RU2017924C1 - Controlled deflecting tool for well directional drilling - Google Patents
Controlled deflecting tool for well directional drilling Download PDFInfo
- Publication number
- RU2017924C1 RU2017924C1 SU4889590A RU2017924C1 RU 2017924 C1 RU2017924 C1 RU 2017924C1 SU 4889590 A SU4889590 A SU 4889590A RU 2017924 C1 RU2017924 C1 RU 2017924C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- centralizer
- decentralizer
- limiter
- downhole motor
- articulated coupling
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к буровой технике и может быть использовано для направленного бурения скважин забойными двигателями преимущественно в перемежающихся по твердости пластах горных пород. The invention relates to drilling equipment and can be used for directional well drilling with downhole motors mainly in alternating hardness rock formations.
Известен управляемый отклонитель для направленного бурения скважин, включающий направляющую штангу с долотом и опорно-центрирующим элементом, забойный двигатель, шарнирную муфту или гибкое звено, связывающее вал забойного двигателя и направляющую штангу, установленный над шарнирной муфтой и связанный со статорной системой двигателя упругий децентратор и расположенный над ним на верхнем конце отклонителя центратор. Known controlled diverter for directional drilling of wells, including a guide rod with a chisel and support-centering element, a downhole motor, a hinged coupling or a flexible link connecting the shaft of the downhole motor and a guide rod mounted above the hinged coupling and connected to the stator system of the engine, an elastic decentrator and located above it at the upper end of the diverter is a centralizer.
Недостатком указанного отклонителя является то, что он не обеспечивает возможность направленного бурения скважин с достаточной точностью заданной величины азимута, так как смещение центра шарнирной муфты происходит под действием реактивного момента двигателя, величина которого в процессе бурения изменяется в широких пределах в зависимости от множества факторов. The disadvantage of this diverter is that it does not provide the possibility of directional drilling of wells with sufficient accuracy of a given azimuth value, since the shift of the center of the articulated coupling occurs under the influence of the reactive moment of the engine, the magnitude of which varies widely during the drilling process, depending on many factors.
Целью изобретения является расширение технологических возможностей и повышение надежности. The aim of the invention is to expand technological capabilities and increase reliability.
Для этого управляемый отклонитель для направленного бурения скважин, включающий направляющую штангу с долотом и опорно-центрирующим элементом, забойный двигатель, шарнирную муфту или гибкое звено, связывающее вал забойного двигателя и направляющую штангу, установленный над шарнирной муфтой и связанный со статорной системой двигателя упругий децентратор и расположенный над ним на верхнем конце отклонителя центратор, снабжен расположенным на участке, прилегающем к верхнему торцу упругого децентратора узлом фиксации центратора в нижнем положении и ограничителем перемещения центратора вверх со средством фиксации последнего от проворота в одном из окружных направлений, а центратор свободно установлен между узлом фиксации и ограничителем перемещения и выполнен в виде связанных дугообразными упругими пластинами верхнего кольца и нижнего кольца с прорезями со стороны его наружного торца, причем упругие пластины центратора имеют жесткость, больше жесткости упругих пластин децентратора. To do this, a controlled diverter for directional drilling of wells, including a guide rod with a chisel and support-centering element, a downhole motor, an articulated coupling or a flexible link connecting the downhole motor shaft and a guide rod mounted above the articulated coupling and connected to the stator system of the engine by an elastic decentrator and the centralizer located above it at the upper end of the deflector is equipped with a centralizer fixation unit located in the area adjacent to the upper end of the elastic decentrator to the lower m position and a limiter for moving the centralizer upwards with means of fixing the latter from turning in one of the circumferential directions, and the centralizer is freely installed between the fixing unit and the limiter of movement and is made in the form of an upper ring and a lower ring connected by arcuate elastic plates with slots on the side of its outer end, moreover, the elastic plates of the centralizer have a stiffness greater than the rigidity of the elastic plates of the decentralizer.
Кроме того, управляемый отклонитель снабжен системой измерения параметров положения центратора, связанными с ней средствами передачи информации на поверхность и датчиками, установленными между узлом фиксации и ограничителем перемещения центратора. In addition, the controlled diverter is equipped with a system for measuring the parameters of the position of the centralizer, associated with it means of transmitting information to the surface and sensors installed between the fixation unit and the limiter of movement of the centralizer.
На фиг.1 схематично изображен управляемый отклонитель; на фиг.2 - передвижной центратор управляемого отклонителя. 1 schematically shows a controlled diverter; figure 2 - mobile centralizer controlled diverter.
Управляемый отклонитель содержит направляющую штангу 1 с долотом 2 и опорно-центрирующим элементом 3. Вал 4 забойного двигателя 5 связан с направляющей штангой 1 посредством шарнирной муфты 6 или гибкого звена. Над муфтой 6 установлен упругий децентратор 7, связанный со статорной системой двигателя 5. Передвижной центратор 8 содержит нижнее 9 и верхнее 10 кольца, связанные дугообразными упругими пластинами 11. Кольцо 9 имеет резьбу 12 на внутренней поверхности и продольные прорези 13 со стороны наружного торца, образующие сегментообразные пластины 14. Непосредственно над децентратором 7 размещен узел фиксации центратора 8 в нижнем положении от осевого перемещения, выполненный в виде переводника 15 с наружной резьбой, соответствующей резьбе кольца 9 и имеющей направление витков, совпадающее с направлением вращения вала 4. На верхнем конце отклонителя установлен ограничитель 16 перемещения центратора 8 вверх. Ограничитель 16 связан со статорной системой двигателя 5 и имеет средство фиксации для предотвращения проворота центратора 8 в направлении вращения вала 4, выполненное в виде косых торцевых зубцов 17 для взаимодействия с ответными им косыми торцевыми зубцами 18 на внешнем торце кольца 10. Над двигателем 5 размещена система 19 измерения параметров положения отклонителя в пространстве. Ее нижний 20 и верхний 21 датчики контролируют положение центратора 8. Система 19 и датчики 20 и 21 подключены к каналу (не показан) передачи информации на поверхность. The controlled diverter comprises a
Управляемый отклонитель работает следующим образом. Managed diverter works as follows.
При бурении искривленного участка скважины опорно-центрирующий элемент 3 удерживает долото 2 в центре поперечного сечения ствола скважины, а децентратор 7 смещает верхний конец направляющей штанги 1 с шарнирной муфтой 6 к стенке скважины, противоположной заданному направлению искривления скважины, и удерживает верхний конец направляющей штанги 1 в данном положении в процессе бурения. При этом передвижной центратор 8 находится в верхнем положении 8 ограничителя 16, к которому прижимается осевой составляющей силы трения, возникающей в месте контакта дугообразных упругих пластин 11 со стенками скважины при поступательном движении отклонителя в процессе углубления скважины. Благодаря наличию косых торцовых зубцов 17, ограничивающих поворот передвижного центратора 8 относительно статорной системы забойного двигателя 5 с закрепленным на нем децентратором 7, реактивный момент, направленный на вращение статорной системы забойного двигателя 5 компенсируется моментом сил трения, возникающих в месте контакта упругих пластин 11 центратора 8 со стенками скважины, т.е. в верхнем положении передвижной центратор 8 работает в режиме компенсатора реактивного момента, обеспечивающего повышение точности проводки скважины. When drilling a curved section of the well, the support-centering
Изменение направления искривления скважины осуществляется путем поворота вправо бурильной колонны 22, связанной через статорную систему забойного двигателя 5 с децентратором 7. При повороте колонны 22 вправо, торцовые зубцы 17 обеспечивают раскрепление ограничителя 16 с центратором 8, что способствует улучшению управляемости отклонителя. Параметры, характеризующие положение отклонителя в пространстве в процессе бурения от системы 19 по каналу связи передаются на поверхность. The change in the direction of the well curvature is carried out by turning the
Наращивание инструмента в процессе искривления скважины рекомендуется осуществлять трубами, длина которых меньше расстояния от ограничителя 16 до переводника 15 на величину, большую длины передвижного центратора 8, что предотвращает возможность фиксации последнего в нижнем положении. It is recommended to build up the tool in the process of bending the well with pipes whose length is less than the distance from the
Бурение участков стабилизации производят при зафиксированном в нижнем положении передвижном центраторе 8. Для перевода центратора 8 в нижнее положение инструмент приподнимают от забоя на высоту большую, чем расстояние от ограничителя 16 до переводника 15. При этом пластины 14 отгибаются в пределах упругих деформаций и резьба 12 входит в зацепление с резьбой переводника 15, что обеспечивает фиксацию передвижного центратора 8 в нижнем положении. The stabilization sections are drilled with the
Благодаря тому, что упругие пластины 11 центратора 8 существенно более жесткие, чем упругие пластины децентратора 7, при нижнем положении центратора 8 муфта 6 с верхним концом направляющей штанги 1 удерживается в центре поперечного сечения ствола скважины также, как и долото 2 с опорно-центрирующим элементом 3. Due to the fact that the
Для перевода центратора 8 в исходное верхнее положение отклонитель приподнимают над забоем на величину, не меньшую расстояния между ограничителем 16 и переводником 15, проворачивают инструмент ротором буровой установки вправо на число оборотов, большее количества витков соединительной резьбы переводника 15 и центратора 8, а после свинчивания центратора 8, спускают отклонитель снова на забой скважины. При этом, благодаря превышению силы трения между стенками скважины и упругими пластинами 11 центратора 8 над силами трения между его кольцами 9 и 10 и элементами 5 и 19 отклонителя, оставаясь неподвижным относительно стенок скважины, передвижной центратор 8 переместится относительно отклонителя вверх до ограничителя 16. To transfer the
Место положения передвижного центратора 8 на отклонителе определяется по показаниям нижнего 20 и верхнего 21 датчиков положения, которые передаются по каналу передачи информации. The position of the
Поступление последовательных сигналов с датчиков 20 и 21 означает, что центратор 8 находится в нижнем положении, а при последовательности поступления двух последних сигналов с датчиков 20 и 21 означает, что центратор 8 находится в верхнем положении. Если последние два сигнала поступили от одного и того же датчика 20 или 21, то это означает, что центратор 8 находится между этими датчиками. The arrival of serial signals from the
Применение управляемого отклонителя с передвижным центратором расширяет его технологические возможности и повышает надежность работы. The use of a controlled diverter with a mobile centralizer expands its technological capabilities and increases the reliability of operation.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4889590 RU2017924C1 (en) | 1990-10-26 | 1990-10-26 | Controlled deflecting tool for well directional drilling |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4889590 RU2017924C1 (en) | 1990-10-26 | 1990-10-26 | Controlled deflecting tool for well directional drilling |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2017924C1 true RU2017924C1 (en) | 1994-08-15 |
Family
ID=21549260
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU4889590 RU2017924C1 (en) | 1990-10-26 | 1990-10-26 | Controlled deflecting tool for well directional drilling |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2017924C1 (en) |
-
1990
- 1990-10-26 RU SU4889590 patent/RU2017924C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР N 1599514, кл. E 21B 7/08, 1987. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5458208A (en) | Directional drilling using a rotating slide sub | |
US7975541B2 (en) | Folding ultrasonic borehole imaging tool | |
AU755742B2 (en) | Formation pressure measurement while drilling utilizing a non-rotating stabilizer | |
US4445578A (en) | System for measuring downhole drilling forces | |
RU2331753C2 (en) | Downhole tool | |
CA2108918C (en) | Method and apparatus for automatic closed loop drilling system | |
US6891481B2 (en) | Resonant acoustic transmitter apparatus and method for signal transmission | |
RU2607827C1 (en) | Control over directed drilling using flexible drive shaft | |
US8708066B2 (en) | Dual BHA drilling system | |
NO309952B1 (en) | Deviation Drilling Unit | |
US11286723B2 (en) | Rotary steerable system | |
US20100071910A1 (en) | Method and system for using wellbore instruments with a wired pipe string | |
US20130213713A1 (en) | Directional drilling systems | |
NO309953B1 (en) | Deviation Drilling Unit | |
MX2014009903A (en) | Directional drilling systems. | |
US5022471A (en) | Deviated wellbore drilling system and apparatus | |
US4171031A (en) | Well logging instrument guide apparatus | |
JPS6229695A (en) | Drill string | |
US4828053A (en) | Deviated wellbore drilling system and apparatus | |
RU2017924C1 (en) | Controlled deflecting tool for well directional drilling | |
RU2183269C2 (en) | Downhole instrument for gathering dat from near-surface formation (versions) and method of measuring fluid properties preset in near-surface formation | |
GB2113275A (en) | Measuring downhole drilling forces | |
US11371321B2 (en) | System and method for drilling lateral boreholes using articulated drill string components | |
SU1693225A1 (en) | Detachable device for deviating boreholes | |
SU1656114A1 (en) | Arrangement for sinking inclined borehole by downhole motor |