a lateral radial channel of ultra small diameter and radius of curvature is a sectional screw downhole motor of a special design with a diameter of 43 mm.
  • the flow rate of flushing fluid (supply of the drilling pump) is selected from three conditions.
  • the first condition the removal of sludge from the bottom.
  • a bit diameter of 58 mm To remove sludge from the bottom of a borehole of ultra small diameter (channel), a bit diameter of 58 mm, a flow rate of 1.7 ... 2.0 l / s is sufficient.
  • Q 3 > q - F 3, (1) where q is the specific fluid flow rate necessary for satisfactory cleaning of the face; q 0.65 m / s;
  • F3 is the bottomhole area with a bit diameter of 58 mm;
  • the second condition the removal of sludge to the surface. To ensure the removal of sludge to the surface, a flow rate of 4 ... 8 l / s is necessary.
  • the pump must be at least 4 l / s, and this amount is more than necessary for the PDM, therefore, an excess part of the drilling mud must be “dumped” to the PDM through a special rotation module.
  • the necessary flow to the bottom of the well is provided to remove the destroyed rock from the bottom, and the total consumption in the annulus, taking into account the flow through a special injection device, reaches more than 4 l / s.
  • Additional “transporting” characteristics of the drilling fluid are regulated by giving the latter special thixotropic properties that will allow the sludge to be delivered to the surface while the well is being washed and kept in suspension.
  • the dynamic shear stress should be in the range from 0.3 to 13 Pa, and the smallest allowable values of plastic viscosity are 0.004 Pa-s.
  • the mud pump To ensure the circulation of the flushing agent in a given amount (4-8 l / s), the mud pump must develop sufficient pressure to overcome the hydraulic resistance encountered in all elements of the “Perfobur” circulation system. For drilling a radial channel with a diameter of 58 mm and a length of 15 m in a well at a depth of 3000 m, the total pressure drop will be within 15-17
  • the selection of the pump for drilling the radial channel was made according to the required flow characteristics and the pressure created, as well as by the presence of a frequency-controlled drive to ensure a smooth flow of the pump.
  • the SIN46 pumping unit is suitable.
  • Purpose - Long-term pumping of various liquids and polymer solutions under high pressure It is used for pumping water (in FPD systems), drilling, cement, polymer solutions, oils and other process fluids.
  • the device works as follows.
  • a drill string assembly (BCF) is assembled, including (from bottom to top): a bit corresponding to the type of the drill rock; small-sized hydraulic downhole motor (ZD) in sectional design with one or more skewed nodes; drill pipes of required flexural rigidity (EJ) and estimated length, (for optimal placement in a BCF, the present invention is modular, and if necessary, an injection-hinged overflow module (ITTTTTM) is installed directly above the AP or, for example, at a distance L from the bit in the ACC) , the angle of curvature of the hinge module is installed in the same apsidal plane with the angle (angles) of the skew assembly of the ZD; and then the drill pipes of the required size and with the nodes for drilling according to the proposed technology. Onovku lower into the well.
  • ITTTTM injection-hinged overflow module
  • the drilling pump is supplied with a flushing fluid (Newtonian or Bingham’s, etc.) inside the BCF with the required flow rate, for example Qi, depending on the bottomhole depth, for carrying out the expected volume of broken rock with bits of a certain type (abrasive-cutting, chipping and crushing, etc. .), and most importantly to optimize the technical characteristics of the ZD, while it is necessary to fulfill a number of conditions:
  • a flushing fluid Newtonian or Bingham’s, etc.
  • the hinge module When creating an axial load on the bit by unloading part of the weight of the compressed BC to the required value, the hinge module, bending, touches the edges of its semi-corpus walls of the directional well, providing the most concentric position of the body of the jet rotator relative to the axis of the well.
  • an articulated module with a guaranteed angle of curvature and fitted with centering ribs is provided in the IASHPM, ensuring that the “Segner” wheel can be accommodated maximally concentric to the well axis, i.e. with the necessary clearance relative to its walls, to achieve a high probability of rotation of the wheel with the optimum frequency and to remove the action of the bending moment (E J) from the drill pipes loaded with an axial force compressed part.
  • J is the reduced polar moment of inertia of the compressed part of the BC
  • the flow rate Qi of drilling fluid is estimated to be divided into two streams: one is spent on the work of the AP - (? 2 (regulated flow according to the technical characteristics of the PD) and the other - Q3 is sent to the work of the ICPM.
  • the diameters of the injection nozzles of the ICPM are chosen from the conditions triggered in them (taking into account their number) would be less pressure loss in the AP (passport data) and in the bit nozzles, while ensuring the conditions for rotation of the “Segner’s” wheel and creating a swirling flow in the annular the space of the channel (well), with the dynamic expiration of the washing fluid from the nozzles.
  • Q is the fluid flow rate on the “Segner’s” wheel
  • p is the density of the working fluid
  • N is the number of nozzles
  • m is the coefficient of discharge nozzle
  • / is the cross-sectional area of the outlet of one nozzle
  • the driving moment of the Segner wheel is defined as:
  • M de M mopM ( ⁇ - n / n m , (8) where M brake is the torque in the brake mode, (start time);
  • R ' is the rotational force
  • R " is the mudding force of the borehole walls.
  • M toRm 7.77 Nm, which is enough to overcome friction in the rolling bearings and the resistance of the washing liquid;
  • the actual number of revolutions of the semi-housing of the rotation module will differ slightly from the calculated ones due to the presence of mechanical friction in the seals and rolling bearings, as well as hydraulic friction of the surface of the rotator housing, rotating in a viscous medium, and losses due to turbulization of the flow and its spin when it forms vortices in the annular space between the rotator and the borehole wall (see Figs. 2.4 and 5).
  • the “Maximum Flow Principle” included in the discovery “Regularities of fluid flow in a swirling flow” cleans the walls of the channel and improves the transporting ability of the drilled cuttings to the surface. This pattern was confirmed during bench testing of the drilling assembly with the ISHPM device on the experimental stand of Perfobur LLC, when drilling curved canals up to 6-10 m long with small-sized special screw downhole motors in cement-sand blocks at a speed 1.5-2 times higher, than without the present invention.
  • differently dispersed fillers for example, marble chips
  • the thickness of the clogging screen can be 3-5 mm. This value withstands a pressure drop of up to 5-7 MPa, which, with a high degree of probability, will eliminate the possible risks of differential sticking of the drilling assembly, which means it will reduce the time for their elimination, i.e. increase trip drilling speed.
  • the invention describes several options for the possible execution of the device, differing from each other in the design features of the single or multi-stage rotation module by changing the number of channels with nozzles in the housing, as well as their placement.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области бурения. Бурильная компоновка содержит долото, винтовой забойный двигатель с узлом перекоса на угол искривления f, а также жестко связанные между собой, с бурильными трубами и с двигателем через резьбовые соединения модуль вращения и модуль шарнира. Модуль вращения состоит из неподвижного вала с центральным каналом и осевыми отверстиями для буровой жидкости и вращающегося корпуса с радиальными каналами, установленного на бессепараторных опорах качения с возможностью кругового движения за счет реактивной силы буровой жидкости вытекающей в кольцевое пространство скважины последовательно через осевые отверстия вала, пространство между валом и вращающимся корпусом и радиальные каналы. Модуль шарнира состоит из двух полукорпусов, связанных между собой через шарнир с возможностью свободного поворота в апсидальной плоскости на угол е = f, ограниченный кулачками, при этом, по крайней мере, один полукорпус снабжен центрирующими ребрами. Обеспечивается повышение механической и рейсовой скоростей.

Description

БУРИЛЬНАЯ КОМПОНОВКА С МАЛОГАБАРИТНЫМ ГИДРАВЛИЧЕСКИМ
ЗАБОЙНЫМ ДВИГАТЕЛЕМ
Область техники
Изобретение относится к области бурения, в частности, к устройствам, работающим в каналах (скважинах) сверхмалого диаметра и радиуса кривизны в составе бурильной компоновки (БК), например, при вторичном вскрытии продуктивной зоны пласта (ПЗП) или капитальном ремонте скважин (КРС), и может быть использовано при бурении гидравлическими забойными двигателями с одним или несколькими узлами перекоса (ЗД) для оптимизации их технических характеристик, улучшения очистки забоя от выбуренной породы и её транспортирования в кольцевом пространстве скважины к устью, а также для укрепления стенок канала (скважины).
Уровень техники
Известно устройство для интенсификации процесса бурения скважин (Авторское свидетельство СССР N° 962577 от 30.09.82. Бюл. N° 36, патентообладатель Уфимский нефтяной институт), включающее корпус парод оразрушающего инструмента (фрезерное долото) с установленной в нем инжекционной, струйной системы с каналами, гидравлически связывающими внутреннюю полость корпуса устройства с забоем скважины и с её кольцевым пространством для обеспечения движения буровой промывочной жидкости с инжекцией. Выбор необходимого расхода буровой промывочной жидкости производится в первую очередь с учетом обеспечения оптимальных рабочих характеристик забойного двигателя, а также удаления выбуренной породы и вынос её на поверхность. Последние условия зависят от изменяющейся глубины скважины и длины разбуриваемого участка, а первое - от качественной и количественной идентификации динамики работы компоновки нижней части бурильной колонны, выполненной заблаговременно.
Известно устройство для очистки забоя скважины от выбуренной породы (Авторское свидетельство СССР N° 802513 от 07.02.81. Бюл. N° 5, патентообладатель Уфимский нефтяной институт), включающее в себя проточные корпуса, с установленными в них двух струйных насосов с системой инжекционных каналов, гидравлически связывающих внутренние полости корпусов устройства с забоем скважины и с её кольцевым пространством.
Известно устройство для очистки и кольматации ствола скважины (патент РФ N° 2313655 (Е21 B33/13 патентообладатель H.A. Шамов. N°2006l 16200/03, заявл. 12.05.06; опубл. 2007. Бюл. N°36). Устройство содержит полый корпус с продольными и радиальными каналами. Снаружи корпуса выполнены предохранительные ребра. В ребрах выполнено радиальное отверстие, с размещенным в нем насадком. Кольцевое пространство скважины гидравлически связанно с полостями корпуса тангенциальными каналами.
Наиболее близким аналогичным устройством, относящимся к инжекторным устройствам для бурильной компоновки, принятым за прототип, является устройство «Наддолотный эжекторный насос» (патент РФ N°2020292, от 30.09.89, патентнообладатель Евстифеев Сергей Владиленович). Известное устройство, включенное в состав компоновки бурильной колонны, состоящее из проточного корпуса с центраторами и размещенными в нем инжекционными насадками, расположенными в наклонных каналах, гидравлически связанными с пространствами над насосом и с пространством ниже него, а насадки в каналах расположены оппозитно относительно друг друга.
Недостатком перечисленных устройств является невозможность оптимизировать технические характеристики гидравлического забойного двигателя путем перераспределения части потока перед забойным двигателем, а также отсутствие возможности кольматации стенок скважины.
Техническая задача и технический результат
Технической задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является интенсификация процесса бурения каналов (скважин) сверхмалого диаметра и радиуса кривизны секционными гидравлическими забойными двигателями путем повышения механической и рейсовой скоростей.
Технический результат осуществления изобретения заключается в расширении функциональных возможностей бурильной компоновки (БК), в состав которой включено предлагаемое изобретение: повышение производительности, надежности и безаварийности её работы в скважинах сверхмалого диаметра и радиуса кривизны, который достигается за счет:
а) оптимизации технических характеристик гидравлического забойного двигателя, за счет подачи расчетного количества буровой промывочной жидкости к нему путем перенаправления другой части потока из бурильной колонны в затрубное пространство через выше установленные струйные насадки;
б) снижения дифференциального (гидростатического) давления в призабойной зоне работы долота с использованием эффекта инжекции промывочной жидкости;
в) улучшения возможности транспортирования шлама в скважинах сверхмалого диаметра и радиуса кривизны с возможным созданием вихревого потока; г) кольматации стенок скважины истекающим из тангенциально-радиально направленных к стенкам скважины струйных насадок потоком промывочной жидкости с присадками, что снижает риски прихватов (в том числе дифференциальных) бурильного инструмента, особенно при бурении сильно искривленных наклонно- направленных и горизонтальных скважин.
Решение
Указанный технический результат достигается при использовании бурильной компоновки с гидравлическим забойным двигателем для интенсификации бурения в искривленных скважинах, включающей долото, винтовой забойный двигатель с узлом перекоса на угол искривления f, а также жестко связанные между собой, с бурильными трубами и с двигателем через резьбовые соединения
а) модуль вращения, обеспечивающий улучшение промывки в кольцевом пространстве скважины буровой жидкостью, состоящий из неподвижного вала с центральным каналом и осевыми отверстиями для буровой жидкости и вращающегося корпуса с радиальными каналами, установленного на бессепараторных опорах качения с возможностью кругового движения за счет реактивной силы буровой жидкости вытекающей в кольцевое пространство скважины последовательно через осевые отверстия вала, пространство между валом и вращающимся корпусом и радиальные каналы,
б) модуль шарнира, обеспечивающий размещение модуля вращения концентрично к оси скважины и оптимальную частоту вращения корпуса модуля вращения, а также размещение всей бурильной компоновки с необходимыми углами перекоса и радиусом кривизны RK в апсидальной плоскости скважины, состоящий из двух полукорпусов, связанных между собой через шарнир с возможностью свободного поворота в апсидальной плоскости на угол е = f, ограниченный кулачками, при этом, по крайней мере, один полукорпус снабжен центрирующими ребрами.
При реализации изобретения в полукорпусе могут быть размещены вкладыши с ответными к шарниру шарообразными поверхностями и уплотнителями для герметичности шарнирного модуля, а также эластомер для гашения вибраций.
При этом для совмещения плоскости изгиба шарнира и плоскости изгиба узла перекоса забойного двигателя с апсидальной плоскостью в полукорпусе модуля шарнира устанавливается регулировочное кольцо.
Модуль вращения с модулем шарнира следует установить на расстоянии L от долота, определяемое с учетом изгибной жесткости низа компоновки (EJ) и осевой нагрузки P, создаваемой расчетным весом части низа бурильной компоновки на долото по зависимости:
Figure imgf000005_0001
Модуль вращения может быть выполнен в виде одноступенчатого или многоступенчатого «Сегнерова» колеса корпус которого содержит радиально- наклонные каналы и инжекционные насадки.
Для снижения гидростатического дифференциального давления на забое скважины каналы с насадками корпуса модуля вращения располагаются под углами наклона (a=0°...45°) к оси скважины и развернуто-полого (b=45°...90°) и касательно к корпусу модуля вращения.
Описание чертежей
На чертежах представлены варианты конструкций бурильных компоновок.
На фиг. 1 изображена компоновка, общий вид с продольным разрезом, состоящая, снизу вверх, из долота (1), винтового забойного двигателя (2) с узлом перекоса, выполненным с углом искривления (f), расположенным в апсидальной плоскости скважины (плоскость чертежа). В состав компоновки включены модуль шарнира (3) с ограниченной степенью свободы в виде угла искривления (е), также размещенным в той же плоскости, что и модуль вращения (4) инжекционно-струйного принципа действия. Модули размещенных в бурильной компоновке один над другим, на расстоянии (L) от долота, и соединенных с бурильными трубами (5), определенной изгибной жесткости (E-J) и между собой - резьбами. Забой скважины обозначен буквой (Б), а стенки скважины (канала) - буквой А.
На фиг. 2 изображен продольный разрез бурильной компоновки. Указан объем расхода и направление движения буровой промывочной жидкости, которая нагнетается поверхностным буровым насосом. Во внутреннем осевом канале бурильной компоновки объем расхода Qi, в канале модуля вращения z?2, в каналах и отверстиях инжекционного модуля «переливной» части Q , на забое - ) 2 и кольцевом пространстве скважины в районе забойного двигателя - Q2, в районе бурильной компоновки Q3 + Q2
= Qi-
На фиг. 3 изображен вид с наружи корпуса модуля вращения (4), показанный на фиг. 1 и фиг. 2 с указанием направления движения «переливных» частей буровой промывочной жидкости: Q3/N, с направлением (а) по разрезу А- А «касательно- наклонно» и вверх, в «затруб» к бурильной колонне для реактивного вращения корпуса и снижения дифференциального давления на забое, и одновременно с направлением (b) по сечению Г-Г «тангенциально-радиально» к стенкам скважины для дополнительного достижения эффекта их кольматации.
На фиг. 4 изображен фрагмент по разрезу А-А, указанному на фиг. 3, выполнения размещения на проточном валу (6) с радиальными каналами, вращающего корпуса (7) с инжекционными (твердосплавными) насадками (8), установленными в радиально-наклонных каналах корпуса «касательно-наклонно» и вверх, в «затруб» к бурильной колонне для реактивного вращения корпуса и снижения дифференциального давления на забое. Корпус (7) размещен на бессепараторных опорах качения (9) с уплотнениями (10) и выполнен в виде одноступенчатого, быстроходного «Сегнерова» колеса с низким коэффициентом циркулятивности, N- количество насадок 8.
На фиг. 5 изображен фрагмент по разрезу Г -Г, указанному на фиг. 3 , выполнения размещения на проточном валу (6) с радиальными каналами, вращающего корпуса (7) с инжекционными (твердосплавными) насадками (8), установленными в радиально-наклонных каналах корпуса «тангенциально-радиально» к стенкам скважины для достижения эффекта их кольматации и закручивания «переливной» части буровой промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины (канале), с возможностью осуществления «Принципа Максимального Расхода».
На фиг. 6 изображен фрагмент по разрезу В-В, указанному на фиг. 4, размещения корпуса (7) на бессепараторных опорах качения, выполненных с чередованием шаров большого (11) и несколько меньшего диаметров (12*, при этом последние могут работать как сепараторы. Буквой К обозначен палец замковый.
На фиг. 7 изображен модуль вращения, выполненный в виде двухступенчатого быстроходного «Сегнерова» колеса с низким коэффициентом циркулятивности и с двумя рядами инжекционных насадок (8), выполненных в корпусе (7), размещенном на опорах (11) и (12) с уплотнениями (10).
На фиг. 8 и 9 показаны, соответственно, аксонометрическое и 3D модельное изображение модуля вращения инжекционно струйного принципа действия.
На фиг. 10 изображен модуль шарнира, показанный на фиг. 1 и 2, включающий два полукорпуса верхний (13) и нижний (14), соединенных шарниром (15) и взаимодействующих кулачками (16). В полукорпусе (14) размещены вкладыши (17) с ответными к шарниру (15) шарообразными поверхностями и эластомер - виброгаситель (18). Герметичность модуля шарнира обеспечивают уплотнения (19). На верхнем полукорпусе (13) выполнены центрирующие ребра (20). Модуль шарнира устанавливается на определенном расстоянии от долота (не показано) и над забойным двигателем (2) перед модулем вращения (4) с применением резьбовых соединений. При этом возможна и противоположная установка. Для обеспечения возможности размещения угла искривления шарнира точно в одной апсидальной плоскости с углом узла перекоса забойного двигателя в нижнем полу корпусе (14) селективно устанавливается регулировочное кольцо (21) расчетной высоты h.
На фиг. 11 изображено фото одного из конструктивных вариантов исполнения бурильной компоновки, изготовленной в металле для проведения стендовых испытаний, при анализе объемов перераспределения потоков буровой промывочной жидкости.
На фиг. 12 изображена схема к расчету «Сегнерова» колеса.
Детальное описание решения
Механическая и рейсовая скорости бурения являются одними из важнейших факторов, влияющих на технико-экономические показатели бурения.
Особое внимание уделяется системе промывки скважины с регламентированным, но достаточным объемом жидкости для очистки забоя, охлаждения рабочих узлов долота, двигателей, выноса разрушенной породы из скважины при укреплении её стенок кольматирующими присадками и обеспечение эффективной работы гидравлических забойных двигателей со строго регламентированной производительностью буровых насосов.
Для осуществления изобретения, при выполнении поставленной задачи и достижения технического результата, составлена «Гидравлическая программа» проводки скважины (канала), которая представляет собой выбор типа забойного двигателя, выбор расхода буровой промывочной жидкости, а также определение типа и количества насосов, обеспечивающих необходимый расход буровой промывочной жидкости. В настоящем примере тип забойного двигателя выбран, исходя из концепции - бурение бокового радиального канала сверхмалого диаметра и радиуса кривизны - это секционный винтовой забойный двигатель специальной конструкции диаметром 43 мм.
Выбор расхода промывочной жидкости производится с учетом рабочих характеристик забойного двигателя, так как система «насос-двигатель-скважина» представляет собой единое целое.
Расход промывочной жидкости (подача бурового насоса) выбирается из трех условий.
1. Первое условие - удаление шлама с забоя. Для удаления шлама с забоя скважины сверхмалого диаметра (канала), диаметр долота 58 мм, достаточно расхода 1,7...2,0 л/с. Q3>q - F3, (1) где q - удельный расход жидкости, необходимый для удовлетворительной очистки забоя; q = 0,65 м/с;
F3 - площадь забоя при диаметре долота 58 мм;
3,14 - 0,058 2
F, = = 0,00264л*2 ;
Q, = 0,65 · 0,00264 = 0,0017л*3 /с.
2. Второе условие - вынос шлама на поверхность. Для обеспечения выноса шлама на поверхность необходим расход 4...8 л/с.
O,in > l5 - U0C - Kn, (2) p /
где F, [ ЧЛ с2 - (Л т2 .мин/ )
площадь кольцевого пространства; иос - скорость оседания «витания» частичек шлама: d> ' (рп - Рж)
Uoc = 4 · (3) где d3 - эквивалентный диаметр частички,
d3 max=(0,002 + 0,037)· DA, (4) где диаметр долота 58 мм;
рп - плотность разбуриваемых пород; рп = 2500 кг/м
рж— плотность бурового раствора рж= 1050 кг/м3,
d3 max = 0,002 + 0,037 · 0,058 = 0,004146 м;
0,004 - (2500 - 1050)
Uoc=4 - = 0,29 м/с;
1050
Figure imgf000008_0001
площадь кольцевого зазора;
Отт > 15 - 0,29 - 0,002 = 0,0087л*3 /с.
3. Третье условие - обеспечение оптимальной работы ВЗД (винтового забойного двигателя). При бурении перфорационных каналов используются специальные ВЗД 2Д-43.5/6.21.010, максимальный расход у которых составляет 2 л/с.
Поскольку для обеспечения выноса шлама на поверхность подача насоса должна быть не менее 4 л/с, а данное количество больше, чем необходимо для ВЗД, следовательно, требуется избыточную часть бурового раствора «сбросить» до ВЗД, через специальный модуль вращения. Таким образом, обеспечивается необходимая подача на забой скважины для удаления разрушенной породы с забоя, и суммарный расход в затрубном пространстве, с учетом подачи через специальное инжекторное устройство, достигает более 4 л/с. Дополнительные «транспортирующие» характеристики бурового раствора регулируются за счет придания последнему специальных тиксотропных свойств, которые позволят доставить шлам на дневную поверхность при промывке скважины, и удерживать его во взвешенном состоянии
(витание), в случае остановки работы насоса. При этом динамическое напряжение сдвига должно находиться в пределах от 0,3 до 13 Па, а наименьшие допустимые значения пластической вязкости 0,004 Па-с.
Для обеспечения циркуляции промывочного агента в заданном количестве (4-8 л/с) буровой насос должен развивать давление достаточное для преодоления гидравлических сопротивлений, встречающихся во всех элементах циркуляционной системы «Перфобура». Для бурения радиального канала диаметром 58 мм и длиной 15 м в скважине на глубине 3000 м суммарный перепад давлений будет в пределах 15-17
МПа.
Подбор насоса для бурения радиального канала производился по необходимым характеристикам подачи и создаваемому давлению, а также по наличию частотно регулируемого привода для обеспечения плавной подачи насоса. Из рассмотренных вариантов подходящим является насосная установка СИН46.
Установка насосная СИН 46.03
Назначение - Перекачивание в длительном режиме различных жидкостей и полимерных растворов под высоким давлением. Используется для закачки воды (в системах ППД), буровых, цементных, полимерных растворов, масел и других технологических жидкостей.
Состав:
Электродвигатель асинхронный 132 кВт, 1500 об/мин
Частотный регулятор скорости вращения электродвигателя
Трехплунжерный насос СИН46
Пульт управления с системой контроля
Г аситель пульсаций
Планетарный редуктор СИН42
Рама
Технические характеристики:
Figure imgf000009_0001
Figure imgf000010_0001
Устройство работает следующим образом.
Собирается компоновка бурильной колонны (КБК), включающая (снизу вверх): долото, соответствующее типу буримой породы; малогабаритный гидравлический забойный двигатель (ЗД) в секционном исполнении с одним или несколькими узлами перекоса; бурильные трубы необходимой изгибной жесткости (E J) и расчетной длины, (для оптимального размещения в КБК предлагаемое изобретение в модульном исполнении, а при необходимости непосредственно над ЗД или, например, на расстоянии L от долота в КБК устанавливают инжекторно-шарнирный переливной модуль (ИТТТТТМ), угол искривления шарнирного модуля устанавливают в одной апсидальной плоскости с углом (углами) узла перекоса ЗД; и далее бурильные трубы необходимого типоразмера и с узлами для бурения по предполагаемой технологии. По мере сборки компоновку спускают в скважину.
Производится подача буровым насосом промывочной жидкости (ньютоновской или бингамовской и т.д.) внутрь КБК с необходимым расходом, например Qi, в зависимости от глубины забоя, для выноса ожидаемого объема разрушенной породы долотом определенного типа (истирающего-режущего, скалывающее-дробящего и др.), и главное для оптимизации технической характеристики ЗД, при этом необходимо выполнять ряд условия:
а) оценивать возможность эффективной очистки забоя, охлаждения долота и обеспечение достаточной скорости восходящего потока с выбуренной породой в кольцевом пространстве, как канала, так и далее в скважине с учетом коэффициента лобового сопротивления и скорости витания;
б) учитывать реологические свойства промывочной жидкости и величину давления на забое с учетом обогащения её разрушенной породой;
в) оптимизировать технологические параметры ЗД.
При создании осевой нагрузки на долото путем разгрузки части веса сжатой БК на необходимую величину, шарнирный модуль, искривляясь, касается ребрами своего полукорпуса стенок наклонно-направленной скважины, обеспечивая максимально концентричное положение корпуса струйного вращателя относительно оси скважина.
Как правило, при бурении скважин пространственной ориентации, в результате продольного изгиба БК, при создании осевой нагрузки близкой к критическому значению (по Эйлеру), на долоте возникает отклоняющая сила, и пробурить скважину (канал) по прогнозированной траектории становится невозможным даже в изотропных породах.
Кроме того, изгиб БК без «шарнира» может привести к подклиниванию корпуса вращающего модуля о стенки скважины, или для исключения данных рисков придется ограничивать его диаметральные габариты, т.е. снижать параметры функционального назначения устройства.
Для устранения возможности подклинки вращающего корпуса в ИШПМ установлен шарнирный модуль с гарантированным углом искривления и снабженный центрирующими ребрами, обеспечивающий возможность допустимого размещения «Сегнерова» колеса максимально концентрично к оси скважины, т.е. с необходимым зазором относительно её стенок, для достижения высокой вероятности вращения колеса с оптимальной частотой и снятия действия изгибающего момента (E J) от нагруженных осевой силой сжатой части бурильных труб.
Место установки «шарнира» (L), выбирается перед вращающимся модулем считая от долота: при осевой нагрузке Р=2000Н, (5)
Figure imgf000011_0001
и L= 1,20 м при осевой нагрузке Р=6000Н, т.е. сразу же над малогабаритным секционным забойным двигателем,
где Е - модуль Юнга материала БК (например, для стали 40ХН2МА, Е= 2,1 · 106 кгс/см2);
J— приведенный полярный момент инерции сжатой части БК;
Р - осевая нагрузка на ЗД габарита 43 мм (2000-6000 Н).
Расход Qi промывочной жидкости бурового раствора расчетно делится на два потока: один расходуется на работу ЗД - (?2 (регламентированный расход согласно технической характеристики ЗД) и другой - Q3 направляется на работу ИШПМ. Причем диаметры инжекционных насадок ИШПМ выбирают из условий, чтобы перепад давления, срабатывающийся в них (с учетом их количества), был бы меньше потерь давления в ЗД (паспортные данные) и в насадках долота, при обеспечении условий вращения «Сегнерова» колеса и создания закрученного потока в кольцевом пространстве канала (скважины), при динамическом истечении промывочной жидкости из насадок.
Рассмотрим задачу по определению движущего момента и рабочего числа оборотов вращательного модуля, выполненного в виде одноступенчатого «Сегнерова» колеса (см. фиг. 12).
Величина реактивной силы потока жидкости Q , вытекающей из насадок, определяется выражением:
Figure imgf000012_0001
где Q - расход жидкости на привод «Сегнерова» колеса;
р - плотность рабочей жидкости;
и - скорость струи потока жидкости на выходе из насадка;
VH - окружная скорость насадка.
Подставляя в (6) выражение для скоростей, получаем следующее выражение
Figure imgf000012_0002
где N - число насадок;
m - коэффициент расхода насадка;
/ - площадь сечения выходного отверстия одной насадка;
/ - расстояние от оси насадки до оси вращения колеса.
Движущий момент Сегнерова колеса определяется как:
Figure imgf000012_0003
Приведем полученное выражение (7) к виду, аналогичному форме записи уравнения Эйлера для турбомашин.
Тогда получим:
Mde = MmopM (\ - n/nm , (8) где Мторм - момент при тормозном режиме, (момент запуска);
птах - число оборотов колеса в режиме холостого хода, вычисленные по зависимостям:
Figure imgf000012_0004
П ЗО - бз
max (10)
N · p · m · f · / В случае, когда струя жидкости, выходя из насадка, ударяется о криволинейную поверхность стенки скважины, в первом приближении её можно разделить на две составляющие R' и R" (рис. 1)
Figure imgf000013_0001
R' - сила вращательная, R"- сила кольматации стенок скважины.
В точке соударения струи со стенкой угол между касательной t-t к поверхности и осью равен а. В этом случае окончательно из (8) имеем: мдв = Мторм -п1п max) - sina, (12) графически выражение (12) представляет собой наклонную прямую, пересекающую ось ординат в точке Мторм, а ось абсцисс - в точке птах.
В качестве примера, определим значение Мторм и птах для одноступенчатого «Сегнерова» вращателя, концентрично размещенного в компоновке. Для расчета применим следующие данные: Q3 = 4л/с; m = 0,9; f = 0,9- Ю~ м (N = 4 - число насадок диаметром d = Змм); / = 15 мм; р = 1050 кг/м .
В результате расчета по (9) и (10) получаем:
МтоРм = 7,77 Н.м, что достаточно для преодоления трения в опорах качения и сопротивления промывочной жидкости;
птах= 803,3 мин-1 , что достаточно для создания сильно закрученного потока в кольцевом пространстве, причем как видно из (10) при уменьшении числа насадок N= 2, Птах увеличивается в два раза, без изменения расхода.
Очевидно, фактическое число оборотов полукорпуса модуля вращения будет несколько отличаться от расчетных из-за наличия механического трения в уплотнениях и опорах качения, а также гидравлического трения поверхности корпуса вращателя, вращающегося в вязкой среде, и потерь из-за турбулизации потока и его закрутки при образовании вихрей в кольцевом пространстве между вращателем и стенкой скважины (см. фиг. 2,4 и 5).
Поток промывочной жидкости Q3, выходящий из насадок с большой скоростью, в соответствии с законом Д. Бернулли, снижает давление на выходе из насадок в кольцевом пространстве скважины, которое передается на забой, что уменьшает гидростатическое (дифференциальное) давление в призабойной зоне и способствует улучшению её очистки, за счет дополнительного инжектирования потока 02, что способствует увеличению механической скорости бурения.
Потоки Q2 И Q3 смешиваются в кольцевом пространстве скважины, закручиваются «Сегнеровым» колесом с образованием вихрей, что способствует приросту инжекционной тяги в кольцевом пространстве с возможной реализацией
«Принципа Максимального Расхода», входящего в открытие «Закономерности расхода жидкости в закрученном потоке», очищают стенки канала и улучшают транспортирующую способность выбуренного шлама на поверхность. Данная закономерность подтверждена при стендовых испытаниях бурильной компоновки с устройством ИШПМ на экспериментальном стенде ООО «Перфобур», при бурении криволинейных каналов длиной до 6-10 м малогабаритными специальными винтовыми забойными двигателями в цементно-песчаных блоках со скоростью в 1,5-2 раза выше, чем без предлагаемого изобретения.
«Переливная» часть промывочной жидкости Qs с разно дисперсными наполнителями (например мраморной крошкой), закрученная вращающимся модулем, и направленная насадками тангенциально-радиально к стенкам скважины, способствует очистке зоны кольматации стенки ствола скважины от возможно образовавшейся фильтрационной корки, и мгновенно её закупоривает образовавшимся вихревым полем с дисперсной фазой промывочной жидкости бурового раствора, направленной радиально ориентированными насадками при исполнении вращающего модуля в многоступенчатом исполнением (фиг. 3 и 7). Гидродинамические колебания давления при истечении и соударении струй буровой промывочной жидкости способствуют интенсивному заполнению пор и трещин стенок скважины твердыми мелкодисперсными кольматирующими частицами раствора, что повышает герметичность и устойчивость стенок скважины. Стендовые испытания показали, что толщина кольматирующего экрана может составлять 3-5 мм. Эта величина выдерживает перепад давления до 5-7 МПа, что с высокой степенью вероятности исключит возможные риски дифференциального прихвата бурильной компоновки, а значит, сократит время на их ликвидацию, т.е. увеличит рейсовую скорость бурения.
Изобретение описывает несколько вариантов возможного исполнения устройства, отличающиеся друг от друга конструктивными особенностями выполнения одно- или многоступенчатости вращающего модуля путем изменения количества каналов с насадками в корпусе, а также их размещения.
Компоновка многоступенчатого вращающего модуля при использовании кольматирующего бурового раствора (например, с добавлением в раствор мелкодисперсной мраморной крошки) и с определенно направленными насадками: например, одних - тангенциально ориентированных к стенкам скважины, которые будут обеспечивать кроме эффекта вращения «Сегнерова» колеса еще и очистку стенок скважины от фильтрационной корки за счет закрученного вихревого потока, а размещение других насадок, радиально ориентированных, позволят выполнять мгновенное закупоривание кольматантами в волновом поле вихря активированной дисперсной фазой бурового раствора.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Бурильная компоновка с малогабаритным гидравлическим забойным двигателем для интенсификации бурения в искривленных скважинах, включающая долото, винтовой забойный двигатель с узлом перекоса на угол искривления f, отличающаяся тем, что включает жестко связанные между собой, с бурильными трубами и с двигателем через резьбовые соединения
а) модуль вращения, обеспечивающий улучшение промывки в кольцевом пространстве скважины буровой жидкостью, состоящий из неподвижного вала с центральным каналом и осевыми отверстиями для буровой жидкости и вращающегося корпуса с радиальными каналами, установленного на бессепараторных опорах качения с возможностью кругового движения за счет реактивной силы буровой жидкости вытекающей в кольцевое пространство скважины последовательно через осевые отверстия вала, пространство между валом и вращающимся корпусом и радиальные каналы,
б) модуль шарнира, обеспечивающий размещение модуля вращения концентрично к оси скважины и оптимальную частоту вращения корпуса модуля вращения, а также размещение всей бурильной компоновки с необходимыми углами перекоса и радиусом кривизны RK в апсидальной плоскости скважины, состоящий из двух полукорпусов, связанных между собой через шарнир с возможностью свободного поворота в апсидальной плоскости на угол е = f, ограниченный кулачками, при этом, по крайней мере, один полукорпус снабжен центрирующими ребрами.
2. Бурильная компоновка по п. 1, отличающаяся тем, что в полукорпусе размещены вкладыши с ответными к шарниру шарообразными поверхностями и уплотнителями для герметичности шарнирного модуля, а также эластомер для гашения вибраций.
3. Бурильная компоновка по п. 2, отличающаяся тем, что для совмещения плоскости изгиба шарнира и плоскости изгиба узла перекоса забойного двигателя с апсидальной плоскостью в полукорпусе модуля шарнира устанавливается регулировочное кольцо.
4. Бурильная компоновка по п. 3, отличающаяся тем, что модуль вращения с модулем шарнира установлены на расстоянии L от долота, определяемое с учетом изгибной жесткости низа компоновки (EJ) и осевой нагрузки (Р), создаваемой расчетным весом части низа бурильной компоновки на долото по зависимости: L— тс
5. Бурильная компоновка по п. 4, отличающаяся тем, что модуль вращения выполнен в виде одноступенчатого или многоступенчатого «Сегнерова» колеса, корпус которого содержит радиально-наклонные каналы и инжекционные насадки.
6. Бурильная компоновка по п. 5, отличающаяся тем, что для снижения гидростатического давления на забое скважины каналы с насадками корпуса модуля вращения располагаются под углами наклона а от 0° до 45° к оси скважины и развернуто-полого угла b от 45° до 90° и касательно к корпусу модуля вращения.
PCT/RU2017/000992 2017-12-25 2017-12-27 Бурильная компоновка с малогабаритным гидравлическим забойным двигателем WO2019132691A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US16/957,736 US11286724B2 (en) 2017-12-25 2017-12-27 Drilling assembly with a small hydraulic downhole motor

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017145614A RU2017145614A (ru) 2017-12-25 2017-12-25 Бурильная компоновка с малогабаритным гидравлическим забойным двигателем
RU2017145614 2017-12-25

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019132691A1 true WO2019132691A1 (ru) 2019-07-04

Family

ID=67002532

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/000992 WO2019132691A1 (ru) 2017-12-25 2017-12-27 Бурильная компоновка с малогабаритным гидравлическим забойным двигателем

Country Status (3)

Country Link
US (1) US11286724B2 (ru)
RU (1) RU2017145614A (ru)
WO (1) WO2019132691A1 (ru)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102020127697B3 (de) * 2020-10-21 2021-11-04 Hammelmann GmbH Rotordüse
CN112761616B (zh) * 2021-02-04 2023-11-28 重庆平山机电设备有限公司 一种分支孔钻孔角度监测装置及钻孔施工方法
CN117418801A (zh) * 2023-12-18 2024-01-19 吉林市双林射孔器材有限责任公司 一种滑行功能的射孔工具串输送装置

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU939732A1 (ru) * 1980-06-09 1982-06-30 Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Устройство дл разглинизации и кольматации стенок скважины
RU2020292C1 (ru) * 1992-09-15 1994-09-30 Сергей Владиленович Евстифеев Наддолотный эжекторный насос
RU2102575C1 (ru) * 1995-12-01 1998-01-20 Александр Викторович Вершинин Малогабаритный винтовой забойный двигатель
RU2285106C2 (ru) * 2005-01-26 2006-10-10 Общество с ограниченной ответственностью фирма "Радиус-Сервис" Шарнирная муфта для соединения бурильной колонны с забойным двигателем

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5195585A (en) * 1991-07-18 1993-03-23 Otis Engineering Corporation Wireline retrievable jet cleaning tool
US5458208A (en) * 1994-07-05 1995-10-17 Clarke; Ralph L. Directional drilling using a rotating slide sub
US6189618B1 (en) * 1998-04-20 2001-02-20 Weatherford/Lamb, Inc. Wellbore wash nozzle system

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU939732A1 (ru) * 1980-06-09 1982-06-30 Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Устройство дл разглинизации и кольматации стенок скважины
RU2020292C1 (ru) * 1992-09-15 1994-09-30 Сергей Владиленович Евстифеев Наддолотный эжекторный насос
RU2102575C1 (ru) * 1995-12-01 1998-01-20 Александр Викторович Вершинин Малогабаритный винтовой забойный двигатель
RU2285106C2 (ru) * 2005-01-26 2006-10-10 Общество с ограниченной ответственностью фирма "Радиус-Сервис" Шарнирная муфта для соединения бурильной колонны с забойным двигателем

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
KALININ A.G. ET AL.: "Nedra", BURENIE NAKLONNYKH I GORIZONTALNYKH SKVAZHIN, 1997, Moskva, pages 49 - 63 *

Also Published As

Publication number Publication date
US20200332600A1 (en) 2020-10-22
RU2017145614A3 (ru) 2019-06-25
RU2017145614A (ru) 2019-06-25
US11286724B2 (en) 2022-03-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US20220145714A1 (en) Friction reduction assembly
CA2461201C (en) An inverted motor for drilling
US7703551B2 (en) Fluid driven drilling motor and system
US20100163232A1 (en) Gas separator
CN109653691B (zh) 一种水力与机械复合可控式岩屑床清除工具
JP6777363B2 (ja) 多流体掘削システム
CN105888553A (zh) 一种三维振动水力振荡器
US8833490B2 (en) Self-circulating drill bit
WO2019132691A1 (ru) Бурильная компоновка с малогабаритным гидравлическим забойным двигателем
CN103256007A (zh) 井下动力增压钻具
CN205422538U (zh) 一种三维振动水力振荡器
RU2604604C2 (ru) Трубный компонент бурильной колонны
MX2007003239A (es) Separador de gas.
CN203701950U (zh) 涡轮混流式井下动力增压钻具
US20110146998A1 (en) Methods for using or removing unused rock debris from a passageway through subterranean strata using rock breaking apparatus
CN101487385A (zh) 一种降低当量循环密度的井下工具
RU195139U1 (ru) Бурильная компоновка с малогабаритным гидравлическим забойным двигателем
US10385615B2 (en) Vibrationless moineau system
CN108643824A (zh) 一种液压式减振冲击钻井工具
CN203655160U (zh) 混流式井下动力增压钻具
RU2630497C2 (ru) Устройство для очистки наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин от шлама
RU2042796C1 (ru) Устройство для гидроперфорации скважины
RU61773U1 (ru) Скважинный гидромеханический бур
CN112443291A (zh) 旋流发生器
CN116065949A (zh) 一种基于旋转叶轮驱动的轴向冲击器、旋冲钻具

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17936444

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

32PN Ep: public notification in the ep bulletin as address of the adressee cannot be established

Free format text: NOTING OF LOSS OF RIGHTS PURSUANT TO RULE 112(1) EPC (EPO FORM 1205A DATED 22.10.2020)

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 17936444

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1