RU2313648C1 - Устройство для бурения скважин - Google Patents
Устройство для бурения скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2313648C1 RU2313648C1 RU2006116075/03A RU2006116075A RU2313648C1 RU 2313648 C1 RU2313648 C1 RU 2313648C1 RU 2006116075/03 A RU2006116075/03 A RU 2006116075/03A RU 2006116075 A RU2006116075 A RU 2006116075A RU 2313648 C1 RU2313648 C1 RU 2313648C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rotor
- stator
- drilling
- increased
- rotation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Rotary Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к забойным двигателям героторного типа и может быть использовано для бурения нефтяных, газовых и разведочных скважин. Устройство содержит многозаходный героторный механизм, включающий подвижный статор и неподвижный ротор. На внутренней поверхности статора и наружной поверхности ротора выполнена многозаходная винтовая нарезка левого направления с разницей в количестве выступов статора и ротора, равной единице. Ротор жестко закреплен с колонной бурильных труб посредством торсионного вала и полой полуоси, имеющей проточные каналы. Герметизация против утечек бурового раствора и восприятие осевых усилий осуществлена за счет установки осевой герметизирующей опоры. Обеспечивает повышение эффективности бурения горизонтальных скважин, увеличение механической скорости проходки на долото за счет увеличения динамический нагрузки на забой и момента на долоте (без вращения бурильной колонны), путем вращения статора забойного двигателя героторного типа. 1 ил.
Description
Изобретение относится к забойным двигателям героторного типа и может быть использовано для бурения нефтяных, газовых и разведочных скважин.
Известен забойный винтовой двигатель [А.с. 1781403 SU, Е21В 4/02, опубл. 15.12.92], содержащий кольцевой эластичный уплотнительный элемент, при этом узлы соединения корпусов секций выполнены в виде торцевых зубьев, ширина вершин которых по окружности корпуса больше ширины основания, и расположены между корпусами опорной и двигательной секций и (или) между корпусами двигательных секций, причем эластичный двигательный элемент размещен в интервале зубчатого соединения корпусов.
Известен винтовой забойный двигатель [А.с. 899819, М. Кл.3 Е21В 4/00, опубл. 23.01.82], содержащий маховик, установленный соосно статору и связанный с ротором посредством кривошипного соединения, ось которого совпадает с осью ротора.
Известно устройство для бурения скважин [Патент 2021463 RU, МПК5 Е21В 4/00, опубл. 15.10.94], содержащий забойный двигатель, при этом к ротору присоединено алмазное долото, а шарошечное долото, присоединенное к статору, размещено внутри и выше торца алмазного долота.
Причинами, препятствующими достижению заявляемого технического результата в известных технических решениях, являются: низкий показатель механической скорости бурения горизонтальных (субгоризонтальных) скважин за счет снижения динамической нагрузки на долото (без вращения бурильной колонны ротором) в местах интенсивного искривления скважин, а также высокий риск возможных аварий и осложнений по причине неконтролируемого комбинированного (двухдолотного) способа бурения.
Также имеется опыт применения комбинированного способа бурения горизонтальных скважин, включающих в себя углубление горизонтальных участков, путем вращения бурильной колонны ротором, в сочетании с забойным винтовым двигателем. Бурение горизонтальных участков с применением только винтового забойного двигателя (ВЗД) без вращения колонны в большинстве случаев сопровождается частыми прихватами нижней части КНБК. Вследствие чего бурение (разрушение) горной породы кратковременно (от 3 до 7 мин) сопровождается частыми проработками интервалов, промывками скважины. Комбинированный способ с одной стороны дает возможность осуществления продолжительного (до 15 мин) процесса бурения без отрыва долота от забоя, при этом часть дополнительной динамической нагрузки Gд, создаваемой вращением бурильной колонны, теряется в месте интенсивного искривления скважины. Вторым отрицательным фактором является неконтролируемый реактивный момент на валу двигателя и в месте нулевой точки «0» («0» - точка, где напряжения растяжения δp и сжатия δc бурильной колонны равны). Создание дополнительной динамической нагрузки Gд с применением винтовых двигателей без вращения бурильной колонны позволит увеличить механическую скорость проходки.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности бурения горизонтальных скважин, увеличение механической скорости проходки на долото путем изменения конструкции забойного двигателя героторного типа.
При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении динамический нагрузки на забой и момента на долоте (без вращения бурильной колонны) за счет вращения статора забойного двигателя героторного типа.
Указанный технический результат достигается тем, что в устройстве для бурения скважин, содержащем многозаходный героторный механизм, включающий статор и ротор, на внутренней поверхности статора и наружной поверхности ротора выполнена многозаходная винтовая нарезка левого направления с разницей в количестве выступов статора и ротора, равной единице, особенностью является то, что ротор жестко закреплен с колонной бурильных труб посредством торсионного вала и полой полуоси, имеющей проточные каналы, а герметизация против утечек бурового раствора и восприятие осевых усилий осуществлена за счет установки осевой герметизирующей опоры.
Причинно-следственная связь между заявленным техническим результатом и существующими признаками изобретения следующая. Повышение эффективности бурения горизонтальных скважин осуществляется за счет преобразования кинетической энергии потока бурового раствора (жидкости) во вращательное движение статора (корпуса) двигателя, вследствие конструктивных изменений забойного двигателя героторного типа, путем жесткого закрепления ротора (винта) с колонной бурильных труб.
На чертеже представлено устройство для бурения скважин.
Устройство содержит многозаходный героторный механизм, содержащий подвижный статор 1 и неподвижный ротор 2. На внутренней поверхности статора 1 и наружной поверхности ротора 2 выполнена многозаходная винтовая нарезка (линии) левого направления с разницей в количестве выступов статора и ротора, равной единице. Ротор 2 жестко закреплен, например, с помощью сварного или резьбового соединения, с колонной бурильных труб 3 посредством торсионного вала 4 и полой полуоси 5 с проточными каналами 6. Герметизация против утечек бурового раствора и восприятие осевых усилий осуществляется посредством осевой герметизирующей опоры 7, расположенной между полой полуосью 5 и подвижным статором 1. В нижней части подвижного статора расположено долото 8.
Устройство для бурения скважин работает следующим образом.
Буровой раствор по колонне бурильных труб 3 поступает под давлением в камеры (полости) низкого давления многозаходной винтовой пары героторного механизма, образованные статором 1 и ротором 2 (вследствие разницы в количестве выступов в них), жестко закрепленным с колонной бурильных труб 3 посредством торсионного вала 4 и полой полуоси 5 с проточными каналами 6. Герметизация против утечек бурового раствора и восприятие осевых усилий осуществляется посредством осевой герметизирующей опоры 7. Под действием перепада давления бурового раствора в камерах низкого и высокого давления создается крутящий момент, передаваемый подвижным статором 1 на долото 8.
Устройство для бурения скважин даст возможность использовать динамику корпуса двигателя для реализации дополнительной динамической нагрузки Gд и позволит избежать возникновение прихватов компоновки низа бурильной колонны в местах интенсивного искривления скважин.
Claims (1)
- Устройство для бурения скважин, содержащее многозаходный героторный механизм, включающий статор и ротор, на внутренней поверхности статора и наружной поверхности ротора выполнена многозаходная винтовая нарезка левого направления с разницей в количестве выступов статора и ротора, равной единице, отличающееся тем, что ротор жестко закреплен с колонной бурильных труб посредством торсионного вала и полой полуоси, имеющей проточные каналы, а герметизация против утечек бурового раствора и восприятие осевых усилий осуществлены за счет установки осевой герметизирующей опоры.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006116075/03A RU2313648C1 (ru) | 2006-05-10 | 2006-05-10 | Устройство для бурения скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006116075/03A RU2313648C1 (ru) | 2006-05-10 | 2006-05-10 | Устройство для бурения скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2313648C1 true RU2313648C1 (ru) | 2007-12-27 |
Family
ID=39018975
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006116075/03A RU2313648C1 (ru) | 2006-05-10 | 2006-05-10 | Устройство для бурения скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2313648C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104120971A (zh) * | 2014-06-27 | 2014-10-29 | 西南石油大学 | 一种提供单向冲击的扭转发生器 |
-
2006
- 2006-05-10 RU RU2006116075/03A patent/RU2313648C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БАЛДЕНКО Д.Ф. и др. Винтовые забойные двигатели. - М.: Недра, 1999, с.24-25, рис.1.6, табл 1.1. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104120971A (zh) * | 2014-06-27 | 2014-10-29 | 西南石油大学 | 一种提供单向冲击的扭转发生器 |
| CN104120971B (zh) * | 2014-06-27 | 2016-01-20 | 西南石油大学 | 一种提供单向冲击的扭转发生器 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107664015B (zh) | 螺杆式双作用提速工具 | |
| CN105275400B (zh) | 一种立阀结构的新型水力振荡器 | |
| CN107664012B (zh) | 涡轮式双向高频复合冲击器 | |
| CN102454364A (zh) | 一种扭转冲击钻井工具 | |
| CN104594801B (zh) | 扰动破岩钻具及扰动破岩钻井方法 | |
| CN201865568U (zh) | 一种全液压多功能动力头 | |
| CN102913165B (zh) | 钻井井下涡轮驱动随钻振动器 | |
| CN106121513A (zh) | 一种复合冲击钻井工具 | |
| CN205422538U (zh) | 一种三维振动水力振荡器 | |
| CN202990851U (zh) | 螺杆式高频冲击钻井工具 | |
| CN109098654B (zh) | 一种基于螺杆钻具的机械式轴向旋转冲击钻井工具 | |
| CN201818241U (zh) | 一种扭转冲击钻井工具 | |
| CN105275405A (zh) | 利用冲击作用提高破岩效率的新型pdc钻头 | |
| CN205100878U (zh) | 一种三维水力振荡器 | |
| RU2313648C1 (ru) | Устройство для бурения скважин | |
| CN107060638B (zh) | 改变钻头运动的动力装置 | |
| RU2645019C1 (ru) | Бур внешнероторный забойный | |
| CN103174791A (zh) | 钻柱激振减阻工具 | |
| CN110056309B (zh) | 定轴旋转容积式动力工具 | |
| CN205977090U (zh) | 一种高效抗冲的螺杆钻具 | |
| CN105178860A (zh) | 一种扭摆振荡器 | |
| CN210977391U (zh) | 旋流发生器 | |
| CN210317227U (zh) | 一种新型的油田压裂井用的安全解堵装置 | |
| CN202249789U (zh) | 井下增压器用超高压钻头*** | |
| RU125613U1 (ru) | Винтовой забойный двигатель |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090511 |