устройство для бурения скважин

Формула изобретения

1. УСТРОЙСТВО ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН, включающее корпус, приводную штангу и установленные в корпусе с возможностью вращения боковые шпиндели с буровыми долотами, отличающееся тем, что боковые шпиндели выполнены полыми, приводная штанга выполнена в виде двойной бурильной трубы, наружная колонна которой жестко закреплена на корпусе, а внутренняя колонна установлена с возможностью вращения индивидуальным приводом и кинематически связана посредством зубчатых колес с боковыми шпинделями, полости которых сообщены с межтрубной полостью приводной штанги, при этом устройство снабжено установленным на нижнем торце внутренней колонны с фиксацией от проворота центральным полым шпинделем и размещенным в нижней части корпуса устройства пакером, выполненным в виде корпуса, установленного с возможностью осевого перемещения относительно корпуса устройства, размещенной с возможностью вращения на корпусе пакера кольцевой эластичной манжеты и кольца с наружной конусно-цилиндрической поверхностью, установленного на корпусе устройства с возможностью вращения и размещения его при осевом перемещении между корпусом устройства и манжетой.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что оно снабжено установленными в корпусе устройства полыми патрубками, полость которых сообщена с полостью призабойной зоны и полостью скважины, и установленными в полости патрубков клапанами для перекрытия полостей патрубков в рабочем положении устройства.

3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что корпус пакера подпружинен относительно корпуса устройства, при этом пружины установлены на центральном и боковых шпинделях устройства.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к буровой технике, а именно к оборудованию для бурения глубоких скважин большого диаметра.

Известен долотной бур [1] состоящий из трубы, на которой закреплено опережающее долото, и корпуса, жестко соединенного с трубой. В корпусе установлены боковые шпиндели с валами, на которых закреплены долота, а также укреплены амортизирующие диски с башмаками.

Данный долотный бур имеет следующие недостатки.

Во-первых, при бурении мягких перемежающих пород будет наблюдаться большое проскальзывание периферийных долот. Увеличению проскальзывание периферийных долот. Увеличению проскальзывания периферийных долот способствует и конструкция долотного бура, в которой частота вращения центрального долота и частота вращения корпуса равны. Увеличение же проскальзывания периферийных долот резко снижает скорость бурения и увеличивает расход мощности на процесс разрушения пород.

Во-вторых, применение долотного бура при бурении глубоких скважин большого диаметра потребует значительных затрат мощности (значительно больших, чем на процесс разрушения пород) на вынос выбуренной породы посредством промывочной жидкости, что, в свою очередь, способствует размыву стенок скважин и снижает эффективность бурения.

Известно устройство (прототип) для бурения скважин [2] состоящее из штанги, жестко соединенной с корпусом, в котором размещены валы с закрепленными на них долотами, а также валы, жестко соединенные с опорно-приводными катками. Верхние концы валов долот шарнирно связаны карданными валами с валами опорно-приводных катков. Опорно-приводные катки контактируют со стенкой скважины, а их валы установлены в съемных втулках с наклоном вперед по ходу вращения корпуса. При вращении штанги, жестко соединенной с корпусом, приводятся во вращение опорно-приводные катки, контактирующие со стенкой скважины. При этом реакция сил сцепления опорно-приводных катков со стенкой скважины разлагается на одну силу, направленную радиально к оси скважины, и вторую силу, направленную параллельно этой оси, создавая при этом дополнительную осевую нагрузку через корпус на долота.

Однако данная конструкция устройства для бурения скважин обладает практически теми же недостатками, что и вышеприведенный аналог.

Цель изобретения повышение эффективности бурения при одновременном снижении затрат мощности.

Цель достигается тем, что боковые шпиндели выполнены полыми, приводная штанга выполнена в виде двойной бурильной трубы, наружная колонна которой жестко закреплена на корпусе, а внутренняя колонна установлена с возможностью вращения индивидуальным приводом и кинематически связана посредством зубчатых колес с боковыми шпинделями, полости которых сообщены с межтрубной полостью двойной бурильной трубы, при этом устройство снабжено установленным на нижнем торце внутренней трубы с фиксацией от проворота центральным полым шпинделем и размещенным в нижней части корпуса устройства пакером, выполненным в виде корпуса, установленного с возможностью осевого перемещения относительно корпуса устройства, размещенной с возможностью вращения на корпусе пакера кольцевой эластичной манжеты и кольца с наружной конусно-цилиндрической поверхностью, установленного на корпусе устройства с возможностью вращения и размещения его при осевом перемещении между корпусом устройства и кольцевой эластичной манжетой.

Устройство снабжено установленными в корпусе устройства полыми патрубками, полость которых сообщена с полостью призабойной зоны и полостью скважины, и установленными в полости патрубков клапанами для перекрытия полостей патрубков в рабочем положении устройства.

Корпус пакера подпружинен относительно корпуса устройства, при этом пружины установлены на центральном и боковых шпинделях устройства.

На фиг. 1 изображено устройство для бурения скважин; на фиг. 2 узел I элементы пакера; на фиг. 3 сечение А-А на фиг. 1; на фиг. 4 сечение Б-Б на фиг. 3; на фиг. 5 двойная бурильная труба.

Устройство для бурения скважин содержит корпус 1, двойную бурильную трубу 2, двойную ведущую трубу 3, приводной вращатель (ротор) наружной колонны труб 4, индивидуальный приводной вращатель внутренней колонны 5, вертлюг-сальник межтрубного пространства 6 и вертлюг-сальник для внутренней колонны 7.

Корпус 1 (фиг. 1, 3 и 4) в свою очередь состоит из центрального полого шпинделя 8, боковых полых шпинделей 9, центральной шестерни 10 и шестерен боковых шпинделей 11, полых патрубков 12, подводящих патрубков 13, клапанов 14, цилиндрических пружин 15, гидроцилиндров 16, шлицевых переходников 17, закрепленных на полых шпинделях 8 и 9, под нагрузкой перемещающихся на этих шпинделях вдоль своих осей, пакера 18. На концах шлицевых переходников 17 на резьбах установлены буровые долота 19.

Пакер 18 (фиг. 2) состоит из кольца 20 с наружной конусно-цилиндрической поверхностью, кольцевой эластичной манжеты 21, втулки 22, в которой накидной гайкой 23 закрепляется манжета 21. Для фиксирования кольца 20 служат опорные ролики 24. Кольцо 20 и втулка 22 свободно вращаются соответственно на корпусе устройства 1 и корпусе пакера 25.

Двойная бурильная труба (фиг. 5) состоит из труб внутренней колонны 26 и труб наружной колонны 27. На верхнем конце трубы внутренней колонны 26 устанавливается на резьбе шлицевая полумуфта 28 с внутренними шлицами и герметизирующей юбкой 29, а на нижнем конце трубки 26 устанавливается на резьбе полумуфта 30 с наружными шлицами и манжетой 31, которая при сборке с другой внутренней трубой входит в ее герметизирующую юбку 29 и тем самым герметизирует межтрубное пространство. На трубе 26 в верхней части устанавливается радиальный подшипник скольжения 32, а в нижней части радиально-упорный подшипник скольжения 33. На наружной трубе 27 в верхней части установлен полузамок с внутренней резьбой 34, а в нижней части полузамок с наружной резьбой 35 и кольцевым резиновым уплотнением 36. Во внутренних выточках трубы 27 установлены корпуса подшипников 37 со сменными втулками 38.

Устройство для бурения скважин работает следующим образом.

Корпус 1 с буровыми долотами 19 соединяется с двойной бурильной трубой 2. При этом внутренняя труба 26 двойной бурильной трубы 2 посредством шлицевой полумуфты 30 герметично соединяется с центральным полым шпинделем 8, а наружная труба 27 посредством полузамка 35 жестко с корпусом 1. Последовательно наращивая двойную бурильную трубу 2 (внутренние трубы 26 соединяются друг с другом посредством шлицевых полумуфт 28 и 30, а наружные трубы 27 посредством полузамков 34 и 35), спускают корпус 1 с буровыми долотами 19 на забой скважины. Для избежания разрушения стенок скважины при спуске и подъеме корпуса 1, из-за относительно малого зазора между корпусом 1 и стенками скважины, диаметр которой может колебаться от 300 до 1200 мм и более, в корпусе 1 встроены сквозные полые патрубки 12, которые при спускоподъемных операциях всегда открыты для пропуска промывочной жидкости.

Перед постановкой долот 19 на забой скважины включается приводной вращатель 5 внутренней колонны, который приводит во вращение долота 19, и приводной вращатель 4 наружной колонны, который сообщает вращение корпусу 1 и тем самым обеспечивает планетарное движение периферийных долот 19 вокруг центрального долота 19. Раздельные приводы для вращения долот 19 и корпуса 1 позволяют для различных пород выбирать, исходя из технических характеристик приводов, оптимальные передаточные отношения между частотой вращения долот 19 (П_д) и корпуса 1 (П_к), что обеспечивает минимальное проскальзывание периферийных долот и тем самым обеспечивает минимальную энергоемкость процесса бурения (экспериментальные ис-следования установили, что минимальная энергоемкость процесса бурения для пластичных грунтов с крепостью f 4 получается при П_д/П_к 8, а для крепких грунтов типа гранитов с крепостью f 12 это отношение должно быть равно 15).

При постановке долот 19 на забой скважины и создании осевого усилия на корпус 1, который передает это усилие на цилиндрические пружины 15, пружины 15 сжимаются и корпус 1 перемещается вниз до упора. При перемещении вниз корпуса 1 происходит одновременное уменьшение объема гидроцилиндров 16 и перемещение кольца 20. При уменьшении объема гидроцилиндров 16 часть жидкости вытесняется из полости гидроцилиндров 16 по гибким патрубкам в полость эластичных клапанов 14, которые перекрывают сквозные патрубки 12, а перемещающееся кольцо 20 своей конической частью входит во внутреннюю поверхность кольцевой эластичной манжеты 21 пакера 18. Манжета 21 раздается и плотно прилегает к стенкам скважины. При этом эластичная манжета 21 со своей втулкой 22 и кольцо 20 в процессе бурения не вращаются, а только при углубке скважины имеют продольное перемещение совместно с корпусом 1.

Таким образом, с момента начала бурения изолируется призабойная зона скважины от остальной ее поверхности.

Промывочная жидкость, необходимая для выноса выбуренной породы и охлаждения буровых долот 19, подается на забой через вертлюг-сальник 6, межтрубное пространство двойной бурильной трубы 2, подводящие патрубки 13, боковые полые шпиндели 9 и периферийные долота 19. Омывая загерметизированный забой скважины, промывочная жидкость с выбуренной породой поступает через центральное долота 19 в центральный полый шпиндель 8, затем по внутренней трубе 26 двойной бурильной трубы 2 в вертлюг-сальник 7, из которого по гибкому шлангу изливается в приемную емкость, расположенную на поверхности земли. Удержание стенок скважины производится жидкостью, находящейся в скважине в статическом состоянии и не контактирующей в процессе бурения с промывочной жидкостью, охлаждающей долота и выносящей на поверхность выбуренную породу.

Таким образом, предлагаемое техническое решение устройства для бурения скважин позволяет разделить функции промывочной жидкости и тем самым обеспечить для конкретных геологических условий оптимальные параметры отдельно для жидкости, удерживающей стенки скважины, и отдельно для жидкости, охлаждающей буровые долота и выносящей выбуренную породу на поверхность земли. Требования к параметрам этих жидкостей при бурении скважины, как правило, несовместимы, и поэтому их разделение значительно повышает эффективность бурения скважины и уменьшает затраты мощности на ее циркуляцию в скважине.

Кроме того, на эффективность очистки забоя скважины, а следовательно, и на эффективность бурения значительное влияние оказывает скорость восходящего потока промывочной жидкости, зависящая, при всех прочих равных условиях, от величины поперечного сечения восходящего потока жидкости. В предлагаемом устройстве величина поперечного сечения восходящего потока жидкости постоянна и равна поперечному сечению внутреннего диаметра трубки 26, и поэтому всегда значительно меньше сечения затрубного пространства скважин большого диаметра. Это значит, что для обеспечения оптимальной скорости восходящего потока промывочной жидкости в предлагаемом устройстве потребуется во столько раз меньшее количество промывочной жидкости, во сколько раз внутреннее сечение трубы 26 меньше сечения затрубного пространства и, следовательно, на такой же порядок уменьшается и потребность мощности на промывку забоя скважины.

Предлагаемая конструкция двойной бурильной трубы с раздельными приводами обеспечивает одновременную передачу на буровые долота и корпус различных по величине частот вращения. При этом, в процессе бурения отношение между частотой вращения внутренней колонны (буровых долот, П_д) и наружной колонны (корпус, П_к) может регулироваться поверхностными приводами (вращателями) в оптимальных пределах, обеспечивающих минимальную энергоемкость процесса бурения в различных горных породах.