Скважинное вибрационное устройство - RU2726805C1

Чертежи

Показать все 17 чертежа(ей)

Описание

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[01] Настоящее изобретение относится в целом к скважинному вибрационному устройству. В частности, но не исключительно, настоящее изобретение относится к бурильному устройству и способу бурения, а также к способу создания пульсации потока и устройству создания пульсации потока для бурильной колонны.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[02] В отрасли добычи и разведки нефти и газа при строительстве скважин обычно применяют бурильную колонну для бурения ствола скважины в толщу подземных пород или пласт. Бурильная колонна, которая в общем случае содержит буровое долото, прикрепленное на нижнем конце трубных элементов, таких как утяжеленные бурильные трубы, бурильная труба и, если необходимо, буровые двигатели, а также другие скважинные бурильные инструменты, может иметь длину в тысячи футов (1фут=305мм) или метров от поверхности до забоя скважины, где буровое долото вращается для выполнения проходки подземного пласта. Наклонно направленные скважины могут содержать вертикальные или близкие к вертикальным секции, которые проходят от поверхности, а также горизонтальные или близкие к горизонтальным секции, которые отходят от близких к вертикальным секций. Трение между стволом скважины и бурильной колонной, в особенности, вблизи точки отхода и в близких к горизонтальным секциях скважины может уменьшать осевую нагрузку, прикладываемую бурильной колонной на долото, в некоторых случаях называемую осевой нагрузкой на долото. Осевая нагрузка на долото может являться важным фактором в определении скорости проходки буровым долотом подземного пласта.

[03] Генерирование колебаний или вибраций для возбуждения колебаний бурильной колонны можно применять для уменьшения трения между бурильной колонной и стволом скважины. Аксиальные колебания могут также обеспечивать сотрясающее или ударное воздействие, которое может увеличивать скорость бурения, получаемую при проходке стволов через твердую горную породу. В таких буровых работах буровой или промывочный раствор, подается насосом с поверхности через бурильную колонну на выход из сопл, предусмотренных на буровом долоте. Поток текучей среды из сопл помогает в удалении и смыве породы с режущих поверхностей и служит для транспортировки выбуренной породы через пробуренный ствол на поверхность.

[04] Вместе с тем, колебания, производимые известными системами, могут быть недостаточными для уменьшения трения в некоторых секциях бурильной колонны и могут вызывать проблемы в случае приложения в других секциях бурильной колонны. Трение в вертикальных секциях ствола скважины в общем не так велико, как в точке отхода и в секциях близких к горизонтальным. С небольшим аттенуированием, производимым трением, колебания, произведенные в близких к вертикальным секциям бурильной колонны и ствола скважины, могут приводить к повреждениям или создавать проблемы для буровой установки и другого оборудования на поверхности. Кроме того, колебания могут совпадать по частоте с гармоническими частотами бурильной колонны (которые могут зависеть от конструкции и скрепления бурильной колонны) и приводить к интерференции с усилением, создавая резонанс с повреждающими гармониками.

[05] Также близкие к горизонтальным секции наклонно- направленной скважины могут иметь большую длину, в некоторых случаях, значительно больше длины вертикальных секций. При увеличении длины проходки бурильной колонны в горизонтальных участках скважины возбуждающие вибрацию инструменты в бурильной колонне могут дополнительно удаляться от зон высокого трения ствола скважины на точке отхода и соседних с ней горизонтальных секциях. Высокое трение в горизонтальных секциях может аттенуировать колебания, производимые удаленными возбуждающими вибрацию инструментами.

[06] При происходящем в последнее время резком увеличении объемов бурения скважин в сланцевые пласты, возникает много проблем, поскольку данные скважины обычно содержат секции с большим отходом от вертикали. Данные проблемы включают, без ограничения этим: низкую скорость проходки (ROP), прерывистое перемещение и передачу низкой осевой нагрузки на долото (WOB) по бурильной колонне. На рынке имеется большая потребность в бурильном инструменте, который может решать данные проблемы. Требуется, следовательно, улучшенное скважинное вибрационное устройство и соответствующий способ.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[07] Настоящее изобретение предлагает различные варианты осуществления, которые могут решать проблемы и устранять некоторые недостатки существующей техники. Один вариант осуществления, например, обеспечивает скважинный вибрационный инструмент для бурильной колонны, причем скважинный вибрационный инструмент содержит импульсный двигатель, имеющий ротор с по меньшей мере двумя винтовыми зубьями по длине ротора; и статор, окружающий канал статора. Статор имеет по меньшей мере три винтовых зуба по длине статора. Ротор размещен в канале статора и выполнен с возможностью нутации в статоре. Инструмент дополнительно включает в себя импульсный клапанный узел, расположенный ниже по потоку от импульсного двигателя. Импульсный клапанный узел предпочтительно имеет первый клапанный диск, выполненный с возможностью нутации с ротором, причем первый клапанный диск содержит множество первых каналов, второй клапанный диск, расположенный ниже по потоку от первого клапанного диска, причем второй клапанный диск содержит множество вторых каналов. Предпочтительно, второй клапан неподвижно соединен cо статором и диск упирается в первый клапанный диск для образования скользящего уплотнения. По меньшей мере один из первых каналов сообщается по текучей среде с по меньшей мере одним из вторых каналов во всех положениях нутации первого клапанного диска относительно второго клапанного диска.

[08] В первом варианте множество первых каналов может содержать по меньшей мере один первый радиально наружный аксиальный канал, образованный в первом клапанном диске; и по меньшей мере один первый радиально внутренний аксиальный канал, образованный в первом клапанном диске. Множество вторых каналов может содержать по меньшей мере один второй радиально наружный аксиальный канал, образованный во втором клапанном диске; и множество вторых радиально внутренних аксиальных каналов, образованных во втором клапанном диске.

[09] Во втором варианте скважинный вибрационный инструмент может содержать по меньшей мере один из вторых каналов, отличающийся проходным сечением от других вторых каналов. Каждый второй радиально внутренний аксиальный канал может отличаться проходным сечением от других вторых радиально внутренних аксиальных каналов. Вторые радиально внутренние аксиальные каналы могут быть расположены вокруг центральной продольной оси второго клапанного диска радиально симметрично. Альтернативно, вторые радиально внутренние аксиальные каналы могут быть расположены вокруг центральной продольной оси второго клапанного диска радиально асимметрично.

[10] Также в данном варианте осуществления по меньшей мере один первый радиально наружный аксиальный канал может быть выполнен с возможностью периодического сообщения с по меньшей мере одним вторым радиально наружным аксиальным каналом; и по меньшей мере один первый радиально внутренний аксиальный канал может быть выполнен с возможностью периодического сообщения с каждым из множества вторых радиально внутренних аксиальных каналов. Как вариант, по меньшей мере один первый радиально внутренний аксиальный канал сообщается только с одним из множества вторых радиально внутренних аксиальных каналов в данный момент времени.

[11] В дополнительном варианте ротор может дополнительно содержать продольный канал ротора, образованный в роторе, и канал ротора может проходить по всей длине ротора. В другом варианте узел для сбрасываемого шара, имеющий центральную полость, может быть соединен c ротором так, что центральная полость сообщается по текучей среде с каналом ротора. Узел для сбрасываемого шара может содержать первое седло шара, выполненное с возможностью приема первого сброшенного шара, закрывающего центральную полость для прохода бурового раствора, и второе седло шара, выполненное с возможностью приема второго сброшенного шара, открывающего закрытую центральную полость для прохода бурового раствора. Скважинный вибрационный инструмент может дополнительно содержать ударный инструмент, имеющий канал ударного инструмента, причем ударный инструмент? соединенный c статором так, что канал ударного инструмента и канал статора сообщаются по текучей среде.

[12] В другом варианте осуществления изобретения бурильная колонна может содержать компоновку низа бурильной колонны, имеющую буровое долото, соединенное с буровым двигателем, первый скважинный вибрационный инструмент, имеющий импульсный двигатель который включает в себя ротор, имеющий по меньшей мере два винтовых зуба по длине ротора, и статор, окружающий канал статора и имеющий по меньшей мере три винтовых зуба по длине статора. Ротор размещен в канале статора и выполнен с возможностью нутации в статоре. Первый вибрационный инструмент может также содержать импульсный клапанный узел, расположенный ниже по потоку от импульсного двигателя, импульсный клапанный узел.

[13] В первом варианте первый скважинный вибрационный инструмент может содержать ударный инструмент, присоединенный выше статора. Скважинный вибрационный инструмент может быть выполнен с возможностью генерирования импульсов, имеющих две или более отличающихся амплитуд импульсов. Альтернативно, скважинный вибрационный инструмент может быть выполнен с возможностью генерирования импульсов на двух или более отличающих частотах импульсов.

[14] Во втором варианте первый скважинный вибрационный инструмент может содержать узел для сбрасываемого шара, выполненный с возможностью активирования и деактивирования первого скважинного вибрационного инструмента, и бурильная колонна дополнительно содержит второй скважинный вибрационный инструмент, отнесенный от первого скважинного вибрационного инструмента на длину бурильной трубы.

[15] В третьем варианте осуществления изобретение может обеспечивать скважинный вибрационный инструмент который содержит винтовой забойный (объемный) двигатель по типу обращенного насоса Муано, имеющий статор, окружающий канал статора. Канал статора может образовывать по меньшей мере три винтовых зуба, проходящих по длине статора. Ротор может быть расположен в канале статора и иметь по меньшей мере два винтовых зуба, проходящих по длине ротора, так что ротор выполнен с возможностью нутации в статоре. Двигатель может дополнительно содержать импульсный клапанный узел. Скважинный вибрационный инструмент может дополнительно содержать ударный инструмент, имеющий канал ударного инструмента, причем ударный инструмент, соединенный c двигателем так, что канал ударного инструмента и канал статора сообщаются по текучей среде.

[16] Двигатель выполнен с возможностью генерирования множества отличающихся импульсов в цикле вращения двигателя. В первом варианте множество отличающихся импульсов содержит импульсы, имеющие две или более отличающихся амплитуд. В другом варианте множество отличающихся импульсов содержит импульсы, имеющие две или более отличающихся длин волны.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[17] На фиг. 1 показан вид сбоку бурильной колонны, содержащей один вариант осуществления скважинного вибрационного устройства.

[18] На фиг. 2 показан вид сбоку с сечением бурильной колонны фиг. 1 без бурового долота.

[19] На фиг. 3 показан с увеличением вид сбоку с сечением верхней части бурильной колонны фиг. 1, содержащей возможный механизм управления работой.

[20] На фиг. 4 показан с увеличением вид сбоку с сечением нижней части бурильной колонны фиг. 1, содержащей скважинное вибрационное устройство.

[21] На фиг. 5 показан вид сбоку разобранной бурильной колонны фиг. 1 без бурового долота.

[22] На фиг. 6 с увеличением показан вид сбоку разобранной нижней части бурильной колонны фиг. 1, содержащей сопло, которое может быть установлено в канале ротора.

[23] На фиг. 7 с увеличением показан вид сбоку разобранной нижней части бурильной колонны фиг. 1, содержащей компоненты скважинного вибрационного устройства.

[24] На фиг. 8 показан вид сверху первого клапанного диска бурильной колонны фиг. 1.

[25] На фиг. 9 показан вид снизу первого клапанного диска фиг. 8.

[26] На фиг. 10 показан вид сверху второго клапанного диска бурильной колонны фиг. 1.

[27] На фиг. 11 показан вид снизу второго клапанного диска фиг. 10.

[28] На фиг. 12 схематично показана конфигурация отверстий второго клапанного диска фиг. 10.

[29] На фиг. 13 схематично показан первый клапанный диск и второй клапанный диск при нутации первого клапанного диска относительно второго клапанного диска.

[30] На фиг. 14 показан комплект графиков для условия постоянной амплитуды и постоянной длины волны скважинного вибрационного инструмента. Первый график иллюстрирует положение ротора двух клапанных дисков фиг. 13 и соответствующую общую площадь проходного сечения двух клапанных дисков, когда первый клапанный диск нутирует относительно второго клапанного диска. Второй график иллюстрирует положение ротора двух клапанных дисков фиг. 13 и соответствующий импульс давления в скважинном вибрационном инструменте.

[31] На фиг. 15 показан комплект графиков, аналогичных показанным на фиг. 14, но в смешанном режиме работы скважинного вибрационного инструмента с варьирующейся амплитудой и постоянной длиной волны скважинного вибрационного инструмента.

[32] На фиг. 16 показан комплект графиков аналогичных показанным на фиг. 14, но для условия варьирующейся амплитуды и варьирующейся длины волны скважинного вибрационного инструмента.

[33] На фиг. 17 показан ряд схем альтернативного варианта осуществления первого клапанного диска и второго клапанного диска, когда первый клапанный диск нутирует относительно второго клапанного диска.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[34] На фиг. 1 показана бурильная колонна 100, которой ведут бурение в подземном пласте или породе S1. Бурильная колонна 100 может содержать верхнюю компоновку из звеньев бурильной трубы, соединенную с компоновкой 101 низа бурильной колонны. Компоновка 101 низа бурильной колонны может содержать верхние части из звеньев бурильной трубы, стабилизаторы или утяжеленные бурильные трубы 102, скважинный вибрационный инструмент 104, составленный из импульсного инструмента 106 и, как вариант, ясса или ударного инструмента 108.

[34] Ударный инструмент 108 может приводиться в действие импульсным инструментом 106. Импульсный инструмент 106 может создавать последовательность импульсов давления. Данные импульсы давления могут обеспечивать ударное действие в направлении, по существу, параллельном оси бурильной колонны 100. Ударный инструмент 108 в одном примере может содержать канал ударного инструмента, образующий цилиндр, в котором выполнен с возможностью скольжения пустотелый поршень. Наружная поверхность поршня может быть уплотнена на внутренней поверхности цилиндра такими уплотнениями, как кольца круглого сечения, при этом пустотелая центральная часть поршня образует сквозной проход для бурового раствора. Поршень может быть соединен с шпинделем, также имеющим пустотелый центральный проход или канал шпинделя. Шпиндель может выступать наружу из цилиндра, и наружная поверхность также уплотняется на внутренней поверхности цилиндра. Увеличение давления бурового раствора в ударном инструменте 108 в сравнении с давлением бурового раствора снаружи ударного инструмента может выдвигать шпиндель из корпуса. По меньшей мере одна, работающая на сжатие пружина, может быть установлена для обеспечения упругой силы сопротивления в обоих направлениях, по существу, параллельных оси бурильной колонны 100. Пружина может быть расположена между уступом на шпинделе и уступом цилиндра. Бурильная колонна 102 предпочтительно соединена с ударным инструментом 108 так, что внутренняя камера или канал цилиндра, а также проходы шпинделя и поршня сообщаются по текучей среде с каналом бурильной колонны, и буровой раствор может проходить из бурильной колонны сверху через канал шпинделя в бурильную колонну, присоединенную снизу. При этом, увеличенное давление бурового раствора в ударном инструменте 108 выжимает шпиндель наружу, а пружина сопротивляется силам, толкающим шпиндель назад в полость корпуса. При этом может быть реализовано Ударное или сотрясающее действие. В многих вариантах осуществления ударный инструмент 108 размещен выше по потоку от импульсного инструмента 106, при этом импульсы давления текучей среды от импульсного инструмента действуют на поршень ударного инструмента.

[36] Буровое долото 110 может быть присоединено к нижнему концу бурильной колонны 100. Скважинный вибрационный инструмент 104 может быть отделен от бурового долота 110 промежуточной частью 103 бурильной колонны, которая может содержать дополнительные звенья бурильной трубы, утяжеленные бурильные трубы, переводники, такие как стабилизаторы, расширители, ударные инструменты и разбуриватели, а также дополнительные скважинные инструменты. Дополнительные скважинные инструменты могут содержать буровые двигатели для вращения бурового долота 110 и инструменты измерения во время бурения или каротажа во время бурения, а также дополнительные скважинные вибрационные инструменты. Скважинный вибрационный инструмент 104 и, как вариант, другие скважинные переводники, инструменты и двигатели могут приводиться в действие потоком бурового раствора, подаваемым насосом по сквозному каналу, который проходит по длине бурильной колонны 100.

[37] На фиг. 2-4 показаны различные компоненты бурильной колонны 100 с сечениями. На фиг. 2 показан бурильный ударный инструмент 108, соединенный в общем с трубной наружной стенкой или основным корпусом 112 силовой части 119 импульсного инструмента 106. Импульсный инструмент 106 может быть соединен с остальными частями бурильной колонны 100 так, что его сквозной канал в общем поддерживает сообщение по текучей среде с каналами остальных частей бурильной колонны 100. Соединение может быть любым подходящим соединением, в том числе, но без ограничения этим, резьбовым соединением. Вставка прохода потока может быть закреплена в основном корпусе 112 и сопла прохода потока могут быть ввинчены во вставку прохода потока.

[38] Импульсный инструмент 106 может в общем содержать импульсный двигатель и импульсный клапан, расположенный в основном корпусе 112. Предпочтительно, импульсный двигатель является винтовым забойным двигателем по типу обращенного насоса Муано. Поэтому импульсный двигатель предпочтительно содержит статор 114, выполненный в нем, или выполненный, как часть наружной стенки 112, окружающей внутренний сквозной канал. Внутренняя поверхность статора содержит некоторое число винтовых выступов, проходящих по длине статора 114, и образует гребни и выемки в стенке статора, которые видны в поперечном сечении. Импульсный двигатель дополнительно предпочтительно содержит ротор 116 в сквозном канале импульсного двигателя, способный вращаться под действием текучей среды, такой как буровой раствор, подаваемой насосом по бурильной колонне 100. Аналогично статору, 114, ротор 116 содержит некоторое число винтовых выступов, проходящих по длине его наружной поверхности. В общем случае для двигателя по типу обращенного насоса Муано статор 114 импульсного инструмента 106 имеет больше выступов, чем ротор 116. Вместе с тем, роторы 116 некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения предпочтительно содержат два или более винтовых выступов, и статор 114 имеет по меньшей мере три винтовых зуба. Имеющий два или более выступов, ротор 116 вращается в статоре 114 с нутационным движением, и его наружные винтовые поверхности стыкуются с внутренними винтовыми поверхностями статора для образования скользящих уплотнений, которые герметизируют соответствующие полости. В отличие от ротора с одним зубом, где конец ротора совершает линейное колебание или поперечное движение, наложенное на его основное вращение, роторы с множеством зубьев, предпочтительно включаемые в состав в вариантах осуществления настоящего изобретения, нутируют и таким образом совершают вторичное вращение в дополнение к основному вращению ротора.

[39] Буровой раствор, подаваемый насосом по каналу бурильной колонны 100, входит в импульсный инструмент 106 из верхнего переводника 102. Поток бурового раствора может затем проходить через вставку и/или сопла прохода потока, если включены в состав, и в полости, образованные между статором 114 и ротором 116. Давление бурового раствора, входящего в полости, и перепад давления на скользящих уплотнениях обуславливает вращение ротора 116 с заданной скоростью, связанной с расходом бурового раствора.

[40] Ротор 116 может дополнительно содержать канал 118 ротора, выполненный в нем. Канал 118 ротора может обеспечивать проход по меньшей мере некоторый части бурового раствора через силовую секцию 119 бурильной колонны 100 без передачи вращения на ротор 116. При этом, силовую секцию 119 можно полностью деактивировать посредством полного открытия канала 118 ротора. Закрытие канала 118 ротора может активировать силовую секцию 119, заставляя текучую среду проходить между статором 114 и ротором 116 вместо прохождения через канал ротора. Бурильная колонна 100 может содержать канал 118 ротора, способный к открытию в любой нужной степени между полностью открытым и полностью закрытым положением для создания требуемого расхода в силовой секции 119, обеспечивающего соответствующее вращение ротора 116.

[41] Как показано на фиг. 3, нижнее звено верхнего переводника 102 может содержать узел 120 для сбрасываемого шара для механического открытия и закрытия пути прохода текучей среды в канал 118 ротора. Пользуясь такими компонентами, как узел 120 для сбрасываемого шара, оператор может закрывать или открывать канал 118 ротора с поверхности. Вначале скважинный вибрационный инструмент 104 может находиться в нерабочем состоянии, когда бурильная колонна 100 проходит вертикальный участок ствола, для предотвращения вибраций, повреждающих компоненты бурильной колонны и оборудование на поверхности. При оставлении канала 118 ротора полностью открытым, без блокирования узла 120 для сбрасываемого шара, весь буровой раствор может проходить напрямую через канал ротора и обходить уплотненные полости между статором 114 и ротором 116. Когда буровой раствор обходит уплотненные полости между статором 114 и ротором 116, ротор не вращается, и скважинный вибрационный инструмент 104 остается не работающим. Когда требуется и/или необходимо активирование скважинного вибрационного инструмента 104, небольшой шар, который достаточно мал для прохода через часть 121A с большим отверстием седла, но слишком велик для прохода через часть 121В с малым отверстием седла, может быть подан насосом вниз по бурильной колонне 100 с поверхности. Малый шар может механически закрыть канал 118 ротора, закрыв часть 121В с малым отверстием седла. Полученное в результате перенаправление бурового раствора может активировать силовую секцию 119, заставляя буровой раствор проходить через уплотненные полости между статором 114 и ротором 116 вращая ротор. Силовую секцию 119 можно вновь деактивировать, повторно полностью открыв канал 118 ротора в нужном случае. Данное повторное открытие можно осуществить посредством подачи насосом большого шара вниз по бурильной колонне 100 с поверхности. Большой шар может быть слишком большим для прохода через часть 121A с большим отверстием седла, что обуславливает разрушение срезных штифтов 123, когда обеспечивают достаточный расход бурового раствора, подаваемого насосом. После того, как заданная сила от действия бурового раствора разрушает срезные штифты 123, узел 120 для сбрасываемого шара укорачивается и обеспечивает проход бурового раствора вокруг верха узла для сбрасываемого шара и в отверстия 125 узла для сбрасываемого шара, чтобы вновь установить сообщение по буровому раствору с каналом 118 ротора. Когда буровой раствор не перенаправляется в уплотненные полости между статором 114 и ротором 116, силовая секция 119 вновь становится деактивированной. Данное избирательное активирование и деактивирование обеспечивает использование многочисленных скважинных вибрационных инструментов 104 в бурильной колонне 100, и каждый из скважинных вибрационных инструментов можно активировать, когда целесообразно, по условиям бурения.

[42] Способность открывать и закрывать канал 118 ротора может быть востребована в некоторых вариантах осуществления бурильной колонны 100. Бурильные инструменты, способные использовать генерирование импульсов бурового раствора, обычно не вводят в бурильную колонну до начала бурения боковых стволов в породе S1. Основной причиной для такого выбора времени данного введения являются вибрации, вызываемые данными инструментами, когда их спускают в скважину в вертикальной секции. Данные вибрации могут создавать проблемы буровому оборудованию на поверхности. Традиционно, когда достигнута проектная глубина, колонна должна быть поднята из скважины, вибрационный инструмент должен быть введен в колонну и, наконец, колонна должна быть спущена обратно в скважину. Благодаря реализации возможности включения вибрирующего инструмента в деактивированном состоянии в состав колонны во время бурения вертикальной секции, инструмент можно активировать с поверхности, когда достигнута проектная глубина. Данный новый способ может давать большую экономию затрат, связанную с экономией времени, которое в ином случае тратится на спуск бурильной колонны в скважину и ее подъем из скважины. Способ может также обеспечивать значительный гибкость работы оператору в отношении размещения инструмента по длине боковой секции. Способ может даже обеспечивать оператору возможность размещения многочисленных вибрационных инструментов в одной бурильной колонне.

[43] Как показано на фиг. 2 и 4, снабженный каналами соединительный блок 122 может быть соединен с ротором 116. Предпочтительно, снабженный каналами соединительный блок 122 выполнен с возможностью вращения с ротором 116. Например, снабженный каналами соединительный блок 122 может быть неподвижно соединен с ротором 116 соединением с прессовой посадкой, шпоночным соединением с ротором 116, резьбовым соединением или любым другим подходящим механическим соединением. Буровой раствор, проходящий через канал 118 ротора, может продолжать проход через продольный канал 124 снабженного каналами соединительного блока. В некоторых вариантах осуществления, сопло 126 может быть соединено со снабженными каналами соединительным блоком 122. Сопло 126 может быть выполнено с возможностью управления объемом бурового раствора, входящего в канал 118 ротора выше по потоку от сопла. При этом, можно управлять объемом бурового раствора, обходящего уплотненные полости между статором 114 и ротором 116. Снабженный каналами соединительный блок 122 может дополнительно содержать по меньшей мере один канал 128. Канал 128 соединительного блока может быть выполнен с возможностью обеспечения прохода бурового раствора радиально внутрь снаружи от снабженного каналами соединительного блока 122 в полость 130 снабженного каналами соединительного блока. Буровой раствор, проходящий через уплотненные полости между статором 114 и ротором 116 может поэтому повторно встречаться с буровым раствором, проходящим через канал 118 ротора и продольный канал 124 снабженного каналами соединительного блока.

[44] С помощью тщательного лимитирования величины расхода бурового раствора, проходящего через канал 118 ротора, с применением, например, сопла 126 или аналогичного устройства, можно дополнительно управлять расходом бурового раствора, проходящего через уплотненные полости между статором 114 и ротором 116. Данная конфигурация может обеспечивать оператору управление скоростью вращения ротора 116 при поддержании требуемой скорости подачи насосом бурового раствора. Конфигурация дополнительно обеспечивает оператору управление требуемым импульсом и при этом частотой аксиальных колебаний.

[45] Импульсный инструмент 106 дополнительно содержит первый клапанный диск 132, который может быть соединен со снабженным каналами соединительным блоком 122. Предпочтительно, первый клапанный диск 132 выполнен с возможностью вращения со снабженным каналами соединительным блоком 122 и ротором 116. В некоторых вариантах осуществления первый клапанный диск 132 может быть запрессован или посажен со шпонкой на снабженный каналами соединительный блок 122 так, что верхняя поверхность клапанного диска 132 образует нижнюю поверхность стенки полости 130 снабженного каналами соединительного блока. Нижняя планарная поверхность первого клапанного диска 132 упирается и предпочтительно стыкуется с верхней планарной поверхностью второго клапанного диска 138 для образования скользящего уплотнения, чтобы первый клапанный диск 132 мог скользить вбок относительно второго клапанного диска 138, поддерживая непроницаемое для текучей среды уплотнение. Второй клапанный диск также является частью импульсного инструмента 106. Когда первый клапанный диск 132 прикреплен к ротору 116 и вращается с ним, второй клапанный диск 138 предпочтительно является стационарным и может быть неподвижно прикреплен к основному корпусу 112 либо напрямую или через последовательность соединителей и адаптеров.

[46] Как также показано на фиг. 8 и 9, первый клапанный диск 132 может содержать многочисленные отверстия или каналы, которые проходят аксиально через первый клапанный диск 132 и обеспечивают проход бурового раствора, который собирается в снабженной каналами полости 130 соединительного блока для прохода вниз через бурильную колонну 100.

[47] Первый клапанный диск 132 может содержать варьирующиеся устройства аксиальных каналов, при этом каналы имеют отличающиеся размеры, формы, радиальные смещения относительно центра клапанного диска и угловые положения по окружности диска. Например, первый клапанный диск 132 может содержать один или несколько первых наружных аксиальных каналов 134 и один или несколько первых внутренних аксиальных каналов 136, образованных в первом клапанном диске. Второй клапанный диск 138 может также содержать варьирующиеся устройства наружных аксиальных каналов 140 и внутренних аксиальных каналов 142, где каналы имеют отличающиеся размеры, формы, радиальные смещения относительно центра клапанного диска и угловые положения по окружности диска. Устройство каналов во втором клапанном диске 138 может отличаться от устройства в первом клапанном диске 132.

[48] Как также показано на фиг. 10 и 11, второй клапанный диск 138 может содержать один или несколько вторых наружных аксиальных каналов 140. Вторые наружные аксиальные каналы 140 могут быть выполнены с возможностью обеспечивать сквозной проход бурового раствора. Буровой раствор может проходить через соответствующий первый наружный аксиальный канал 134 и второй наружный аксиальный канал 140, когда первый наружный аксиальный канал по меньшей мере частично перекрывается с вторым наружным аксиальным каналом во время вращения первого клапанного диска 132 относительно второго клапанного диска 138. Второй клапанный диск 138 может дополнительно содержать множество вторых внутренних аксиальных каналов 142. Как показано схематично на фиг. 12, вторые внутренние аксиальные каналы 142 могут каждый иметь отличающиеся площади или размеры проходного сечения и могут быть расположены вокруг продольной оси 146 второго клапанного диска 138 на варьирующихся позициях. Многие варианты осуществления содержат три вторых внутренних аксиальных каналы 142 трех отличающихся диаметров. В некоторых вариантах осуществления вторые внутренние аксиальные каналы 142 могут быть разнесены на равные углы друг от друга вокруг продольной оси второго клапанного диска 138 как показано на фиг. 13. В других вариантах осуществления вторые внутренние аксиальные каналы 142 может быть разнесены на не равные углы относительно угловой опорной линии 144 вокруг продольной оси 146 второго клапанного диска 138, как показано на фиг. 12. Иначе говоря, каждый из имеющих отличающиеся размеры вторых внутренних аксиальных каналов 142 может быть выполнен радиально асимметрично так, что расстояние по окружности между соответствующими смежными отверстиями отличается от расстояния по окружности между другими соответствующими смежными отверстиями. Наружные аксиальные каналы 134, 140, а также первые внутренние аксиальные каналы 136 могут иметь вариации размеров, форм и позиций аналогичные вторым внутренним аксиальным каналам 142.

[49] Поскольку первые внутренние аксиальные каналы 134, образованные в первом клапанном диске 132, могут быть наклонены относительно продольной оси первого клапанного диска, первые внутренние аксиальные каналы 134 могут быть выполнены с возможностью сообщения только с одним из множества вторых внутренних аксиальных каналов 142, образованных во втором клапанном диске 138 в данный момент времени. В таких случаях, когда первый клапанный диск 132 нутирует относительно второго клапанного диска 138, первые внутренние аксиальные каналы 134 последовательно сообщается с каждым из множества вторых внутренних аксиальных каналов 142. В общем, когда первый клапанный диск 132 со скольжением вращается на втором клапанном диске 138, буровой раствор проходит через первый и второй диски 132, 138 клапана с варьирующимся давлениями и расходами, когда перекрывание между первыми аксиальными каналами и вторыми аксиальными каналами и, следовательно, проходное сечение, имеющееся для бурового раствора, варьируется. При фиксированном расходе принудительное нагнетание через сечение изменяемой площади образует импульсы давления выше по потоку и ниже по потоку от клапанных дисков. Данный цикл создания сообщения первых внутренних аксиальных каналов 134 с каждым из множества вторых внутренних аксиальных каналов 142 показан схематично на фиг. 13.

[50] Комбинация периодического сообщения между первыми наружными аксиальными каналами 134 и вторыми наружными аксиальными каналами 140 и периодического сообщения между первыми внутренними аксиальными каналами 136 и каждым из множества вторых внутренних аксиальных каналов 142 может обеспечивать буровому раствору проход через оба, первый клапанный диск 132 и второй клапанный диск 138 во все моменты времени. Иначе говоря, каналы или отверстия 134, 136 в первом клапанном диске 132 и каналы или отверстия 140, 142 во втором клапанном диске 138 могут быть выполнены такими, что по меньшей мере одно отверстие первого клапанного диска может по меньшей мере частично перекрываться с по меньшей мере одним отверстием второго клапанного диска, вне зависимости от углового положения, занимаемого первым клапанным диском относительно второго клапанного диска.

[51] Второй клапанный диск 138 может быть соединен с адаптером 144. Во многих вариантах осуществления второй клапанный диск 138 может быть запрессован или посажен со шпонкой на адаптер 144. Адаптер 144 может затем соединяться с соединительный муфтой звена или нижним переводником 146. В некоторых вариантах осуществления адаптер 144 может быть запрессован или посажен со шпонкой на соединительную муфту 146 звена. Соединительный муфта 146 звена может быть соединена с трубным основным корпусом 112 силовой секцией 119 и импульсной секцией 106. Соединение может быть любым подходящим соединением, в том числе, но без ограничения этим, резьбовым соединением.

[52] С помощью разработки дисков 132, 138 клапана с геометрией, при которой получают многочисленные импульсы давления бурового раствора на каждый оборот ротора 116, может быть разработано минимальное полное проходное сечение (TFA) для получения отличающихся величин для каждого импульса. Каждая из данных отдельных минимальных величин TFA может давать отличающуюся амплитуду импульса. Данные отличающиеся амплитуды импульсов могут, в свою очередь, давать отличающиеся амплитуды колебаний, когда импульсы действуют на инструмент возбуждения колебаний, содержащий поршни и пружины. Зависимости TFA от положения ротора и амплитуды импульса от положения ротора показаны на фиг. 14-16.

[53] Как схематично показано на фиг. 17, альтернативный вариант осуществления бурильной колонны 100, содержащий первый клапанный диск 132, может иметь альтернативный второй клапанный диск 148. Альтернативный второй клапанный диск 148 может содержать вторые наружные аксиальные каналы 140, каждый из которых соединяется с соответствующим одним из вторых, направленных радиально внутрь, отверстий. В некоторых вариантах осуществления каждой из отверстий может напоминать тройник или три выступа, соединенные как одно отверстие. Естественно, каналы 140 могут иметь любую подходящую форму, и каждый канал может быть одинаковым с другими соответствующими каналами или отличающимся от них. Диски 132, 148 клапана могут функционировать, по существу, одинаково с дисками 132, 138 клапана, рассмотренными выше. Конструктивное решение, показанное на фиг. 17, может следовать форме или представлять формой гипоциклоид.

[54] В многих вариантах осуществления, раскрытых в данном документе, многочисленные амплитуды колебаний можно получать во время работы, применяя один клапанный узел (первый клапанный диск 132 и второй клапанный диск 138). Многие дополнительные варианты осуществления могут обеспечивать получение многочисленных амплитуд колебаний во время работы с применением только одного клапанного узла. Силовая секция 119 может преобразовывать гидравлическую энергию, подаваемую в бурильную колонну, в механическую энергию вращения. Скорость вращения силовой секции 119 может быть строго функцией объемного расхода, производимого насосом через силовую секцию. Силовая секция 119 тогда может приводить в действие клапан, который может изменять TFA потока, проходящего через канал 118 ротора. Конкретнее, силовая секция 119 может приводить первый клапанный диск 132 во вращение относительно второго клапанного диска 138. Геометрия отверстий 136, 142 в дисках 132, 138 клапана может обеспечивать получение отличающихся минимальных и максимальных величин TFA в одном цикле вращения силовой секции 119, как показано на фиг. 16. Данные конфигурации могут производить колебания смешанного режима (MMO), что может быть выгодным для механизмов бурильной колонны. Данная конфигурация может дополнительно обеспечивать скважинные вибрационные инструменты 104, производящие колебания с варьирующимися длинами волны. Варьирующиеся длины волны могут обеспечивать скважинным вибрационным инструментам 104, генерирование многочисленных комбинаций частот колебаний с применением только одной силовой секции 119 и одного узла 132, 138 клапана. Вероятность совпадения вибраций, генерируемых данными многочисленными колебаниями с собственной частотой бурильной колонны 100 можно значительно уменьшить в сравнении с скважинными вибрационными инструментами известных конструктивных решений. В практическом бурении считается предпочтительным предотвращение резонанса и вредных воздействий, которые могут его сопровождать во время бурения. Раскрытая конфигурация может дополнительно обеспечивать уменьшение частоты колебаний бурильной колонны 100 с поддержанием требуемой скорости подачи насосом бурового раствора.

[55] Дополнительным потенциальным преимуществом конфигурации настоящего раскрытия может быть уменьшение скорости вращения силовой секции 119 с сохранением генерирования требуемой частоты импульсов. Обычно частота в инструментах, применяемых с бурильной колонной 100, является функцией только скорости вращения ротора 116. Если необходима более высокая частота в обычной бурильной колонне 100, требуется более высокая скорость вращения. С возможностью получения многочисленных импульсов за один оборот ротора 116, вместе с тем, высокая скорость вращения ротора может не быть обязательной. С уменьшением требуемой скорости вращения ротора 116 вращающиеся компоненты бурильной колонны 100 могут иметь меньший износ и увеличенный рабочий ресурс. Надежность и показатели длительной работы бурильной колонны 100, поэтому, можно значительно улучшить. Кроме того, возможна оптимизация вибрации для конкретной бурильной колонны или программы скважины.

[56] Важно отметить, что многочисленные конфигурации дисков 132, 138 клапана можно считать принадлежащими объему настоящего раскрытия. Конфигурации клапана можно разрабатывать такими, что данная конфигурация клапана следует гипоциклоидному пути ротора 116 в силовой секции 119.

[57] Скважинный вибрационный инструмент содержит для создания импульсов винтовой забойный (объемный) двигатель по типу обращенного насоса Муано и клапанный узел для применения в бурильной колонне. Импульсный двигатель содержит ротор, выполненный с возможностью нутации в канале статора. Ротор имеет по меньшей мере два винтовых зуба, проходящих по длине ротора, и канал статора образует по меньшей мере три винтовых зуба, проходящих по длине статора. Клапанный узел содержит первый клапанный диск, соединенный с нижним концом ротора, и упирается во второй клапанный диск для образования скользящего уплотнения. Второй клапанный диск неподвижно соединен cо статором и остается стационарным. Первые каналы клапана проходят аксиально через первый клапанный диск, и вторые каналы клапана проходят аксиально через второй клапанный диск. Первые каналы клапана и вторые каналы клапана периодически перекрываются, когда первый клапанный диск скользит по второму клапанному диску для создания импульсов в буровом растворе, который подается насосом через инструмент для снабжения энергией двигателя и клапанного узла. Инструмент может генерировать импульсы отличающихся амплитуд и отличающихся длин волны в каждом цикле вращения. Инструмент дополнительно содержит узел для сбрасываемого шара, выполненный с возможностью активирования и деактивирования инструмента.

[58] Данное описание дает примеры для раскрытия изобретения и также для обеспечения практического применения изобретения любым специалистом в данной области техники, в том числе для изготовления и применения любых устройств или систем. Патентоспособный объем изобретения определен его формулой и может содержать другие примеры, приходящие в голову специалистам в данной области техники. Такие другие примеры относятся к объему формулы изобретения, если имеют конструктивные элементы, не отличающиеся от буквального языка формулы изобретения, или если содержат эквивалентные конструктивные элементы с несущественными отличиями от буквального языка формулы изобретения.

[59] Хотя варианты осуществления изобретения описаны с применением конкретных терминов, такое описание служит только для иллюстрации. Применяемые слова являются словами описания, а не ограничения. Понятно, что изменения и вариации могут быть выполнены специалистом в данной области техники без отхода от сущности или объема настоящего изобретения. В дополнение, следует понимать, что аспекты различных вариантов осуществления могут чередоваться в целом или в частично. Хотя приведены конкретные примеры вариантов применения объекта изобретения, предполагаются и другие варианты применения. Поэтому, сущность и объем формулы изобретения не ограничены описанием вариантов, содержащимся в данном документе.

Реферат

Группа изобретений относится к области создания пульсации потока и устройству создания пульсации потока для бурильной колонны. Скважинный вибрационный инструмент для бурильной колонны содержит импульсный двигатель, содержащий ротор, имеющий по меньшей мере два винтовых зуба по длине ротора, и статор, окружающий канал статора, причем статор имеет по меньшей мере три винтовых зуба по длине статора, при этом ротор размещен в канале статора и выполнен с возможностью нутации в статоре, импульсный клапанный узел, расположенный ниже по потоку от импульсного двигателя, содержащий первый клапанный диск, выполненный с возможностью нутации с ротором, причем первый клапанный диск содержит множество первых каналов, второй клапанный диск, расположенный ниже по потоку от первого клапанного диска. Второй клапанный диск содержит множество вторых каналов, неподвижно соединен с статором и упирается в первый клапанный диск с образованием скользящего уплотнения. По меньшей мере один из первых каналов сообщается по текучей среде с по меньшей мере одним из вторых каналов во всех положениях нутации первого клапанного диска относительно второго клапанного диска. Множество первых каналов содержит по меньшей мере один первый радиально наружный аксиальный канал, образованный в первом клапанном диске, и по меньшей мере один первый радиально внутренний аксиальный канал, образованный в первом клапанном диске. Множество вторых каналов содержит по меньшей мере один второй радиально наружный аксиальный канал, образованный во втором клапанном диске, и множество вторых радиально внутренних аксиальных каналов, образованных во втором клапанном диске. Каждый из первого и второго клапанных дисков имеет центральную ось. Каждый из первых и вторых аксиальных каналов имеет центральную ось. Каждый из радиально наружных аксиальных каналов имеет центральную ось, которая расположена радиально дальше от центральной оси его соответствующего клапанного диска, чем центральная ось каждого из радиально внутренних аксиальных каналов на том же клапанном диске. Обеспечивается уменьшение трения между бурильной колонной и стволом скважины, повышение скорость проходки, непрерывность перемещения и передачи низкой осевой нагрузки на долото по бурильной колонне. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 17 ил.

Формула