Буровое долото для бурильного устройства

Группа изобретений относится к области бурения. Забойное бурильное устройство содержит корпус блока подшипников, образующий продольную ось и верхнюю и нижнюю части, причем верхняя часть корпуса блока подшипников выполнена с возможностью соединения с бурильной колонной, по меньшей мере один блок кольцевых подшипников, установленный в корпусе блока подшипников, и центральную часть бурового долота, по существу расположенную у нижнего конца корпуса блока подшипников и соединенную с ним, при этом центральная часть выполнена с возможностью вращения относительно продольной оси и имеет лопасти, присоединенные к ней, причем лопасти несут на себе множество резцов, при этом резцы выполнены с возможностью входа в контакт с подземным пластом породы, хвостовик, выступающий из центральной части, причем хвостовик выполнен интегральным или как одно целое с центральной частью или неразъемно соединен с центральной частью, и шпиндель, сцепляющийся с хвостовиком и образующий неразъемное соединение с ним. Неразъемное соединение не включает в себя повторно раскрепляемое соединение. Шпиндель проходит продольно в корпус блока подшипников и через по меньшей мере один блок кольцевых подшипников. Обеспечивается уменьшение длины устройства, а также увеличение срока эффективной службы долота. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

1. Область техники

[1] Данное изобретение относится в общем к буровым долотам вращательного бурения. В частности, буровое долото настоящего изобретения можно применять, например, в бурильном устройстве для бурения ствола скважины в геологическую среду.

2. Описание известного уровня техники

[2] Часто при бурении ствола скважины в геологическую среду забойный буровой двигатель подвешивается на нижнем конце бурильной колонны. Буровой раствор может подаваться по бурильной колонне и циркулировать через буровой двигатель, приводя во вращение буровое долото, при этом вращающееся буровое долото входит в контакт с подземным пластом породы для выполнения ствола скважины в нем. В некоторых случаях может требоваться наклонно-направленное бурение, т.e., может требоваться выполнение ствола скважины, отклоняющегося от вертикальной траектории.

[3] Некоторые механизмы, применяемые для данной цели, включают в себя кривой переводник, интегрированный в забойный буровой двигатель, обычно между силовым блоком двигателя и блоком подшипников. Кривой переводник обычно включает в себя изогнутый или изгибающийся конструктивный компонент, который несет блок подшипников, и буровое долото на своем нижнем конце, проходящее под небольшим углом к направлению бурильной колонны выше кривого переводника. Кривой переводник может образовывать фиксированный угол или угол может корректироваться. Когда требуется бурение в общем по прямой линии, вся бурильная колонна может непрерывно вращаться с поверхности, и двигатель могут активировать или не активировать. Когда требуется обеспечить отклонение траектории ствола скважины в заданном направлении, непрерывное вращение бурильной колонны останавливается, и бурильную колонну, кривой переводник, двигатель, а также долото ориентируют в требуемом направлении отклонения. Верхняя часть бурильной колонны удерживается в данном положении и запускается забойный двигатель. Так обеспечивается отклонение ствола скважины в требуемом направлении. Минимальный радиус поворота данных механизмов может ограничиваться частично длиной отрезка “от долота до точки изгиба”, которую можно в общем описать как расстояние от точки поворота кривого переводника до ведущей плоскости бурового долота.

[4] Другим типом бурильного устройства, которое можно применять для наклонно-направленного бурения, является роторная управляемая система (РУС). В общем, роторная управляемая система создает некоторый механизм для управления движением бурового долота в требуемом направлении, обычно не требующий остановки непрерывного вращения бурильной колонны с поверхности. Многие роторные управляемые системы включают в себя механизм для создания радиальной или направленной вбок силы относительно нижнего конца бурильной колонны для направления движения бурового долота по отклоняющейся от прямой линии траектории.

[5] Буровые долота, применяемые для вертикального бурения и/или наклонно-направленного бурения, могут требовать замены по ряду причин, в том числе при износе или разрушении поверхностей, входящих в контакт с породой подземного пласта. Часто буровые долота снабжаются резьбовым стыковочным устройством или другим соединением многократного действия на своем хвостовике, обеспечивающим отсоединение сломанного или изношенного бурового долота от нижнего участка двигателя и замены новым или восстановленным долотом.

[6] Усовершенствования конструктивных решений и режима работы буровых долот сделали возможным продление расчетной продолжительности работы долота до уровня расчетного, требуемого для долота в конкретном варианте применения или проекте. Поэтому теперь пользователь может арендовать буровое долото для применения в проекте и вернуть долото для последующего применения другим пользователем в другом проекте. Данное увеличение срока эффективной службы буровых долот оказало влияние на технические условия изготовления буровых долот для забойных буровых двигателей.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[7] В одном варианте осуществления настоящего изобретения забойное бурильное устройство включает в себя корпус блока подшипников, образующий продольную ось и верхнюю и нижнюю части. Верхняя часть корпуса блока подшипников выполнена с возможностью соединения с бурильной колонной, и по меньшей мере один блок кольцевых подшипников установлен в корпусе блока подшипников. Буровое долото соединяется с корпусом блока подшипников и может вращаться относительно продольной оси. Буровое долото включает в себя направляющий корпус, несущий на себе множество резцов для входа в контакт с подземным пластом породы, хвостовик, выступающий из направляющего корпуса, и шпиндель, сцепляющийся с хвостовиком и образующий неразъемное соединение с ним. Шпиндель проходит продольно в корпус блока подшипников и через по меньшей мере один блок кольцевых подшипников.

[8] Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения роторная управляемая система включает в себя корпус, имеющий верхний конец и нижний конец, при этом верхний конец корпуса выполнен с возможностью соединения с бурильной колонной. Роторная управляемая система также включает в себя механизм управления направлением движения, функционально выполненный с возможностью создания боковой силы относительно нижнего конца корпуса, и буровое долото, установленное по меньшей мере частично в корпусе. Буровое долото включает в себя направляющий корпус, несущий множество резцов, которые выполнены с возможностью входа в контакт с подземным пластом породы, и шпиндель, неразъемно соединенный c направляющим корпусом. Шпиндель проходит продольно в корпус.

[9] Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения буровое долото для применения в бурильном устройстве включает в себя направляющий корпус, несущий на себе множество резцов, и шпиндель, неразъемно соединенный c направляющим корпусом. Шпиндель выполнен с возможностью прохода в корпус бурильного устройства и вращения в нем. Шпиндель включает в себя по меньшей мере одну входящую в контакт поверхность на нем для входа в контакт по меньшей мере с одним кольцевым подшипником.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[10] Настоящее изобретение можно лучше понять из следующего подробного описания с прилагаемыми фигурами. В соответствие со стандартной практикой в промышленности различные элементы показаны на чертежах без соблюдения масштаба.

[11] На фиг. 1A показано продольное сечение ствола скважины, который отклоняется от вертикали и содержит бурильное устройство, включающее в себя роторную управляемую систему согласно настоящему изобретению.

[12] На фиг. 1B показано продольное сечение ствола скважины в общем вертикальной ориентации, содержащего альтернативный вариант осуществления бурильного устройства согласно настоящему изобретению, которое включает в себя кривой переводник.

[13] На фиг. 2 показано продольное сечение компоновки низа бурильной колонны, включающей в себя забойный буровой двигатель и буровое долото, где может применяться либо роторная управляемая система, показанная на фиг. 1A, или бурильное устройство, показанное на фиг. 1B.

[14] На фиг. 3 показано с увеличением продольное сечение и вид сбоку бурового долота фиг. 2, иллюстрирующее неразъемное соединение между шпинделем и хвостовиком бурового долота.

[15] На фиг. 4A, 4B и 4C схематично показаны альтернативные варианты осуществления буровых долот, включающих в себя неразъемные соединения между шпинделем и хвостовиком.

[16] На фиг. 5 показана блок-схема устройства измерений во время бурения/каротажа во время бурения для применения с компоновкой низа бурильной колонны фиг. 2.

ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

[17] Понятно, что следующее изобретение предлагает много различных вариантов осуществления или примеров реализации различных признаков отличающихся вариантов осуществления. Конкретные примеры компонентов и устройств описаны ниже для упрощения представления изобретения. Данное, естественно, является только примерами, не накладывающими ограничений.

[18] На фиг. 1A показан один вариант осуществления бурового станка 10A, который можно применять для бурения ствола скважины 12A в геологическую среду. Буровой станок 10A включает в себя буровое долото 100 на своем ведущем конце согласно настоящему изобретению. Буровое долото 100 является компонентом компоновки 14A низа бурильной колонны, которая содержит роторную управляемую систему, соединенную с нижним концом бурильной колонны 16. Бурильная колонна 16 может приводиться во вращение с поверхности ротором 18 на бурильной платформе 20, и ротор 18 может приводиться во вращение двигателем 22. Буровая лебедка 24 оборудована для подъема и спуска бурильной колонны 16 и для приложения нагрузки на буровое долото 100 и снятия нагрузки с него.

[19] Компоновка 14A низа бурильной колонны включает в себя секцию 28 подшипников, которая обеспечивает вращение бурового долота 100 относительно бурильной колонны 16. Компоновка 14A низа бурильной колонны также включает в себя управляемую по направлению секцию 30, которая может применяться для поддержания или изменение общего направления движения бурового долота 100 при проходке компоновки 14A низа бурильной колонны глубже в геологическую среду. Например, управляемую по направлению секцию 30 можно применять для создания изгиба 34 в стволе скважины 12A, при котором ствол скважины 12A отклоняется от вертикали. Для достижения изгиба, например изгиба 34, управляемая по направлению движения секция 30 включает в себя радиально выдвигающиеся, прикладывающие боковые усилия элементы 38, которые избирательно вводятся в контакт с боковой стенкой ствола скважины 12A. Прикладывающие боковые усилия элементы 38 описаны более подробно в патенте US. Патент 7287605 полностью включен в данном документе виде ссылки. Следует учитывать, что различные другие механизмы управления направлением движения можно применять в объеме настоящего изобретения.

[20] Получающаяся крутизна изгиба 34, генерируемая буровым станком 10A, отчасти является функцией геометрии и конструктивных параметров компоновки 14A низа бурильной колонны. Компоновка 14A низа бурильной колонны имеет общую длину “L”, которой в общем соответствует не напрямую получающаяся крутизна изгиба 34, т.e. уменьшенная общая длина “L” может давать более крутой изгиб 34 и увеличенная общая длина “L” может давать изгиб 34 относительно более плавный.

[21] Буровое долото 100 может применяться в буровых системах различных альтернативных типов. Например, на фиг. 1B показан альтернативный вариант осуществления бурового станка 10B, который включает в себя буровое долото 100 и кривой переводник 40. Буровой станок 10B включает в себя наземное оборудование аналогичное оборудованию станка 10A (фиг. 1A), описанному выше, в том числе ротор 18, буровую платформу 20, двигатель 22 и буровую лебедку 24. Буровой станок 10B также включает в себя компоновку 14B низа бурильной колонны, подвешенную под кривым переводником 40. Компоновка 14B низа бурильной колонны может вращаться вместе с кривым переводником 40 с поверхности, например, ротором 18 для выполнения ствола скважины 12B, который имеет в общем вертикальную ориентацию. Когда требуется отклонение ствола скважины 12B в общем от вертикальной ориентации, компоновка 14B низа бурильной колонны включает в себя силовой блок 46 (фиг. 2), который можно активировать для вращения бурового долота 100 без вращения кривого переводника 40. Ориентация кривого переводника 40 дает направление отклонения.

[22] Буровой станок 10B образует отрезок длины “B” от долота до точки изгиба, который дает продолжение получающейся крутизне отклонения в стволе скважины 12B. Отрезок длины “B” долото-точка изгиба можно в общем описать, как расстояние от точки поворота кривого переводника 40 до дальнего конца бурового долота 100. Другие устройства для наклонно-направленного бурения могут не иметь в составе кривого переводника или роторной управляемой системы, но при этом образовывать отрезок длины, дающий продолжение получающейся крутизне изгиба в стволе скважины. Другие буровые станки могут выполняться в общем для вертикального бурения. Любой из данных буровых станков как выполненный для наклонно-направленного бурения, так и для вертикального бурения, может применять буровое долото 100 в объеме настоящего изобретения.

[23] Показанная на фиг. 2 компоновка 14B низа бурильной колонны включает в себя секцию 28 подшипников, трансмиссионный блок 44 и силовой блок 46. Секция 28 подшипников включает в себя корпус 48 блока подшипников, который образует продольную ось X-X и имеет верхний конец 48a и нижний конец 48b. Применительно к данному документу, термин “верхний” относится к направлению или стороне компонента, которая ориентирована в направлении к устью скважины, к поверхности, а термин “нижний” относится к направлению или стороне компонента, которая ориентирована в направлении к забою ствола скважины, наиболее удаленному от поверхности. В корпусе 48 блока подшипников установлены верхние и нижние радиальные подшипники 50 и 52, а также блок 54 упорных подшипников для поддержки вращающегося бурового долота 100. Радиальные подшипники 50 и 52 несут радиальные нагрузки, воспринимаемые буровым долотом 100, и могут содержать по меньшей мере один кольцевой элемент, образующий кольцевую опорную поверхность. Радиальные подшипники 50 и 52 могут выполняться, например, из цементированного карбида вольфрама, или подходящей керамики, металла или другого материала. Блок 54 упорных подшипников создается в основном для несения вертикальных или продольных нагрузок и может содержать шарикоподшипники, перемещающиеся по кольцевым дорожкам, армированные поликристаллическими синтетическими алмазами (PDC) подшипники, или другие подходящие устройства известной техники. Буровое долото 100 проходит продольно через каждый из подшипников 50, 52, 54 и выступает от нижнего конца 48b корпуса 48 блока подшипников. Секция 28 подшипников может также применяться в компоновке 14A низа бурильной колонны.

[24] Трансмиссионный блок 44 включает в себя трансмиссию 58, служащую для передачи механического движения, например вращения, с силового блока 46 на буровое долото 100. Трансмиссия 58 может содержать, например, жесткий или гибкий приводной вал, функционально соединенный с буровым долотом 100. Силовой блок 46 включает в себя ротор 62, статор 64, необязательный фиксатор 66 ротора и верхний переводник 68. Верхний переводник 68 создает стыкующее устройство для соединения компоновки 14 низа бурильной колонны с бурильной колонной 16. Как обычно для забойных буровых двигателей, силовой блок 46 выполнен так, что проход бурового раствора через него приводит во вращение ротор 62 относительно статора 64. Создаваемое вращение ротора 62 может являться эксцентричным или концентричным вращением относительно статора 64.

[25] Показанное на фиг. 3 буровое долото 100 в общем включает в себя направляющий корпус 102, хвостовик 104 и шпиндель 106. Продольный канал 108 выполнен проходящим через буровое долото 100 для обеспечения сквозного прохода бурового раствора через него.

[26] Направляющий корпус 102 включает в себя множество лопастей 110, выступающих из центральной части 112. Центральная часть 112 может выполняться из закаленного стального сплава или нержавеющей стали, и лопасти 110 могут крепиться к центральной части 112 крепежными устройствами, сваркой, отливкой под давлением и т.д. Множество резцов 114 устанавливаются на лопастях 110. Резцы 114 могут содержать поверхности, выполненные из карбида вольфрама, PCD или других материалов, подходящих для входа в контакт с подземным пластом породы. Следует учитывать, что приемлемыми являются и другие конфигурации направляющего корпуса 102, например конфигурации долот с коническими шарошками, или т.п. Хвостовик l04 выступает из направляющего корпуса и создает стыковочные поверхности для соединения со шпинделем 106. Хвостовик 104 может выполняться интегральным или как одно целое с центральной частью 112 направляющего корпуса 102, например, из единой заготовки, ковкой, прокатом экструдированием и т.д. или соединяться с центральной частью 112 сваркой или аналогичным способом.

[27] Шпиндель 106 упирается в хвостовик 104 и образует неразъемное соединение 118 с ним. В данном описании термин “неразъемное” означает, что соединение 118 не может разъединяться без повреждения или разрушения соединенных компонентов. Неразъемное соединение 118 показано как стыковое сварное соединение, выполненное между смежными поверхностями 120, 122 шпинделя 106 и хвостовика 106 соответственно. Стыковое сварное соединение 118 отличается сваркой 124, при которой базовые материалы хвостовика 104 и шпинделя 106 нагреваются выше своих соответствующих температур плавления для сплавления вместе в зоне в общем наружной периферии обеих смежных поверхностей 120, 122. Смежные поверхности 120, 122 могут выполняться в общем одинакового размера и формы, при этом хвостовик 104 и шпиндель 106 образуют непрерывную кольцевую форму в зоне 124 сварки.

[28] В других вариантах осуществления, например варианте осуществления, показанном на фиг. 4A, буровое долото 100a включает в себя хвостовик 104a и шпиндель 106a с не одинаковыми размерами и формой. Шпиндель 106a и хвостовик 104a входят в контакт друг с другом на смежных поверхностях 120a, 122a, и поскольку шпиндель 106a имеет сечение меньше сечения хвостовика 104a, поверхность 122a выходит радиально за пределы смежной поверхности 120a. Данное устройство обеспечивает выполнение по окружности углового сварного шва 124a вдоль участка поверхности 122a, который выступает радиально за пределы шпинделя 106a.

[29] В других вариантах осуществления неразъемное соединение может создаваться механизмами, иными чем сварка, в которых базовые материалы не плавятся. Например, можно создавать паяное соединение с мягким припоем, в котором заполняющий материал, или припой (обычно сплав олова, свинца или серебра), плавится и подается встык между шпинделем 106 и хвостовиком 104 без плавления базового материала шпинделя 106 и хвостовика 104. Альтернативно, можно создавать паяное соединение с твердым припоем. Пайка твердым припоем в общем включает в себя плавление заполняющего материала (обычно бронзы) при более высоких температурах, чем создаются при пайке с мягким припоем (обычно больше 450°C), и подачу заполняющего материала в стык между шпинделем 106 и хвостовиком 104.

[30] Другие механизмы могут включать в себя посадку с натягом, при которой один из шпинделя 106 и хвостовика 104 охлаждается или замораживается для обеспечения соединения с другим, и где посадка с натягом создается благодаря последующему расширению охлажденного или замороженного компонента при возврате к номинальной температуре. Также можно создать буровое долото 100b, в котором шпиндель 106b, хвостовик 104b и/или центральная часть 112b могут выполняться интегральными или представляющими одно целое компонентом, показанным на фиг. 4B. Шпиндель 106b, хвостовик 104b и центральная часть 112b могут проходить станочную обработку как одна деталь в заготовке из одного материала. Лопасти 110b и резцы 114b могут затем привариваться, припаиваться твердым припоем или припаиваться мягким припоем к центральной части 112b. Лопасти 100b и резцы 114b могут также крепиться адгезивами. В лопасти 110b центральную часть 122b или другие части бурового долота 100b можно импрегнировать сверхтвердые абразивные частицы (в дополнение к или как альтернативу резцам 114b), при этом буровое долото 100b можно характеризовать как импрегнированное долото.

[31] Другой вариант осуществления, показанный на фиг. 4C, можно характеризовать, как шарошечное коническое долото 100c. Шарошечное коническое долото 100c включает в себя множество конических шарошек 110c, включающих в себя множество резцов 114c, расположенных на них. Конические шарошки 110c соединяются со шпинделем 106c и хвостовиком 104c, которые выполнены как одно целое из одного материала или соединяются неразъемным соединением. Другие варианты осуществления могут включать в себя шпиндель, хвостовик и центральную часть, отлитые вместе под давлением как матрицу из разных материалов.

[32] Как также показано на фиг. 2 и 3, блок 130 измерений /каротажа во время бурения включен в состав переводника вблизи долота. Блок 130 измерений /каротажа во время бурения может крепиться на корпусе 48 блока подшипников (фиг. 2), на шпинделе 106 (На фиг. 3) или в другом подходящем месте. Как указано на фиг. 5, данный блок 130 включает в себя блок 132 питания, который может включать в себя батареи, турбины, приводимые в действие буровым раствором, и т.д., блок 134 обработки данных, запоминающие устройства 136 и устройства 138 передачи данных, которые могут включать в себя провода, устройства гидроимпульсной скважинной телеметрии и т.д. Блок 130 измерений /каротажа во время бурения соединяется с одним или несколькими датчиками 142, установленными в компоновке 14 низа бурильной колонны. Один или несколько датчиков 142 выполнены с возможностью ведения измерений, связанных с операциями бурения, например, таких параметров, как крутящий момент и осевая нагрузка на долото, и/или измерений, связанных с подземным пластом породы, например, электрического удельного сопротивления или плотности пласта. Блок 130 измерений /каротажа во время бурения поддерживает связь с приемником 144, который может устанавливаться на поверхность вблизи ствола скважины 12A, 12B, при этом информация может передаваться на устье скважины в приемник 144.

[33] В некоторых вариантах осуществления блок 130 измерений /каротажа во время бурения включает в себя магнитометр, выполненный с возможностью проведения измерений силы и направления магнитных полей. Магнитометр можно также оборудовать независимо от блока 130 измерений/каротажа во время бурения. Буровое долото 100, 100a, 100b и другие корпусные и приводные компоненты в таких вариантах осуществления можно конструировать из немагнитных или не железных материалов, например алюминия, титана или аналогичных сплавов. Немагнитный или не железный сплав содействует проведению измерений магнитометром.

[34] Понятно, что отрезок длины “B” от долота до точки изгиба компоновки 14B низа бурильной колонны и/или отрезок общей длины “L” компоновки 14A низа бурильной колонны является относительно коротким. Например, применяя неразъемное соединение 118 между шпинделем и хвостовиком 104 вместо повторно раскрепляемого соединения, можно получить отрезок длины “B” от долота до точки изгиба, или отрезок общей длины “L” короче на около 4-5 дюймов (102-127 мм). При этом компоновки 14A и 14B низа бурильной колонны могут обеспечивать относительно резкие изменения направления во время наклонно-направленного бурения. Также можно снизить затраты благодаря неразъемному соединению 118 в некоторых вариантах применения, например, при “поточном бурении”, где многочисленные стволы скважин можно бурить одновременно, особо обращая внимание на стандартизацию.

[35] Выше изложены признаки нескольких вариантов осуществления для лучшего понимания специалистом в данной области техники аспектов настоящего изобретения. Такие признаки можно заменять эквивалентными альтернативными признаками, только некоторые из которых описаны в данном документе. Специалисту в данной области техники понятно, что можно просто применять представленное изобретение как основу для разработки или модификации других способов и структур, служащих аналогичным целям и/или достижению преимуществ вариантов осуществления, представленных в данном документе. Специалисту в данной области техники кроме того понятно, что такие эквивалентные конструкции не отходят от сущности и объема настоящего изобретения и что можно выполнять различные изменения, замещения и замены в данном документе без отхода от сущности и объема настоящего изобретения.

[36] Реферат в конце данной заявки дан для удовлетворения требованиям 37 CFR § 1.72(b) по обеспечению читателю возможности быстро ознакомиться с техническим описанием. Реферат не ограничивает объем и не является интерпретацией формулы изобретения.

[37] Кроме того, заявитель однозначно намерен не ссылаться на 35 USC §112, параграф 6 для любых ограничений по любому из пп. формулы изобретения в данном документе, за исключением тех, для которых в формуле прямо применяется слово “средство” вместе со связанной функцией.

1. Забойное бурильное устройство, содержащее:

корпус блока подшипников, образующий продольную ось и верхнюю и нижнюю части, причем верхняя часть корпуса блока подшипников выполнена с возможностью соединения с бурильной колонной;

по меньшей мере один блок кольцевых подшипников, установленный в корпусе блока подшипников, и

центральную часть бурового долота, по существу расположенную у нижнего конца корпуса блока подшипников и соединенную с ним, при этом центральная часть выполнена с возможностью вращения относительно продольной оси и имеет лопасти, присоединенные к ней, причем лопасти несут на себе множество резцов, при этом резцы выполнены с возможностью входа в контакт с подземным пластом породы;

хвостовик, выступающий из центральной части, причем хвостовик выполнен интегральным или как одно целое с центральной частью или неразъемно соединен с центральной частью, и

шпиндель, сцепляющийся с хвостовиком и образующий неразъемное соединение с ним, причем неразъемное соединение не включает в себя повторно раскрепляемое соединение, при этом общая длина забойного бурильного устройства является короче, чем забойного бурильного устройства, включающего в себя повторно раскрепляемое соединение, причем шпиндель проходит продольно в корпус блока подшипников и через по меньшей мере один блок кольцевых подшипников.

2. Забойное бурильное устройство по п. 1, в котором неразъемное соединение является сварным соединением, выполненным между смежными поверхностями хвостовика и шпинделя.

3. Забойное бурильное устройство по п. 2, в котором смежные поверхности имеют разные размеры, при этом сварное соединение образует кольцевой угловой сварной шов.

4. Забойное бурильное устройство по п. 1, в котором неразъемное соединение выбрано из группы, состоящей из соединения пайкой с твердым припоем, соединения пайкой с мягким припоем, литого под давлением соединения матричных материалов и выполненных в виде единой детали шпинделя, хвостовика и центральной части.

5. Забойное бурильное устройство по п. 1, дополнительно содержащее двигатель, включающий в себя ротор, при этом ротор выполнен с возможностью приведения в действие буровым раствором, и при этом ротор функционально соединен с буровым долотом для обеспечения вращения последнего.

6. Забойное бурильное устройство по п. 1, дополнительно содержащее механизм управления направлением движения, функционально выполненный с возможностью создания боковой силы относительно нижнего конца корпуса блока подшипников, обеспечивающей корректировку общего направления бурового долота.

7. Забойное бурильное устройство по п. 1, дополнительно содержащее блок измерений во время бурения/каротажа во время бурения, установленный по меньшей мере на одном из следующего: корпусе блока подшипников и буровом долоте, причем блок измерений во время бурения/каротажа во время бурения поддерживает связь по меньшей мере с одним датчиком, выполненным с возможностью проведения измерений, связанных с операцией бурения.

8. Забойное бурильное устройство по п. 7, в котором блок измерений во время бурения/каротажа во время бурения включает в себя передающее устройство, выполненное с возможностью передачи информации, относящейся к измерениям, проводимым по меньшей мере одним датчиком, для приема на наземном оборудовании скважины.

9. Забойное бурильное устройство по п. 7, в котором по меньшей мере один датчик включает в себя магнитометр, при этом шпиндель и хвостовик выполнены из немагнитного материала.

10. Забойное бурильное устройство по п. 1, в котором по меньшей мере один блок кольцевых подшипников включает в себя верхние и нижние радиальные подшипники, отнесенные друг от друга в продольном направлении, и блок упорных подшипников, установленный в продольном направлении между верхними и нижними радиальными подшипниками.

11. Забойное бурильное устройство по п. 10, в котором блок упорных подшипников включает в себя по меньшей мере один шарикоподшипник с шариками, перемещающимися по меньшей мере по одной беговой дорожке.

12. Забойное бурильное устройство по п. 1, в котором множество резцов расположено на множестве конических шарошек.

13. Роторная управляемая система, содержащая:

корпус, включающий в себя верхний конец и нижний конец, причем верхний конец корпуса выполнен с возможностью соединения с бурильной колонной;

механизм управления направлением движения, функционально выполненный с возможностью создания боковой силы относительно нижнего конца корпуса, и

буровое долото, установленное по меньшей мере частично в корпусе, содержащее:

центральную часть, имеющую лопасти, присоединенные к ней, при этом лопасти несут на себе множество резцов, причем резцы выполнены с возможностью входа в контакт с подземным пластом породы, и

шпиндель, соединенный с центральной частью посредством неразъемного соединения, причем неразъемное соединение не включает в себя повторно раскрепляемое соединение, при этом длина бурового долота является короче, чем бурового долота, включающего в себя повторно раскрепляемое соединение, причем шпиндель проходит продольно в корпус.

14. Роторная управляемая система по п. 13, дополнительно содержащая по меньшей мере один блок кольцевых подшипников, установленный в корпусе, причем блок кольцевых подшипников включает в себя подшипниковый статор и подшипниковый ротор, соединенные друг с другом на подшипниковом стыковочном устройстве, при этом подшипниковый статор опирается на корпус, оставаясь неподвижным относительно корпуса, и подшипниковый ротор входит в контакт со шпинделем бурового долота для вращения вместе с ним относительно корпуса.

15. Роторная управляемая система по п. 13, дополнительно содержащая блок измерений во время бурения/каротажа во время бурения, установленный на корпусе, причем блок измерений во время бурения/каротажа во время бурения поддерживает связь по меньшей мере с одним датчиком, выполненным с возможностью проведения измерений, связанных с операцией бурения.

16. Буровое долото для применения в бурильном устройстве, причем буровое долото содержит:

центральную часть, имеющую лопасти, присоединенные к ней, при этом лопасти несут на себе множество резцов, причем резцы выполнены с возможностью входа в контакт с подземным пластом породы, и

шпиндель, соединенный с центральной частью посредством неразъемного соединения, причем неразъемное соединение не включает в себя повторно раскрепляемое соединение, при этом длина бурового долота является короче, чем бурового долота, включающего в себя повторно раскрепляемое соединение, причем шпиндель выполнен с возможностью прохода в корпус системы бурильного устройства и вращения в нем, при этом шпиндель включает в себя по меньшей мере одну контактную поверхность для входа в контакт по меньшей мере с одним кольцевым подшипником.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области бурения. Срезной болт с двумя состояниями, содержащий корпус, образующий камеру и имеющий срезную часть, и штифт, который размещен в камере и который выполнен с возможностью перемещения между срезаемым положением и несрезаемым положением, удержания внутри срезной части с помощью удерживающего механизма в несрезаемом положении и перемещения из несрезаемого в срезаемое положение для срезания болта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - снижение паронефтяного отношения при разработке залежей тяжелой нефти или природного битума, увеличение темпа выработки залежей, снижение количества очищенной пресной воды, необходимой для генерации пара.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает установку в скважину высокопрочных НКТ, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, герметизацию устья скважины, установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочих гибких НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающих гибких НКТ, подачу жидкости в межколонное пространство НКТ/гибкие НКТ, перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство.

Изобретение относится к отклоняющим устройствам для вырезки окна в обсадной колонне с целью последующего бурения бокового ствола. Устройство содержит закрепленный на колонне бурильных труб полый фрезер-райбер.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - вовлечение в разработку слабопроницаемых зон, повышение равномерности вытеснения, повышение охвата воздействием, создание равномерной паровой камеры в неоднородном по проницаемости пласте.

Изобретение относится к устройствам для теплового бурения скважин во льду и может быть использовано для исследования внутреннего строения ледников и нагромождений морского льда - торосов и стамух.

Регулируемый скважинный изогнутый инструмент для присоединения к бурильной колонне содержит цилиндрический первый корпус, определяющий первую продольную ось, цилиндрический второй корпус, определяющий вторую продольную ось, подшипниковый узел, содержащий внутреннее кольцо и наружное кольцо, присоединенное к указанному первому корпусу, причем внутреннее кольцо присоединено к указанному второму корпусу, подшипниковый узел содержит поворотное соединение между внутренним и наружным кольцами, обеспечивающее возможность поворота указанного второго корпуса относительно указанного первого корпуса вокруг оси, перпендикулярной первой продольной оси, и первый линейный привод, закрепленный в пределах указанного первого корпуса на первом радиальном расстоянии от первой продольной оси и направленный для перемещения, параллельного первой продольной оси.

Изобретение относится к установке для бурения скважин. Установка включает наземное оборудование и скважинный буровой инструмент, связанные гибкой непрерывной трубой, в которой скважинный буровой инструмент соединен с гибкой трубой через аварийный отсоединительный переходник и включает турбобур, гидроударник и породоразрушающий инструмент, причем валы турбобура и гидроударника соединены друг с другом через шарнирный переходник с узлом аварийного отсоединения.

Изобретение относится к области строительства глубоких скважин, в частности к способам создания депрессии на пласт, и может быть использовано при углублении скважины для сохранения естественных коллекторских свойств разреза.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - снижение паронефтяного отношения при разработке залежей тяжелой нефти или природного битума, увеличение темпа выработки залежей, снижение количества очищенной пресной воды, необходимой для генерации пара.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - снижение паронефтяного отношения при разработке залежей тяжелой нефти или природного битума, увеличение темпа выработки залежей, снижение количества очищенной пресной воды, необходимой для генерации пара.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов.

Изобретение относится к средствам контроля положения скважины в процессе бурения. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств определения расстояния между скважинами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает установку в скважину высокопрочных НКТ, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, герметизацию устья скважины, установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочих гибких НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающих гибких НКТ, подачу жидкости в межколонное пространство НКТ/гибкие НКТ, перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает установку в скважину высокопрочных НКТ, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, герметизацию устья скважины, установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочих гибких НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающих гибких НКТ, подачу жидкости в межколонное пространство НКТ/гибкие НКТ, перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство.

Изобретение относится к способам извлечения и использования геотермального тепла. Способ установки геотермальных теплообменников для извлечения низкопотенциального тепла включает бурение скважин с использованием буровой колонны.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - вовлечение в разработку слабопроницаемых зон, повышение равномерности вытеснения, повышение охвата воздействием, создание равномерной паровой камеры в неоднородном по проницаемости пласте.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - вовлечение в разработку слабопроницаемых зон, повышение равномерности вытеснения, повышение охвата воздействием, создание равномерной паровой камеры в неоднородном по проницаемости пласте.

Группа изобретений относится к системам бурения в земной коре. Технический результат – стабильная скорость вращения каждого из участков бурильной колонны.

Группа изобретений относится к области бурения. Забойное бурильное устройство содержит корпус блока подшипников, образующий продольную ось и верхнюю и нижнюю части, причем верхняя часть корпуса блока подшипников выполнена с возможностью соединения с бурильной колонной, по меньшей мере один блок кольцевых подшипников, установленный в корпусе блока подшипников, и центральную часть бурового долота, по существу расположенную у нижнего конца корпуса блока подшипников и соединенную с ним, при этом центральная часть выполнена с возможностью вращения относительно продольной оси и имеет лопасти, присоединенные к ней, причем лопасти несут на себе множество резцов, при этом резцы выполнены с возможностью входа в контакт с подземным пластом породы, хвостовик, выступающий из центральной части, причем хвостовик выполнен интегральным или как одно целое с центральной частью или неразъемно соединен с центральной частью, и шпиндель, сцепляющийся с хвостовиком и образующий неразъемное соединение с ним. Неразъемное соединение не включает в себя повторно раскрепляемое соединение. Шпиндель проходит продольно в корпус блока подшипников и через по меньшей мере один блок кольцевых подшипников. Обеспечивается уменьшение длины устройства, а также увеличение срока эффективной службы долота. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 8 ил.

Наверх