Модульное соединительное устройство и способ

Модульный инструмент для использования в подземных пластах. Инструмент включает в себя первый модуль, второй модуль и одно или несколько соединительных устройств для соединения первого и второго модулей. В частности, первый модуль включает в себя первую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично образующую внешнюю часть инструмента. Включает в себя первый механизм зацепления на ее первом конце трубы и второй механизм зацепления на ее втором конце. Первый модуль также включает в себя проходной канал для прохождения бурового раствора. Второй модуль имеет аналогичную конфигурацию. Одно или несколько соединительных устройств осуществляют соединение, по меньшей мере, одной линии гидросистемы. Линии гидросистемы, гидравлически соединенной с внешней частью инструмента, и электрический канал для передачи электроэнергии и/или данных между модулями. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 24 ил.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Область техники изобретения

Настоящее изобретение относится к скважинным инструментам для использования в оценке подземного пласта и, конкретнее, к модульному построению компонентов в скважинном инструменте для использования в среде, возникающей во время бурения.

2. Предпосылки уровня техники

Стволы скважин бурят для разведки и добычи углеводородов. Часто необходимо выполнение различных оценок пласта, пройденного стволом скважины во время буровых работ, например, в периоды времени, когда само бурение временно остановлено. В некоторых случаях бурильную колонну можно оборудовать одним или несколькими бурильными инструментами для испытаний и/или отбора образцов окружающего пласта. В других случаях бурильную колонну можно поднимать из ствола скважины в последовательности операций под названием «рейс», и можно развернуть инструмент на каротажном кабеле в стволе скважины для испытаний и/или отбора образцов пласта. Отбор образцов или испытания, выполненные такими скважинными инструментами, можно использовать, например, для обнаружения ценных пластов, производящих углеводороды, и управления добычей углеводородов из них.

Такие бурильные инструменты и инструменты на каротажном кабеле, а также другие скважинные инструменты, спускаемые в скважину на гибкой насосно-компрессорной трубе, бурильной трубе, обсадной колонне или других устройствах спуска, в данном описании также именуют просто «скважинными инструментами». Такие скважинные инструменты могут сами включать в себя множество интегрированных модулей - каждый для выполнения отдельной функции, и скважинный инструмент можно использовать автономно или в комбинации с другими скважинными инструментами в колонне скважинного инструмента.

Конкретнее, оценка пласта часто требует отбора текучей среды из пласта в скважинный инструмент (или его модуль) для испытаний на площадке и/или отбора образцов или проб. Различные устройства, такие как зонды и/или пакеры выдвигаются из скважинного инструмента для изоляции зоны стенки ствола скважины и установления, при этом, гидравлической связи с пластом, окружающим ствол скважины. Текучую среду можно затем отбирать в скважинный инструмент с использованием зонда и/или пакера.

Отбор таких проб пластовой текучей среды во время бурения идеально выполняет интегрированный инструмент отбора проб под давлением, содержащий несколько модулей - каждый для выполнения различных функций, таких как электропитание, подача рабочей жидкости гидросистемы, отбор проб текучей среды (например, зонд или двойной пакер), анализ текучей среды и хранение пробы (например, емкости). Такие модули показаны, например, в патентах США №№ 4860581 и 4936139. Соответственно, скважинная текучая среда, такая как пластовая текучая среда, обычно отбирается в скважинный инструмент для испытаний и/или отбора проб. Такой и другие виды скважинных текучих сред (кроме бурового раствора, закачиваемого через бурильную колонну) именуются далее в данном документе «вспомогательная текучая среда». Данная вспомогательная текучая среда может являться отобранной в виде проб пластовой текучей средой или специализированными текучими средами (например, текучими средами капремонта скважин) для закачки в пласт геологической среды. Вспомогательную текучую среду обычно используют в скважинных работах, не относящихся непосредственно к смазке бурового долота и/или переносу бурового шлама на поверхность. Данную вспомогательную текучую среду можно перемещать между модулем интегрированного инструмента, такого как инструмент отбора проб, и/или между инструментами, соединенными между собой в колонне инструмента. Кроме того, между модулями таких инструментов могут также передаваться электроэнергия и/или электронные сигналы (например, для передачи данных). Проблема состоит в поддержании работоспособным инструмента на отрезке его длины (например, 30 футов (9м)) с выполнением необходимого пропуска текучей среды и передачи электроэнергии между модулями инструмента.

Дополнительно должно быть ясно, что другие варианты применения должны требовать гидравлического сообщения и передачи электрических сигналов последовательно установленными модулями или инструментами колонн скважинного инструмента, как в работе на каротажном кабеле, так и в работе «во время бурения». Работы «во время бурения» обычно относятся к части работ измерений во время бурения и/или каротажа во время бурения, в которых требуется электрическая связь (для передачи и электропитания и сигналов) по соединенным инструментам или интегрированным модулям инструмента. Различные устройства разработаны для выполнения такой связи во время буровых работ, такие как устройства, описанные в патентах США №№ 5242020, выдан Cobern; 5803186 выдан Berger et al.; 6026915, выдан Smith et al.; 6047239 выдан Berger et al.; 6157893 выдан Berger et al.; 6179066, выдан Nasr et al.; и 6230557 выдан Ciglenec et al. В данных патентах описаны различные скважинные инструменты и способы сбора данных и, в некоторых случаях, проб текучей среды из пласта геологической среды.

Несмотря на усовершенствование возможностей отбора проб и испытаний в скважинных инструментах, существующие системы, особенно работающие «во время бурения» системы, являются часто ограниченными решениями по передаче электрических сигналов по инструментам или модулям инструмента. Конкретные решения включают в себя различные кольцевые соединительные устройства в замках соединенных трубных элементов, таких как «кабелированная бурильная труба» (WDP), как описано в патенте США № 6641434, переуступленном Schlumberger среди прочих. Неизвестно использование указанных соединительных устройств на практике для передачи электрических сигналов между соединенными трубными элементами.

Соединительные устройства также созданы для пропуска текучей среды через скважинные инструменты на каротажном кабеле. Примеры таких соединительных устройств показаны в патенте США № 5577925, переуступленном Halliburton и заявке на патент США № 10721026. Вместе с тем, не описано соединительных устройств для соединения вспомогательных линий гидросистемы, проходящих через соединенные скважинные трубные инструменты и заканчивающихся на их противоположных концах, или для осуществления соединения между соединенными компонентами. Более того, известные соединительные устройства или системы соединительных устройств не направлены на решение дополнительных проблем бурильных инструментов, включающих в себя утяжеленную бурильную трубу, буровой раствор, пространственные ограничения и проблемы тяжелых условий работы.

Поэтому существует необходимость создания соединительного устройства, приспособленного для перемещения вспомогательной текучей среды и/или передачи электрических сигналов между модулями инструмента и/или инструментами в колонне скважинного инструмента. Необходимо, чтобы такое соединительное устройство выполняло функцию регулировки по длине для компенсации изменения расстояния, разделяющего модули/инструменты, подлежащие соединению. Дополнительно необходимо, чтобы такое соединительное устройство выполняло функции автоматической отсечки потока вспомогательной текучей среды через него при отсоединении соединенных модулей/инструментов. Дополнительно необходимо, чтобы компоненты, соединяющиеся с соединительным устройством, являлись модульными и приспособляющимися для использования в различных средах и условиях.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Некоторые термины определены в данном описании при их первом использовании, а некоторые другие, использованные в данном описании, определены ниже.

«Вспомогательная текучая среда» означает скважинную текучую среду (иную, чем буровой раствор, закачиваемый через бурильную колонну), такую как пластовая текучая среда, обычно отбирающаяся в скважинный инструмент для исследования и/или отбора пробы, или специализированные текучие среды (например, текучие среды капитального ремонта скважины) для закачки в пласт геологической среды. Вспомогательные текучие среды могут также включать в себя рабочие жидкости гидросистем, применяемые, например, для приведения в действие компонента инструмента, такого как гидравлический двигатель, поршень или блок вытеснения. Вспомогательные текучие среды могут дополнительно содержать текучие среды, используемые для теплового управления режимом в компоновке низа бурильной колонны, такие как охлаждающая текучая среда. Вспомогательная текучая среда обычно имеет применение в работе в скважине, иное, чем охлаждение бурового долота и/или вынос на поверхность бурового шлама.

«Компонент (компоненты)» означает один или несколько скважинных инструментов или один модуль (или несколько модулей) скважинных инструментов, когда такие инструменты или модули используют в колонне скважинных инструментов.

«Электрический» и «электрически» относится к соединению (соединениям) и/или линии (линиям) передачи электронных сигналов.

«Электронные сигналы» означают сигналы, способные передавать электрическую энергию и/или данные (например, данные в двоичной форме).

«Модуль» означает секцию скважинного инструмента, конкретно многофункционального или интегрированного скважинного инструмента, имеющего два или более соединененных вместе модулей, для выполнения отдельной или дискретной функции.

«Модульный» означает приспособленный к взаимному соединению модулей и/или инструментов и, возможно, сконструированный со стандартизованными блоками или размерами для гибкости и разнообразия в использовании.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Согласно одному аспекту изобретения создан модульный инструмент для использования в подземных пластах, включающий в себя первый модуль, второй модуль и одно или несколько соединительных устройств для соединения первого и второго модулей. Первый модуль включает в себя первую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично образующую внешнюю часть инструмента и включающую в себя первый механизм зацепления на ее первом конце, второй механизм зацепления на ее втором конце и проходной канал для проходного бурового раствора. Второй модуль включает в себя вторую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично образующую внешнюю часть инструмента и включающую в себя первый механизм зацепления на ее первом конце для соединения со вторым концом первой утяжеленной бурильной трубы, второй механизм зацепления на ее втором конце и проходной канал, проходящий по длине модуля для прохождения бурового раствора. Одно или несколько соединительных устройств создают соединение линии вспомогательной текучей среды и проводное соединение для передачи энергии и/или данных между модулями.

Согласно другому аспекту изобретения создана система бурения ствола скважины. Система включает в себя бурильную колонну для подачи бурового раствора с поверхности, пластоиспытательный инструмент, имеющий первый конец, функционально соединенный с бурильной колонной, буровое долото, функционально соединенное со вторым концом инструмента и принимающее буровой раствор из бурильной колонны через пластоиспытательный инструмент. Пластоиспытательный инструмент включает в себя множество модулей, каждый из которых включает себя, по меньшей мере, одну линию гидросистемы и проходной канал бурового раствора. Первый из множества модулей является функционально соединяющимся с первым концом или вторым концом второго из множества модулей, обеспечивая при этом перемещение текучей среды в линии гидросистемы и проходном канале бурового раствора между первым и вторым модулями.

Согласно другому аспекту изобретения создан способ сборки скважинного инструмента на рабочей площадке. Способ включает в себя создание первого модуля и второго модуля - каждого с утяжеленной бурильной трубой, по меньшей мере, частично образующей внешнюю часть инструмента, и соединение линии гидросистемы первого модуля с линией гидросистемы второго модуля, при этом линии гидросистемы гидравлически соединяются с внешней частью инструмента. Утяжеленная бурильная труба первого модуля включает в себя первый резьбовой участок на ее первом конце и второй резьбовой участок на ее втором конце и проходной канал, проходящий по длине модуля, для прохождения бурового раствора. Утяжеленная бурильная труба второго модуля включает в себя первый резьбовой участок на ее первом конце и второй резьбовой участок на ее втором конце, и проходной канал, проходящий по длине модуля, для прохождения бурового раствора,

Согласно другому аспекту изобретения создан способ перекомпоновки множества модулей для инструмента, работающего во время бурения, для получения множества инструментов. Способ включает в себя создание множества модулей, при этом каждый модуль включает в себя, по меньшей мере, одну линию гидросистемы и проходной канал бурового раствора, соединение множества модулей в первой конфигурации для получения первого скважинного инструмента и соединение множества модулей во второй конфигурации для получения второго скважинного инструмента.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для лучшего понимания указанных выше признаков и преимуществ настоящего изобретения представлено более конкретное описание изобретения со ссылками на его варианты осуществления, показанные на прилагаемых чертежах. Следует отметить, вместе с тем, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичные варианты осуществления данного изобретения и не должны рассматриваться, как ограничивающие его объем, поскольку изобретение может допускать другие равно эффективные варианты осуществления.

На фиг.1 показан схематичный вид с частичным разрезом обычной бурильной колонны, проходящей от буровой установки в ствол скважины и имеющей компоновку пластоиспытателя, включающую в себя множество модулей, соединенных соединительными устройствами между собой.

На фиг.2A показано схематичное сечение участка бурильной колонны фиг.1 с иллюстрацией компоновки пластоиспытателя и нескольких соединенных между собой модулей более детально.

На фиг.2B показан более детальный схематичный вид, частично в сечении, варианта модуля зонда фиг.2A.

На фиг.2C показан схематичный вид с частичным сечением, варианта модуля откачки для использования в бурильной колонне.

На фиг.2D показан схематичный вид с частичным сечением, варианта модуля скважинного анализатора текучей среды для использования в бурильной колонне.

На фиг.3A показан схематичный вид бурильной колонны в первой конфигурации, использующей два или больше модулей фиг.2A-2D.

На фиг.3B показан схематичный вид бурильной колонны второй конфигурации, использующей два или больше модулей фиг.2A-2D.

На фиг.3C показан схематичный вид бурильной колонны третьей конфигурации, использующей два или больше модулей фиг.2A-2D.

На фиг.3D показана блок-схема последовательности операций работы модульного инструмента.

На фиг.4A показано схематичное сечение, представляющее два компонента колонны скважинного инструмента, соединенные родовым модульным соединительным устройством.

На фиг.4B показан схематичный вид сечения двух компонентов колонны скважинного инструмента, соединенных соединительным устройством, с центральным трубопроводом текучей среды, расположенным по оси, и центральным радиально расположенным электропроводным каналом.

На фиг.5 показан схематичный вид сечения двух компонентов колонны скважинного инструмента, соединенных соединительным устройством, с расположенным вдоль оси кольцевым напорным трубопроводом текучей среды и центральным, радиально расположенным электропроводным каналом.

На фиг.6 показан схематичный вид сечения двух скважинных компонентов, соединенных соединительным устройством, аналогичным соединительному устройству фиг.5, со стыковочным устройством между соединительным устройством и соединенными компонентами, показанными более детально.

На фиг.7 показан схематичный вид сечения двух компонентов колонны скважинного инструмента, соединенных соединительным устройством, имеющим блок регулировки длины соединительного устройства.

На фиг.8 показан схематичный вид сечения двух компонентов колонны скважинного инструмента, соединенных соединительным устройством, оборудованным альтернативной компоновкой регулировки длины соединительного устройства.

На фиг.9 показан схематичный вид сечения двух компонентов колонны скважинного инструмента, соединенных соединительным устройством, с внутренним радиально симметричным напорным трубопроводом текучей среды, и центральным, радиально расположенным электропроводным каналом.

На фиг.10 показан схематичный вид сечения двух компонентов колонны скважинного инструмента, соединенных соединительным устройством, с центральным, расположенным вдоль оси напорным трубопроводом текучей среды, и нецентральным, расположенным вдоль оси электропроводным каналом.

На фиг.11A-B схематично показаны виды сечения участка системы кабелированных бурильных труб, использованной для создания расположенного вдоль оси электропроводного канала соединительного устройства фиг.10.

На фиг.12 показан схематичный вид сечения двух компонентов колонны скважинного инструмента, соединенных соединительным устройством с внешним, радиально симметричным напорным трубопроводом текучей среды, и центральным, радиально расположенным электропроводным каналом.

На фиг.13 показан схематичный вид сечения двух компонентов колонны скважинного инструмента, соединенных соединительным устройством, с нецентральным напорным трубопроводом текучей среды, расположенным вдоль оси, и электропроводным каналом, расположенным вдоль оси.

На фиг.14A-B схематично показан вид сечения соединительного устройства с клапанами автоматической отсечки линий трубопроводов, соединенных вместе компонентов при отсоединении первого и второго трубчатых элементов компоновки корпуса соединительного устройства.

На фиг.15 показан схематичный вид сечения двух компонентов колонны скважинного инструмента, соединенных соединительным устройством, с множеством электрических соединений с концентрически расположенных кольцами и гидравлическим соединением.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Согласно настоящему изобретению создано соединительное устройство и модульная система, обеспечивающая проход текучей среды и передачу электрических сигналов между соседними инструментами или модулями при проведении стандартных буровых работ. Таким образом, например, при использовании настоящего изобретения два инструмента каротажа во время бурения или инструмента на каротажном кабеле или модуля можно соединять с осуществлением гидравлической и электрической связи между ними. Соединительное устройство приспособлено для установки в любом месте на колонне скважинного инструмента, где такая связь необходима.

На фиг.1 показана обычная буровая установка и бурильная колонна, в которых можно предпочтительно использовать настоящее изобретение. Наземная установка 110 с платформой 110 и вышечным блоком установлены над стволом W скважины, проходящей пласт F геологической среды. В показанном варианте осуществления ствол W скважины выполнен роторным бурением общеизвестным способом. Специалисту в данной области техники, воспользовавшемуся изобретением, должно быть ясно, вместе с тем, что настоящее изобретение найдет применение в наклонно-направленном бурении, также как в роторном бурении, в вариантах с применением каротажа во время бурения и измерений во время бурения и не ограничено наземными буровыми установками.

Бурильная колонна 112 подвешена в стволе W скважины и включает в себя буровое долото 115 на нижнем конце. Бурильную колонну 112 вращает буровой ротор 116, привод которого не показан, находящийся в контакте с ведущей бурильной трубой 117 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 112 подвешена на крюке 118, прикрепленном к талевому блоку (также не показано), посредством ведущей бурильной трубы 117 и вертлюга 119, дающего бурильной колонне возможность вращения относительно крюка.

Буровой раствор 126 хранится в емкости 127, выполненной на буровой площадке. Насос 129 подает буровой раствор 126 во внутренний канал бурильной колонны 112 через отверстие в вертлюге 119, заставляя его проходить вниз через бурильную колонну 112, как указано направлением стрелки 109. Буровой раствор 126 выходит из бурильной колонны 112 через отверстия в буровом долоте 115, и затем циркулирует вверх через кольцевое пространство между внешней поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины, как указано стрелками 132. В таком способе буровой раствор смазывает буровое долото 115 и уносит выбуренную породу на поверхность с возвращением в емкость 127 для повторного использования.

Бурильная колонна 112 дополнительно включает в себя компоновку 100 низа бурильной колонны (КНБК) вблизи бурового долота 115 (другими словами, на расстоянии отрезков длины нескольких утяжеленных бурильных труб от бурового долота). КНБК 100 имеет способность измерения, обработки и сохранения информации, а также осуществления связи с поверхностью. КНБК 100 дополнительно включает в себя спускаемые на утяжеленных бурильных трубах инструменты, центраторы с жесткими лопастями и т.д. для выполнения различных других функций измерения, и компоновочный узел 150 связи с поверхностью /локальной связью для выполнения функций телеметрии.

Бурильная колонна 112 дополнительно оборудована в варианте осуществления фиг.1 утяжеленной бурильной трубой 130 с размещенным в ней пластоиспытательным инструментом с различными соединенными модулями 130a, 130b и 130c, например, для выполнения различных соответствующих функций, таких как подача электроэнергии или гидравлической мощности, регулирование расхода, отбор проб текучей среды, анализ текучей среды и сохранение проб текучей среды. Дополнительные модули и конфигурации КНБК должны быть рассмотрены при описании фиг.2A-3C. Модуль 130b является модулем зонда, с зондом 232 для контакта со стенкой ствола W скважины и извлечения проб текучей среды из пласта F, способом, в общем, известным специалистам в данной области техники. Другие модули (например, модуль 130c) оборудованы камерами исследования PVT (давление/объем/температура), (также известными как емкости или цилиндры) для сохранения «чистых» проб текучей среды с передачей данных через модуль 130b зонда.

На фиг.2A показана компоновка пластоиспытателя 130 фиг.1, более детально, конкретно - модуль 130b зонда и модуль 130с сохранения пробы. Модуль 130b зонда оборудован блоком 232 зонда для контакта со стенкой ствола W скважины и отбора текучей среды из пласта F в центральную линию 236 гидросистемы через линию 234 зонда. Клапанами 238, 240 и 242 (среди других) манипулируют для гидравлического соединения зонда 232 с модулем регулирования расхода (не показано) для отбора пластовой текучей среды в линию 236 гидросистемы и прокачки отобранной пробы текучей среды к надлежащим модулям в пластоиспытателе 130 для анализа, выпуска в кольцевое пространство ствола скважины или сохранения и т.д. Модуль 130c зонда оборудован одной или несколькими камерами 244 сохранения проб для приема проб текучей среды и сохранения их качеств PVT (давление/объем/температура) для последующего анализа на поверхности.

Соединительные устройства 210 используют для прохождения отобранной пробы текучей среды между примыкающими модулями, которые фактически могут не упираться друг в друга, как показано на фиг.2 и описано дополнительно ниже, и передачи электрических сигналов по электрической линии 250, также проходящей через модуль для передачи электроэнергии и, возможно, данных, между различными модулями 130a,130b,130c пластоиспытателя 130. Вместе с тем, как описано ниже, в зависимости от модулей, использованных в КНБК, соединительные устройства 210 и все другие соединительные устройства, описанные в данном документе, могут связывать одну или несколько гидравлических линий и/или одну или несколько трубопроводов текучей среды. Кроме того, один или несколько манометров 246 можно использовать во взаимодействии с одним или несколькими пробоотборными зондами (только один зонд 232 показан) для осуществления отбора проб текучей среды и измерения давления, а также определение градиента давления и других операций исследования коллектора. Кроме того, целостность соединительных устройств 210 можно удостоверять подходящим использованием датчиков, таких как манометры 246. Соответственно, соединительные устройства являются адаптируемыми к многочисленным конфигурациям и вариантам применения и, дополнительно к этому, не ограничены применением в пластоиспытательных инструментах, как должно быть ясно специалисту в данной области техники, воспользовавшемуся данным изобретением.

На фиг.2B показан модуль зонда фиг.2A более детально. Например, в дополнение к различным частям или блокам, описанным выше, модуль 130b зонда может включать в себя электронный блок 151 и настроечный или опорный поршень 150 для крепления КНБК 100 в стволе W скважины. Блок 151 электронного оборудования соединен с электрической линией 250 для передачи данных и/или электроэнергии между ними. Кроме того, блок 151 электронного оборудования может быть соединен с одним или несколькими датчиками (такими как манометры 246), расположенными в модуле 130b и вокруг него, для сбора и передачи соответствующей информации. Вместе с тем, другие датчики давления и/или другие датчики (не показано) могут располагаться в зонде 232, линии 236 гидросистемы, в установочном поршне 150 и т.д. Электронный блок может дополнительно функционально соединяться с клапанами, такими как клапаны 238 и 240 варианта, показанного на фиг.2B.

Установочный поршень 150 может работать во взаимодействии с зондом 232 для крепления КНБК 100. Установочный поршень 150 может соединяться гидравлической линией 152 с гидравлической линией 154. Гидравлическая линия 154 может соединяться с насосом 156, подающим достаточную мощность для выдвижения установочного поршня 150 и зонда 232. Конкретнее, насос 156 может также соединяться с гидравлической линией 158 через гидравлическую линию 154 для обеспечения выдвижения зонда 232 с упором в стенку ствола скважины. Альтернативно, установочный поршень 150 может выдвигаться или приводиться в действие с использованием не гидравлического средства, такого например, как электромагнитное.

В альтернативном варианте осуществления мощность, необходимую для работы зонда 232 и/или установочного поршня 150, может создавать насос или блок вытеснения, размещенный в КНБК. Например, мощность может подавать гидравлический модуль 130h, как показано на фиг.3A и 3B. Гидравлический модуль 130h может включать в себя насос (не показан) для создания необходимой гидравлической мощности. Таким образом, одна или несколько гидравлических линий 160 могут проходить через модуль 130b для приведения в действие блоков в модуле 130b, или для приведения в действие других блоков в других модулях компоновки пластоиспытателя 130. Например, гидравлическая линия 162 может соединяться с линией 160 к зонду 232 и установочному поршню 150 через линию 154. Следует заметить, что для краткости и ясности заявки, гидравлические линии, две или больше, представлены в данном описании и чертежах одной линией. Например, линии 156 и 158, проходящие между насосом 156 и зондом 232, могут фактически являться двумя гидравлическими линиями, при этом, например, одна линия подводит мощность или создает давление, а другая является обратной линией.

В дополнение к частям или блокам, упомянутым в описании фиг.2A, модуль 130b зонда может также включать в себя поршень 163 предварительного исследования, гидравлически соединенный с зондом 232 и, в данном варианте осуществления, гидравлически соединенный посредством линий 236 и 234 гидросистемы. Поршень 163 можно приводить в действие роликовым ходовым винтом с двигателем или другим известным средством. Мощность для работы модуля 130b зонда может создавать источник мощности внутри модуля 130b, но может быть подана другим модулем 130, например, через одно или несколько соединительных устройств 210. Как понятно специалисту в данной области техники, поршень 163 предварительного исследования можно использовать для получения параметров пласта, таких, например как пластовое давление. Дополнительно к этому, модуль 130b зонда может включать в себя вторую линию 164 гидросистемы, соединенную с зондом 232. Вторая линия 164 гидросистемы, хотя не показана на фигурах, может быть гидравлически соединена, избирательно, или иначе, с частями или блоками, с которыми соединена линия 236 гидросистемы. Альтернативно, вторая линия 164 гидросистемы может быть гидравлически соединена со своими собственными частями или блоками для выполнения одинаковых или аналогичных функций с функциями частей или блоков, которые гидравлически соединены с линией 236 гидросистемы. Соответственно, модуль 130b зонда, соединительные устройства и инструмент, в целом, должны включать в себя инфраструктуру для поддержки, по меньшей мере, двух линий гидросистемы для отбора проб и, таким образом, два входных отверстия или подстрахованный отбор проб. Например, два входных отверстия могут быть устроены и приспособлены для обеспечения отбора проб загрязненной текучей среды через первую линию 236 гидросистемы и отбора проб чистой или незагрязненной пластовой текучей среды через вторую линию 164 гидросистемы. Линии 164 и 236 гидросистемы можно использовать вместе для создания других признаков или преимуществ. Конкретнее, линии 164 и 236 гидросистемы можно использовать как для прохода загрязненной текучей среды, так и переключения, например, для транспортировки бурового раствора.

На фиг.2C показан модуль 130d откачки, применимый с одним или несколькими другими модулями 130a-i. Модуль откачки включает в себя насос 166, имеющий поршневой блок 168 подачи и исполнительный механизм 170, такой как линейный двигатель или гидравлический двигатель, например. Насос 166 гидравлически соединен с зондом 232 и создает необходимое давление и расход для отбора проб пластовой текучей среды и транспортировки различных текучих сред через различные модули инструмента. Насос 166 может дополнительно включать в себя клапанную систему 172, расположенную между поршневым блоком 168 подачи и линией 236 гидросистемы для регулирования потока текучей среды, входящей в поршневой блок 168 подачи и выходящей из него. Клапанами 174, 176 и 178 (среди прочего) управляют для гидравлического соединения насоса 166 с зондом 232 и различными другими модулями для регулирования потока текучей среды и перекачки отобранных проб текучей среды в подходящие модули в пластоиспытателе 130 для анализа, выпуска в кольцевое пространство ствола скважины или сохранения и т.д. Например, клапан 178 расположен между линией 236 гидросистемы и выходным отверстием 180, обеспечивающим выход текучей среды в линии 236 гидросистемы в ствол W скважины.

Как показано на фиг.2B и 2C, также в данном документе предположено, что один или несколько компонентов инструмента, проссмотренного в данном докумете, гидравлически соединены или имеют гидравлическую связь с внутренней частью инструмента, такой как внутреннее кольцевое пространство или проходной канал 179 потока. Внутреннее кольцевое пространство или проходной канал 179 потока создает напорный трубопровод для бурового раствора 126 при его прохождении из бурильной колонны 112 к буровому долоту 115. Например, как показано на фиг.2B, модуль 130b зонда может включать в себя линию 181 гидросистемы, проходящую от линии 236 гидросистемы через один или несколько клапанов в кольцевое пространство 179. В данной конфигурации линию 181 гидросистемы можно использовать для демпфирования, сброса или выхода текучей среды из линии 236 гидросистемы в проходящий вниз поток бурового промывочного раствора 126. Аналогично, как показано на фиг.2C, модуль 130d откачки может включать в себя линию 183 гидросистемы, проходящую от клапана 178 в кольцевое пространство 179. Одна или несколько линий гидросистемы в кольцевое пространство, как расположенные в модулях 130b, 130d или любом другом модуле 130, не имеют ограничений по функциональному назначению и размещению, как описано выше, но могут соединять различные другие компоненты/ линии гидросистемы с внутренним кольцевым пространством или каналом 179 потока. Например, не в качестве ограничения, хотя не показано, одна или несколько камер 244 сохранения проб фиг.2A и поршень 163 предварительного испытания фиг.2B, могут соединяться с внутренним кольцевым пространством или каналом 179 потока.

Блок 182 электронного оборудования соединен с электрической линией 250 для передачи данных и/или электроснабжения. Кроме того, блок 182 электронного оборудования может быть соединен с одним или несколькими датчиками (не показано), расположенными в модуле 130d и вокруг него для сбора и передачи данных. Например, датчики положения, датчики расхода и/или датчики давления могут располагаться вблизи насоса 166 для определения параметров подачи. Блок 182 электронного оборудования может дополнительно функционально соединяться с клапанами 174, 176 и/или 178. Блок электронного оборудования предпочтительно функционально соединен с насосом 166 (например, с двигателем 170) для управления операциями отбора проб. Если необходимо, блок электронного оборудования создает управление по замкнутому циклу насоса 166.

Дополнительно к этому, модуль 130d откачки может включать в себя вторую линию 164 гидросистемы, которая может гидравлически соединяться, избирательно или иначе, с частями, с которыми соединена линия 236 гидросистемы. Альтернативно, вторая линия 164 гидросистемы может гидравлически соединяться со своими собственными частями или блоками для выполнения одинаковых или аналогичных функций с частями и блоками, гидравлически соединеными с линией 236 гидросистемы. Модуль 130d откачки может дополнительно включать в себя гидравлическую линию 160, которую можно просто запитать через модуль 130d откачки и/или можно использовать, например, для привода насоса 166.

На фиг.2D показан модуль 130e скважинного анализатора текучей среды, применимого с другими модулями 130a-L. Модуль 130e скважинного анализатора текучей среды включает в себя один или несколько датчиков 184 текучей среды для определения различных параметров текучей среды. Например, модуль 130e скважинного анализатора текучей среды может включать в себя, без ограничения этим, датчик 184a давления, оптический датчик 184b, датчик 184c вязкости, датчик 184d плотности, датчик 184e удельного сопротивления и датчик 184f H₂O. Датчики 184 гидравлически соединены с линией 236 гидросистемы и могут быть связаны с электронным блоком 186 для сбора и передачи соответствующей информации. Электронный блок 186 также связан с электрической линией 250 для передачи данных и/или электропитания между другими модулями компоновки 130 испытательного инструмента. Дополнительно модуль 130e скважинного анализатора текучей среды может включать в себя вторую линию 164 гидросистемы, которая может быть гидравлически соединена, избирательно или иначе, с частями или блоками, с которыми соединена линия 236 гидросистемы. Альтернативно, вторая линия 164 гидросистемы может быть гидравлически соединена со своими собственными частями или блоками для выполнения функций, аналогичных функциям частей или блоков, гидравлически соединенных с линией 236 гидросистемы. Модуль 130e скважинного анализатора текучей среды может дополнительно включать в себя гидравлическую линию 160, которая может просто питаться через модуль 130e скважинного анализатора текучей среды.

На фиг.3A-3C показано несколько из многих возможных конфигураций, которые получают объединением одного или нескольких модулей 130a-i. Кроме того, на фиг.3A-3C показаны дополнительные модули 130, такие как модуль 130i управления, модуль 130f электропитания и гидравлический модуль 130h. Конкретнее, модуль 130i управления может включать в себя одно или несколько запоминающих устройств для сохранения информации и данных, один или несколько контроллеров, выполненных с возможностью управления другими модулями испытательного инструмента и анализом данных и осуществления связи с оператором на поверхности (не показано). Модуль 130f электропитания может осуществлять электроснабжение для испытательного инструмента посредством, например, турбины и/или аккумуляторной батареи (не показано). Механизм выработки электроэнергии может осуществлять электропитание других модулей по электрической линии 250, но может включать в себя выделенную линию электропитания. Необязательно, модуль 130i управления и/или модуль 130f электропитания могут включать в себя один или несколько гидравлических соединений для пропуска текучих сред (таких как рабочая жидкость гидросистемы, например) между модулями 130. Этим создается дополнительное модульное построение, поскольку модули 130i и/или 130f управления и энергопитания соответственно, можно расположить между модулями, требующими гидравлических соединений.

Гидравлический модуль 130h может подавать гидравлическую мощность на один или несколько модулей и их соответствующие части или блоки и, следовательно, требует, по меньшей мере, одной гидравлической линии. Например, инструмент может быть соединен и выполнен так, что гидравлический модуль 130h подает мощность на насос 166, зонд 232 и/или установочный поршень 150. В частности, гидравлический модуль 130h может включать в себя систему гидравлической компенсации, насос создания гидравлической мощности, электронное оборудование управления, источник электропитания, датчики, клапаны (не показано) и другие общие части, находящиеся в гидравлических силовых системах.

Конкретнее, на фиг.3A показана КНБК 100 с буровым долотом 115 на нижнем конце. По порядку, вверх от долота 115 находится модуль 130b зонда, модуль 130e скважинного анализатора текучей среды, модуль 130d откачки, модуль 130h оборудования гидросистемы, модуль 130c транспортировки пробы, модуль 130f выработки электроэнергии и модуль 130i управления, соединенные с использованием гидравлического и электрического удлинителя или соединительного устройства 210, или любого из описанных ниже соединительных устройств. Соединительное устройство 210 обеспечивает передачу пластовой/скважинной текучей среды от одного модуля 130 к другому, и/или рабочей жидкости гидросистемы для приведения в действие компонентов системы. Электрический удлинитель 210 может передавать сигналы и электроэнергию между модулями 130 для обмена данными между модулями или управления работой с одного управляющего модуля. Хотя это не показано, но КНБК 100 может включать в себя инструмент телеметрии для передачи данных на поверхность и/или приема команд по нисходящему каналу связи от оператора, как показано на фиг.1.

В частности, другие линии 164, 236 фиг.2A-2D гидросистемы, такие как линии отбора проб и предохранительная, рассмотренные выше, могут проходить из зонда 232, расположенного примыкающим или ближайшим к долоту 115, через модуль 130e скважинного анализатора текучей среды для анализа текучей среды, и в модуль 130d откачки, где насос 166 (фиг.2C) может создавать давление в линиях. Аналогично, еще одна из гидравлических линий 160 (фиг.2B-2D) может проходить из модуля 130h оборудования гидросистемы в модуль 130d откачки для управления работой насоса 166 (фиг.2C). Дополнительно к этому, еще одна из гидравлических линий 160 может проходить через модуль 130e скважинного анализатора текучей среды и в модуль 130b зонда для управления работой зонда 232 и/или установочного поршня 150. Одна или несколько таких линий 250 электропитания и/или передачи данных могут проходить из модуля 130f выработки электроэнергии и модуля 130i управления к остальным модулям 130 КНБК 100 для подвода необходимого электропитания для приведения в действие различных блоков и для передачи данных между модулями 130.

Один или несколько кожухов с шасси под оборудование можно использовать для размещения различных частей и блоков модулей 130a-I, и соединительные устройства 210 выполнены с возможностью обеспечения прохода бурового промывочного раствора с поверхности на буровое долото 115. При такой конфигурации можно выполнять различные испытания пласта при бурении скважины во время рейсов или во время промывочных рейсов и давать информацию в режиме реального времени, которую можно использовать для наведения при бурении скважины, управления скважиной, адаптирования системы бурового раствора и снятия характеристик коллектора, например. Кроме того, для выполнения вышеупомянутых и других испытаний данная модульная система предусматривает возможность объединения обычных признаков инструментов для получения инструментов уменьшенных габаритов, и создает испытательные инструменты, которые можно выполнить согласно необходимой работе, такой, например, как исследование давления, отбор проб текучей среды, анализ текучей среды и их комбинации.

Дополнительно к этому, вследствие ограничений по длине, ограничивается сложность единичного инструмента. С модульным инструментом каждый модуль может оставаться подходящей длины, обеспечивающей транспортировку модуля и работу с ним на буровой установке. Таким образом, длина модуля 130 должна быть такой, что с ним легко работать на оборудовании стандартной буровой установки, например, меньше около 35-40 футов (10,7-12,2 м). Также модульный инструмент позволяет встраивать больше признаков в КНБК и делать их более сложными по желанию заказчика. В некоторых случаях модуль 103e скважинного анализатора текучей среды предпочтительно размещают до модуля 130d откачки, так, например, как в системах с буровым раствором на масляной основе (фиг.3A). В других случаях модуль 103e скважинного анализатора текучей среды предпочтительно размещают после модуля 130d откачки, так, например, как в системах с буровым раствором на водной основе (фиг.3C).

На фиг.3B и 3C показаны различные конфигурации модулей 130, образующих КНБК 100'' и 100''' соответственно. В частности, КНБК 100'' фиг.3B включает в себя первый модуль 130b зонда, расположенный примыкающим к долоту 115, и второй модуль 130b зонда, расположенный удаленно от долота 115. В данной конфигурации КНБК 100'' является адаптируемым для проведения испытания пробы и исследования давления одновременно или для проведения испытания пробы и исследования давления одновременно двумя зондами. Аналогично, КНБК 100'' является адаптируемым для проведения испытания интерференции, известного специалистам в области техники, требующего инфраструктуры, создаваемой модулями 130b зонда. Компоненты для подачи гидравлической мощности на два модуля зонда можно перегруппировать в один модуль 130h с распределением мощности между двумя модулями зонда.

КНБК 100''' фиг.3C включает в себя модуль 130b зонда, расположенный примыкающим к долоту 115, первый и второй модули 130e скважинного анализатора текучей среды, расположенные с обеих сторон модуля 130d откачки. В данной конфигурации КНБК 100''' способен анализировать текучую среду до и после насоса и обнаруживать расслоение и/или разрушение эмульсии, которое может происходить в насосном модуле.

В эксплуатации КНБК можно собирать на буровом полу или рядом с буровой установкой, где полезная площадь ограничена. Например, как показано на фиг.3D, низ КНБК может быть зафиксирован клиньями ротора. Затем можно выбрать модуль 130, в зависимости от конкретной работы или испытания, подлежащего проведению, и можно затем свинтить или иначе скрепить с КНБК. Затем бурильную колонну опускают в положение, где другой модуль 130 можно нарастить на КНБК. При наращивании или соединении различных модулей 130 одну или несколько гидравлических линий, одну или несколько линий передачи данных и/или одну или несколько линий текучей среды можно соединить с использованием одного из соединительных устройств, описанных в данном документе. Кроме того, при соединении различных модулей 130, создается проходной канал бурового промывочного раствора через КНБК.

На фиг.4A показано модульное соединительное устройство 310, используемое для соединения вспомогательных линий 362, 382 гидросистемы и электрических линий 364a/b, 384a/b, проходящих через два соответствующих компонента 360, 380 колонны скважинного инструмента (представлены соединенные утяжеленные бурильные трубы 306, 308), расположенных в стволе W скважины, проходящей пласт F геологической среды, и заканчивающихся на противоположных концах 361, 381 компонентов. Компоненты 360, 380 могут являться отдельными скважинными инструментами и необязательно должны являться дискретными модулями унитарного инструмента, как описано выше для фиг.2.

Соединительное устройство 310 содержит корпусной блок 312 для гидравлического соединения вспомогательных линий 362, 382 гидросистемы и электрического соединения электрических линий 364a, 364b, 384a, 384b соответствующих двух компонентов 360, 380. Корпусной блок может быть, по существу, унитарным, или включать в себя два или больше комплектующих частей, как описано в различных вариантах осуществления ниже. Корпусной блок 312 образует, по меньшей мере, один напорный трубопровод 322 текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных линий 362, 382 гидросистемы двух компонентов. Различные другие решения напорного трубопровода текучей среды представлены в вариантах осуществления, приведенных ниже. Корпусной блок обычно оборудован кольцевыми уплотнениями 324a, 324b, 326a, 326b круглого сечения для уплотнения гидравлических соединений на концах 361, 381 соединенных компонентов 360, 380. Должно быть ясно, что кольцевые уплотнения круглого сечения могут являться аналогичными использующимся в других местах для создания целостности потока текучей среды, как известно в уровне техники. Дополнительно должно быть ясно, что, хотя кольцевые уплотнения круглого сечения идентифицированы в данном описании в целом для осуществления уплотнения различных гидравлических соединений, другие известные устройства уплотнения (например, манжеты сальника) предпочтительно можно использовать. Кроме того, по меньшей мере, в некоторых вариантах осуществления корпусной блок соединительной муфты должен выполнять функцию герметичной перегородки, например предотвращать распространение заливки от одного из соединенных между собой компонентов в другой компонент (компоненты).

Корпусной блок дополнительно оборудован, по меньшей мере, одним токопроводным каналом (не показано на фиг.4A) для соединения электрических линий 364a, 364b, 384a, 384b двух компонентов 360, 380. Такой электропроводной канал применим для передачи электрических сигналов через корпусной блок и может быть выполнен различными способами, примеры которых даны в различных вариантах осуществления, описанных ниже.

Корпусной блок соединительного устройства можно в основном выполнить металлическим, с использованием стекла для изоляции соединительных штырей, контактов и т.д. Альтернативно, корпусной блок соединительного устройства можно выполнить из изолирующего термопластического пластика (например, термопластического пластика PEEK^TM), или его можно выполнить из подходящей комбинации металла, изолирующего термопластического материала и стекла.

Блок 314 регулировки длины, который может включать в себя втулочный элемент (не показано), дополнительно создан для регулировки длины корпусного блока 312 для адаптации к различным расстояниям d между концами 361, 381 компонентов 360, 380 колонны инструмента, подлежащих соединению. Как описано дополнительно ниже, корпусной блок 312 может включать в себя первый и второй элементы, соединенные резьбой (например, напрямую или через общую втулку или переходник). В таких примерах блок 314 регулировки длины может функционально допускать или содействовать вращению одного или обоих, первого и второго элементов корпусного блока, так, что регулирует в целом длину корпусного блока. Должно быть ясно, что работа блока регулировки длины в таких примерах упрощена размещением существенной части корпусного блока 312 по оси между противоположными концами 361, 381 двух компонентов 360, 380, хотя указанное не суть важно.

На фиг.4B-14 показаны различные варианты соединительного устройства, применимые для соединения компонентов, таких как соседние модули и/или инструменты колонны скважинного инструмента. Каждое соединительное устройство имеет корпусной блок, в общем, содержащий соединяющиеся, первый и второй трубчатые элементы. Первый и второй трубчатые элементы могут содержать соответствующие участки замкового ниппеля и замковой муфты и, в некоторых вариантах осуществления, могут представлять собой примыкающие утяжеленные бурильные трубы в бурильной колонне, как описано ниже.

На фиг.4B представлено сечение соединительного устройства 410, применяющегося при расположенных вдоль оси, по центру, вспомогательных линий 462, 482 гидросистемы двух компонентов 460, 480, установленных в соответствующих утяжеленных бурильных трубах 406, 408. Корпусной блок 412 соединительного устройства 410 содержит соединяющиеся первый и второй трубчатые элементы, 412a/b. Первый трубчатый элемент 412a установлен для перемещения с верхним компонентом 460 (который перемещается с верхней утяжеленной бурильной трубой 406) и образует ниппельный участок корпусного блока 412. Второй трубчатый элемент 412b установлен для перемещения с нижним компонентом 480 (который перемещается с нижней утяжеленной бурильной трубой 408) и образует муфтовый участок корпусного блока 412. Когда утяжеленные бурильные трубы 406, 408 скрепляют вращением одной относительно другой, муфтовый и ниппельный участки корпусного блока 412 также вращаются и соединяются с образованием расположенного вдоль оси напорного трубопровода 422 текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных линий 462, 482 гидросистемы двух компонентов 460, 480. Кольцевые уплотнения 415a, 415b круглого сечения обычно установлены на втулочном участке 413 первого трубчатого элемента 412a, а кольцевые уплотнения 419a, 413b круглого сечения обычно установлены на втулочном участке 417 второго трубчатого элемента 412b для уплотнения гидравлических соединений по концам 461, 481 соединенных компонентов 460, 480. Должно быть ясно, что кольцевые уплотнения круглого сечения или другое средство уплотнения можно аналогично использовать в другом месте для обеспечения целостности потока текучей среды, как известно в уровне техники.

Первый и второй трубчатые элементы 412a, 412b также взаимодействуют с образованием, по меньшей мере, одного токопроводного канала 474 для соединения электрических линий 464a, 464b, 484a, 484b двух компонентов 460, 480. Электрические линии прикрепляют к токопроводному каналу 474 корпусного блока 412 штырями 485, но их можно также спаивать или обжимать по месту среди других известных средств крепления. Токопроводный канал 474 расположен радиально (то есть он включает в себя радиально расположенный сегмент) в первом и втором трубных элементах 412a, 412b с комплектованием радиальными (кольцевыми) электрическими контактами 490a (внутренним), 490b (внешним), установленными на муфтовом и ниппельном участках соответствующих первого и второго трубчатых элементов.

Хотя блок регулировки длины корпусного блока 412 не показан на фиг.4B, для упрощения, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что такой дополнительный блок должен, по меньшей мере, являться необходимым в ряде вариантов применения. Конкретные примеры таких блоков рассмотрены ниже в описании фиг.7-8.

На фиг.5 представлено сечение конкретного варианта осуществления соединительного устройства 510, применяющегося для расположенных вдоль оси, кольцевых вспомогательных линий 562, 582 гидросистемы двух компонентов 560, 580, установленных в соответствующих утяжеленных бурильных трубах 506, 508. Корпусной блок 512 соединительного устройства 510 содержит соединяющиеся первый и второй трубчатые элементы - 512a, 512b. Первый трубчатый элемент 512a установлен для перемещения с верхним компонентом 560, который скреплен с верхней утяжеленной бурильной трубой 506 и перемещается с ней и образует ниппельный участок корпусного блока 512. Второй трубчатый элемент 512b установлен для перемещения с нижним компонентом 580, который скреплен с нижней утяжеленной бурильной трубой 508 и перемещается с ней и образует муфтовый участок корпусного блока 512. Соответственно, поскольку утяжеленные бурильные трубы 506, 508 скрепляют вращением одной относительно другой, муфтовый и ниппельный участки корпусного блока 512 также вращаются и соединяются с образованием расположенного вдоль оси кольцевого напорного трубопровода 522 текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных линий гидросистемы двух компонентов 560, 580. Кольцевые уплотнения круглого сечения 515a, 515b обычно устанавливают на ниппельном участке корпусного блока 512 для уплотнения гидравлических соединений на первом и втором трубчатых элементах 512a, 512b. Должно быть ясно, что кольцевые уплотнения круглого сечения или другое средство уплотнения можно аналогично использовать в другом месте для обеспечения целостности потока текучей среды, как известно в уровне техники.

Первый и второй трубчатые элементы 512a, 512b также взаимодействуют с образованием, по меньшей мере, одного токопроводного канала 574 для соединения электрических линий 564, 584 двух компонентов 560, 580. Электрические линии 564, 584 скреплены по оси с токопроводным каналом 574 корпусного блока 512 с комплектованием радиальными (кольцевыми) электрическими контактами 583a (внутреннй), 583b (внешний) и штыревыми контактами 585 в конструкции штепсельного разъема (аналогичного влагостойкому разъему), но могут также спаиваться или обжиматься по месту среди других известных средств крепления. Токопроводной канал 574 является радиально расположенным (то есть включает в себя радиально расположенный сегмент) на первом и втором трубчатых элементах 512a, 512b с комплектованием радиальными (кольцевыми) электрическими контактами 590a (внутренний), 590b (внешний), установленными на муфтовом и ниппельном участках соответственно первого и второго трубчатых элементов 512a, 512b.

Хотя блок регулировки длины корпусного блока 512 не показан на фиг.5, для упрощения, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что такой дополнительный блок, по меньшей мере, должен являться необходимым в ряде вариантов применения. Конкретные примеры таких блоков рассмотрены ниже в описании фиг.7-8.

На фиг.6 представлено сечение альтернативного соединительного устройства 610, применяющегося при расположенных вдоль оси кольцевых вспомогательных линиях 662, 682 гидросистемы двух компонентов 660, 680, установленных в соответствующих утяжеленных бурильных трубах 606, 608. Корпусной блок 612 соединительного устройства 610 содержит соединяющиеся первый и второй трубчатые элементы - 612a, 612b. Первый трубчатый элемент 612a установлен для перемещения с верхним компонентом 660 (который скреплен с верхней утяжеленной бурильной трубой 606 и перемещается с ней) и образует ниппельный участок корпусного блока 612. Второй трубчатый элемент 612b установлен для перемещения с нижним компонентом 680, (который скреплен с нижней утяжеленной бурильной трубой 608 и перемещается с ней) и образует муфтовый участок корпусного блока 612. Соответственно, когда утяжеленные бурильные трубы 606, 608 скрепляют вращением одной относительно другой, муфтовый и ниппельный участки корпусного блока 612 также вращаются и соединяются с образованием расположенного вдоль оси напорного кольцевого трубопровода 622 текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных линий 662, 682 гидросистемы двух компонентов 660, 680. Кольцевые уплотнения круглого сечения 615a, 615b обычно устанавливают на ниппельном участке корпусного блока 612 для уплотнения гидравлических соединений на первом и втором трубчатых элементах 612a, 612b. Должно быть ясно, что кольцевые уплотнения круглого сечения или другое средство уплотнения можно аналогично использовать в другом месте для обеспечения целостности потока текучей среды, как известно в уровне техники.

Первый и второй трубчатые элементы 612a, 612b также взаимодействуют с образованием, по меньшей мере, одного токопроводного канала 674 для соединения электрических линий 664, 684 двух компонентов 660, 680. Электрические линии 664, 684 скреплены по оси с токопроводным каналом 674 корпусного блока 612 штыревыми контактами 685, 687 в конструкциях штепсельного разъема, но могут также спаиваться или обжиматься по месту среди других известных средств крепления. Токопроводный канал 674 является радиально расположенным (то есть включает в себя радиально расположенный сегмент) на первом и втором трубчатых элементах 612a, 612b с комплектованием радиальными (кольцевыми) электрическими контактами 690a (внутренний), 690b (внешний), установленными на муфтовом и ниппельном участках соответственно первого и второго трубчатых элементов 612a, 612b.

Хотя блок регулировки длины корпусного блока 612 не показан на фиг.6, для упрощения, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что такой дополнительный блок, по меньшей мере, должен являться необходимым в ряде вариантов применения. Конкретные примеры таких блоков рассмотрены ниже в описании фиг.7-8.

На фиг.7 показано сечение конкретного соединительного устройства 710 варианта осуществления, применяющегося при расположении вдоль оси вспомогательных линий гидросистемы (не показано) двух компонентов 760, 780, установленных в соответствующие утяжеленные бурильные трубы 706, 708. Корпусной блок 712 соединительного устройства 710 содержит соединяющиеся первый и второй трубчатые элементы - 712a, 712b. Первый трубчатый элемент 712a установлен для перемещения с верхним компонентом 760 (перемещающегося с верхней утяжеленной бурильной трубой 706) и образует муфтовый участок корпусного блока 712. Второй трубчатый элемент 712b установлен для перемещения с нижним компонентом 780 (перемещающимся с нижней утяжеленной бурильной трубой 708) и образует ниппельный участок корпусного блока 712. Соответственно, когда утяжеленные бурильные трубы 706, 708 скрепляют вращением одной относительно другой, муфтовый и ниппельный участки корпусного блока 712 также вращаются и соединяются с образованием расположенного вдоль оси напорного трубопровода текучей среды с линейными участками 722a и кольцевыми участками 722b для гидравлического соединения вспомогательных линий гидросистем (не показано) двух компонентов 760, 780. Кольцевые уплотнения 715a, 715b круглого сечения обычно устанавливают на ниппельном участке корпусного блока 712 для уплотнения гидравлических соединений на первом и втором трубчатых элементах 712a, 712b. Должно быть ясно, что кольцевые уплотнения круглого сечения или другое средство уплотнения можно аналогично использовать в другом месте для обеспечения целостности потока текучей среды, как известно в уровне техники.

Первый и второй трубчатые элементы 712a, 712b также взаимодействуют с образованием, по меньшей мере, одного токопроводного канала 774 для соединения электрических линий 764, 784 двух компонентов 760, 780. Электрические линии 764, 784 проходят частично через напорный трубопровод 722a текучей среды и скреплены по оси с токопроводным каналом 774 корпусного блока 712 конструкцией 785a, 255b штепсельного разъема (аналогичной влагостойкому разъему), но могут также спаиваться или обжиматься по месту среди других известных средств крепления. Токопроводный канал 774 является радиально расположенным (то есть включает в себя радиально расположенный сегмент) на первом и втором трубчатых элементах 712a, 712b с комплектованием электрическим контактным гнездом 785a (внутреннее) и электрическим контактным штырем 785b (внешний), установленных на муфтовом и ниппельном участках соответственно первого и второго трубчатых элементов 712a, 712b.

На фиг.7 дополнительно показан, достаточно подробно, блок 714 регулировки длины соединительного устройства. Процесс регулировки длины, по существу, включает в себя этапы определения расстояния между противоположными концами двух компонентов 760, 780 и укорачивание или удлинение гидравлических соединений между вспомогательными линиями гидросистем и электрических соединений между электрическими линиями соответствующих двух компонентов согласно определенному расстоянию. Блок 714 регулировки длины включает в себя втулку 730, съемно скрепленную с нижним компонентом 780 множеством стопорных болтов 732. Нижний компонент 780 имеет верхний участок 780a уменьшенного диаметра, входящий в нижний участок (не указан отдельной позицией) второго трубчатого элемента 712b корпусного блока 712 соединительного устройства. Участок 780a нижнего компонента и второй трубчатый элемент 712b оборудованы соответствующими резьбовыми поверхностями для резьбового соединения 734. Второй трубчатый элемент 712b включает в себя шпоночный паз 736 в зоне своей резьбовой поверхности для размещения шпонки 738, которая (во взаимодействии с втулкой 730) предотвращает вращение второго трубчатого элемента 712b. Таким образом, когда втулку 730 и шпонку 738 удаляют, второй трубчатый элемент 712b получает свободу вращения под действием приложенного крутящего момента.

Регулировку по длине соединительного устройства 710 предпочтительно проводят до размещения первого и второго трубчатых элементов 712a, 712b, компонентов 760, 780 и блока 714 регулировки длины 714 в утяжеленных бурильных трубах 706, 708. По существу, нижний компонент 780 удерживают от вращения, когда крутящий момент приложен ко второму трубчатому элементу 712b, результатом чего является вращение второго трубчатого элемента 712b относительно нижнего компонента 780. Такое относительное вращение действует, перемещая второй трубчатый элемент 712b по оси вдоль (вверх или вниз) участка 780a нижнего компонента, как требуется для надлежащего сцепления между вторым трубчатым элементом 712b и первым трубчатым элементом 712a, когда оба элемента устанавлены в своих соответствующих утяжеленных бурильных трубах 706, 708 и скреплены относительным вращением между данными утяжеленными бурильными трубами. Регулировку по длине поэтому выполняют с помощью манипулирования положением второго трубчатого элемента 712b вдоль нижнего компонента 780. Первый трубчатый элемент 712a обычно удерживают в одном положении вдоль верхнего компонента 760, при этом гнездо 785a электрического разъема может быть подпружинено вниз для осуществления контакта со штырем 785b электрического разъема. Должно быть ясно, что кольцевые уплотнения круглого сечения или другое средство уплотнения можно использовать в различных местах (не указаны позициями) для целостности потока текучей среды.

На фиг.8 показано сечение альтернативного соединительного устройства 810, применяющегося при расположенных вдоль оси кольцевых вспомогательных линиях 862, 882 гидросистем двух компонентов 860, 880, установленных в соответствующих утяжеленных бурильных трубах 806, 808. Корпусной блок 812 соединительного устройства 810 содержит соединяющиеся первый, второй и третий трубчатые элементы 812a/812b/812c. Первый и второй трубчатые элементы 812a, 812b установлены для перемещения с верхним компонентом 860, который скреплен с верхней утяжеленной бурильной трубой 806 и перемещается с ней. Первый трубчатый элемент 812a включает в себя концентрические трубчатые участки, образующие внешний муфтовой участок 812₁ и внутренний ниппельный участок 812a₂ корпусного блока 812. Второй трубчатый элемент 812b соединен с третьим трубчатым элементом 812c с возможностью скольжения (то есть с возможностью относительного вращения между ними) с использованием кольцевого уплотнения 815с круглого сечения, и включающим в себя концентрические трубчатые участки, образующие внешний ниппельный участок 812b₁ и внутренний муфтовый участок 812b₂ корпусного блока 812. Третий трубчатый элемент 812c установлен для перемещения с нижним компонентом 880, который скреплен с нижней утяжеленной бурильной трубой 808 и перемещается с ней. Соответственно, когда верхнюю и нижнюю утяжеленные бурильные трубы 806, 808 скрепляют вращением одной относительно другой, муфтовый и ниппельный участки корпусного блока 812 (образованные вторым и третьим трубчатыми элементами 812b, 812c соответственно) также вращаются и соединяются с образованием расположенного вдоль оси напорного кольцевого трубопровода 822 текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных линий 862, 882 гидросистемы двух компонентов 860, 880. Комплекты кольцевых уплотнений 815a, 815b круглого сечения обычно установлены на соответствующих ниппельных участках корпусного блока 812 для уплотнения гидравлических соединений на первом и втором трубчатых элементах 812a, 812b. Должно быть ясно, что кольцевые уплотнения круглого сечения или другое средство уплотнения можно аналогично использовать в другом месте для обеспечения целостности потока текучей среды, как известно в уровне техники.

Первый и второй трубчатые элементы 812a, 812b также взаимодействуют с образованием, по меньшей мере, одного токопроводного канала 874 для соединения электрических линий 864, 884 двух компонентов 860, 880. Электрические линии 864, 884 скреплены по оси с токопроводным каналом 874 корпусного блока 812 посредством соответствующего верхнего/нижнего водонепроницаемых разъемов 885a, 885b, но могут также спаиваться или обжиматься по месту среди других известных средств крепления. Токопровод 874 частично снабжен электропроводом (электропроводами) 890 увеличенной длины (отметим спиральную зону 890c) в центральном напорном трубопроводе 891, образованном первым и вторым трубчатыми элементами 812a, 812b.

На фиг.8 дополнительно показан, достаточно подробно, альтернативный блок 814 регулировки длины соединительного устройства 810. Процесс регулировки длины, по существу, включает в себя этапы определения расстояния между противоположными концами двух компонентов 860, 880 и укорачивание или удлинение гидравлических соединений между вспомогательными линиями гидросистем и электрического соединения между электрическими линиями соответствующих двух компонентов согласно определенному расстоянию. Блок 814 регулировки длины включает в себя муфту или оголовник 830 с возможностью стопорения на нижнем компоненте 880 с помощью пружинной разрезной шайбы 831 и косого кольца 832 с приводом вращением муфты 830 (см. резьбовую зону 829) к стопорящему контакту с нижним заплечиком внешнего муфтового участка 812a₁. Разрезное кольцо 827 с внешней резьбой установлено на участке уменьшенного диаметра внешнего ниппельного участка 812b₁. Внешний ниппельный участок 812b₁ и кольцо 827 подходят к внешнему муфтовому участку 812a₁, снабженному внутренней резьбой, соответствующей резьбе кольца 827. Таким образом, когда косое кольцо 832 вывинчено из стопорящего контакта с внешним муфтовым участком 812a_l, первый трубчатый элемент 812a становится свободным для вращения под действием приложенного крутящего момента.

Регулировку по длине соединительной муфты 810 предпочтительно проводят до размещения первого, и второго, и третьего трубчатых элементов 812a\812b\812c, компонентов 860, 880 и блока регулировки длины 814 в утяжеленных бурильных трубах 806, 808. Приложение крутящего момента к первому трубчатому элементу 812a должно, в результате, давать вращение первого трубчатого элемента 812a относительно резьбового кольца 827. Такое относительное вращение действует, перемещая второй трубчатый элемент 812b по оси вдоль (вверх или вниз) первого трубчатого компонента 812a, как требуется для надлежащего сцепления между вторым трубчатым элементом 812b и третьим трубчатым элементом 812c, когда оба элемента устанавливают в своих соответствующих утяжеленных бурильных трубах 806, 808 и скрепляют относительным вращением между собой данных утяжеленных бурильных труб. Таким образом, регулировку по длине выполняют с помощью манипулирования положением второго трубчатого элемента 812b по длине первого трубчатого элемента 812a. Третий трубчатый элемент 812c обычно удерживают в одном положении вдоль по нижнему компоненту 880.

Варианты осуществления, показанные на фиг.7-8, используют блоки 714, 814 регулировки длины, осуществляющие относительное вращение, в общем, между первым и вторым трубчатыми элементами для регулировки длины корпусных блоков 712, 812. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, вместе с тем, что другие блоки регулировки длины можно использовать с сохранением преимуществ изобретения. Примеры включают в себя блоки с осуществлением относительного скольжения, телескопические или с другим поступательным движением между первым и вторым трубчатыми элементами, подходящие для регулировки длины соединительной муфты корпусного блока.

На фиг.9 показано сечение альтернативного соединительного устройства 910, применяющегося при расположении вдоль оси кольцевых вспомогательных линий 962, 982 гидросистем двух компонентов 960, 980, установленных в соответствующих утяжеленных бурильных трубах 906, 908. Корпусной блок 912 соединительного устройства 910 содержит соединяющиеся первый и второй трубчатые элементы - 912a, 912b. Первый трубчатый элемент 912a установлен для перемещения с верхним компонентом 960 (который скреплен с верхней утяжеленной бурильной трубой 906 и перемещается с ней) и образует ниппельный участок корпусного блока 912. Второй трубчатый элемент 912b установлен для перемещени с нижним компонентом 980 (который скреплен с нижней утяжеленной бурильной трубой 908 и перемещается с ней) и образует муфтовый участок корпусного блока 912. Соответственно, когда утяжеленные бурильные трубы 906, 908 скрепляют вращением одной относительно другой, муфтовый и ниппельный участки корпусного блока 912 также вращаются и соединяются с образованием расположенного вдоль оси напорного трубопровода 922a, 922b текучей среды с кольцевым пространством 922c на первом и втором трубчатых элементах 912a, 912b (то есть на стыке соединенных элементов) для гидравлического соединения вспомогательных линий 962, 982 гидросистем двух компонентов 960, 980. Кольцевые уплотнения круглого сечения 915 обычно устанавливают на ниппельном участке корпусного блока 912, и одно или несколько торцевых уплотнений 917 обычно располагаются на концевых участках первого и второго трубчатых элементов 912a, 912b, образующих кольцевое пространство 922c, для уплотнения гидравлических соединений на первом и втором трубчатых элементах 912a, 912b. Должно быть ясно, что кольцевые уплотнения круглого сечения или другое средство уплотнения можно аналогично использовать в другом месте для обеспечения целостности потока текучей среды, как известно в уровне техники.

Первый и второй трубчатые элементы 912a, 912b также взаимодействуют с образованием, по меньшей мере, одного токопроводного канала 974 для соединения электрических линий 964, 984 двух компонентов 960, 980. Электрические линии 964, 984 скреплены по оси с токопроводным каналом 974 корпусного блока 912 с комплектованием верхними радиальными (кольцевыми) электрическими контактами 991a (внутренний), 991b (внешний), с комплектованием нижними радиальными (кольцевыми) электрическими контактами 993a (внутренний), 993b (внешний), контактными штырями 985 и конструкцией штепсельного разъема (аналогичной водонепроницаемому разъему), но могут также спаиваться или обжиматься по месту среди других известных средств крепления. Конкретнее, токопроводный канал 974 является радиально расположенным (то есть включает в себя радиально расположенный сегмент) на первом и втором трубчатых элементах 912a, 912b в виде верхних и нижних пар, с комплектованием радиальными (кольцевыми) электрическими контактами 990a (внутренний), 990b (внешний), установленными на муфтовом и ниппельном участках соответственно первого и второго трубчатых элементов 912a, 912b.

Хотя блок регулировки длины корпусного блока 912 не показан на фиг.9, для упрощения, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что такой дополнительный блок, по меньшей мере, должен являться необходимым в ряде вариантов применения. Конкретные примеры таких блоков рассмотрены выше при описании фиг.7-8.

На фиг.10 показано сечение альтернативного соединительного устройства 1010, применяющегося при расположении вдоль оси вспомогательных линий 1062, 1082 гидросистем двух компонентов 1060, 1080, установленных в соответствующих утяжеленных бурильных трубах 1006, 1008. Корпусной блок 1012 соединительного устройства 1010 содержит единственный гидравлический центровщик 1013, оборудованный кольцевыми уплотнениями 1015 круглого сечения. Гидравлический центровщик 1013 оборудован двумя или больше кольцевыми уплотнениями круглого сечения 1015 для гидравлического соединения обоих компонентов 1060, 1080 (перемещающихся с соответствующими утяжеленными бурильными трубами 1006, 1008). Соответственно, когда утяжеленные бурильные трубы 1006, 1008 скрепляют вращением одной относительно другой, компоненты 1060, 1080 также вращаются и приводятся в гидравлическое соединение через гидравлический центровщик 1013 и центральные проходные отверстия 1061, 1081 на своих соответствующих концах, с образованием расположенного вдоль оси напорного трубопровода 1022 текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных линий 1062, 1082 гидросистем двух компонентов 1060, 1080. Должно быть ясно, что кольцевые уплотнения круглого сечения или другое средство уплотнения можно аналогично использовать в другом месте для обеспечения целостности потока текучей среды, как известно в уровне техники.

Корпусной блок 1012 соединительного устройства 1010 дополнительно содержит токопроводный канал 1120 для соединения электрических линий 1064, 1084 утяжеленных бурильных труб 1006, 1008, связанных с двумя соответствующими компонентами 1060, 1080.

На фиг.11A-B детально показаны сечения расположенного вдоль оси токопроводного канала 1120 фиг.10. Звенья 1110 кабелированных бурильных труб представляют подходящую конфигурацию для реализации электропроводного канала 1120 в утяжеленных бурильных трубах 1006, 1008. Звенья 1110 являются аналогичными типу, описанному в патенте США № 6641434, выданном Boyle et al., переуступленному патентообладателю настоящего изобретения, и используют коммуникационные соединительные муфты, конкретно, индуктивные соединительные муфты, для передачи сигналов через звенья кабелированных бурильных труб. Индуктивная соединительная муфта в звеньях кабелированных бурильных труб, согласно Boyle et al., содержит трансформатор с тороидальным сердечником, выполненным из высокопроницаемого, с низкими потерями материала, такого как супермаллой (являющийся железоникелевым сплавом, обработанным для получения исключительно высокой начальной проницаемости и практического применения для трансформатора сигналов низкого уровня). Обмотка, состоящая из многочисленных витков изолированной проволоки, проходит спиралью вокруг тороидального сердечника, образуя тороидальный трансформатор. В одной конфигурации тороидальный трансформатор заливают резиной или другими изолирующими материалами, и собранный трансформатор укладывают в паз в замке бурильной трубы.

Конкретнее, звено 1110 кабелированной бурильной трубы показано с коммуникационными соединительными муфтами 1121, 1131, элементами индуктивных соединительных муфт на соответствующем конце 1141 муфтового конца 1122 или вблизи него и конца 1134 ниппельного конца 1132 или вблизи него. Первый кабель 1114 проходит через канал 1113 для соединения с коммуникационными соединительными муфтами 1121, 1131 способом, описанным дополнительно ниже.

Звено 1110 кабелированной бурильной трубы оборудовано удлиненным трубчатым корпусом 1111 с осевым каналом 1112, муфтовым концом 1122, ниппельным концом 1132 и первым кабелем 1114, проходящим от муфтового конца 1122 к ниппельному концу 1132. Первый элемент 1121 соединительной муфты с индуктивным токовым контуром (например, тороидальный трансформатор) и аналогичный второй элемент 1131 соединительной муфты с индуктивным токовым контуром расположены на муфтовом конце 1122 и ниппельном конце 1132 соответственно. Первый элемент 1121 соединительной муфты с индуктивным токовым контуром, второй элемент 1131 соединительной муфты с индуктивным токовым контуром и первый кабель 1114 - вместе создают коммуникационный канал по длине каждого звена кабелированной бурильной трубы. Индуктивная соединительная муфта (или коммуникационное соединение) 1120 стыка муфт между двумя звеньями кабелированной бурильной трубы показана состоящим из первого элемента 1121 индуктивной соединительной муфты звена 1110 кабелированной бурильной трубы и второго элемента 1131' соединительной муфты с индуктивным токовым контуром следующего трубчатого элемента, который может являться другим звеном кабелированной бурильной трубы. Специалист в данной области техники должен понимать, что в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения элементы индуктивной соединительной муфты можно заменять другими коммуникационными соединительными муфтами, выполняющими аналогичные коммуникационные функции, такими, например, как соединения прямого электрического контакта, описанные в патенте США № 4126848, выданном Denison.

На фиг.11B более детально показана индуктивная соединительная муфта или коммуникационное соединение 1120 фиг.11A. Муфтовый конец 1122 включает в себя внутреннюю резьбу 1123 и кольцевой внутренний контактный заплечик 1124 с первым пазом 1125, в котором расположен первый тороидальный трансформатор 1126. Тороидальный трансформатор 1126 соединен с кабелем 1114. Аналогично, ниппельный конец 1132' примыкающего кабелированного трубчатого элемента (например, другое звено кабелированной бурильной трубы) включает в себя внешнюю резьбу 1133' и кольцевой внутренний контактный конец 1134' трубы со вторым пазом 1135', в котором расположен второй тороидальный трансформатор 1136'. Второй тороидальный трансформатор 1136' соединен со вторым кабелем 1114' примыкающего трубчатого элемента 9a. Пазы 1125 и 1135' могут буть покрыты материалом высокой электропроводности и низкой проницаемости (например, медь) для улучшения эффективности действия индуктивной соединительной муфты. Когда муфтовый конец 1122 одного звена кабелированной бурильной трубы соединен с ниппельным концом 1132' примыкающего трубчатого элемента (например, другим звеном кабелированной бурильной трубы), образуется коммуникационное соединение. На фиг.11B, таким образом, показано сечение участка, получившегося в результате стыка, в котором торцевая пара элементов индуктивной соединительной муфты (то есть тороидальные трансформаторы 1126, 1136') зафиксированы вместе для образования коммуникационного соединения в рабочем канале связи. На виде сечения также показано, что замкнутые тороидальные дорожки 1140 и 1140' заключают в себе тороидальные трансформаторы 1126 и 1136' соответственно, и что каналы 1113 и 1113' образуют проходы для внутренних электрических кабелей 1114 и 1114' (использующих проводники 1064, 1084 фиг.10), соединяющих два элемента индуктивных соединительных муфт, расположенные на двух концах каждого звена кабелированной бурильной трубы.

Вышеописанные индуктивные соединительные муфты включают в себя электрическую соединительную муфту, выполненную с двойным тороидом. Соединительная муфта с двойным тороидом использует внутренние заплечики муфты и ниппельные концы, как электрические контакты. Внутренние трубные заплечики приводят в контакт с повышенным давлением при скреплении муфтового и ниппельного концов, гарантирующего электрическую непрерывность между ниппельным и муфтовым концами. Токи наводятся в металле соединения посредством тороидальных трансформаторов, помещенных в пазы. При данной частоте (например, 100 кГц) данные токи ограничены поверхностью пазов эффектами глубины проникновения поля от поверхности пазов. Ниппельный и муфтовый концы образуют вторичные цепи соответствующих трансформаторов, и две вторичных цепи соединены встречно параллельно посредством совмещенных поверхностей внутренних заплечиков.

Хотя на фиг.11A-B показаны некоторые типы коммуникационных соединителей, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что различные соединительные муфты можно использовать для передачи сигналов по соединенным трубчатым элементам. Например, такие системы могут включать в себя магнитные соединительные муфты, такие как описанные в публикации заявки РСТн WO 02/06716, Hall et al. Другие системы и/или соединительные муфты можно также предусматривать.

Кроме того, хотя блок регулировки длины корпусного блока 1012 не показан на фиг.10 или на фиг.11A-B, для упрощения, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что такой дополнительный блок, по меньшей мере, должен являться необходимым в ряде вариантов применения. Конкретные примеры блоков рассмотрены выше в описании фиг.7-8.

На фиг.12 показано сечение альтернативного соединительного устройства 1210 для применения при расположении вдоль оси кольцевых вспомогательных линий 1262, 1282 гидросистем двух компонентов 1260, 1280, установленных в соответствующих утяжеленных бурильных трубах 1206, 1208. Корпусной блок 1212 соединительного устройства 1210 содержит соединяющиеся первый и второй компоновочные узлы 1212a, b.

Первый компоновочный узел 1212a установлен для перемещения с верхним компонентом 1260 и включает в себя утяжеленную бурильную трубу 1206 и верхний шпиндель 1213a, закрепленный (например, на резьбе) в утяжеленной бурильной трубе 1206. Верхний шпиндель 1213a включает в себя линию 1221a гидросистемы, проходящую вдоль оси через шпиндель (от верхнего соединенного компонента 1260) до отхода наружу для контакта с кольцевой зоной 1223a_r линии 1223a гидросистемы в утяжеленной бурильной трубе 1206. Когда первый корпусной компоновочный узел 1212a скрепляют с верхним шпинделем 1213a в верхней утяжеленной бурильной трубе 1206 (например, вращением резьбового соединения), радиально выступающий конец линии 1221a гидросистемы должен входить в вертикальный контакт с кольцевой зоной 1223a_r линии 1223a гидросистемы для установления верхнего соединения канала потока.

Второй компоновочный узел 1212b установлен для перемещения с нижним компонентом 1280 и включает в себя утяжеленную бурильную трубу 1208 и нижний шпиндель 1213b, закрепленный (например, на резьбе) в утяжеленной бурильной трубе 1208. Нижний шпиндель 1213b включает в себя линию 1221b гидросистемы, проходящую вдоль оси через шпиндель (от нижнего соединенного компонента, 1280) до отхода наружу для контакта с кольцевой зоной 1223b_r линии 1223b гидросистемы в утяжеленнной бурильной трубе 1208. Когда второй корпусной компоновочный узел 1212b скрепляют с нижним шпинделем 1213b в нижней утяжеленной бурильной трубе 1208 (например, с вращением резьбового соединения между ними), радиально выступающий конец линии 1221b гидросистемы должен входить в вертикальный контакт с кольцевой зоной 1223b_r линии 1223b гидросистемы для установления нижнего соединения канала потока.

Когда утяжеленные бурильные трубы 1206, 1208 скрепляют вращением одной относительно другой, буровой раствор 109 проходит через канал 1207 утяжеленных бурильных труб 1206 и 1208, как указано стрелками. Первый и второй компоновочные узлы 1212a, 1212b корпусного блока 1212 также вращаются и соединяются с образованием внешнего радиально расположенного (конкретнее, радиально симметричного) трубопровода 1222 текучей среды для гидравлического соединения верхнего и нижнего каналов потока соответствующих первого и второго корпусных компоновочных узлов. Такой способ гидравлически соединяет два компонента 1260, 1280. Кольцевые уплотнения круглого сечения 1215 обычно устанавливают на верхний и нижний шпиндели 1213a, 1213b для уплотнения гидравлических соединений на первом и втором корпусных компоновочных узлах 1212a, 1212b. Должно быть ясно, что кольцевые уплотнения круглого сечения или другое средство уплотнения можно аналогично использовать в другом месте для обеспечения целостности потока текучей среды, как известно в уровне техники.

Первый и второй корпусные компоновочные узлы 1212a, 1212b также взаимодействуют с образованием, по меньшей мере, одного токопроводного канала 1274 для соединения электрических линий 1264, 1284 двух компонентов 1260, 1280. Электрические линии 1264, 1284 скреплены по оси с токопроводным каналом 1274 корпусного блока 1212 с комплектованием верхними радиальными (кольцевыми) электрическими контактами 1291a (внутренний), 1291b (внешний), и с комплектованием нижними радиальными (кольцевыми) электрическими контактами 1293a (внутренний), 1293b (внешний), конструкцией 1285 штепсельного разъема (аналогичной водонепроницаемому разъему) и комплектованием радиальными (кольцевыми) электрическими контактами 1290a (внутренний), 1290b (внешний). Должно быть ясно, что и другие известные средства электрического соединения можно использовать. Токопроводный канал 1274 является радиально расположенным (то есть включает в себя радиально расположенный сегмент) на первом и втором корпусных компоновочных узлах 1212a, 1212b с комплектованием верхними и нижними парами радиальных (кольцевых) электрических контактов 1290a (внутренний), 1290b (внешний), установленных на соответствующих компонентах конструкции 1285 штепсельного разъема.

Хотя блок регулировки длины корпусного блока 1212 не показан на фиг.12, для упрощения, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что такой дополнительный блок, по меньшей мере, должен быть необходимым в ряде вариантов применения. Конкретные примеры таких блоков рассмотрены выше в описании фиг.7-8.

На фиг.13 показано сечение альтернативного соединительного устройства 1310 для применения с расположенными вдоль оси кольцевыми вспомогательными линиями 1362, 1382 гидросистем двух компонентов 1360, 1380, установленных в соответствующие утяжеленные бурильные трубы 1306, 1308. Корпусной блок 1312 соединительного устройства 1310 содержит один гидравлический центровщик 1313, оборудованный кольцевыми уплотнениями 1135 круглого сечения. Гидравлический центровщик 1313 оборудован двумя или больше кольцевыми уплотнениями 1315 круглого сечения для гидравлического соединения обоих компонентов 1360, 1380 (закрепленных в соответствующих утяжеленных бурильных трубах 1306, 1308 и перемещающихся вместе с ними). Должно быть ясно, что кольцевые уплотнения круглого сечения или другое средство уплотнения можно аналогично использовать в другом месте для обеспечения целостности потока текучей среды, как известно в уровне техники.

Соединительный переводник 1307 расположен между утяжеленными бурильными трубами 1306, 1308 для соединения утяжеленных бурильных труб между собой. Переводник 1307 использует резьбы муфтового и ниппельного концов, выполненные с возможностью соединения с соответствующими резьбами противоположных концов утяжеленных бурильных труб 1306, 1308 и подтягивания обоих утяжеленных бурильных труб к переводнику 1307 для создания резьбового соединения при вращении переводника. Таким образом, вращение переводника 1307 после захвата его резьбой резьбы соответствующих утяжеленных бурильных труб, при удержании утяжеленных бурильных труб от вращения на буровом полу (например, обычным способом) приводит к скреплению утяжеленных бурильных труб 1306, 1308 без вращения самих утяжеленных бурильных труб (только с поступательным перемещением). Это необходимо, поскольку линии 1362, 1382 гидросистем не являются радиально симметричными (то есть их контакт зависит от надлежащего радиального совмещения).

Соответственно, при скреплении утяжеленных бурильных труб 1306, 1308 вращением соединительного переводника 1307 компоненты 1360, 1380 притягиваются в соединение с гидравлической связью через гидравлический центровщик 1313, и центральные проходные каналы 1361, 1381 в соответствующих концах компонентов, с образованием расположенного вдоль оси напорного трубопровода 1322 текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных линий 1362, 1382 гидросистем двух компонентов 1360, 1380.

Корпусной блок 1312 дополнительно содержит многочисленные комплектные штепсельные электрические контакты 1390a (верхние штыри), 1390b (нижние гнезда), взаимодействующие с образованием, по меньшей мере, одного токопроводного канала 1374 для соединения электрических линий 1364, 1384 двух компонентов 1360, 1380. Электрические линии 1364, 1384 скреплены по оси с токопроводным каналом 1374 корпусного блока 1312 штыревыми контактами 1385 в конструкции штепсельного разъема, но могут также спаиваться или обжиматься по месту среди других известных средств крепления. Токопроводной канал 1374 является радиально расположенным (то есть включает в себя радиально расположенный сегмент) с комплектованием верхней и нижней пар электрических контактов 1390a (верхние штыри), 1390b (нижние гнезда) штепсельного разъема.

Хотя блок регулировки длины корпусного блока 1312 не показан на фиг.13, для упрощения, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что такой дополнительный блок, по меньшей мере, должен быть необходимым в ряде вариантов применения. Конкретные примеры таких блоков рассмотрены выше в описании фиг.7-8.

На фиг.14A-B последовательно показаны частный вариант осуществления соединительного устройства 1410 со средством автоматической отсечки линий гидросистемы соединенных компонентов при отсоединении первого и второго трубчатых элементов корпусного блока 1412. Соединительное устройство 1410 варианта осуществления применяется при расположении вдоль оси вспомогательных линий гидросистем (не показано) двух компонентов (не показано), установленных в соответствующих утяжеленных бурильных трубах 1406, 1408. Корпусной блок соединительного устройства 1410 содержит соединяющиеся первый и второй трубчатые элементы 1412a, 1412b. Первый трубчатый элемент 1412a установлен для перемещения с верхним компонентом (не показано), который скреплен с верхней утяжеленной бурильной трубой 1406 и перемещается с ней, и включает в себя концентрические трубчатые участки, образующие внешний муфтовый участок 1412a₁ и внутренний муфтовый участок 1412a₂ корпусного блока.

Второй трубчатый элемент 1412b установлен для перемещения с нижним компонентом (не показано), перемещающимся с нижней утяжеленной бурильной трубой 1408, и включает в себя концентрические трубчатые участки, образующие внешний ниппельный участок 1412b₁ и внутренний ниппельный участок 1412b₂ корпусного блока 1412. Соответственно, при скреплении верхней и нижней утяжеленных бурильных труб 1406, 1408 (соединение при скреплении показано на фиг.14B) относительным вращением между ними муфтовый и ниппельный участки корпусного блока 1412 также вращаются и соединяются с образованием расположенного вдоль оси кольцевого напорного трубопровода текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных линий гидросистемы (не показано) двух компонентов (не показано).

Кольцевой напорный трубопровод текучей среды включает в себя первый участок 1422a трубопровода, образованный в первом трубчатом элементе 1412a, и второй участок 1422b трубопровода, образованный во втором трубчатом элементе 1412b, и промежуточный третий участок 1422c трубопровода, образованный при соединении первого и второго трубчатых элементов 1412a, 1412b корпусного блока 1412. Каждый из первого и второго трубчатых элементов 1412a, 1412b содержит клапан, созданный в данном варианте осуществления соответствующим кольцевым поршнем 1423a, 1423b, перемещающимся через камеру, образованную кольцевым пространством 1425a, 1425b (см. фиг.14A), для автоматического открытия в ней третьего участка 1422c вспомогательной линии гидросистемы после соединения первого и второго трубчатых элементов 1412a, 1412b и автоматического закрытия третьего участка 1422c линии гидросистемы после отсоединения первого и второго трубчатых элементов 1412a, 1412b.

Таким образом, поршень 1423a, перемещающийся в контакте с внешним ниппельным участком 1412b₁ из положения закрытия к положению открытия (см. последовательность от фиг.14A к фиг.14B), должен автоматически перемещаться назад к положению закрытия под действием давления текучей среды (или, альтернативного средства приложения усилия, такого как спиральная пружина) в первом участке 1422a напорного трубопровода и четвертом участке 1422d напорного трубопровода, когда первый и второй трубчатые элементы 1412a, 1412b разъединены. Аналогично, поршень 1423b, который перемещается в соединении с внутренним муфтовым участком 1412a₂ из положения закрытия к положению открытия (см. последовательность от фиг.14A к фиг.14B), должен автоматически перемещаться назад к положению закрытия под действием давления текучей среды (или, альтернативного средства приложения усилия, такого как спиральная пружина) во втором участке 1422b напорного трубопровода и пятом участке 1422e напорного трубопровода, когда первый и второй трубчатые элементы 1412a, 1412b разъединяют. Комплекты кольцевых уплотнений круглого сечения (не указаны позициями) обычно установлены на соответствующих ниппельных участках корпусного блока 1412 для уплотнения гидравлических соединений на первом и втором трубчатых элементах 1412a, 1412b. Должно быть ясно, что кольцевые уплотнения круглого сечения или другое средство уплотнения можно аналогично использовать в другом месте для обеспечения целостности потока текучей среды, как известно в уровне техники.

Первый и второй трубчатые элементы 1412a, 1412b также взаимодействуют с образованием, по меньшей мере, одного токопроводного канала 1474 для соединения электрических линий 1464, 1484 (фиг.14A) двух компонентов (не указаны позициями). Электрические линии 1464, 1484 скреплены по оси с токопроводным каналом корпусного блока 1412 с помощью соответствующего верхнего (муфта) и нижнего (ниппель) элементов 1485a, 1485b водонепроницаемых разъемов, но могут также спаиваться или обжиматься по месту среди других известных средств крепления.

Хотя блок регулировки длины корпусного блока 1412 не показан на фиг.14 для упрощения, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что такой дополнительный блок, по меньшей мере, должен являться необходимым в ряде вариантов применения. Конкретные примеры таких блоков рассмотрены выше в описании фиг.7-8.

На фиг.15 показано сечение альтернативного соединительного устройства 1510 для использования при соединении электрических линий 1564a, 1564b, 1584a, 1584b, проходящих через два соответствующих компонента 1560, 1580 колонны скважинного инструмента (представлены соединенными утяжеленными бурильными трубами 1560, 1580) и заканчивающихся на противоположных концах 1561, 1581 или вблизи них. Компоненты 1560, 1580 могут быть различными скважинными инструментами и необязательно должны быть дискретными модулями унитарного инструмента.

Соединительное устройство 1510 содержит внутренний корпусной блок 1512 для гидравлического соединения линий 1562 гидросистемы и первый и второй внешний корпусной блок 1513a и 1513b для электрического соединения электрических линий 1564a, 1564b, 1584a, 1584b соответствующих двух компонентов 1560, 1580. Различные участки внутренних и внешних корпусных компоновок 1512 и 1513 и двух компонентов 1560, 1580 могут быть интегрально расположенными в различных конфигурациях. Например, внутренний корпусной блок 1512 может быть интегральным с внешним корпусным блоком 1513a и компонентом 1560. Вместе с тем, как показано на фиг.15, внутренний корпусной блок 1512, внешние корпусные блоки 1513a и 1513b и два компонента 1560, 1580 могут каждый быть отдельными компонентами.

Внутренний корпусной блок 1512 образует, по меньшей мере, один напорный трубопровод 1522 текучей среды для гидравлического соединения линий 1562, 1582 гидросистем двух компонентов. Внутренний корпусной блок обычно оборудован кольцевыми уплотнениями 1524, 1526 круглого сечения для уплотнения гидравлических соединений на концах 1561, 1581 соединенных компонентов 1560, 1580. Должно быть ясно, что кольцевые уплотнения круглого сечения можно аналогично использовать в другом месте для обеспечения целостности потока текучей среды, как известно в уровне техники. В частности, внутренний корпусной блок 1512 входит в контакт с углублением в компоненте 1560 вблизи конца 1561. Противоположный конец внутреннего корпусного блока 1512 входит в контакт с углублением в компоненте 1580 вблизи конца 1581. Внутренний корпусной блок 1512, как показано, может перемещаться относительно компонентов 1560, 1580 и внешнего корпусного блока 1513b, обеспечивая тем самым гибкость в соединительном устройстве 1510.

Внешний корпусной блок 1513 оборудован, по меньшей мере, двумя токопроводными каналами для соединения электрических линий 1564a, 1564b, 1584a, 1584b. Такие электрические каналы подходят для передачи электрических сигналов через корпусной блок 1513. Электрические сигналы могут включать в себя передачу электроэнергии между компонентами 1560 и 1580 и/или через них, и/или могут включать в себя передачу данных, которые могут быть цифровыми и/или аналоговыми, или могут быть комбинацией любого из упомянутых выше.

В частности, внешние корпусные блоки 1513a и 1513b имеют совмещающиеся поверхности для обеспечения электрического контакта между линиями 1584 и 1564. Конкретно, блок 1513a включает в себя участки 1515a и 1517a контактных колец 1515 и 1517, и блок 1513b включает в себя стыкующиеся участки 1515b и 1517b. Стыкующиеся поверхности могут быть ступенчатыми для обеспечения устойчивости, с множеством стопоров и т.д. и могут включать в себя множество показанных кольцевых уплотнений круглого сечения. В работе два компонента 1560, 1580 соединяют, как показано, резьбовыми участками. При выполнении указанного внутренний корпусной блок 1512 должен входить в контакт с концами 1561, 1581 компонентов 1560, 1580, конструируя, при этом, напорный трубопровод текучей среды по линиям 1562, 1522, и 1526. Кроме того, участки 1515a и 1515b и участки 1517a и 1517b должны соединяться вместе для создания электрических соединительных устройств 1515 и 1517, создающих, при этом, электрический канал между электрическими линиями 1564a, 1564b, 1584a, 1584b.

Из вышеизложенного описания должно быть понятно, что можно выполнять различные модификации и изменения в предпочтительных и альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения без отхода от его сущности.

Данное описание имеет только иллюстративное предназначение и не должно трактоваться в ограничительном смысле. Объем данного изобретения определяют только пункты формулы изобретения, приведенной ниже. Термин «содержащий» в формуле изобретения означает «включающий в себя, по меньшей мере», так что приведенные в формуле перечни элементов являются открытым рядом или группой. Аналогично, термины «содержащий», «имеющий» и «включающий в себя» - все означают открытый ряд или группу элементов.

1. Модульный инструмент для использования в подземных пластах, содержащий первый модуль, включающий в себя первую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично образующую внешнюю часть инструмента и имеющую первый механизм зацепления на ее первом конце, второй механизм зацепления на ее втором конце и первый проходной канал для прохождения бурового раствора через него, второй модуль, включающий в себя вторую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично образующую внешнюю часть инструмента и имеющую третий механизм зацепления на ее первом конце, четвертый механизм зацепления на ее втором конце для контакта со вторым концом первой утяжеленной бурильной трубы и второй проходной канал для прохождения бурового раствора через него, причем третий механизм зацепления выполнен с возможностью зацепления со вторым концом первой утяжеленной бурильной трубы и, по меньшей мере, одно соединительное устройство для соединения первого и второго модулей, соединяющее первую линию вспомогательной текучей среды первого модуля и вторую линию вспомогательной текучей среды второго модуля, и первый провод первого модуля и второй провод второго модуля для передачи электроэнергии и/или данных между первым и вторым модулями, причем, по меньшей мере, одно соединительное устройство приспособлено для прохождения бурового раствора между первым и вторым модулями, первый модуль является модулем зонда, содержащим блок изоляции участка стенки ствола скважины, проходящей в подземный пласт, и имеющим первое и второе входные отверстия, сообщенные с внешней частью инструмента, причем первое входное отверстие сообщено с первой линией вспомогательной текучей среды, второе входное отверстие сообщено с третьей линией вспомогательной текучей среды, и модуль зонда дополнительно содержит поршень предварительного исследования.

2. Модульный инструмент по п.1, в котором первый и второй механизмы зацепления вместе составляют охватываемый резьбовой участок на первых концах первой и второй утяжеленных бурильных труб и охватывающий резьбовой участок на вторых концах первой и второй утяжеленных бурильных труб.

3. Модульный инструмент по п.1, в котором первый проходной канал текучей среды и второй проходной канал текучей среды вместе, по существу, образуют общую длину первого и второго модулей.

4. Модульный инструмент по п.1, в котором механизмы зацепления первого и второго модулей являются противоположными резьбовыми участками.

5. Модульный инструмент по п.1, в котором модуль зонда расположен вблизи бурового долота.

6. Модульный инструмент по п.1, в котором второй модуль является модулем откачки, соединенным с модулем зонда и содержащим насос, соединенный с первым и/или вторым входным отверстием.

7. Модульный инструмент по п.6, в котором первое входное отверстие предназначено для приема незагрязненной текучей среды из подземного пласта, и второе входное отверстие предназначено для приема загрязненной текучей среды из подземного пласта, при этом, по меньшей мере, одно из первого и второго входных отверстий соединено модулем откачки.

8. Модульный инструмент по п.4, в котором второй модуль является модулем гидравлической системы или модулем скважинного анализатора текучей среды.

9. Модульный инструмент по п.1, который дополнительно содержит бурильную колонну, функционально соединенную с первым модулем и предназначенную для перемещения бурового раствора с поверхности.

10. Модульный инструмент по п.9, который дополнительно содержит буровое долото, функционально соединенное со вторым модулем и приспособленное для приема бурового раствора из бурильной колонны через первый и второй модули.

11. Способ сборки скважинного инструмента на рабочей площадке, содержащий следующие стадии: обеспечение первого модуля скважинного инструмента на рабочей площадке, причем первый модуль содержит первую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично образующую внешнюю часть скважинного инструмента и имеющую первый проходной канал для прохождения бурового раствора через него, и первую и вторую линии для прохождения по ним вспомогательной текучей среды, причем первый модуль является модулем зонда, содержащим блок изоляции участка стенки ствола скважины, проходящей в подземный пласт, имеющим первое и второе входные отверстия, сообщенные с внешней частью инструмента, причем первое входное отверстие соединено с первой линией вспомогательной текучей среды, второе входное отверстие соединено со второй линией вспомогательной текучей среды, и модуль зонда дополнительно содержит поршень предварительного исследования, обеспечение второго модуля скважинного инструмента на рабочей площадке, причем второй модуль содержит вторую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично образующую внешнюю часть скважинного инструмента и имеющую второй проходной канал для прохождения бурового раствора через него, и третью линию для прохождения по ней вспомогательной текучей среды; соединение первого и второго модулей с соединением первого проходного канала со вторым проходным каналом и первой линии с третьей линией.

12. Способ по п.11, в котором третья линия второго модуля сообщена с внутренней частью скважинного инструмента.

13. Способ по п.11, в котором при соединении первого и второго модулей дополнительно соединяют первый электрический канал первого модуля со вторым электрическим каналом второго модуля, причем первый и второй электрические каналы предназначены для передачи, по меньшей мере, одного из электроэнергии или данных.