Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины



Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины
Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины
Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины
Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины
Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины
Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины
Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины
Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины
Система анкерного крепления и изоляции в стволе скважины

 


Владельцы патента RU 2491409:

БЭЙКЕР ХЬЮЗ ИНКОРПОРЕЙТЕД (US)

Группа изобретений относится к скважинным инструментам, закрепляющим колонну скважинного инструмента в стволе скважины и изолирующим зону в стволе скважины. Инструмент содержит оправку, имеющую верхний конец, нижний конец, внешнюю поверхность стенки, и продольный канал, проходящий в нем и имеющий осевую линию, одно или несколько анкерных креплений, проходящих через внешнюю поверхность стенки оправки, и изолирующий элемент, расположенный на внешней поверхности стенки оправки и вокруг каждого анкерного крепления. Каждое анкерное крепление имеет втянутое положение и выдвинутое положение. Изолирующий элемент может покрывать анкерные крепления или располагаться над анкерными креплениями, под анкерными креплениями или вокруг анкерных креплений. Ввод в контакт изолирующего элемента с поверхностью стенки ствола скважины для изоляции, по меньшей мере, одной зоны ствола скважины можно выполнять посредством пробивания изолирующего элемента для обеспечения контакта текучей среды ствола скважины с набухающим материалом, содержащимся в изолирующем элементе, или посредством закачки текучей среды в изолирующий элемент. Технический результат заключается в возможности одновременного анкерного крепления и изоляции в стволе скважины одним скважинным инструментом. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 9 ил.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Область техники изобретения

Настоящее изобретение относится к скважинным инструментам для анкерного крепления трубчатых элементов ствола скважины и изоляции, по меньшей мере, одной зоны в стволе скважин и, конкретно, к скважинным инструментам, закрепляющим колонну скважинного инструмента в стволе скважины и изолирующим зону в стволе скважины.

2. Описание уровня техники изобретения

Анкерные крепления колонны скважинного инструмента и скважинные устройства изоляции, такие как мостовые пробки и пакеры, хорошо известны в отрасли и широко применяются в течение многих лет. В общем, скважинные устройства изоляциии приводятся в действие после установки устройства анкерного крепления, включенного в состав колонны инструмента, под изолирующим устройством или над ним. Одна конкретная система анкерного крепления описана в публикации патентной заявки США №2007/0289749, полностью включенной в данный документ в виде ссылки.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В широком смысле, созданы скважинные инструменты для использования в колонне скважинных инструментов для закрепления колонны инструмента в стволе скважины и изоляции, по меньшей мере, одной зоны в стволе скважины. Скважинный инструмент содержит единственную оправку, несущую элемент (элементы) анкерного крепления и изолирующий элемент, образующие унитарный скважинный инструмент в отличие от двух отдельных инструментов, то есть одного инструмента для анкерного крепления и одного инструмента для изоляции. Следовательно, элементы анкерного крепления и изолирующие элементы могут быть расположены на одном месте вдоль длины колонны инструмента.

В одном конкретном варианте осуществления скважинный инструмент включает в себя оправку, имеющую множество поршневых анкерных креплений, и изолирующий элемент, расположенный на внешней поверхности стенки оправки. В одном конкретном варианте осуществления поршневые анкерные крепления являются телескопическими, содержащими два или несколько телескопических элементов. В одном конкретном варианте осуществления изолирующий элемент покрывает каждый из множества телескопических элементов, когда скважинный инструмент находится в, по меньшей мере, положении спуска в скважину. После расположения скважинного инструмента в стволе скважины давление текучей среды, прокачиваемой через оправку, выдавливает один или несколько из множества телескопических элементов радиально наружу в поверхность стенки ствола скважины для закрепления скважинного инструмента и, таким образом, колонны инструмента в стволе скважины. При таком действии, один или несколько из множества телескопических элементов пробивают изолирующий элемент. В других вариантах осуществления, изолирующий элемент не пробивается поршнем или телескопическими элементами. В других вариантах осуществления изолирующий элемент расположен вокруг поршней или телескопических элементов.

В дополнение к закреплению колонны инструмента в стволе скважины скважинный инструмент уплотняет или изолирует, по меньшей мере, одну зону ствола скважины посредством ввода изолирующего элемента в контакт с поверхностью стенки ствола скважины. Изолирующий элемент можно вводить в контакт с поверхностью стенки ствола скважины, например, посредством вдавливания изолирующего элемента в поверхность стенки ствола скважин, надувания или расширения изолирующего элемента текучей средой или создания контакта изолирующего элемента или части изолирующего элемента с текучей средой, включающей в себя жидкости, такие как нефть или вода, содержащиеся в стволе скважины или буровом растворе. В данном последнем варианте осуществления изолирующий элемент содержит набухающие материалы, которые при контакте с текучей средой расширяются.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг.1 показан изометрический вид одного конкретного варианта осуществления инструмента анкерного крепления и изоляции, описанного в данном документе, в положении спуска в скважину.

На фиг.2 показан вид сечения инструмента анкерного крепления и изоляции по линии 2-2 фиг.1.

На фиг.3 показан изометрический вид инструмента анкерного крепления и изоляции фиг.1 с анкерными креплениями в установленном положении.

На фиг.4 показан вид сечения инструмента анкерного крепления и изоляции по линии 4-4 фиг.3.

На фиг.5 показан изометрический вид инструмента анкерного крепления и изоляции фиг.1 с анкерными креплениями и изолирующим элементом в установленном положении.

На фиг.6 показан вид сечения инструмента анкерного крепления и изоляции по линии 6-6 фиг.5.

На фиг.7 показан вид сечения одного конкретного варианта осуществления инструмента анкерного крепления и изоляции, описанного в данном документе, в положении спуска в скважину.

На фиг.8 показан вид сечения инструмента анкерного крепления и изоляции фиг.1 с анкерами в установленном положении.

На фиг.9 показан вид сечения инструмента анкерного крепления и изоляции фиг.1 с анкерными креплениями и изолирующим элементом в установленном положении.

Хотя изобретение описано применительно к предпочтительным вариантам осуществления, понятно, что они не направлены на ограничение изобретения такими вариантами осуществления. Наоборот, изобретение охватывает альтернативы, модификации и эквиваленты, которые может включать в себя по сущности и объему изобретения, определенным в прилагаемой формуле изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Как показано на фиг.1-9, скважинный инструмент 10 содержит оправку 30, имеющую верхний конец 31, нижний конец 32, канал 34, внешнюю поверхность 36 стенки, осевую линию 38 и множество анкерных креплений 40, расположенных в окнах 39 оправки 30. Верхний конец 31 и нижний конец 32 могут включать в себя детали замкового крепления, такие как резьбы 33 для осуществления скрепления скважинного инструмента 10 с колонной скважинного инструмента (не показано) для установки в ней.

Как показано более детально на фиг.2, 4, 6, анкерные крепления 40 содержат поршни, обеспечивающие радиальное выдвижение наружу каждого анкерного крепления 40 от осевой линии 38. Поршни могут иметь много различных конструкций. Поршни, показанные в варианте осуществления на фиг.1-9, содержат три телескопических элемента: неподвижный элемент 42, скрепленный с оправкой 30, первый телескопический элемент 44, имеющий скользящее соединение с внутренней поверхностью стенки неподвижного элемента 42, и второй телескопический элемент 46, имеющий скользящее соединение с внутренней поверхностью стенки первого телескопического элемента 44. Уплотнения 47 уменьшают протечки по скользящим поверхностям между неподвижным элементом 42, первым телескопическим элементом 44 и вторым телескопическим элементом 46.

Неподвижный элемент 42 включает в себя канал, гидравлически сообщенный с каналом 34 для прохода текучей среды из канала 34 и через неподвижный элемент 42. Первый телескопический элемент 44 включает в себя канал, гидравлически сообщенный с каналом неподвижного элемента 42 для прохода текучей среды из канала 34. Второй телескопический элемент 46 имеет закрытый конец, содержащий внутреннюю поверхность 48 стенки и внешнюю поверхность 49 стенки. Внутренняя поверхность 48 стенки гидравлически сообщается с каналом первого телескопического элемента 44, так что текучая среда может проходить из канала 34 через отверстие неподвижного элемента 42 и отверстие первого телескопического элемента 44 на внутреннюю поверхность 48 стенки второго телескопического элемента 46, выдавливая второй телескопический элемент 46 и, следовательно, первый телескопический элемент 44 радиально наружу от осевой линии 38.

В конкретных вариантах осуществления второй телескопический элемент 46 включает в себя один или несколько захватывающих профилей 50 на самом удаленном от центра конце, который может быть или не быть внешней поверхностью стенки 49. Захватывающие профили 50 могут включать в себя прутья, зубья или любую другую конфигурацию, обеспечивающую зацепление или врезание профиля 50 в поверхность 82 стенки ствола 80 скважины (фиг.7-9). Альтернативно, захватывающий профиль 50 может иметь форму с захватами, выполненными из карбида или другого материала, шарикоподшипников или напыления твердого сплава или любого другого материала, осуществляющего увеличение трения или создающего врезание поверхности захватывающего профиля 50 в поверхность 82 стенки. В одном конкретном варианте осуществления, захватывающий профиль 50 изогнут с кривизной, аналогичной кривизне поверхности 82 стенки ствола 80 скважины. В другом конкретном варианте осуществления, захватывающий профиль 50 является кулачковой поверхностью, поджимающейся действием кулачка к поверхности 82 стенки.

Как показано в вариантах осуществления на фиг.1-9, захватывающий профиль 50 второго телескопического элемента 46 содержит углубление, так что захватывающий профиль 50 расположен по периферии внешнего венца второго телескопического элемента 46. Таким образом, как показано на фиг.1-9, захватывающий профиль 50 не расположен на внешней поверхности 49 стенки. Следует понимать, вместе с тем, что углубление не является обязательным требованием и, если необходимо, внешняя поверхность 49 стенки может выступать наружу и захватывающий профиль 50 может быть расположен поперек внешней поверхности 49 стенки на той же плоскости, на которой захватывающий профиль 50 показан в варианте осуществления на фиг.1-9.

Неподвижный элемент 42 включает в себя верхний и нижний заплечики, расположенные на внутренней поверхности стенки неподвижного элемента 42 для контакта с фланцем, расположенным на внешней поверхности стенки первого телескопического элемента 44. Контакт нижнего заплечика неподвижного элемента 42 с фланцем первого телескопического элемента 44 ограничивает втягивание первого телескопического элемента 44 к осевой линии 38, так что первый телескопический элемент 44 останавливается в канале неподвижного элемента 42 (фиг.1, 2, и 7). Контакт верхнего заплечика неподвижного элемента 42 с фланцем первого телескопического элемента 44 ограничивает выдвижение первого телескопического элемента 44 от осевой линии 38 (фиг.3-6 и 8-9).

Первый телескопический элемент 44 включает в себя верхний заплечик, расположенный на внутренней поверхности стенки первого телескопического элемента 44 для контакта с фланцем, расположенным на внешней поверхности стенки второго телескопического элемента 46. Контакт верхнего заплечика первого телескопического элемента 44 с фланцем второго телескопического элемента 46 ограничивает выдвижение второго телескопического элемента 46 от осевой линии 38 (фиг.3-6 и 8-9). Первый телескопический элемент 44 может также включать в себя нижний заплечик, расположенный на внутренней поверхности стенки первого телескопического элемента 44 для контакта с фланцем, расположенным на внешней поверхности стенки второго телескопического элемента 46. Контакт нижнего заплечика первого телескопического элемента 44 с фланцем второго телескопического элемента 46 ограничивает втягивание второго телескопического элемента 46 к осевой линии 38, так что второй телескопический элемент 46 останавливается в канале первого телескопического элемента 44 (фиг.1, 2 и 7).

В некоторых вариантах осуществления, внутренняя поверхность стенки неподвижного элемента 42 и внешняя поверхность стенки первого телескопического элемента 44 имеют профиль храповика для ограничения или предотвращения перемещения первого телескопического элемента 44 внутрь к осевой линии 38. Кроме того, внутренняя поверхность стенки первого телескопического элемента 44 и внешняя поверхность стенки второго телескопического элемента 46 может также иметь профиль храповика для ограничения или предотвращения перемещения второго телескопического элемента 46 внутрь к осевой линии 38.

Изолирующий элемент 60 расположен на внешней поверхности 36 стенки оправки 30. Изолирующий элемент 60 может быть расположен над, под, поверх или вокруг анкерных креплений 40. Например, как показано на фиг.1-9, изолирующий элемент 60 расположен поверх анкерных креплений 40 со стороны нижнего конца 32, но анкерные крепления 40 отсутствуют со стороны верхнего конца 31, так что изолирующий элемент 60 расположен поверх анкерных креплений 40 и над всеми анкерными креплениями 40. Альтернативно, изолирующий элемент 60 может иметь отверстия (не показано), совмещенные с одним или несколькими анкерными креплениями 40 так, что анкерные крепления 40 могут проходить через изолирующий элемент 60 для контакта с поверхностью стенки 82 ствола 80 скважины (фиг.7-9).

В одном варианте осуществления изолирующий элемент 60 является эластомерным или каучуковым элементом, прикрепленным к внешней поверхности 36 стенки с использованием надлежащего клеящего средства. Хотя изолирующий элемент 60 может быть выполнен из любого материала, известного специалистам в данной области техники, в некоторых вариантах осуществления изолирующий элемент 60 является эластичным эластомерным или полимерным материалом, существующим на рынке, который должен выдерживать высокие температуры, создаваемые в некоторых скважинах. Например, изолирующий элемент 60 может являться перфторэластомером, бутадиенстирольным сополимером, неопреном, нитриловым каучуком, бутилкаучуком, полисульфидным каучуком, цис-1,4-полиизопреном, этиленпропиленовыми терполимерами, каучуком на основе сополимера этилена, пропилена и диенового мономера, силиконовым каучуком, полиуретановым каучуком или термопластичным полиолефиновым каучуком. В некоторых вариантах осуществления, твердость по дюрометру изолирующего элемента 60 находится в диапазоне от около 60 до 100 единиц по твердомеру Шора А и, конкретнее от 85 до 95 единиц по твердомеру Шора А. В одном варианте осуществления, твердость по дюрометру составляет 90 единиц по твердомеру Шора А.

Другими подходящими материалами для изолирующего элемента 60 являются Teflon® (политетрафторэтилен или фторированный этилен-пропилен) и полиэфирэфиркетон. Для скважин с пониженной температурой изолирующий элемент 60 можно выполнять из нитрилового каучука или других обычных материалов для пониженной температуры. Для скважин с повышенной температурой изолирующий элемент 60 можно выполнить из любого другого термоотверждающегося материала, термопластичного материала или вулканизируемого материала при условии, что такие изолирующие материалы являются эластичными и способными выдерживать высокие температуры, например, более 400°F (204°C).

В других вариантах осуществления изолирующий элемент 60 может являться любым известным расширяющимся или надувным компонентом, известным в отрасли. Например, изолирующий элемент 60 может быть выполнен из любого из вышеупомянутых материалов для образования эластомерного баллона, способного к расширению при закачке текучей среды, например, текучей среды ствола скважины или рабочей жидкости гидросистемы, в баллон. В таком варианте осуществления можно установить проход для гидравлического сообщения между внутренним объемом эластомерного баллона и источником текучей среды, например, канал 34 или отдельный проход гидравлического сообщения, включенный в состав скважинного инструмента 10.

Альтернативно, изолирующий элемент 60 может быть эластомерным баллоном с одним или несколькими набухающими материалами, в общем, известными в технике и расположенными в баллоне. Альтернативно, изолирующий элемент 60 может быть частично или полностью выполнен из одного или нескольких набухающих материалов.

Набухающие материалы при контакте с текучей средой, такой как углеводородный газ или жидкость или вода, увеличиваются в размере, обуславливая расширение эластомерного баллона для контакта с поверхностью 82 стенки ствола 80 скважины и, таким образом, изоляции, по меньшей мере, одной зоны в стволе 80 скважины. В таком варианте осуществления изолирующий элемент 60 может включать в себя устройство, предотвращающее контакт активирующей текучей среды с набухающим материалом до того, как расширение изолирующего элемента 60 становится необходимым. В одном конкретном варианте осуществления изолирующий элемент 60 пробивается анкерными креплениями 40 во время выдвижения анкерных креплений 40, так что текучая среда ствола скважины проходит в изолирующий элемент 60 и контактирует с набухающими материалами.

Подходящие набухающие материалы включают в себя уретановые и полиуретановые материалы, такие как пенополиуретаны, биополимеры, и суперабсорбирующие полимеры. В одном варианте осуществления набухающие материалы набухают под воздействием абсорбируемых текучих сред, таких как вода или углеводороды. Нитрилы и полимеры, существующие на рынке, такие как 1064 EPDM. производства Rubber Engineering в Salt Lake City, Utah являются приемлемыми набухающими материалами. В другом варианте осуществления набухающий материал содержит набухающий полимер, такой как сшитый или частично сшитый полиакриламид, полиуретан, этиленпропилен или другой материал, способный к абсорбированию углеводорода, текучих сред на водной основе или других текучих сред и, таким образом, набухающий для создания необходимого расширения. В другом варианте осуществления набухающий материал является материалом с памятью формы, например, металлическим материалом с памятью формы или сжатым эластомером или полимером, удерживаемом в сжатом состоянии растворимым материалом, таким как рассматриваемые в следующих абзацах.

В одном варианте осуществления набухающие материалы могут быть герметизированы слоем материала, растворимого в текучих средах, таких как вода или рабочая жидкость гидросистемы. При использовании в данном документе, термин "герметизированный" и "герметизация" означает, что растворимый материал образует начальный барьер между текучей средой и набухающими материалами. В таких вариантах осуществления герметизирующий слой обеспечивает использование набухающих материалов, расширяющихся практически мгновенно при контакте с текучей средой, защищая набухающие материалы пока расширение не становится необходимым.

Герметизирующие растворимые материалы для герметизации набухающих материалов могут быть любым материалом известным специалистам в данной области техники, который может растворяться, разлагаться или распадаться за некоторый период времени под действием температуры или текучей среды, так какой буровые растворы на водной основе, буровые растворы на углеводородной основе или природный газ. Предпочтительно, герметизирующий растворимый материал откалиброван так, что период времени, необходимый для растворения растворимого материала, является известным или легко определяемым без неоправданного экспериментирования. Подходящие герметизирующие растворимые материалы включают в себя полимеры и биоразлагаемые полимеры, например, полимеры на основе поливинилового спирта, такие как полимер HYDROCENE™, поставляемый Idroplax, S.r.l. Altopascia, Italy, полимер полилактид ("PLA") 4060D, от подразделения Nature-Works™, Cargill Dow LLC; полигликолиевая кислота TLF-6267 ("PGA") от DuPont Specialty Chemicals; поликапролактамы и смеси PLA и PGA; твердые кислоты, такие как сульфаминовая кислота, трихлоруксусная кислота, и лимонная кислота, удерживаемые вместе парафином или другим подходящим связующим материалом; гомополимеры полиэтилена и твердые парафины; окиси полиалкилена, такие как окиси полиэтилена, и гликоли полиалкилена, такие как гликоли полиэтилена. Данные полимеры могут быть предпочтительными в буровых растворах на водной основе, поскольку медленно растворяются в воде.

В одном конкретном варианте осуществления с герметизирующим растворимым материалом набухающий материал является одним или несколькими химическими компонентами, вступающими в химическую реакцию, когда набухающий материал контактирует с текучей средой. Например, набухающий материал может быть комбинацией твердых частиц окиси магния и однокалиевой соли ортофосфорной кислоты, герметизированных одним или несколькими из вышеупомянутых герметизирующих растворимых материалов. После растворения герметизирующего растворимого материала химические компоненты набухающего материала вступают в реакцию с присутствующей текучей средой, например, водой или рабочей жидкостью гидросистемы, обуславливая образования химическими компонентами гелевой фазы и, в конечном итоге, кристаллизованного твердого керамического материала, фосфорнокислого гексагидрата магния и калия который является химически связанной керамикой. В таких вариантах осуществления герметизирующий растворимый материал можно также использовать для разделения одного или нескольких химических компонентов с одним или несколькими другими химическими компонентами для предотвращения преждевременной реакции и расширения.

При выборе приемлемого набухающего материала и, если необходимо или желательно, герметизирующего материала для изолирующего элемента 60, следует принимать в расчет количество времени, необходимое для спуска скважинного инструмента 10 в ствол скважины и его надлежащей установки для анкерного крепления и изоляции ствола скважины. Если набухающие материалы расширятся преждевременно, скважинный инструмент 10 может, быть неправильно установлен в стволе скважины для изоляции необходимой зоны или зон.

Изолирующий элемент 60 может быть расположен на внешней поверхности 36 стенки оправки 30 так, что покрывает один или несколько анкерных креплений 40, как показано на фиг.1-2. Альтернативно, изолирующий элемент 60 можно сконструировать так, что каналы в изолирующем элементе 60 совмещены с анкерными креплениями. В данном варианте осуществления, анкерным креплениям 40 обеспечивают выдвижение радиально наружу через изолирующий элемент 60 для контакта с поверхностью 82 стенки ствола 80 скважины.

В процессе эксплуатации одного конкретного варианта осуществления скважинный инструмент 10 скрепляют с колонной инструмента и спускают в ствол скважины на требуемое место. Ствол скважины может включать в себя обсадную колонну или может быть необсаженным стволом скважины. Текучую среду закачивают по колонне инструмента в канал 34 и, таким образом, в каналы неподвижного телескопического элемента 42 и первого телескопического элемента 44 и на внутреннюю поверхность 48 стенки второго телескопического элемента 46. В текучей среде растет давление в данных областях и, таким образом, на внутренней поверхности 48 стенки второго телескопического элемента 46, обуславливая выдвижение второго телескопического элемента 46 радиально наружу от осевой линии 38. В результате, фланец на внешней поверхности стенки второго телескопического элемента 46 входит в контакт с верхним заплечиком на внешней поверхности стенки первого телескопического элемента 44, обуславливая выдвижение первого телескопического элемента 44 радиально наружу от осевой линии 38 пока захватывающий профиль 50 второго телескопического элемента 46 не войдет в контакт с поверхностью 82 стенки ствола 80 скважины (фиг.8 и 9).

В дополнение к выдвижению анкерных креплений 40 изолирующий элемент 60 входит в контакт с поверхностью 82 стенки ствола 80 скважины для разделения ствола 80 скважины и, таким образом, изоляции, по меньшей мере, одной зоны в стволе 80 скважины. Как упомянуто выше, изолирующий элемент 60 может расширяться при контакте набухающих материалов, содержащихся в изолирующем элементе 60 или его части, при закачке текучей среды в изолирующий элемент 60 с перемещением или расширением изолирующего элемента 60 для контакта с поверхностью 82 стенки ствола 80 скважины, или любым другим способом или с помощью другого устройства, известного в технике. После расширения изолирующего элемента 60, по меньшей мере, одна зона в стволе скважины 80 становится изолированной.

В одном конкретном варианте осуществления анкерные крепления 40 выдвигаются и закрепляются на поверхности 82 стенки ствола 80 скважины до того, как изолирующий элемент 60 входит в контакт с поверхностью 82 стенки и, по меньшей мере, одна зона ствола 80 скважины становится изолированной. В другом конкретном варианте осуществления изолирующий элемент 60 входит в контакт с поверхностью 82 стенки и, по меньшей мере, одна зона ствола 80 скважины становится изолированной до выдвижения анкерных креплений 40. В дополнительном варианте осуществления анкерные крепления 40 выдвигаются одновременно с входом изолирующего элемента 60 в контакт с поверхностью 82 стенки.

В другом конкретном варианте осуществления, анкерные крепления 40 выдвигаются, пробивая изолирующий элемент 60. В одном таком варианте осуществления, пробивание изолирующего элемента 60 может обеспечивать вход текучей среды ствола скважины в изолирующий элемент 60 и контакт с находящимся в нем набухающим материалом. В результате контакта с текучей средой ствола скважины набухающий материал расширяется и, следовательно, изолирующий элемент 60 расширяется, входя в контакт с поверхностью 82 стенки ствола скважины и, таким образом, изолирует, по меньшей мере, одну зону в стволе скважины 80. В еще одном конкретном варианте осуществления, изолирующий элемент 60 не пробивается. Вместо этого обеспечивается контакт текучей среды ствола скважины с набухающим материалом в изолирующем элементе 60 посредством разрушения разрывного диска закачиванием текучей среды в изолирующий элемент или используют любой другой компонент скважинного инструмента 10 для пробивания изолирующего элемента 60.

Следует понимать, что изобретение не ограничено показанными и описанными конкретными вариантами конструкции, действиями, конкретными материалами или вариантами осуществления, поскольку модификации и эквиваленты ясны специалисту в данной области техники. Например, анкерные крепления 40 могут содержать единственный телескопический элемент или более двух телескопических элементов. Более того, набухающие материалы, как часть изолирующего элемента 60, могут содержать активируемые водой набухающие материалы, активируемые углеводородом набухающие материалы, или любые другие известные набухающие материалы. Кроме того, скважинный инструмент может иметь единственное анкерное крепление, расположенное полностью по окружности оправки или частично по окружности оправки. Соответственно, изобретение ограничено только объемом прилагаемой формулы изобретения.

1. Скважинный инструмент, содержащий: оправку, имеющую верхний конец, нижний конец, внешнюю поверхность стенки и продольный канал, проходящий через него и имеющий осевую линию, по меньшей мере, одно анкерное крепление, проходящее через внешнюю поверхность стенки и имеющее втянутое положение и выдвинутое положение, и изолирующий элемент, расположенный на внешней поверхности стенки оправки и вокруг каждого, по меньшей мере, одного анкерного крепления для содействия изоляции изолирующим элементом, по меньшей мере, одной зоны в стволе скважины, при этом оправка, по меньшей мере, одно анкерное крепление и изолирующий элемент скомпонованы для образования унитарного скважинного инструмента.

2. Скважинный инструмент по п.1, в котором изолирующий элемент содержит, по меньшей мере, один набухающий материал.

3. Скважинный инструмент по п.2, в котором, по меньшей мере, один набухающий материал расположен в эластомерном баллоне.

4. Скважинный инструмент по п.1, в котором изолирующий элемент охватывает каждое, по меньшей мере, одно анкерное крепление.

5. Скважинный инструмент по п.1, в котором изолирующий элемент расположен поверх каждого, по меньшей мере, одного анкерного крепления.

6. Скважинный инструмент по п.1, в котором каждое, по меньшей мере, одно анкерное крепление содержит телескопические элементы, имеющие канал, расположенный в них.

7. Скважинный инструмент по п.6, в котором телескопические элементы каждого, по меньшей мере, одного анкерного крепления содержат неподвижный элемент, первый телескопический элемент и второй телескопический элемент, причем первый телескопический элемент имеет внешнюю поверхность стенки в скользящем соединении с внутренней поверхностью стенки неподвижного элемента, и второй телескопический элемент имеет внешнюю поверхность стенки в скользящем соединении с внутренней поверхностью стенки первого телескопического элемента.

8. Скважинный инструмент по п.7, в котором второй телескопический элемент содержит закрытый конец, имеющий захватывающий профиль, расположенный на внешней концевой поверхности.

9. Скважинный инструмент по п.1, содержащий множество анкерных креплений, расположенных на расстоянии друг от друга по окружности и продольно по внешней поверхности стенки оправки.

10. Скважинный инструмент по п.9, в котором каждое, по меньшей мере, одно анкерное крепление содержит телескопические элементы, имеющие анкерный канал, расположенный в них.

11. Скважинный инструмент по п.10, в котором телескопические элементы каждого, по меньшей мере, одного анкерного крепления содержат неподвижный элемент, первый телескопический элемент и второй телескопический элемент, при этом первый телескопический элемент имеет внешнюю поверхность стенки в скользящем соединении с внутренней поверхностью стенки неподвижного элемента, и второй телескопический элемент имеет внешнюю поверхность стенки в скользящем соединении с внутренней поверхностью стенки первого телескопического элемента.

12. Скважинный инструмент по п.11, в котором второй телескопический элемент содержит закрытый конец, имеющий захватывающий профиль, расположенный на внешней концевой поверхности.

13. Скважинный инструмент по п.12, в котором изолирующий элемент содержит, по меньшей мере, один набухающий материал.

14. Скважинный инструмент по п.13, в котором, по меньшей мере, один набухающий материал расположен в эластомерном баллоне.

15. Скважинный инструмент по п.14, в котором изолирующий элемент охватывает каждое, по меньшей мере, одно анкерное крепление.

16. Скважинный инструмент по п.14, в котором изолирующий элемент расположен поверх каждого, по меньшей мере, одного анкерного крепления.

17. Способ анкерного крепления и изоляции, по меньшей мере, одной зоны в стволе скважины, содержащий следующие этапы: (а) установка унитарного скважинного инструмента, содержащего оправку, имеющую верхний конец, нижний конец, внешнюю поверхность стенки, продольный канал, проходящий через него и имеющий осевую линию, множество анкерных креплений, расположенных на расстоянии друг от друга по окружности и продольно по внешней поверхности стенки оправки, каждый из множества анкерных креплений содержит, по меньшей мере, два телескопических элемента, имеющих анкерный канал, расположенный в, по меньшей мере, одном из, по меньшей мере, двух телескопических элементов и гидравлически сообщенный с продольным каналом, и изолирующий элемент, расположенный на внешней поверхности стенки оправки и вокруг каждого из множества анкерных креплений для содействия изоляции изолирующим элементом, по меньшей мере, одной зоны в стволе скважины; (б) спуск унитарного скважинного инструмента на требуемое место в стволе скважины; (в) выдвижение каждого из множества анкерных креплений до контакта достаточного количества из множества анкерных креплений с поверхностью стенки ствола скважины; и (г) контакт изолирующего элемента с поверхностью стенки ствола скважины.

18. Способ по п.17, в котором этап (в) выполняется перед этапом (г).

19. Способ по п.17, в котором этап (г) выполняется перед этапом (в).

20. Способ по п.17, в котором этап (в) выполняется одновременно с этапом (г).

21. Способ по п.17, в котором этап (г) выполняется посредством пробивания изолирующего элемента, по меньшей мере, одним из анкерных креплений для обеспечения контакта скважинной текучей среды с набухающим материалом, содержащимся в изолирующем элементе.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для установки различного оборудования в скважине. .

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для селективной изоляции пластов при заканчивании нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к исследованию горизонтальных и наклонных газовых скважин, в частности к устройствам для доставки приборов в скважину. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления скважин и дополнительных подвесных колонн в скважинах с нарушениями герметичности эксплуатационной колонны, а также для герметизации трубного пространства.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для фиксирования оборудования в скважинах, преимущественно при установке профильных перекрывателей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для селективной изоляции пластов при заканчивании нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для фиксации оборудования в скважине. .

Компоновка тракторов для применения на забое нефтегазоносных скважин с использованием нескольких тракторов одновременно содержит гидравлический привод и может создавать существенное увеличение общей грузоподъемности при выполнении работы забойными тракторами. Таким образом, работы на гибкой насосно-компрессорной трубе можно проводить на увеличенных глубинах скважин. Кроме того, грузоподъемность компоновки можно гидравлически распределять между несколькими тракторами компоновки с помощью различного технического оснащения. Таким способом можно увеличивать общую грузоподъемность и уменьшать износ трактора компоновки со стороны устья. Технический результат заключается в повышении эффективности доставки необходимого оборудования в горизонтальные скважины большой протяженности. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к устройствам для фиксации оборудования в скважине, фиксации гидродомкрата при расширении пуансонами экспандируемых труб. Якорь для фиксации скважинного оборудования включает корпус, связанный с колонной труб и полым штоком, конус со шлипсами, подпружиненный и опирающийся на шлипсы патрубок, установленный снаружи корпуса с возможностью ограниченного продольного перемещения вниз. Пружина сжатия установлена между верхним упором патрубка и нижним упором корпуса, а шлипсы выполнены с возможностью радиального перемещения наружу относительно патрубка под действием конуса. Корпус с патрубком размещен сверху конуса, расширяющегося сверху вниз. Нижний упор корпуса изготовлен в виде поршня, герметично вставленного в патрубок, герметичное подпоршневое пространство которого сообщено с полостью штока. Технический результат заключается в многократном и надежном фиксировании гидродомкрата, а также гарантированном принятии транспортного положения при подъеме устройства. 1 ил.

Предложенная группа изобретений относится к скважинным инструментам и может быть применена для приведения в действие якорей обсадных хвостовиков. Якорный узел включает недеформируемую цилиндрическую якорную оправку, расширяемую металлическую втулку, перемещаемую по внешней поверхности якорной оправки, и цилиндрический переводник. При этом цилиндрический переводник опирается на внешнюю поверхность якорной оправки для совершения по ней осевого перемещения из первого положения, ближайшего к втулке в осевом направлении, во второе положение под втулкой таким образом, что при указанном перемещении переводника обеспечивается возможность расширения втулки наружу в радиальном направлении. Технический результат заключается в повышении надежности передачи вращающего момента через секционные трубы и другие приводные валы без повреждения резьбовых соединений. 4 н. и 43 з.п. ф-лы, 20 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена совместно со скважинным инструментом. Клапан 200 присоединен к секции 11 трубы 160, расположенной в скважине 120. Причем клапан содержит поршень 5 плунжера в канале 232, который переводится из закрытого в открытое положение для обеспечения прохождения текучей среды к данному инструменту, и указанный перевод выполняется с помощью поршня 210, перемещение которого вперед и назад обеспечивается в пошаговом режиме путем, соответственно, повышения и понижения давления Р2 текучей среды. При этом указанные перемещения воздействуют на ползун 14, который в пошаговом режиме перемещается в одном направлении к положению, в котором он открывает проход для шаров 8, обеспечивая их выпадение из канала 232 с высвобождением тем самым поршня 5 плунжера для перемещения и открытия прохода для потока текучей среды к приводимому в действие текучей средой инструменту. Поршень 210 является удлиненным элементом, один конец которого размещен в текучей среде в трубе, а другой конец 212 удерживается в предварительно напряженном состоянии с помощью предварительно напряженного элемента 15. Перемещение ползуна происходит при перемещении поршня 210 под воздействием понижения давления, а предварительно напряженный элемент 15 расположен в камере, которая проточно сообщается со скважиной снаружи секции трубы. При этом поршень 210 является гидравлически уравновешенным. Технический результат заключается в повышении эффективности работы скважинного клапана. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 6 ил.

Данное изобретение относится к области перфорирования и обработки подземных пластов для обеспечения добычи нефти и газа из них. Технический результат заключается в создании автономного скважинного инструмента, выполненного с возможностью саморазрушения, при этом нет необходимости в отдельной операции по удалению частей инструмента. Компоновка инструмента для выполнения работ в трубах в скважине, содержащая: приводимый в действие инструмент; устройство локации для определения местоположения приводимого в действие инструмента в трубном изделии на основе физической сигнатуры, создаваемой по длине системы труб; и бортовой контроллер, выполненный с возможностью передачи сигнала приведения в действие на инструмент, в момент, когда устройство локации идентифицирует установку на выбранное место инструмента на основе физической сигнатуры и скорости инструмента, и определения времени передачи сигнала для приведения в действие инструмента. Приводимый в действие инструмент, устройство локации и бортовой контроллер вместе выполнены с возможностью развертывания в трубном изделии в качестве автономно приводимого в действие блока. Приводимый в действие инструмент выполнен с возможностью в ответ на сигнал для приведения в действие инструмента из бортового контроллера для автономного выполнения работ в трубах. Система приводимого в действие инструмента, устройство локации и бортовой контроллер являются саморазрушающимися в ответ на или в связи с приведением в действие приводимого в действие инструмента, так, что обломки от саморазрушения являются существенно мелкими, так что нет необходимости в отдельной операции по удалению обломков из трубного изделия. Причем приводимый в действие инструмент используется в непрерывной одновременной работе заканчивания и обработки пласта для интенсификации притока вдоль ствола скважины без перерыва с остановкой работы. 4 н. и 26 з.п. ф-лы, 35 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для заталкивания кабеля в скважину. Устройство содержит установленный в корпусе герметизатор кабеля, гидравлический привод и гидродвигатель. Гидравлический привод содержит масляный насос, гидрораспределитель, клапан регулирования давления, емкость и гидравлическое масло, используемое в качестве гидравлического источника энергии и циркулирующее в замкнутой системе. Гидродвигатель содержит герметичный цилиндрический корпус, расположенный в нем элемент охвата и спуска кабеля, расположенные по разные стороны от этого элемента верхний и нижний поршни, образующие в корпусах верхнюю и нижнюю рабочие полости, которые соединены соответствующими каналами с гидравлическим приводом. Элемент охвата и спуска кабеля выполнен в виде подпружиненных металлических конусных сухарей или в виде тяговой втулки из мягкого упругого материала. Между верхним поршнем гидродвигателя и элементом охвата и спуска кабеля размещен вкладыш, выполненный в нижней части с кольцевым конусным торцом для сопряжения с конусными сухарями или тяговой втулкой. Верхняя и нижняя рабочие полости гидродвигателя соединены имеющимися в корпусе каналами с гидрораспределителем гидравлического привода через рукава высокого давления с образованием замкнутой системы циркуляции масла. Технический результат заключается в повышении надежности устройства. 1 ил.

Изобретение относится к скважинной системе, содержащей беспроводной модуль. Система содержит обсадную трубу, имеющую внутреннюю стенку, беспроводной модуль, выполненный с возможностью перемещения внутри обсадной трубы, содержащий приводное средство в виде колес и, по меньшей мере, один батарейный блок, содержащий, по меньшей мере, одну батарею, предназначенную для питания электродвигателя, приводящего в действие насос, приводящий колеса во вращение вдоль внутренней стенки обсадной трубы. Причем скважинная система дополнительно содержит устьевое оборудование, имеющее звукодетектирующее устройство, предназначенное для детектирования в обсадной трубе вибраций, например, вызываемых приводным средством или операцией, выполняемой беспроводным модулем. Технический результат заключается в повышении эффективности скважинной системы, содержащей беспроводной модуль. 14 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для управления скважинным устройством. Аппарат для управления скважинным устройством в скважине содержит корпус с управляющим пазом и перемещающимся в пазу пальцем. У паза есть первый неактивный контур, в котором палец может циклически перемещаться между различными холостыми конфигурациями, и второй активный контур, в котором палец может перемещаться между различными конфигурациями, соответствующими активному и неактивному состояниям скважинного устройства. Палец может переключаться между первым и вторым контурами, а также циклически перемещаться между различными конфигурациями в рамках одного контура без перехода в другой контур. Паз может располагаться на поршне, и осевое движение поршня в стволе может обеспечивать перемещение пальца и паза относительно друг друга. Технический результат заключается в повышении эффективности управления скважинным устройством. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 37 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинном инструменте. Скважинный инструмент содержит корпус, имеющий аксиальный канал, продолжающийся через него, по меньшей мере частично, и камеру, размещенную радиально наружу из канала. Клапан, размещенный в канале и выполненный с возможностью движения между первым положением, в котором он препятствует жидкости протекать из канала в камеру через порт, и вторым положением, в котором он позволяет жидкости течь из канала в камеру через порт. Двигатель, размещенный в канале и выполненный с возможностью двигать клапан между первым положением и вторым положением. Движимый компонент скважинного инструмента, к примеру шарошечные головки скважинного расширителя, подвижно сообщающийся с его корпусом и выполненный с возможностью перехода между нерабочим и рабочим состояниями в ответ на приток жидкости через порт в камеру. Скважинный приемник, сообщающийся с двигателем и выполненный с возможностью приема сигнала из удаленного места. Причем сигнал управляет одним или более действиями двигателя для перемещения клапана между первым и вторым положениями. Технический результат заключается в повышении эффективности скважинного инструмента. 3 н. и 24 з.п. ф-лы, 34 ил.
Наверх