ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН Российский патент 1997 года по МПК E21B7/00 E21B4/20 

Изобретение относится к области инструментов и устройств, использующихся для бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к техническим средствам турбинного бурения.

Известны инструменты, с помощью которых делались попытки осуществить ступенчатое разрушение забоя скважины, имеющие целью сократить расход энергии на разрушение горной породы и увеличить механическую скорость проходки (авт. св. СССР N 135845).

В инструменте, выполненном по этому авторскому свидетельству, расширитель пилотного (опережающего) ствола приводится во вращение корпусом турбобура, и пилотное (опережающее) долото вращается ротором буровой установки через колонну бурильных труб и вращающуюся бурильными трубами ось турбобура, к нижнему концу которой присоединяется пилотное долото. При этом предполагалось, что мощность, реализуемая на пилотном долоте, разрушает относительно небольшую поверхность забоя скважины. В то же время пилотный расширитель, разрушая верхнюю полку ступенчатого забоя, не только бурит, но и отваливает эту полку крупными кусками, что интенсифицирует механическую скорость проходки.

Однако в процессе промышленных испытаний этого технического новшества было установлено, что привод расширителя во вращение с помощью корпуса турбобура имеет ряд существенных и практически неразрешимых недостатков.

Главные из них следующие.

1. Расширитель инструмент существенно более моментоемкий, чем долото. Турбобур не может обеспечить на вращающемся корпусе необходимые значения вращающего момента.

2. При работе расширителя с недогрузкой (на режимах близких к режиму холостого хода турбобура) опоры шарошек расширителя быстро выходят из строя, что приводит к необходимости быстрой замены дорогостоящего расширителя.

Выполнение расширителя в виде алмазной коронки невозможно, так как ее энергоемкость намного больше, чем энергоемкость шарошечного расширителя.

3. Вращение корпуса турбобура относительно его оси, присоединяемой к колонне бурильных труб требует надежного сальника в его верхней части. До настоящего времени такой сальник не создан.

4. Вращение корпуса турбобура приводит к его быстрой сработке по диаметру и необходимости замены, так как значительная часть разбуриваемых пород обладает высокой абразивностью, частота его вращения весьма велика (600-1200 об/мин). В то же время защита длинного корпуса от износа с помощью нанесения твердосплавных покрытий не эффективна с экономической точки зрения.

Однако тот небольшой объем экспериментов, который был проведен в области ступенчатого разрушения забоя скважины, убедительно показал, что с энергетической точки зрения (повышение КПД разрушения породы забоя скважины) это дело весьма перспективно.

Ближайшим аналогом нашего изобретения является известное устройство, реализующее способ бурения скважин (авт. св. СССР N 794139) и состоящее из турбобура, к нижней части корпуса которого присоединено долото, внутри которого размещается другое долото, присоединяемое к валу турбобура. При этом корпус турбобура, присоединяемый к бурильной колонне, вместе с наружным долотом вращается от роторного стола бурильной установки, а внутреннее долото вращается валом турбобура в противоположном направлении.

Сосредотачивая в себе значительное количество необходимых и общих конструктивных признаков данное изобретение не решает поставленную нами задачу. Существенное снижение энергетических затрат на единицу объема выбуриваемой породы. Размещение породоразрушающих элементов шарошек наружного и внутреннего долот в одной плоскости и задалживание на опоры шарошек наружного долота большого радиального габарита автоматически существенно уменьшает диаметральный габарит внутреннего долота, и, следовательно, снижает его работоспособность. Попытки спроектировать такую систему в диаметральном габарите скважины 295,3 мм не дали положительного результата. Тем сложнее обстоит дело с меньшими диаметрами.

На чертеже изображен инструмент для бурения. В корпусе 1 турбобура, который с помощью переводника 2 присоединяется к бурильной колонне 3, неподвижно закреплены статорные элементы осевой опоры 4, статорные элементы радиальных опор 5 и статорные лопаточные венцы 6 ступеней давления турбины. Их неподвижное закрепление в корпусе турбобура 1 обеспечивается с помощью натяжного резьбового переводника 7, к нижнему концу которого на резьбе крепится алмазная буровая коронка 8.

На валу 9 турбобура неподвижно закреплены с помощью затяжной гайки 10 роторные элементы 11 осевой опоры; роторные элементы 12 радиальных опор и роторные лопаточные венцы 13 ступеней давления турбины. В верхней части вала 9 турбобура имеется внутренняя полость 14, которая своим верхним концом гидравлически сообщается с внутренней полостью переводника 2 и внутренней полостью бурильной колонны 3. Через окна 15 внутренняя полость 14 вала 9 турбобура гидравлически сообщается с пространством внутри корпуса 1 турбобура, в котором размещены статорные 6 и роторные 13 лопаточные венцы ступеней давления турбины и статорные 5 и роторные 12 элементы радиальных опор.

Роторные элементы 11 осевой опоры отделены от роторных лопаточных венцов 13 ступеней давления турбины с помощью фонаря 16, в котором имеются окна 17, гидравлически сообщающие окна 15 и внутреннюю полость 14 вала 9 турбобура, с пространством внутри корпуса 1 турбобура, в котором размещены лопаточные венцы ступеней давления турбины и радиальные опоры турбобура.

В нижней части вала 9 турбобура имеется внутренняя полость 18, которая гидравлически связана с подтурбинным пространством 19 корпуса 1 турбобура с помощью окон 20.

В нижней части вала 9 турбобура крепится на резьбе шарошечное долото 21, наружный габаритный диаметр которого на 0,003-0,040 м больше внутреннего диаметра натяжного резьбового переводника 7.

Нижняя часть вала 9 турбобура, к которой крепится долото 21, выступает за внутреннюю цилиндрическую поверхность переводника 7 на величину в 100-300 мм, что обеспечивает возможность замены долота 21 с помощью буровых машинных ключей. Породоразрушающая поверхность алмазной коронки 8 по своему внутреннему (кернообразующему) диаметру на 2-20 мм больше, чем наружный (габаритный диаметр) долота 21, а по наружному скважинно-образующему диаметру на 20-80 мм больше, чем наружный диаметр натяжного резьбового переводника 7.

При этом кернообразующая поверхность алмазной коронки 8 выступает (по осевой высоте) за породообразующую поверхность долота 21 на максимально-возможную, с технологической точки зрения, величину.

Работа инструмента для бурения.

Бурение осуществляется при работающем буровом насосе. При этом бурильная колонка 3, корпус 1 турбобура и присоединенная к переводнику 7 алмазная коронка 8 вращается ротором буровой установки с частотой 60-250 об/мин.

Промывочная буровая жидкость из внутренней полости бурильной колонны 3 попадает во внутреннюю полость 14 вала 9 турбобура и далее через окна 15 вала и окна 17 фонаря 16 попадает в пространство внутри корпуса 1 турбобура, в котором размещаются лопаточные венцы ступеней давления турбины и ее радиальные опоры.

Роторные лопаточные венцы 13 турбины приводят вал 9 турбобура во вращение и соответственно вращают долото 21, присоединенное к нижнему концу вала 9. Отработавшая в лопаточных венцах ступеней давления турбины промывочная жидкость попадает в подтурбинное пространство 18 корпуса 1 турбобура и далее через окна 20 во внутреннюю полость 18 вала 9 турбобура. Через внутреннюю полость 18 вала 9 промывочная жидкость поступает к долоту 21. Далее промывочная жидкость по внутренней полости алмазной коронки 8 попадает к ее породоразрушающей и кернообразующей поверхности, а далее в пространство за корпусом 1 турбобура (кольцевое пространство скважины). Буровая алмазная коронка 8 выполняется с минимальной радиальной шириной породоразрушающей-кернообразующей поверхности, что обеспечивает наилучшие условия с точки зрения повышения механической скорости проходки ствола скважины.

Долото 21 работает на керне, разрушая его и не упираясь затылками шарошек в стенку скважины (как это имеет место при обычном роторном или турбинном бурении). Это обстоятельство кратно снижает энергоемкость долота, что позволяет обеспечивать турбобуром частоту его вращения, укладывающуюся в диапазон значений от 250 до 600 об/мин и способствует получению его высокой отказной стойкости.

Алмазная коронка 8, обладающая очень большой энергоемкостью, позволяет реализовать лучшее качество роторного бурения практически неограниченный запас вращающего момента, расходуемого на минимально возможной поверхности кернообразующего забоя.

Инструмент для бурения скважин, включающий бурильную колонну, к нижней части которой с помощью переводника присоединяется корпус турбобура, к валу которого присоединено долото. Вал турбобура закреплен в корпусе турбобура с помощью осевой и радиальных опор. Рабочие органы турбобура: лопаточные венцы ступеней давления турбины; его осевая и радиальные опоры фиксируются в его корпусе с помощью натяжного резьбового переводника, к нижнему концу которого на резьбе крепится алмазная буровая коронка. Долото размещается внутри корпуса алмазной буровой коронки. При этом наружный габаритный диаметр долота на 0,003-0,40 м больше внутреннего диаметра натяжного резьбового переводника. 1 ил.

Инструмент для бурения скважин, включающий бурильную колонну, к нижней части которой присоединен турбобур, на валу которого закреплено внутреннее буровое долото, размещенное внутри наружного бурового долота, отличающийся тем, что наружное буровое долото выполнено в виде алмазной коронки, связанной с нижним концом корпуса турбобура посредством нижнего натяжного резьбового переводника, при этом габаритный размер внутреннего долота на 0,003 0,040 м превышает внутренний диаметр нижнего натяжного резьбового переводника.