ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН Российский патент 1998 года по МПК E21B4/02 

Изобретение относится к техническим средствам, посредством которых осуществляется бурение скважин на нефть и газ. В более узком назначении изобретение является инструментом, присоединяемым на резьбе к нижней трубе бурильной колонны, работающим в призабойной зоне и углубляющим ствол скважины.

Известен скважинный инструмент, включающий турбобур, корпус которого с помощью верхнего переводника присоединен к нижней бурильной трубе. В нижней части корпуса к корпусному ниппелю присоединено с помощью резьбы долото-расширитель, вращаемое ротором буровой установки. При этом к валу турбобура присоединено на резьбе внутреннее долото, вращаемое турбиной турбобура с большой частотой [1].

Однако данное изобретение не получило промышленного использования из-за несопоставимой отказной стойкости двух породоразрушающих элементов: внутреннего долота и внешнего долота-расширителя. Внутреннее долото быстро выходит из строя, что вынуждает поднимать бурильную колонну из скважины для его замены.

Наиболее близким прототипом изобретения является инструмент для бурения скважин, включающий турбобур, к валу которого присоединяется алмазное долото, а корпус турбобура центрируется в стволе скважины с помощью лопастных стабилизаторов. Для того чтобы бурильный инструмент при вращении долота не зависал на стенках скважины, вся бурильная колонна, а следовательно, и корпус турбобура со стабилизаторами, вращается роторным столом буровой установки. Вращение может осуществляться и реактивным моментом самого турбобура. При этом стабилизаторы выглаживают стенки скважины, устраняя уступы и неровности [2].

Однако такой инструмент имеет два общепризнанных мировой практикой недостатка, ограничивающих объемы его применения. С одной стороны, жестко стабилизированное в стволе скважины алмазное долото может эффективно бурить ограниченное количество типов горных пород. В ряде пород алмазные резцы не выдерживают высокотемпературных режимов и часто сгорают из-за того, что все время находятся в рабочем контакте с разбуриваемой породой и плохо доступны для охлаждения буровым раствором. С другой, при бурении в условиях, где алмазные резцы могут достаточно хорошо охлаждаться (например, при использовании в качестве промывочной жидкости воды и маловязких растворов на водной и нефтяной основе при проходке стволов в мягких известняках, доломитах, меле, глинистых сланцах) из-за высокой моментоемкости алмазных долот и отсутствия достаточного момента на роторе турбобура не удается создать эффективную осевую нагрузку на долото. Отсюда относительно невысокий уровень суточного темпа углубления скважин, что при высокой стоимости алмазных долот делает применение такого инструмента нерентабельным.

Изобретение позволяет успешно решить главную проблему турбоалмазного бурения, устраняя основное противоречие между необходимостью форсировать режим бурения по нагрузке и частоте вращения долота и опасностью сжечь его из-за недостаточно эффективного охлаждения алмазных резцов.

Сущность изобретения заключается в том, что корпус турбобура центрируется в стволе скважины с помощью стабилизаторов, самый нижний из которых имеет лопасти, касательная линия к наружной рабочей поверхности которых располагается под острым (не более 45^o) углом к оси скважины. При этом нижний расширитель-стабилизатор разрушает внутреннюю цилиндрическую поверхность ствола скважины, образуемую алмазным долотом, закрепленным посредством резьбы на валу турбобура. Габаритный диаметр долота равен или на 2 - 5 мм больше, чем наименьший диаметр породоразрушающей поверхности лопастей нижнего стабилизатора.

Породоразрушающая поверхность нижнего стабилизатора вписывается во внутреннюю поверхность усеченного конуса либо во внутреннюю поверхность усеченного эллипсоида, максимальный диаметр которых равен диаметру скважины. Габаритный диаметр долота на 10 - 60 мм больше диаметра ниппеля шпинделя турбобура, на котором выполняются лопасти нижнего расширителя-стабилизатора. Геометрическая ось долота эксцентрична по отношению к геометрической оси турбинной секции турбобура и наружной поверхности корпуса шпинделя.

На фиг. 1 изображен инструмент для бурения скважин, общий вид; на фиг. 2 - поперечные сечения радиальных опор шпинделя турбобура при различных конструктивных исполнениях.

Корпус 1 (фиг. 1) турбинной секции турбобура с помощью верхнего переводника 2, на котором имеются центрирующие корпус в стволе скважины ребра-лопасти, закрепляется на резьбе нижней трубы бурильной колонны (не показана). В корпусе 1 с помощью соединительного переводника 3, на котором также имеются ребра-лопасти, неподвижно закреплены статоры 4 турбины турбобура, статорные элементы 5 радиальных опор и фиксирующие осевое положение вала 6 статорные элементы 7 осевой опоры турбинной секции.

На валу 6 с помощью гайки-муфты 8 неподвижно закреплены роторы 9 турбины турбобура, роторные элементы 10 радиальных опор и роторные элементы 11 осевой опоры, а также фонарь 12, имеющий промывочные окна 13. Между верхним роторным элементом 11 осевой опоры и нижним ротором 9 турбины турбобура под фонарем 12 в валу 6 имеются промывочные окна 14. В полумуфте 15, закрепленной на нижнем конце вала 6, имеются промывочные окна 16.

На резьбе верхнего конца вала 17 шпинделя турбобура крепится ответная полумуфта 18, которая соединяется с полумуфтой 15 втулкой 19, обеспечивающей передачу крутящего момента при одновременном смещении оси вала 17 относительно оси вала 6 турбинной секции. В полумуфте 18 имеются окна для пропуска жидкости во внутреннюю полость вала 17.

В корпусе 20 шпинделя турбобура с помощью ниппеля 21, выполняющего также роль расширителя-стабилизатора, неподвижно закреплены статорные элементы 22 осевой пяты шпинделя, фиксирующие осевое положение вала 17, и статорные элементы 23 радиальных опор, обеспечивающие радиальное смещение главной оси вала 17 относительно главной оси вала 6 турбинной секции. Соединительная муфта, состоящая из элементов 15, 18 и 19, такое смещение допускает.

На валу 17 с помощью полумуфты 18 неподвижно закреплены роторные диски 24 и проставочные втулки 25 осевой пяты шпинделя, а также роторные втулки 26 радиальных опор шпинделя.

Роль расходного уплотнения вала шпинделя выполняет осевая пята скольжения шпинделя, но при необходимости может быть установлено дополнительное уплотнение.

К нижнему концу вала 17 на резьбе крепится алмазное долото 27.

На ниппельном расширителе-стабилизаторе 21 имеется несколько лопастей-ребер 28, наружная поверхность которых армируется алмазными резцами или синтетическими алмазами, или пластинами из износостойких карбидов с поликристаллическими алмазами. Касательная линия 29, проведенная к наружной поверхности ребер 28, в любой точке их продольного сечения всегда образует с осью турбобура острый угол не более 45^o. Наружная армированная поверхность ребер 28 вписывается в поверхность усеченного конуса или усеченного эллипсоида, максимальный диаметр которых равен диаметру скважины.

Габаритный диаметр алмазного долота 27 равен или на 2 - 5 мм больше, чем наименьший диаметр породоразрушающей поверхности лопастей-ребер ниппельного расширителя-стабилизатора 21 и одновременно на 10 - 60 мм больше диаметра ниппеля, на котором выполняются ребра-лопасти.

На фиг. 2 приведены три варианта конструктивного исполнения радиальных опор шпинделя турбобура, обеспечивающие эксцентричное расположение оси вала 17 шпинделя относительно оси вала 6 турбинной секции и относительно наружной поверхности корпуса 20 шпинделя турбобура.

В варианте 1 радиальное смещение оси вала 17 относительно оси вала 6 турбинной секции достигается за счет смещения оси привулканизованной резиновой обкладки 23 радиальной опоры.

В варианте 2 смещение осей указанных валов достигается эксцентричной расточкой внутренней поверхности корпуса 20 шпинделя. Варианты 1 и 2 имеют свои преимущества и недостатки и оптимальный должен выбираться по соображениям технологичности изготовления и сборки.

В варианте 3 радиальная опора выполняется в виде зубчатой пары с внутренним зацеплением. Причем один из двух элементов - статорный или роторный - выполняется соответственно с внутренней или наружной резиновой обкладкой. При этом количество впадин (или выступов) соответственно на статорном и роторном элементах отличается как минимум на единицу.

Работа инструмента осуществляется следующим образом.

К валу 17 шпинделя турбобура с помощью резьбы приворачивается алмазное долото 27, затем с помощью верхнего переводника 2 корпуса турбинной секции весь инструмент в сборе приворачивается к нижней трубе бурильной колонны и спускается в бурящуюся скважину. Инструмент не доводится до забоя на 5 - 10 м, после этого на верх бурильной колонны наворачивается ведущая труба, включаются насосы и бурильную колонну начинают вращать ротором буровой установки с частотой 45 - 120 об/мин.

Под действием вращающего момента турбинной секции вал 6 вращается и вращает вал 17 шпинделя с долотом 27.

В вариантах 1 и 2 обеспечивается одинаковая кинематика планетарного движения вала 17 шпинделя и долота 27: вращение вала 17 осуществляется валом 6 турбинной секции, переносное движение оси вала 17 и долота 27 осуществляется вращением корпуса 1 турбобура ротором буровой установки через колонну бурильных труб.

В варианте 3 вращение вала 17 и долота 27 также осуществляется валом 6 турбинной секции. При этом вал 17 и долото 27 совершают сложное планетарное движение, при котором роторный элемент 26 радиальной опоры обкатывается по внутренней зубчатой поверхности статорного элемента 23 с одновременным переносным вращением корпуса 20 шпинделя ротором буровой установки.

Планетарное движение долота 27, обеспечиваемое всеми тремя вариантами исполнения радиальных опор шпинделя турбобура, дает возможность бурить диаметр пилотного ствола скважины на 5-25 мм больший габаритного диаметра долота 27.

При каждом обороте долота вокруг своей оси большая часть его вооружения выходит из рабочего контакта с породой и интенсивно охлаждается промывочной жидкостью. Особо следует подчеркнуть, что периферийное вооружение долота не затирается в стволе скважины, что существенно уменьшает потребляемый долотом вращающий момент и дает возможность увеличить осевую нагрузку на долото.

Ребра 28 ниппельного расширителя стабилизатора 21 разрушают образующийся за долотом ствол, доводя его до требуемого диаметра. Конфигурация наружной рабочей поверхности лопастей-ребер 28 дает возможность при относительно небольшой частоте вращения бурильной колонны реализовать на разрушение стенок пилотного ствола, вырабатываемого долотом 27, весьма значительную мощность, что обеспечивает необходимый высокий уровень скоростей углубления скважины.

Инструмент для бурения скважин предназначен для бурения глубоких скважин преимущественно нефтяных и газовых. Инструмент включает турбобур, корпус турбинной секции которого через верхний переводник присоединяется к нижней трубе колонны бурильных труб. К валу шпинделя турбобура на резьбе крепится алмазное долото. Корпус турбинной секции турбобура и корпус его шпинделя центрируются в стволе буримой скважины посредством центраторов. Нижний ниппельный расширитель-стабилизатор выполнен с наружной породоразрушающей поверхностью, касательная к продольному сечению которой в любой точке располагается под углом менее 45^o к оси турбобура. Наружный диаметр алмазного долота равен или на 2-5 мм больше наименьшего диаметра породоразрушающей поверхности нижнего ниппельного расширителя-стабилизатора. Вал шпинделя турбобура эксцентрично смещен относительно оси вала турбинной секции. 2 ил.

Инструмент для бурения скважин, включающий турбобур с корпусным центраторами-стабилизаторами, на валу шпинделя которого с помощью резьбы закреплено алмазное долото, отличающийся тем, что касательная линия к рабочей поверхности лопастей-ребер ниппельного расширителя-стабилизатора в любой точке продольного сечения образует с осью турбобура угол меньше 45^o, при этом габаритный диаметр долота равен или на 2 - 5 мм больше, чем наименьший диаметр породообразующей поверхности лопастей-ребер ниппельного расширителя-стабилизатора, а продольная ось вала шпинделя, на нижнем конце которого с помощью резьбы крепится долото, смещена относительно оси корпуса шпинделя.