WO2020214062A1 - Стройство для создания осевой нагрузки в компоновке бурильной колонны - Google Patents
Стройство для создания осевой нагрузки в компоновке бурильной колонны Download PDFInfo
- Publication number
- WO2020214062A1 WO2020214062A1 PCT/RU2020/000062 RU2020000062W WO2020214062A1 WO 2020214062 A1 WO2020214062 A1 WO 2020214062A1 RU 2020000062 W RU2020000062 W RU 2020000062W WO 2020214062 A1 WO2020214062 A1 WO 2020214062A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- key
- grooves
- rod
- plunger rod
- flow
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 71
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 32
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 10
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims description 5
- 230000002146 bilateral effect Effects 0.000 abstract 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 20
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 18
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 11
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 6
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000003534 oscillatory effect Effects 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- JMYNPQVCVQVODQ-OWOJBTEDSA-N 1,3-dichloro-5-[(e)-2-(4-chlorophenyl)ethenyl]benzene Chemical compound C1=CC(Cl)=CC=C1\C=C\C1=CC(Cl)=CC(Cl)=C1 JMYNPQVCVQVODQ-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 1
- 101001134680 Drosophila melanogaster POU domain protein 2, isoform A Proteins 0.000 description 1
- 101001134679 Drosophila melanogaster POU domain protein 2, isoform B Proteins 0.000 description 1
- 101001134678 Drosophila virilis POU domain protein 2 Proteins 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/08—Apparatus for feeding the rods or cables; Apparatus for increasing or decreasing the pressure on the drilling tool; Apparatus for counterbalancing the weight of the rods
- E21B19/086—Apparatus for feeding the rods or cables; Apparatus for increasing or decreasing the pressure on the drilling tool; Apparatus for counterbalancing the weight of the rods with a fluid-actuated cylinder
-
- 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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/08—Apparatus for feeding the rods or cables; Apparatus for increasing or decreasing the pressure on the drilling tool; Apparatus for counterbalancing the weight of the rods
- E21B19/089—Apparatus for feeding the rods or cables; Apparatus for increasing or decreasing the pressure on the drilling tool; Apparatus for counterbalancing the weight of the rods with a spring or an additional weight
Definitions
- the invention relates to drilling equipment, namely to devices for creating an optimal axial load on a rock cutting tool in a dynamically disturbed section of a drilling assembly (BC), consisting of units with different rigidity, during the secondary opening of productive reservoirs of wells and their overhaul, by the method of directional drilling by small-sized downhole motors of deep, branched channels with ultra-small diameters and radii of curvature, in sharply changing geological conditions, and accordingly changing drilling modes.
- BC drilling assembly
- the load on the bit is created due to the weight of the pipe string rigidly connected to the assembly of the lower part of the drill string (BHA), which includes a downhole motor and a rock cutting tool (bit or cutter).
- BHA drill string
- bit or cutter rock cutting tool
- the bit interacting with the bottomhole, forms a so-called bottomhole rail on it, while creating reciprocating, oscillatory movements of the BC, which negatively affects the operation of the entire BHA.
- the recommended pulse frequency can be created by installing hydraulic hammers, mechanical vibrators, magnetostrictive devices [1].
- the drill bit (US patent Ns 4243112) contains a vibrator with a supportless rotor rolling along a chute. As a result, a periodic horizontal force arises in the plane of the vibrator, perpendicular to the axis of rotation of the crown.
- Hydro-jet jets intensify the drilling process, but require large pressure drops and flow rates of the drilling fluid, which leads to significant pressure losses in small pipes, hydraulic fluid losses through the bearing assemblies of small-sized downhole motors spindles and their rapid wear, the occurrence of significant excess hydrodynamic pressures on the productive formation.
- US Pat. No. 4,071,097 proposes a method and apparatus for drilling using ultrasound. For this, the bit is equipped with a cavity resonator and an element for exciting oscillations in the flow of drilling fluid. As a result, the drilling speed has almost doubled.
- US Pat. No. 4,607,792 discloses a device in which there is a cumulative nozzle connected to a launch tube. Inside this tube, in front of the piston placed in it, a liquid plug is created and a temporary hydrodynamic seal of the nozzle tip and a temporary partial vacuum are formed.
- the device according to the patent RU Ns 2116429 contains a hollow telescopic shaft connected to drill pipes and a bit, consisting of upper and lower parts, interconnected by a spline connection, which keeps them from mutual rotation. Cylinders with power pistons placed in them are formed in the body.
- a hydraulic armature body is installed, which forms a hydraulic chamber with a hollow telescopic shaft, connected by holes to the annular space.
- the anchor is equipped with retractable radial support elements.
- a bore is made above the power cylinders, in which a control spool is located, made in the form of a spring-loaded stepped sleeve with radial holes.
- the stepped bushing has spring latches that can interact with the locking shoulder.
- the lower part of the shaft above the power pistons has a shank with a groove equal to the working stroke of the pistons.
- a device for creating an axial load on a rock cutting tool includes a hydraulic loader made in the form of a hollow body and a power piston with a rod installed in it, and an anchor made in the form of concentric and with a gap for the passage of the drilling fluid fixed on the drill string by the pipe elastic sleeve with ends hermetically clamped on the pipe.
- the sleeve cavity and the column cavity are connected by fittings.
- a device for creating an axial load on a bit includes a hollow body with a spring-loaded hollow rod with an electromagnetic coil placed in it, an electric armature.
- both devices for axial load on a bit can be used (ed.cerv. SU Ns 1427054 and 1446270, patent RU Ns 2194839, patent US Ns 5884716, patent WO Ns 9512051), as well as telescopic drill rods (ed. Certificate SU Ns 1479607, 1587167) and above-bit shock absorbers (author's certificate SU Ns 735846, 802513, 842294, 911066, 1073430, 1084502, 1079814, 1108271 and 1406333, RU patent Ns 2185493, DE patent Ns 19857479).
- bit feeders serve to create an increased axial load on the rock cutting tool by using both anchor and anchorless hydraulic loaders.
- Anchorless loaders are preferable, since the use of all kinds of anchors can lead to a deterioration in the removal of drill cuttings, their settling in a horizontal wellbore, and can also lead to sticking.
- the use of anchors in open boreholes, with inadequate cement quality, can lead to wall collapse at the anchoring points.
- the device according to the patent WO Ns 9512051 has telescopically connected outer and inner tubular elements, between which an annular chamber and a splined joint are formed.
- the chamber contains springs and a power piston. Due to the peculiarities of this design, in order to create the required axial load on the tool, it is necessary to create a very high fluid pressure on the power piston with significant linear dimensions of the device, which is unacceptable for solving the technical problem posed below and achieving the technical result indicated below.
- the inner hollow rod with the power piston makes a telescopic extension under the weight of the drill string.
- the rod approaches the throttle limiter of axial movement, rigidly installed in the lower part of the device.
- the pressure in the device cavity increases, which is a signal to stop the axial movement and start the downhole motor for drilling with a bit.
- This design of the loader is also unacceptable for solving the technical problem posed below and achieving the technical result indicated below for the above reasons.
- Downhole feed mechanism (author's certificate SU Ns 1427054) contains a hollow body, which houses a movable rod with a control unit installed in it, consisting of a plate, a sleeve and two flexible rods located in the longitudinal cutouts of the annular piston and the movable rod windows.
- the hydraulic chambers formed by the cylinders and power pistons installed in the housing are connected to the annular space by radial holes.
- the movable rod When creating an axial load on the bit, the movable rod causes horizontal displacement of the plate, which leads to a decrease in the flow area of the device and an increase in pressure in it.
- the power pistons are moved, forcing it out of the hydraulic chambers into the annulus.
- the device that prevents the achievement of the technical result indicated below when using it is its low reliability due to the ingress of the solid phase of the flushing liquid into the gaps between the movable and flexible rods and the occurrence of water hammer when the plate overlaps the central axial channel.
- a device for creating an axial load on a drilling tool is a bit loading complex according to the patent RU Ns 2194839, including a device composed of separate modules, the bodies of which are united by jet subs to form a cylinder block, in each of which there are power pistons connected through a movable rod with a bit.
- the pistons delimit the cylinder cavities into high and low pressure chambers, connected respectively with the inner casing and annular space.
- the movable rod is connected to the body by means of a spline connection.
- the disadvantage of the device which prevents the achievement of the technical result indicated below when using it, is the impossibility of reinstalling it without stopping the circulation of the drilling fluid, which leads to a deterioration in the conditions for flushing the bottom hole and the sedimentation of rock cuttings in horizontal shafts, as well as the impossibility of generating oscillatory modes of operation.
- the closest analogue of the claimed invention for creating an axial load is a device without an anchor type for creating an axial load on a bit (ed. Certificate SU Ns 1446270) containing a hollow body, inside which is placed a spring-loaded figured rod with axial and radial holes made in it.
- a nozzle with coaxial and axial channels is mounted on the rod, located in the upper cavity of the body and interacting with the upper and lower limiting ledges in this cavity.
- the cross-sectional area of the axial channel is less than the cross-sectional area of the axial bore in the rod.
- a number of Belleville springs are installed in the lower cavity.
- the serious disadvantages of the device that impede the achievement of the technical result indicated below when it is used in wells with a very small diameter should include a high probability of water hammer in the drill string, that is, a decrease in the reliability of the drilling process, which can even lead to breakdowns of the drilling tool, as well as the impossibility of the device generate vibrations in the column of the required frequency and amplitude, that is, the likelihood of sticking is not excluded.
- Another disadvantage of the device is its limited functionality due to the fact that it can only work in the blanking mode. longitudinal vibrations and does not allow them to be generated in case of the likelihood of stuck BHA conditions.
- the task to be solved by the claimed invention is to expand the indicators of the functional purpose, increase the technical (operational) efficiency, indicators of reliability and performance of the device.
- the technical result of the claimed invention is to increase the efficiency of the drilling assembly by optimizing the axial load on its nodes and rock cutting tool, to reduce the likelihood of sticking (including differential) and jamming of the tool, and to stabilize the trajectory of the assembly in the process of drilling directed perforations, as well as increasing productivity of drilling horizontally branched wells in excess of small diameters.
- the Device for creating an axial load in the arrangement of a drill string with a downhole motor operating on drilling fluid including a hollow cylinder-housing with a sealing sleeve, a spring-loaded flow-through plunger rod with a key, and the hollow cylinder - the body is made with double-sided longitudinally directed grooves located along the inner generatrix of the cylinder-body, in which a key with a profiled surface is located with longitudinal-transverse clearances and with the possibility of moving along the grooves together with the flowing plunger rod, and the clearances are made with the possibility of providing a profiled key at measure of two degrees of freedom in the grooves of the body and the rod during their axial movements relative to the cylinder-body, while the flow-through plunger rod and the profile key installed in its grooves are made to form an assembly unit, and the profile key is made from the main frequency of vibrations is directly proportional to the length of the key and the speed of propagation of the arising bending
- the two-sided longitudinally directed grooves are placed along the inner generatrix of the cylinder-body parallel to its axis or along a helical involute spiral with a left or right direction, while the spiral lift angle of the two-sided longitudinally directed grooves of the hollow cylinder-body corresponds to the angle of possible twisting of the drilling columns from the action of the downhole motor reactive moment, but with the opposite sign,
- the flow-through plunger rod and the profile key are made spring-loaded.
- the profile key is made in a streamlined shape in the form of an elastic plate with pointed or rounded ends, flat-beveled type, or made with a spherical frontal surface, symmetric or a drop of a similar asymmetrical form with an offset center of gravity, placed in the grooves of the rod with the side closest to the center of gravity turned towards the oncoming drilling fluid; or the turned side away from the center.
- Figure 1 shows a longitudinal section of a device for creating an axial load made with a spring-loaded assembly unit: including a spring-loaded spring (4) flowing plunger rod (2) with grooves (9) in which the key (3) is located, while the assembly unit is installed in body (1), with the possibility of axial movement, along the directional grooves of the body (5), and the spring interacts with the rod through the thrust washer (8), and with the body through the sealing sleeve (6) made with seals (7), the letters A and B denote the threads for connecting the device to the drill string (not shown);
- FIG. 2 - a device without a spring, with the designations of parts similar to that in figure 1;
- Fig.Z - shows a fragment of a section of the body of the device, showing a spirally directed keyway (5) with a compressed (transport) position of the rod (2) and angle (a) showing the direction of lifting (turn of the helically directed grooves of the body);
- Figure 4 - a device with spirally directed keyways (5) in the extended (working) position of the stem (2), showing the initial position of the key - (I).
- Cross-sections of the device C-C and D-D are presented below, respectively, in figures 10 and 11;
- Figure 5 - shows the longitudinal clearances of the position of the key (3) in the middle of the grooves of the stem (9): Dc / 2, allowing you to place the profile key in the grooves of the body and the plunger rod to provide it with at least one degree of freedom;
- Figure 6 shows a section of the key profiles (top view): (a) - a drop of a similar type, with a displaced center of gravity; (b) - symmetric type with spherical, streamlined surfaces; (c) - plate, symmetrical type;
- Figure 7 shows the overall designations: (h) - width and (I) - length of the key plate, symmetrical type;
- Figure 8 shows the process of vortex formation (arrows C) on the upper surface of the plate-type key, placed with gaps in the grooves, when flowing around it with drilling fluid at a speed (V *), as well as the transverse clearance of the key in the grooves of the stem and body: Du / 2 - at the initial moment of time;
- Fig.9 - shows the process of formation of vortices (arrows C) on the upper surface of the key to a drop of this type, with a displaced center of gravity, when flowing around it with drilling fluid at a speed (/ W );
- Figure 10 shows a section B-B of the device for creating an axial load, indicated in figure 4 - in the initial position of the key (I).
- figure 1 1 - shows a section ⁇ - ⁇ of the device for creating an axial load, indicated in figure 4 - in the final position of the key, in a spiral groove at the end of the stroke of the rod (II).
- Figure 12 shows a phenomenological model of the BHA with a device for creating an axial load, with a spring Ki and a damper C (hydraulic resistances in the device and the arrangement below the device, including the PDM and the bit).
- Fig. 14 shows a graph of the dependence of the bit displacement from the drilling rig during drilling
- Fig. 15 is a graph showing the smoothed characteristic of a dynamically disturbed BC.
- L ( ⁇ ⁇ /) -sin (&> d -t) - displacements (L) of the rod with a key in the device body, in time with the dynamic processes occurring at the bottom when the rock is destroyed by a bit (not shown), for example, according to quasi-harmonic dependence , where n M is the speed of mechanical drilling of the channel or the speed of movement of the key with the rod as part of the drilling assembly, t is the time of mechanical drilling, w ⁇ is the frequency of soil vibrations of the bit [13].
- a device is placed to create an axial load without an anchor type, for example, between the strings of flexible and rigid pipes, including a hollow cylinder-body with a sealing sleeve, a spring-loaded flow-through plunger rod with a key, which differs from the existing ones in that its hollow cylinder-body is made with double-sided longitudinally directed keyways located along the inner generatrix of the cylinder-body parallel to its axis, or along a helical, involute spiral with a left or right direction of rise, in which it is placed with longitudinal-transverse clearances a key with a profiled surface, installed with the ability to move along the grooves of the body together with the flow rod, and the clearances are made with the possibility of providing the profile key of at least two degrees of freedom in the grooves of the body and the groove
- the invention describes several variants of a possible implementation of the device, differing from each other in the design features of the placement of the key in the directional grooves of the hollow plunger rod and the mating grooves of the cylinder body installed in them with different degrees of freedom, which, in one embodiment, is performed with a spring-loaded key as part of an assembly unit with rod, and with one degree of freedom, and according to another version, the key in the guide grooves is placed with longitudinal-transverse clearances, providing it with at least two degrees of freedom, and the possibility of initiating self-oscillatory processes, and the third embodiment is the execution of the key with different profiles of the outer surfaces and placed in the directional grooves with a symmetrical or offset center of gravity (mass) and additional variants of the direction of the groove lines with the calculated angles of inclination (rise).
- mass center of gravity
- the angle of elevation of the helical spiral of the grooves corresponds to the angle of twisting of the pipe arrangement (for example, flexible pipes) placed under the device above the PDM due to the action of its reactive moment, but with the opposite sign, that is, with the opposite direction.
- the device in figure 1 forms a technical system that includes a hollow cylinder-housing (1), with two sided longitudinally directed grooves (5); a sealing sleeve (6) with seals (7), a flow-through plunger rod (2) with grooves (9), in which the profile key (3) is located, with longitudinal-transverse clearances: Ax and Ay (clearances are shown in Figures 5 and 8) made in a flow-through plunger - a rod and a body, that is, the key is located with at least two degrees of freedom.
- longitudinal grooves (5) in addition to longitudinal placement in the housing (parallel to the axis of the device), can also be placed along the generatrix of the housing in the form of a helical, for example, involute spiral (see Figures 3 and 4), with a left or right direction of rise, under calculated angle a.
- the profile key together with the stem - plunger, as an assembly unit, can be placed with a spring-loaded spring (4) with a certain stiffness, which allows you to vary the r SU
- w is the frequency of the disturbing load arising during the operation of the rock cutting tool; P d . - dynamic disturbing load at the bottomhole, F p - force transmitted through the device to the upstream drilling assembly.
- the natural frequencies w 0 of the BHA technical system can be accurately determined for calculations as [9]:
- the unit is preferably spring-loaded - for operation in vibration damping mode (damping), and if an oscillator mode is required, then the fraction analytically and experimentally is chosen - ⁇ l i.e. remove w from the assembly unit
- the direction of the grooves along which the key moves can be set with a pre-expected (calculated) lift angle (a), possibly along a spiral involute line, which will lead to the prevention of a possible deviation of the well trajectory as a result of the influence of the reactive torque from the downhole motor or known anisotropy of occurrence rocks (Fig. 3), and directions (right or left) to change the trajectory of the drilled channel (well).
- a pre-expected lift angle
- the angle (a) and directions of twisting of the involute line of the casing slots (and their length) are selected depending on the required length of the drilled channel, the mechanical characteristics of the basic elements of the BHA: bending and torsional stiffness of the flexible and rigid pipes arrangement, the power of the downhole motor, and, accordingly, its reactive moment, the shape of the key and its degrees of freedom when installed in the slots of the device, by assembling and testing the device at the stand with various assembly units and with pre-prepared blocks of rock [13].
- Flow-through rod - the plunger transfers the metered axial load to the coiled tubing string and then through the PDM to the bit.
- mi is the mass of flexible pipes; m 2 - mass of rigid pipes, dynamically disturbed section of BHA with stiffness coefficients K 2
- Ki is the stiffness of the flexible pipes of the layout
- C - the damping coefficient of the device, depends on the hydraulic resistance arising from the movement of the drilling fluid with a certain flow rate in the device, pipes, PDM, bit and annular gaps in the well;
- Ki and C - form an elastic "Maxwell body” that simulates a spring-loaded flow-through plunger rod.
- P d P - cos (o) - t), (1) where P is the static component of the axial force generated by the device;
- w is the frequency of longitudinal vibrations of the bit [13].
- the length of the rod L cr is selected according to the known dependencies [14] from the conditions of its operation in the Euler zone of stable equilibrium and the permissible values of the arising critical stresses o p from the action of the optimal axial load on the bit P cr , the value of which is regulated by the operating characteristics of the PDM: respectively by the magnitude of the torque M t and power N tr in braking mode:
- I is the moment of inertia of the rod section: D - outer diameter of the stem
- Rcr is the optimal range of axial load on the bit, for example, for a small-sized PDM 2 D 43.5 / 6. 42, from the conditions of its operation with a torque (70 ... 80 N m) and a maximum efficiency, is 0.2 ... 0.6 kN (passport data);
- bit load is determined by the known relationship: s kr where l is the flexibility
- the device is installed in a drill string, above the PDM, for example, between flexible and rigid pipes.
- the pressure loss (differential) during the operation of the drilling fluid, during its movement inside the rod, in flexible pipes, PDM, bit nozzles and the annular space of the channel and the well, acts on the rod area and creates a hydraulic load that presses the bit to the bottom.
- the device contributes not only to the intensification of the process of rock destruction at the bottomhole, but also facilitates the movement of the drilling assembly in a long horizontal bore of a drilled channel due to mechanical vibrations created by pulses of the key operating in the resonator-oscillator mode, applying a load in the form of short-term pulses directed perpendicular to the plane bottom hole, while it is possible to transfer more energy to destroy the rock and speed up the drilling process.
- n M is the speed of the key with the rod or the speed of mechanical drilling of the channel (taking into account the longitudinal oscillations of the bit and the BHA occurring at a speed of 2 ... 5 m / s [13], depending on the size of the bit), t - time of mechanical drilling, w ⁇ - frequency of bit vibrations, which, depending on the size of the key and its bending stiffness (£ /), can occur with a certain frequency w and in several modes of vibration [5, 6].
- the key on which the vortex flow of the liquid flows will vibrate at the fundamental natural frequency, with the possibility of forming, including standing bending waves.
- the basic natural frequency of the key is defined as [11]:
- h is the thickness of the key
- E is the modulus of elasticity of the material of the key made of steel 40XH2MA;
- p is the density of the key material (7850 kg / m 3 );
- k is the shape factor of the key (selected experimentally at the stand).
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Изобретение относится к буровой технике. Устройство для создания осевой нагрузки в компоновке бурильной колонны с забойным двигателем, работающим на буровой промывочной жидкости, включает полый цилиндр-корпус и подпружиненный проточный плунжерный шток со шпонкой, образующие сборочную единицу. Полый цилиндр-корпус выполнен с уплотнительной муфтой и с двухсторонними продольно направленными пазами, размещенными по внутренней образующей цилиндра-корпуса, в которых размещена с продольно-поперечными зазорами и с возможностью перемещения по пазам вместе с проточным плунжерным штоком шпонка с профильной поверхностью. Зазоры выполнены с возможностью обеспечения профильной шпонке по меньшей мере двух степеней свободы в пазах цилиндра-корпуса и штока при их осевых перемещениях относительно цилиндра-корпуса. Двухсторонние продольно направленные пазы выполнены длиной в зависимости от максимальной длины рабочего хода проточного плунжерного штока. Обеспечивается повышение эффективности работы буровой колонны одновременно с расширением функциональных возможностей.
Description
УСТРОЙСТВО ДЛЯ СОЗДАНИЯ ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ В КОМПОНОВКЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Область техники
Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам для создания оптимальной осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент в динамически возмущенном участке бурильной компоновки (БК), состоящей из узлов с различной жесткостью, при вторичном вскрытии продуктивных коллекторов скважин и их капитальном ремонте, методом направленного бурения малогабаритными забойными двигателями глубоких, разветвленных каналов со сверхмалыми диаметрами и радиусами кривизны, в резкоизменяющихся геологических условиях, и соответственно изменяющихся режимах бурения.
В процессе бурения скважины нагрузку на долото создают за счет веса колонны труб, жестко соединенных с компоновкой нижней части бурильной колонны (КНБК), в которую включен забойный двигатель и породоразрушающий инструмент (долото или фреза). В процессе бурения долото, взаимодействуя с забоем, формирует на нем так называемую забойную рейку, создавая при этом возвратно поступательные, колебательные движения БК, что негативно сказывается на работу всей КНБК.
Неравномерная и чрезмерно высокая нагрузка на долото приводит к сколам зубков и опор долота, что вызывает его быстрый износ, а также приводит к снижению надежности шпиндельной секции забойного двигателя, и как следствие минимизирует проходку на долото, а недостаточная осевая сила - к снижению механической скорости бурения и как результат - уменьшение коммерческой скорости бурения, а также может служить одной из причин прихватов КНБК в процессе бурения.
Уровень техники
Известны устройства для создания импульсных нагрузок на долото, они способствуют не только интенсификации процесса разрушения породы на забое, но и облегчают проталкивание бурильной компоновки в длинном горизонтальном стволе за счет ее механических вибраций, создаваемых импульсными устройствами. Прилагая нагрузку в виде кратковременных импульсов, направленных перпендикулярно к плоскости забоя, можно передать для разрушения горной породы большую энергию и ускорить процесс бурения, а также избежать возможности прихватов.
Рекомендуемая частота импульсов может быть создана посредством установки гидроударников, механических вибраторов, магнитострикционных устройств [1].
В работе [2] предложена методика и представлены результаты экспериментальных исследований механизма разрушения горной породы алмазной коронкой при наложении на нее ударных импульсов при помощи высокочастотного
гидроударника. При испытаниях в твердых монолитах и трещиноватых доломитах рост механической скорости и проходки составил около 50%.
В буровой коронке (авт. свид. SU Ns 840270) при прохождении потока промывочной жидкости через систему промывочных каналов он разделяется рассекателем. Струя жидкости, попадая на препятствие не обтекаемой формы, срывается и образует вихри. Периодически изменяющееся давление в зоне вихрей влечет за собой возникновение ультразвуковых колебаний коронки.
В буровой коронке (патент US Ns 4243112) установлен вибратор с безопорным ротором, перекатывающимся по желобу. Вследствие этого в плоскости вибратора возникает периодическая горизонтальная сила, перпендикулярная оси вращения коронки.
Но по причине возникающих под воздействием вибраций сбоев в телеметрической системе измерений и контроля за параметрами бурения и траектории ствола скважины такие устройства не могут быть применены в бурильной малогабаритной компоновке.
Известно [3, 4], бурение с использованием высокоскоростных гидромониторных струй (в качестве основного породоразрушающего инструмента) применялось за рубежом, но оказалось полностью нерентабельным. Известны разработки в этом направлении по авт. свид. SU Ns 883312 и Ns 927950. В практике бурения нашла применение лишь комбинация механического и гидромониторного разрушения породы, что так же сложно разместить в скважинах сверх малого диаметра.
Гидромониторные струи интенсифицируют процесс бурения, но требуют больших перепадов давления и расходов промывочной жидкости, что приводит к значительным потерям давления в малогабаритных трубах, гидравлическим потерям жидкости через подшипниковые узлы шпинделей малогабаритных забойных двигателей и их быстрому износу, возникновению существенных избыточных гидродинамических давлений на продуктивный пласт.
Бурение высоконапорными гидроимпульсами [4] за рубежом производят с применением в основном наддолотных устройств. В патенте US Ns 4071097 предлагается способ и устройство для бурения с использованием ультразвука. Для этого долото снабжено объемным резонатором и элементом возбуждения колебаний в потоке промывочной жидкости. В результате скорость бурения возросла почти в 2 раза. В патенте US Ns 4607792 приведено устройство, в котором имеется сопло кумулятивного типа, соединенное с пусковой трубкой. Внутри этой трубки впереди размещенного в ней поршня создается жидкая пробка и образуются временное гидродинамическое уплотнение наконечника сопла и временный частичный вакуум. В долоте (патент US Ns 4114705) формируются две пульсирующих струи, скорость каждой из которых колеблется между нулем и максимальной величиной, за счет того, что в распределительной камере имеется шарик, который перемещается между двумя конечными положениями, в каждом из которых он закрывает соответствующий выпускной канал.
В авт. свид. SU Ns 1188327 приведен гидромониторный бур, в котором размещен вращающийся в потоке промывочной жидкости сплошной диск с радиальными лопастями, выполненными на обращенной к гидромониторам поверхности.
Генерирование в долотах пульсирующих струй требует значительных перепадов давления и расходов промывочной среды в бурильной компоновке, сопровождается существенной по величине репрессией на продуктивный пласт, что негативно сказывается на гидродинамической связи в системе скважина-пласт и в конечном случае неприемлема для решения поставленной ниже технической задачи и достижения указанного ниже технического результата по указанным выше причинам.
Существуют также гидравлические нагружатели бурового инструмента с якорями. Устройство по патенту RU Ns 2116429 содержит полый телескопический вал, соединенный с бурильными трубами и долотом, состоящий из верхней и нижней частей, связанных между собой шлицевым соединением, удерживающим их от взаимного поворота. В корпусе образованы цилиндры с размещенными в них силовыми поршнями. В верхней части установлен корпус гидравлического якоря, образующий с полым телескопическим валом гидравлическую камеру, соединенную отверстиями с затрубным пространством. Якорь снабжен выдвижными радиальными опорными элементами. Над силовыми цилиндрами выполнена расточка, в которой размещен управляющий золотник, выполненный в виде подпружиненной ступенчатой втулки с радиальными отверстиями. Снизу ступенчатая втулка имеет пружинные защелки, которые могут взаимодействовать с фиксирующим уступом. Нижняя часть вала над силовыми поршнями имеет хвостовик с проточкой длиной равной рабочему ходу поршней.
Согласно патенту RU Ns 2081991 устройство для создания осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент включает гидравлический нагружатель, выполненный в виде полого корпуса и установленного в нем силового поршня со штоком, и якорь, выполненный в виде концентрично и с зазором для прохода промывочной жидкости закрепленной на буровой колонне трубе эластичного рукава с герметично зажатыми на трубе концами. Полость рукава и полость колонны соединены штуцерами.
Устройство для создания осевой нагрузки на долото (патент RU Ns 2236533) включает полый корпус с размещенным в нем подпружиненным полым штоком с электромагнитной катушкой, электроприводной якорь.
Известны устройства подачи долота, которые преобразуют энергию потока буровой жидкости в осевую нагрузку передаваемую на долото и гасящие продольные колебания бурильных труб.
В такой роли могут применяться как устройства для осевой нагрузки на долото (авт. свид. SU Ns 1427054 и 1446270, патент RU Ns 2194839, патент US Ns 5884716, патент WO Ns 9512051), так телескопические бурильные штанги (авт. свид. SU Ns 1479607, 1587167) и наддолотные амортизаторы (авт. свид. SU Ns 735846, 802513,
842294, 911066, 1073430, 1084502, 1079814, 1108271 и 1406333, патент RU Ns 2185493, патент DE Ns 19857479).
Наиболее приемлемым и надежным средством повышения производительности процесса бурения в указанной области являются устройства подачи долота. Они служат для создания повышенной осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент путем применения как якорных, так и безъякорных гидравлических нагружателей.
Предпочтительными являются безъякорные нагружатели, так как применение всевозможных якорей может привести к ухудшению выноса бурового шлама, оседанию его в горизонтальном стволе, а также могут примести к возникновению прихватов. Применения якорей в открытых стволах скважины, при ненадлежащем качестве цемента, может привести к обрушению стенки в местах якорения.
Устройство по патенту WO Ns 9512051 имеет телескопически соединенные наружный и внутренний трубчатые элементы, между которыми образованы кольцевая камера и шлицевое соединение. В камере установлены пружины и силовой поршень. В силу особенностей данной конструкции для создания требуемой осевой нагрузки на инструмент необходимо создание очень высокого давления жидкости на силовой поршень при значительных линейных размерах устройства, что неприемлемо для решения поставленной ниже технической задачи и достижения указанного ниже технического результата.
В устройстве по патенту US Ns 5884716 внутренний полый шток с силовым поршнем совершает телескопическое выдвижение под весом бурильной колонны. При этом шток приближается к дроссельному ограничителю осевого перемещения, жестко установленному в нижней части устройства. При заходе штока в ограничитель происходит возрастание давления в полости устройства, что является сигналом к прекращению осевого перемещения и запуску забойного двигателя для бурения долотом. Такая конструкция нагружателя также неприемлема для решения поставленной ниже технической задачи и достижения указанного ниже технического результата по указанным выше причинам.
Забойный механизм подачи (авт. свид. SU Ns 1427054) содержит полый корпус, в котором размещены подвижный шток с установленным в нем узлом управления, состоящим из тарелки, втулки и двух гибких штоков, расположенных в продольных вырезах кольцевого поршня и окнах подвижного штока. Образованные установленными в корпусе цилиндрами и силовыми поршнями гидравлические камеры соединены с затрубным пространством радиальными отверстиями. При создании осевой нагрузки на долото подвижный шток вызывает горизонтальное перемещение тарелки, что приводит к уменьшению проходного сечения устройства и повышению в нем давления. При бурении под воздействием давления промывочной жидкости перемещают силовые поршни, вытесняя ее из гидравлических камер в затрубное пространство. Недостатком
устройства, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при его применении, являются его низкая надежность вследствие попадании твердой фазы промывочной жидкости в зазоры между подвижным и гибкими штоками и возникновение гидроударов при перекрытии тарелкой центрального осевого канала.
Устройство для создания осевой нагрузки на буровой инструмент долотный нагружающий комплекс по патенту RU Ns 2194839, включающее устройство, скомпонованное из отдельных модулей, корпуса которых объединены реактивными переводниками с образованием блока цилиндров, в каждом из которых размещены силовые поршни, связанные через подвижный шток с долотом. Поршни разграничивают полости цилиндров на камеры высокого и низкого давлений, связанные соответственно с внутрикорпусным и затрубным пространством. Подвижный шток связан с корпусом посредством шлицевого соединения. Недостатком устройства, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при его применении, является невозможность его переустановки без прекращения циркуляции промывочной жидкости, что ведет к ухудшению условий промывки забоя и оседанию шлама породы в горизонтальных стволах, а также невозможность генерировать колебательные режимы работы.
Наиболее близким аналогом заявленного изобретения для создания осевой нагрузки является устройство без якорного типа для создания осевой нагрузки на долото (авт. свид. SU Ns 1446270) содержащее полый корпус, внутри которого размещен подпружиненный фигурный шток с выполненными в нем осевым и радиальными отверстиями. На штоке установлена насадка с коаксиальным и аксиальными каналами, размещенная в верхней полости корпуса и взаимодействующая с верхним и нижним ограничительными уступами в данной полости. Площадь сечения аксиального канала меньше площади сечения осевого отверстия в штоке. В нижней полости установлен ряд тарельчатых пружин. При упоре насадки в один из уступов верхней полости происходит повышение давления промывочной жидкости в процессе бурения, что служит сигналом о нахождении штока в верхнем или нижнем положении.
К серьезным недостаткам устройства препятствующим достижению указанного ниже технического результата при его применении в скважинах сверх малого диаметра следует отнести большую вероятность возникновения гидравлических ударов в бурильной колонне, то есть снижение надежности процесса бурения, что может привести даже к поломкам бурового инструмента, а так же невозможность устройства генерировать колебаний в колонне необходимой частоты и амплитуды, то есть вероятность прихватов не исключается.
Другим недостатком устройства является его ограниченные функциональные возможности, обусловленные тем, что оно может работать только в режиме гашения
продольных колебаний и не позволяет их генерировать в случае вероятности возникновения условий прихватов КНБК.
Сущность изобретения
Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение- является расширение показателей функционального назначения, повышение технической (эксплуатационной) эффективности, показателей надежности и производительности работы устройства.
Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности работы бурильной компоновки за счет оптимизации осевой нагрузки на её узлы и породоразрушающий инструмент, снижение вероятности прихватов (в том числе дифференциальных) и заклинивания инструмента и обеспечение стабилизации траектории движения компоновки в процессе бурения направленных перфорационных каналов, а также повышение производительности бурения горизонтально разветвленных стволов скважин сверх малых диаметров.
Указанный технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что в Устройство для создания осевой нагрузки в компоновке бурильной колонны с забойным двигателем, работающим на буровой промывочной жидкости, включающее полый цилиндр-корпус с уплотнительной муфтой, подпружиненный проточный плунжерный шток со шпонкой, причем полый цилиндр-корпус выполнен с двухсторонними продольно направленными пазами, размещенными по внутренней образующей цилиндра-корпуса, в которых размещена с продольно-поперечными зазорами и с возможностью перемещения по пазам вместе с проточным плунжерным штоком шпонка с профильной поверхностью, причем зазоры выполнены с возможностью обеспечения профильной шпонке по меньшей мере двух степеней свободы в пазах корпуса и штока при их осевых перемещениях относительно цилиндра-корпуса, при этом проточный плунжерный шток и профильная шпонка, установленная в его пазах, выполнены с образованием сборочной единицы, а профильная шпонка выполнена с основной собственной частотой колебаний прямо пропорциональной длине шпонки и скорости распространения возникающей изгибной волны по телу шпонки, и обратно пропорциональна квадрату толщины шпонки, причем двухсторонние продольно направленные пазы выполнены длиной в зависимости от максимальной длины рабочего хода проточного плунжерного штока, работающего в Эйлеровой зоне устойчивого равновесия, с учетом его момента инерции поперечного сечения и допустимых значений возникающих критических напряжений от действия оптимальной осевой нагрузки на долото, величина которой определяется эксплуатационными характеристиками забойного
двигателя: соответственно максимально возможной величиной крутящего момента и коэффициентом полезного действия.
В частном случае реализации заявленного технического решения двухсторонние продольно направленные пазы размещены по внутренней образующей цилиндра-корпуса параллельно его оси либо по винтовой эвольвентой спирали с левым или правым направлением, при этом угол подъема спирали двухсторонних продольно направленных пазов полого цилиндра-корпуса соответствует углу возможного закручивания бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя, но с противоположным знаком,
В частном случае реализации заявленного технического решения проточный плунжерный шток и профильная шпонка, выполнены подпружиненными.
В частном случае реализации заявленного технического решения профильная шпонка выполнена обтекаемой формой в виде упругой пластины с заостренными или скругленными концами, плоскоскошенного типа, или выполнена со сферической лобовой поверхностью, симметричного или капле подобного несимметричного вида со смещенным центром тяжести, размещаемой в пазах штока стороной ближайшей к центру тяжести, повернутой к набегающей буровой промывочной жидкости; либо повернутой стороной удаленной от центра.
При анализе отличительных признаков описываемого изобретения не выявлено аналогичных известных решений, касающихся возможности создания нескольких режимов работы известных аналогов в БК при бурении: в режиме демпфирования или в режиме генератора автоколебаний, причем с различными коэффициентами виброзащиты или усиления (резонирования) вибраций КНБК, что придают устройству новые свойства - повышение эффективности одновременно с расширением функциональных возможностей.
Все признаки формулы являются существенными, то есть необходимыми для обеспечения технического результата.
Краткое описание чертежей
Сущность заявленного технического решения поясняется на примерах его выполнения, показанных на прилагаемых чертежах, где:
На фиг.1 изображен продольный разрез устройства для создания осевой нагрузки выполненное с подпружиненной сборочной единицей: включающей подпружиненный пружиной (4) проточный плунжерный шток (2) с пазами (9), в которых размещена шпонка (3), при этом сборочная единица установлена в корпусе (1), с возможностью осевого перемещения, по направленным пазам корпуса (5), а пружина взаимодействует со
штоком через упорную шайбу (8), а с корпусом - через уплотнительную муфту (6) выполненную с уплотнениями (7), буквами - А и Б обозначены резьбы для соединения устройства с бурильной колонной (не показана);
На фиг. 2 - устройство без пружины, с обозначениями деталей аналогично как на фигуре 1 ;
На фиг.З - представлен фрагмент разреза участка корпуса устройства, показывающий спирально направленный шпоночный паз (5) при сжатом (транспортном) положении штока (2) и угол ( а ) показывающий направление подъема (разворота спирально направленных пазов корпуса);
На фиг.4 - устройство со спирально направленными шпоночными пазами (5) в выдвинутом (рабочем) положении штока (2), показывающее начальное положение шпонки - (I) .корпус изображен пунктиром, и конечное положение шпонки - (II); на фигуре 4 буквами, также указаны размеры: ( ) - длина шпоночных пазов корпуса, (I) - длина шпонки, и (Up) - длина выдвинутой части штока, причем LKp = Ln - I; Сечения устройства В-В и Г-Г представлены ниже, соответственно на фигурах 10 и 11 ;
На фиг.5 - изображены продольные зазоры положения шпонки (3) в середине пазов штока (9): Dc/2, позволяющие размещать профильную шпонку в пазах корпуса и плунжерного штока, для обеспечения ей как минимум одной степеней свободы;
На фиг.6 - приведены сечения профилей шпонки (вид сверху): (а) - капле подобного вида, со смещенным центром тяжести; (б) - симметричного типа со сферическими, обтекаемыми поверхностями; (в) - пластинчатого, симметричного типа;
На фиг.7 - показаны габаритные обозначения: (h) - ширина и (I) - длина шпонки пластинчатого, симметричного типа;
На фиг.8 - показан процесс образования завихрений (стрелки С) на верхней поверхности шпонки пластинчатого типа, размещенной с зазорами в пазах, при обтекании её буровой промывочной жидкостью со скоростью (V*), а также поперечный зазор шпонки в пазах штока и корпуса : Ду/2 - в начальный момент времени;
На фиг.9 - показан процесс образования завихрений (стрелки С) на верхней поверхности шпонки капле подобного вида, со смещенным центром тяжести, при обтекании её буровой промывочной жидкостью со скоростью ( /ж);
На фиг.10 - показано сечение В-В устройства для создания осевой нагрузки, обозначенное на фигуре 4 - в начальном положении шпонки (I).
На фиг.1 1 - показано сечение Г- Г устройства для создания осевой нагрузки, обозначенное на фигуре 4 - в конечном положении шпонки, в спиралевидном пазу в конце хода штока (II).
На фиг.12 - показана феноменологическая модель КНБК с устройством для создания осевой нагрузки, с пружиной Ki и демпфером С (гидравлические сопротивления в устройстве и компоновке ниже устройства, включая ВЗД и долото).
На фиг. 13 - показаны Рисунок 2 - силовые схемы
На фиг.14 - показан график зависимости перемещения долота с БК в процессе бурения
На фиг.15 - показан график, на котором отражена сглаженная характеристика динамически возмущенной БК.
На фигурах обозначены следующие позиции:
1 - полый цилиндр-корпус (корпус); 2 - проточный плунжерный шток (шток); 3 - шпонка с профильной поверхностью (профильная шпонка, шпонка); 4 - пружина; 5 - направленные шпоночные пазы корпуса (пазы корпуса); 6 - муфта уплотнительная; 7 - уплотнения; 8 - шайба упорная; 9 - пазы проточного плунжерного штока (пазы штока).
размещения шпонки в пазах штока и корпуса;
a - угол подъема (разворота) спирально направленных пазов корпуса;
h - ширина шпонки;
С - вихревые потоки жидкости;
Уж - скорости движения буровой жидкости;
f - угол поворота шпонки в пазах, («угол атаки» [5])
В - В и Г- Г - сечения устройства,, соответственно, в начальном положении шпонки -3 (I) и в конечном положении шпонки 3(11), в спиралевидном пазу, в конце хода штока;
а); б) и в) -обозначения вариантов исполнения формы поверхностей шпонки;
Закономерность: L = (УШ /) -sin(&>d -t) - перемещения (L) штока со шпонкой в корпусе устройства, в такт динамическим процессам происходящим на забое при разрушении долотом (не показано) породы, например по квазигармонической зависимости, где nM - скорость механического бурения канала или скорость движения шпонки со штоком в составе бурильной компоновки, t - время механического бурения, wό - частота грунтовых колебаний долота [ 13].
Раскрытие изобретения
В состав БК, работающей на буровой промывочной жидкости, состоящей из породоразрушающего инструмента, например, долото, малогабаритного винтового
забойного двигателя (ВЗД), колонны гибких и жестких бурильных труб7 размещается устройство для создания осевой нагрузки без якорного типа, например, между колоннами гибких и жестких труб, включающее полый цилиндр-корпус с уплотнительной муфтой, подпружиненный проточный плунжерный шток со шпонкой, которое отличается от существующих тем, что его полый цилиндр-корпус выполнен с двухсторонними продольно направленными шпоночными пазами, размещенными по внутренней образующей цилиндра-корпуса параллельно его оси, либо по винтовой, эвольвентой спирали с левым или правым направлением подъёма, в которых размещена с продольно- поперечными зазорами шпонка с профильной поверхностью, устанавливаемая с возможностью перемещения по пазам корпуса вместе с проточным штоком, причем зазоры выполнены с возможностью обеспечения профильной шпонки как минимум двух степеней свободы в пазах корпуса и пазах проточного плунжерного штока при осевых перемещениях относительно цилиндра-корпуса, а проточный плунжерный шток и профильная шпонка выполнены с возможным образованием сборочной единицы, которая может быть как подпружиненная, так и без пружины, при этом фигура профиля шпонки подбирается обтекаемой формы в виде упругой пластины с заостренными или скругленными концами, либо крылоподобного, плоскоскошенного типа, или со сферической лобовой поверхностью, симметричного или каплеподобного несимметричного вида со смещенным центром тяжести, размещаемой в пазах штока и корпуса стороной ближайшей к центру тяжести, повернутой к набегающей буровой жидкости; либо повернута стороной удаленной от центра тяжести, а габаритные размеры шпонки подбираются так, чтобы основная собственная частота её колебаний была бы прямо пропорциональна её длине и скорости распространения возникающей изгибной волны по её телу, и обратно пропорциональна квадрату её толщины, при этом длина пазов корпуса, а соответственно и максимально необходимый рабочий ход проточного плунжерного штока выбирается соразмерно эксплуатационным характеристикам ВЗД и из условий работы проточного плунжерного штока в Эйлоровой зоне устойчивого равновесия, с учетом его момента инерции поперечного сечения, от действии оптимально осевой нагрузки на ВЗД и долото, при допустимых значений возникающих критических напряжений в штоке.
Изобретение описывает несколько вариантов возможного исполнения устройства, отличающиеся друг от друга конструктивными особенностями размещения шпонки в направленных пазах полого плунжерного штока и ответных пазах корпуса-цилиндра, установленной в них с различными степенями свободы, которое по одному варианту выполняется с подпружиненной шпонкой в составе сборочной единицы со штоком, и с одной степенью свободы, а по другому варианту, шпонка в направляющих пазах размещена с продольно-поперечными зазорами, обеспечивающими ей как минимум две степени свободы, и возможность возбуждения автоколебательных процессов, а по
третьему варианту выполнения - исполнение шпонки с различными профилями наружных поверхностностей и размещенной при этом в направленных пазах с симметричным или смещенным центром тяжести (массы) и дополнительными вариантами выполнения направлений линий пазов с расчетными углами наклона (подъема).
Угол подъема винтовой спирали пазов соответствует углу закручивания трубной компоновки (например, гибких труб), размещаемой под устройством над ВЗД от действия его реактивного момента, но с противоположным знаком, то есть с обратным направлением.
Устройство на фиг.1 образует техническую систему, включающую полый цилиндр- корпус (1), с двух сторонними продольно направленными пазами (5); уплотнительную муфту (6) с уплотнениями (7), проточный плунжерный шток (2) с пазами (9), в которых размещается профильная шпонка (3), с продольно-поперечными зазорами: Ах и Ау (зазоры показаны на фигурах 5 и 8) выполненными в проточном плунжере - штоке и корпусе, то есть шпонка размещена как минимум с двумя степенями свободы.
При необходимости продольные пазы (5), кроме продольного размещения в корпусе (параллельно оси устройства), могут размещаться и по образующей корпуса в виде винтовой, например эвольвентой спирали (см. фигуры. 3 и 4), с левым или правым направлением подъема, под расчетным углом а.
Для изменения упруго - вязких характеристик механической системы профильная шпонка вместе со штоком - плунжером, как сборочная единица, может размещаться подпружиненной - пружиной (4) с определенной жесткостью, позволяющей варьировать р СУ
«коэффициентом передачи» сил [6] : к =— и отношением частот: — , где w0 -
Fp w
собственная частота технической системы КНБК, w - частота возмущающей нагрузки возникающая при работе породоразрушающего инструмента; Pd . - динамическая возмущающая нагрузка на забое, Fp - сила, переданная через устройство вышерасположенной бурильной компоновке. Собственные частоты w0 технической системы КНБК достаточно точно для расчетов можно определить как [9]:
5
со где xt - линейная деформация компоновки в сантиметрах, например, для гибких труб, длиной 12,7 м диаметром 30 мм с толщиной стенки 2,5 мм, изготовленных из стали 12Х18Н9Т (модуль Юнга Е= (1 ,3...1 ,9)105 МПа); при действии силы Pd = 0,2....0,6 kH; х, = 0,90...2, 71 см , тогда: ш0 - собственная частота компоновки гибких труб будет 5.. 3 Гц.
Если дробь по геологическим условиям ожидается — > 2 , то сборочную w
единицу желательно выполнять подпружиненной - для работы в режиме виброгашения (демпфирование), а если необходим режим осциллятора, то дробь аналитически и экспериментально выбираем —
< l т.е. из сборочной единицы убирают w
пружину [9,10].
Направление пазов, по которому перемещается шпонка, можно задать с заранее ожидаемым (рассчитанным) углом подъема (а), возможно и по спиральной эвольвентой линии, что приведет к предотвращению возможного отклонения траектории скважины в результате воздействия реактивного момента от винтового забойного двигателя или известной анизотропии залегания пород (фиг 3), и направления (правого или левого) для изменения траектории бурящегося канала (скважины) .
Угол (а) и направления закручивания эвольвентой линии пазов корпуса (и их длина), выбирается в зависимости от необходимой длины бурящегося канала, механических характеристик базовых элементов КНБК: изгибной и крутильной жесткости компоновки гибких и жестких труб, мощности забойного двигателя, и соответственно его реактивного момента, формы шпонки и её степеней свободы при установке в пазах устройства, путем сборки и испытании на стенде устройства с различными сборочными единицами и с заранее подготовленными блоками породы [13]. Проточный шток - плунжер передает дозированную осевую нагрузку на колонну гибких труб и далее через ВЗД на долото.
Например, для компенсации закручивания КНБК, от действия реактивного момента ВЗД, при бурении канала длиной L к = 15 м с использованием малогабаритного ВЗД типа 2 Д 43.5/6. 42 (реактивный момент ВЗД равен крутящему моменту Мкр = 70 ...80 Нм, длина двигателя 2,3 м) и гибкой трубы длиной L к =12,7 м , диаметром 30 мм с толщиной стенки 2,5 мм, изготовленной из стали 12Х18Н9Т , полярный момент инерции сечения трубы: J = 4,12 108 м 4 ;(G - модуль упругости при сдвиге G=77000 МПа), ожидаемый угол закручивания КНБК [14]:
а= - LK =31,1 градусов. Тогда угол подъема пазов корпуса а рекомендуется
G J
брать с обратным знаком:(-) а - . 31 1 градусов.
Для расчета виброгасящих параметров устройства при создании осевой нагрузки («коэффициента передачи» сил), выполненного с подпружиненной сборочной единицей, рассматривается феноменологическая модель колебательной системы динамически возмущенной нижней части бурильной колонны с устройством, изображенной на рисунке 1 (двух массовая модель);
где mi - масса гибких труб;
m2 - масса жестких труб, динамически возмущенного участка КНБК с коэффициентами жесткости К2
Ki - жесткость гибких труб компоновки;
С - коэффициент демпфирования устройства, зависит от гидравлических сопротивлений, возникающих при движении буровой промывочной с определенным расходом в устройстве, трубах, ВЗД, долоте и кольцевых зазорах в скважине;
Ki и С - образуют упругое «тело Максвелла», моделирующее подпружиненный проточный плунжерный шток.
Пусть на массу пь действует динамическая сила Pd (t) - реакция забоя от осевой нагрузки, создаваемой устройством, например, для деформированного забоя, принимаем [8, 12].
Pd = P - cos(o) - t) , (1 ) где Р - статическая составляющая осевой силы, создаваемой устройством;
w - частота продольных колебаний долота [13].
X i = \,3 - отклонение масс г ь и т2 от положения равновесия.
Феноменологическая модель КНБК с устройством для создания осевой нагрузки, с пружиной Ki и демпфером С (гидравлические сопротивления в устройстве и компоновке ниже устройства, включая ВЗД и долото) показана на фигуре 12
Уравнение движения системы можно получить на основании закона движения Ньютона, для чего освободимся от связей и заменим их силовыми схемами, показывающими характер нагружения масс (фиг.13).
Суммируя динамические силы относительно соответствующих масс, запишем уравнения движения рассматриваемой компоновки:
где Xi - пространственные координаты, характеризующие динамические отклонения соответствующих точек системы от положения статического равновесия рассматриваемой модели;
j и - скорости и ускорения соответствующих точек системы;
Xi - возмущающее перемещение долота, по разрушаемому забою;
Х2 - реализация перемещения устройства;
Хз - поведение (перемещение) динамически возмущенной колонны.
Стационарная система линейных дифференциальных уравнений (2) второго порядка, легко решается с помощью метода комплексных амплитуд в программе Mathlab
при выборе соответствующих условий однозначности [7,12]. В результате расчета получаем графики зависимости амплитудных перемещений X,-(t) при условии допустимости напряженно-деформированного состояния элементов БК и динамическом равновесии всех исполнительных элементов компоновки. График на фиг.14 характеризует зависимость перемещения БК с подпружиненным плунжерным штоком в процессе бурения канала от времени бурения.
Полученная зависимость амплитудных модуляций на фиг.15, говорит о том, что при правильно подобранных упруго вязких механических параметрах «тела Максвелла», устройство не только позволяет создавать необходимую осевую нагрузку на долоте, но еще и гасит амплитудные колебания долота, т. е. увеличивает механическую скорость бурения.
Длина штока L кр выбирается по известным зависимостям [14] из условий его работы в Эйлеровой зоне устойчивого равновесия и допустимых значений возникающих критических напряжений о р от действия оптимальной осевой нагрузки на долото Ркр, величина которой регламентируется эксплуатационными характеристиками ВЗД: соответственно величиной крутящего момента Мт и мощности Ntr при тормозном режиме:
где Е - модуль упругости материала штока, например для стали 40ХН: Е= 2,1 Ю5
МПа;
I - момент инерции сечения штока:
D - наружный диаметр штока
64
35мм, d - внутренний диаметр штока, в зависимости от необходимой величины демпфирования (С): 12 ... 25 мм;
m - коэффициент длины штока (при резьбовых концах штока, m= 0,5).
Ркр - оптимальный диапазон осевой нагрузки на долото, например для малогабаритного ВЗД 2 Д 43.5/6. 42, из условий его работы с крутящим моментом (70 ...80 Н м ) и максимальным коэффициентом полезного действия, составляет 0,2 ... 0,6 кН (паспортные данные);
Допустимое напряжение на устойчивость о при действии критической осевой
нагрузки на долото определяется по известной зависимости: skr где l - гибкость
штока, рекомендуется выбирать l> 100...150 [14]. В связи с незначительными значениями Ркр , длина пазов корпуса и рабочий ход штока (L кр ) выбирается конструктивно, например 1 ... 2 м.
Устройство с безпружинной сборочной единицей работает следующим образом:
Устройство устанавливается в состав бурильной колонны, над ВЗД, например между гибкими и жесткими трубами. Потеря давления (перепад) при работе буровой промывочной жидкости, при её движении внутри штока, в гибких трубах, ВЗД, насадках долота и кольцевом пространстве канала и скважины, действует на площадь штока, и создает гидравлическую нагрузку прижимающую долото к забою.
Устройство способствуют не только интенсификации процесса разрушения породы на забое, но и облегчает движение бурильной компоновки в длинном горизонтальном стволе бурящегося канала за счет механических вибраций, создаваемых импульсами шпонки, работающей в режиме резонатора - осциллятора, прилагая нагрузку в виде кратковременных импульсов, направленных перпендикулярно к плоскости забоя, при этом можно передать для разрушения горной породы большую энергию и ускорить процесс бурения.
При установке профильной шпонки в пазах устройства с зазорами Dc и Ау , это обеспечивает ей как минимум две степени свободы, что при определенной скорости (\/ж) буровой промывочной жидкости с соответствующей плотностью (рж) , при попадании последней на передний край шпонки разбивается на потоки и при обтекании шпонки по её краям и поверхностям, поочередно, с обеих сторон образуются вихревые потоки, которые также образуют поочередно изменения давления, перемещающееся по обтекаемой буровой промывочной жидкости поверхностям шпонки в виде упругих волн, в том числе воздействуя как на поток жидкости так и на шпонку с образованием в системе «поток жидкости - край шпонки» положительной обратной связи и это позволяет возникнуть самовозбуждению автоколебаний происходящих с частотой /*, прямо пропорционально! скорости движения буровой жидкости Уж (с учетом колебаний долота [13]) и обратно пропорционально расстоянию L (см. фигуру. 5) между передним краем шпонки и входом в
к - Уж
полый корпус устройства : /ж [1 1], которое изменяется по мере углубления
L
бурящегося канала (перемещения штока со шпонкой в полом корпусе устройства), причем в такт динамическим процессам разрушения долотом породы, например по квазигармонической зависимости [9]:
· t) , где nM - скорость движения шпонки со штоком или скорость механического бурения канала (с учетом продольных колебаний долота и КНБК, происходящих со скоростью 2 ... 5 м/с [13], в зависимости от типоразмера долота) , t - время механического бурения, wό - частота колебаний долота, которые в зависимости от размеров шпонки, и ее изгибной жесткости (£/), могут происходить с определенной частотой w причем по нескольким формам колебаний [5, 6].
Критическая скорость автоколебаний определяется на экспериментальном стенде в зависимости от величины потока <ЭЖ. (производительность бурового насоса). Изменение давления перемещаются как по жидкости, так и по шпонке, образуя колебательную систему с возможностью образования автоколебаний [10,11] Частота автоколебаний потока жидкости прямо пропорционально зависит от скорости потока жидкости ж(то есть может регулироваться, в диапазоне от 10 м/с до 30 м/с) и обратно пропорционально от конструктивных длин шпонки /, её положения от края переводника L, т. е. также изменяется в процессе создания и передачи осевой нагрузки на БК.
Шпонка, на которую, натекает вихревой поток жидкости будет совершать колебания на основной собственной частоте, с возможностью образования, в том числе и стоячих изгибных волн.
Основная собственная частота колебаний шпонки определяется как [11]:
где h- толщина шпонки;
/- длина шпонки ( размеры шпонки обозначены на фигуре7);
Е- модуль упругости материала шпонки изготовленной из стали 40ХН2МА;
(Е= 2,1 *105 МПа);
р- плотность материала шпонки (7850 кг/м3);
к - коэффициент формы шпонки (подбирается экспериментально на стенде).
= 5172 м/с - скорость распространения упругих волн в колеблющейся шпонке.
Например, при h=0, 01...0,015 м; I = 0,05 ... 0, 1м; к = 2 ... 5; тогда: собственная частота колебаний шпонки:
= 5 ... 40 кГц.
При С)ж = 4 ...5 л/с (необходимая и достаточная величина для осуществления очистки забоя и транспортирования выбуренного шлама из каналов диаметром 58..60 мм и оптимального режима работы малогабаритного ВЗД, например 2 Д 43.5/6. 42) , с учетом скорости колебаний КНБК : \/ж= 10 ...40 м/с, тогда частота автоколебаний: /*, = 1... 20 кГц.
Подобрав У*. (изменяя подачу бурового насоса), размеры шпонки и её размещение, можно добиться соответствия частот /ж и f так, что /*· « /ш, что приведет к возникновению режима работы близкому к резонансному, т.е. шпонка, в устройстве начнет работать как резонатор, усиливая относительно слабые колебания потока жидкости при подаче поршневого бурового насоса. Данный режим близкий к резонансному исключит или значительно снизит риски возможного прихвата БК.
Claims
1. Устройство для создания осевой нагрузки в компоновке бурильной колонны с забойным двигателем, работающим на буровой промывочной жидкости, включающее полый цилиндр-корпус с уплотнительной муфтой, подпружиненный проточный плунжерный шток со шпонкой,
отличается тем, что
полый цилиндр-корпус выполнен с двухсторонними продольно направленными пазами, размещенными по внутренней образующей цилиндра-корпуса,
в которых размещена с продольно-поперечными зазорами и с возможностью перемещения по пазам вместе с проточным плунжерным штоком шпонка с профильной поверхностью,
причем зазоры выполнены с возможностью обеспечения профильной шпонке по меньшей мере двух степеней свободы в пазах цилиндра-корпуса и штока при их осевых перемещениях относительно цилиндра-корпуса, при этом
проточный плунжерный шток и профильная шпонка, установленная в его пазах, выполнены с образованием сборочной единицы,
а профильная шпонка выполнена с основной собственной частотой колебаний прямо пропорциональной длине шпонки и скорости распространения возникающей изгибной волны по телу шпонки, и обратно пропорциональна квадрату толщины шпонки, причем двухсторонние продольно направленные пазы выполнены длиной в зависимости от максимальной длины рабочего хода проточного плунжерного штока, работающего в Эйлеровой зоне устойчивого равновесия, с учетом его момента инерции поперечного сечения и допустимых значений возникающих критических напряжений от действия оптимальной осевой нагрузки на долото, величина которой определяется эксплуатационными характеристиками забойного двигателя: соответственно максимально возможной величиной крутящего момента и коэффициентом полезного действия.
2. Устройство по п.1 , отличающееся тем, что двухсторонние продольно направленные пазы размещены по внутренней образующей цилиндра-корпуса параллельно его оси либо по винтовой эвольвентой спирали с левым или правым направлением, при этом угол подъема спирали двухсторонних продольно направленных пазов полого цилиндра-корпуса соответствует углу возможного закручивания бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя, но с противоположным знаком,
3. Устройство по п.1 , отличающееся тем, что проточный плунжерный шток и профильная шпонка, выполнены подпружиненными.
4. Устройство по п.1 , отличающееся тем, что профильная шпонка выполнена обтекаемой формой в виде упругой пластины с заостренными или скругленными концами, плоскоскошенного типа, или выполнена со сферической лобовой поверхностью, симметричного или капле подобного несимметричного вида со смещенным центром тяжести, размещаемой в пазах штока стороной ближайшей к центру тяжести, повернутой к набегающей буровой промывочной жидкости; либо повернутой стороной удаленной от центра.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020119344A RU2778910C2 (ru) | 2020-02-07 | Устройство для создания осевой нагрузки в компоновке бурильной колонны | |
| US17/511,435 US20220049560A1 (en) | 2019-04-15 | 2021-10-26 | Device for generating an axial load in a drill string assembly |
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201962834128P | 2019-04-15 | 2019-04-15 | |
| US62/834,128 | 2019-04-15 |
Related Child Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| US17/511,435 Continuation US20220049560A1 (en) | 2019-04-15 | 2021-10-26 | Device for generating an axial load in a drill string assembly |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2020214062A1 true WO2020214062A1 (ru) | 2020-10-22 |
Family
ID=72837504
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2020/000062 WO2020214062A1 (ru) | 2019-04-15 | 2020-02-07 | Стройство для создания осевой нагрузки в компоновке бурильной колонны |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20220049560A1 (ru) |
| WO (1) | WO2020214062A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US12000250B2 (en) * | 2021-07-02 | 2024-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure indication alignment using an orientation port and an orientation slot in a weighted swivel |
| US12006796B2 (en) | 2021-07-02 | 2024-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure indication alignment using an orientation port and two radial orientation slots |
| CN114458158B (zh) * | 2022-03-15 | 2023-03-17 | 成都理工大学 | 一种震荡钻井及解卡方法 |
| CN115507235A (zh) * | 2022-09-28 | 2022-12-23 | 四川宏华石油设备有限公司 | 一种伸缩短节及管汇系统 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1514902A1 (ru) * | 1987-11-17 | 1989-10-15 | Уфимский Нефтяной Институт | Устройство дл создани осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент |
| RU2116429C1 (ru) * | 1994-09-20 | 1998-07-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Клим" | Устройство для создания осевой нагрузки на долото |
| RU2439282C1 (ru) * | 2010-05-12 | 2012-01-10 | Вагапов Юнир Гафурович | Забойный механизм подачи |
| CN105625958A (zh) * | 2016-01-07 | 2016-06-01 | 西南石油大学 | 一种水力脉冲式加压送钻工具 |
Family Cites Families (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1445086A (en) * | 1919-02-18 | 1923-02-13 | Joy Machine Company | Drill |
| US3722603A (en) * | 1971-09-16 | 1973-03-27 | Brown Oil Tools | Well drilling apparatus |
| US4114698A (en) * | 1975-02-20 | 1978-09-19 | Smith International, Inc. | Method and apparatus for tunneling upwardly |
| US4082151A (en) * | 1977-01-14 | 1978-04-04 | Hughes Tool Company | Cam mounting for an impact tool |
| US4243112A (en) * | 1979-02-22 | 1981-01-06 | Sartor Ernest R | Vibrator-assisted well and mineral exploratory drilling, and drilling apparatus |
| US4250973A (en) * | 1979-03-05 | 1981-02-17 | Hall James D | Rock drilling apparatus |
| US4441564A (en) * | 1981-07-27 | 1984-04-10 | Castillo Michael S | Portable variable angle drilling machine |
| US4428439A (en) * | 1982-01-18 | 1984-01-31 | Blackstone Industries, Inc. | Adjustable, portable, hand-held impactor |
| JPS6347494A (ja) * | 1986-08-18 | 1988-02-29 | 株式会社 リツト | 空気衝撃工具 |
| GB2243315A (en) * | 1990-04-28 | 1991-10-30 | Boart | Telescopic drilling rod |
| DE9110495U1 (de) * | 1991-08-24 | 1991-10-17 | Ing. G. Klemm, Bohrtechnik GmbH, 5962 Drolshagen | Fahrbares Bohrgerät |
| GB9126970D0 (en) * | 1991-12-19 | 1992-02-19 | Fisher Hugh E | Power tool 111 |
| US5607265A (en) * | 1993-11-29 | 1997-03-04 | Lane; Michael S. | Reciprocating attachment for hand drills |
| US5628446A (en) * | 1994-05-05 | 1997-05-13 | United States Surgical Corporation | Self-contained powered surgical apparatus |
| US5794325A (en) * | 1996-06-07 | 1998-08-18 | Harris Corporation | Electrically operated, spring-biased cam-configured release mechanism for wire cutting and seating tool |
| DE19833943C2 (de) * | 1998-07-28 | 2000-07-13 | Rodcraft Pneumatic Tools Gmbh | Schlagschrauber |
| US6315059B1 (en) * | 1999-12-21 | 2001-11-13 | Dorothy Geldean | Portable water well drill |
| EP1309428B1 (en) * | 2000-08-15 | 2013-08-07 | Wave Craft Limited | Improved cam operated devices |
| EP1690640B1 (en) * | 2005-02-10 | 2013-03-06 | Black & Decker Inc. | Hand-held hammer machine |
| US7640998B2 (en) * | 2007-03-06 | 2010-01-05 | Howell Jr Richard L | Excavation apparatus |
| US7757922B2 (en) * | 2008-02-04 | 2010-07-20 | Jelley Technology Co., Ltd | Power beating device |
| DE102008000677A1 (de) * | 2008-03-14 | 2009-09-17 | Robert Bosch Gmbh | Handwerkzeugmaschine für schlagend angetriebene Einsatzwerkzeuge |
| US8534527B2 (en) * | 2008-04-03 | 2013-09-17 | Black & Decker Inc. | Cordless framing nailer |
| US8439121B2 (en) * | 2009-11-16 | 2013-05-14 | Tesco Corporation | Hydraulic interlock system between casing gripper and spider |
| EP3030381B1 (en) * | 2013-08-08 | 2018-05-09 | Atlas Copco Industrial Technique AB | Torque delivering power tool with flywheel |
| US9771690B2 (en) * | 2013-08-20 | 2017-09-26 | Nordco Inc. | Quick change rail fastener driving workhead unit |
| US20180193993A1 (en) * | 2017-01-09 | 2018-07-12 | Tricord Solutions, Inc. | Compact Impacting Apparatus |
| US11624236B2 (en) * | 2019-10-28 | 2023-04-11 | Terry SMART | Ratcheting auger brace device |
-
2020
- 2020-02-07 WO PCT/RU2020/000062 patent/WO2020214062A1/ru active Application Filing
-
2021
- 2021-10-26 US US17/511,435 patent/US20220049560A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1514902A1 (ru) * | 1987-11-17 | 1989-10-15 | Уфимский Нефтяной Институт | Устройство дл создани осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент |
| RU2116429C1 (ru) * | 1994-09-20 | 1998-07-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Клим" | Устройство для создания осевой нагрузки на долото |
| RU2439282C1 (ru) * | 2010-05-12 | 2012-01-10 | Вагапов Юнир Гафурович | Забойный механизм подачи |
| CN105625958A (zh) * | 2016-01-07 | 2016-06-01 | 西南石油大学 | 一种水力脉冲式加压送钻工具 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| LIAGOV I. A. ET AL.: "Sozdanie tekhnicheskoi sistemy «Perfobur» i issledovanie ee raboty v silno iskrivlennom kanale pri vynuzhdennykh prodolnykh kolebaniakh", ELEKTRONNY NAUCHNY ZHURNAL «NEFTEGAZOVOE DELO», 2015, pages 57 - 75, Retrieved from the Internet <URL:http://ogbus.ru/files/ogbus/issues/5_2015/ogbus_5_2015_r45-105_LyagovIA_ru.pdf> * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2020119344A3 (ru) | 2021-12-17 |
| RU2020119344A (ru) | 2021-12-10 |
| US20220049560A1 (en) | 2022-02-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| WO2020214062A1 (ru) | Стройство для создания осевой нагрузки в компоновке бурильной колонны | |
| US4979577A (en) | Flow pulsing apparatus and method for down-hole drilling equipment | |
| EP0245892B1 (en) | Apparatus for vibrating a pipe string in a borehole | |
| US3768576A (en) | Percussion drilling system | |
| US8733469B2 (en) | Pulse generator | |
| EP2464807B1 (en) | Resonance enhanced rotary drilling | |
| WO2008092256A1 (en) | Down hole multiple piston tools operated by pulse generation tools and methods for drilling | |
| EP0333484A2 (en) | Flow pulsing apparatus for down-hole drilling equipment | |
| US20170175446A1 (en) | Force Stacking Assembly for Use with a Subterranean Excavating System | |
| US20030230430A1 (en) | Pneumatic percussion hammer for generic rotary fluid motors | |
| US20150152685A1 (en) | Drilling apparatus and method | |
| CN208010276U (zh) | 一种井下基于磁力的旋转冲击工具 | |
| CN109611028B (zh) | 基于滚子与叶轮的水力振荡器 | |
| CN212337207U (zh) | 一种全金属水力振荡器 | |
| EP2956609B1 (en) | A fluid pressure driven, high frequency percussion hammer for drilling in hard formations | |
| US20160153236A1 (en) | Percussion hammer bit | |
| RU2778910C2 (ru) | Устройство для создания осевой нагрузки в компоновке бурильной колонны | |
| WO2018204655A1 (en) | Extended reach tool | |
| CN212225109U (zh) | 破岩用的钻头及钻井装置 | |
| RU2166057C2 (ru) | Устройство для бурения скважин | |
| US11098534B2 (en) | Bit jet enhancement tool | |
| CN108979520B (zh) | 一种液力脉动冲击钻井装置 | |
| CN212105744U (zh) | 一种涡轮激发的水力谐波高倍增强振动器 | |
| RU69135U1 (ru) | Буровой станок для проходки скважин в подземных условиях | |
| Sajjad et al. | Design improvement and manufacturing of water down the hole hammer for bore drilling |
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: 20791764 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| WPC | Withdrawal of priority claims after completion of the technical preparations for international publication |
Ref document number: 62/834,128 Country of ref document: US Date of ref document: 20210528 Free format text: WITHDRAWN AFTER TECHNICAL PREPARATION FINISHED |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 20791764 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |