Составной центратор

Авторы патента:


Составной центратор
Составной центратор
Составной центратор
Составной центратор
Составной центратор
Составной центратор
Составной центратор

 


Владельцы патента RU 2557271:

ХАЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСЕЗ, ИНК. (US)

Изобретение относится к устройствам для центрирования труб в скважине. Техническим результатом является уменьшение силы страгивания, использование центратора в скважинах с малым зазором, а также упрощение процесса установки центратора. Центрирующая система содержит первую корпусную часть (204); вторую корпусную часть (202); группу дугообразных пружин, соединяющих первую корпусную часть со второй корпусной частью, и окно (208), расположенное в первой корпусной части. Центрирующая система также содержит спускаемую в ствол скважины трубу, а также утолщение (304), расположенное внутри окна. Ширина окна такова, что она больше ширины утолщения и обеспечивает возможность вращательного движения центратора вокруг спускаемой в ствол скважины трубы относительно указанного утолщения. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 7 ил., 1 табл.

 

[0001] При эксплуатации скважин, пробуренных в нефтегазоносных подземных пластах для добычи углеводородов, используются определенные способы технического обслуживания ствола скважины, предполагающие применение труб, спускаемых для различных целей в ствол скважины во время ее эксплуатации. Поскольку стволы скважин не проходят абсолютно вертикально, для выравнивания труб, спускаемых в ствол скважины, относительно ствола скважины используют центраторы. Выравнивание спускаемой в ствол скважины трубы может способствовать предотвращению возникновения трения между ней и стенкой ствола скважины или обсадной колонны, что уменьшает вероятность возникновения какого-либо повреждения. В обычных пружинных центраторах используются стопорные муфты, установленные на каждом конце центратора и обеспечивающие поддержание центратора в определенном положении относительно трубы при ее введении в ствол скважины и при ее извлечении из ствола скважины. Пружинный центратор может свободно перемещаться в пределах, обусловленных конструкцией стопорных муфт. Пружинные центраторы подходят не для всех вариантов использования труб в стволе скважины, и задача усовершенствования конструкции центраторов является актуальной.

[0002] Согласно одному аспекту настоящего изобретения обеспечен центратор, содержащий первую корпусную часть, вторую корпусную часть, группу дугообразных пружин, соединяющих первую корпусную часть со второй корпусной частью, и окно, расположенное в первой корпусной части. Центратор также может содержать второе окно во второй корпусной части. Центратор также может содержать третью корпусную часть, расположенную между первой частью группы дугообразных пружин и второй частью группы дугообразных пружин. Окно может иметь скругленные углы, а группа дугообразных пружин может быть прикреплена с возможностью вращения к первой корпусной части или ко второй корпусной части. Центратор также может содержать спускаемую в ствол скважины трубу, расположенную продольно внутри первой корпусной части, второй корпусной части, группы дугообразных пружин, а также утолщение, расположенное в окне на поверхности спускаемой в ствол скважины трубы. Стопорные муфты, расположенные вокруг спускаемой в скважину трубы для ограничения перемещений центратора, могут отсутствовать. Высота утолщения может равняться высоте или быть меньше высоты первой корпусной части, второй корпусной части или обеих этих частей, а осевая длина окна может быть больше осевой длины утолщения по меньшей мере на половину высоты дуг относительно наружного диаметра спускаемой в ствол скважины трубы.

[0003] Согласно другому аспекту настоящего изобретения обеспечивается способ, содержащий: обеспечение центратора, расположенного вокруг спускаемой в ствол скважины трубы, имеющей на своей поверхности утолщение, причем центратор содержит первую корпусную часть, вторую корпусную часть, группу дугообразных пружин, соединяющих первую корпусную часть со второй корпусной частью, и окно, находящееся в первой корпусной части, при этом утолщение находится внутри окна; а также введение трубы в ствол скважины, выполненной в подземном пласте. Утолщение может содержать металл, сплав, полимер, композиционный материал или любое сочетание перечисленных материалов. Ствол скважины может иметь по меньшей мере одно ограничение с малым зазором, при этом ограничение с малым зазором может представлять собой ограничение с разницей диаметров кольцевого пространства в пределах от приблизительно 1,5 дюйма до приблизительно 0,125 дюйма. Наличие ограничения с малым зазором обусловлено наличием гладкопроходного соединения, соединения «премиум» или любого их сочетания. Спускаемая в ствол скважины труба может представлять собой трубчатую колонну, содержащую множество расположенных вокруг нее центраторов. Группа дугообразных пружин может с возможностью вращения соединяться с первой корпусной частью и со второй корпусной частью. Центратор также может иметь третью корпусную часть, расположенную между первой частью группы дугообразных пружин и второй частью группы дугообразных пружин. Спускаемая в ствол скважины труба может представлять собой обсадную трубу, буровую трубу, насосно-компрессорную трубу, колонну гибких насосно-компрессорных труб или колонну насосных штанг.

[0004] Согласно еще одному аспекту настоящего изобретения предложен способ, включающий в себя следующее: обеспечение спускаемой в ствол скважины трубы; установку вокруг спускаемой в ствол скважины трубы центратора, содержащего первую корпусную часть, вторую корпусную часть, группу дугообразных пружин, соединяющих первую корпусную часть со второй корпусной частью, и окно, находящееся в первой корпусной части; подготовку внутри окна поверхности спускаемой в ствол скважины трубы; покрытие, по меньшей мере, части спускаемой в ствол скважины трубы внутри окна формой для литья под давлением; и введение композиционного материала в пространство между спускаемой в ствол скважины трубой и формой для литья под давлением, чтобы получить утолщение. Способ также может включать в себя удаление формы для литья под давлением и введение трубы с установленным на ней центратором в ствол скважины. Группа дугообразных пружин может с возможностью вращения соединяться с первой корпусной частью и со второй корпусной частью.

[0005] Согласно дополнительному аспекту настоящего изобретения обеспечено применение центратора в рамках способа, включающее в себя следующее: обеспечение спускаемой в ствол скважины трубы; установку вокруг спускаемой в ствол скважины трубы центратора, содержащего первую корпусную часть, вторую корпусную часть, группу дугообразных пружин, соединяющих первую корпусную часть со второй корпусной частью, и окно, расположенное в первой корпусной части; подготовку внутри окна поверхности спускаемой в ствол скважины трубы; покрытие, по меньшей мере, части спускаемой в ствол скважины трубы внутри окна формой для литья под давлением; и введение композиционного материала в пространство между спускаемой в ствол скважины трубой и формой для литья под давлением, чтобы получить утолщение. Применение центратора также может включать в себя удаление формы для литья под давлением и введение трубы с установленным на ней центратором в ствол скважины. Группа дугообразных пружин может с возможностью вращения соединяться с первой корпусной частью и со второй корпусной частью.

[0006] Эти и другие признаки изобретения будут более понятны по прочтении нижеприведенного подробного описания, сопровождаемого соответствующими чертежами и формулой изобретения.

Краткое описание чертежей

[0007] Для более полного понимания сути и преимуществ настоящего изобретения ниже приведено краткое описание изобретения со ссылками на сопутствующие чертежи и подробное описание изобретения.

[0008] На фиг.1 показана в разрезе система технического обслуживания ствола скважины согласно варианту осуществления изобретения.

[0009] На фиг.2 показан вид центратора согласно варианту реализации заявленного изобретения.

[0010] На фиг.3 показан вид центратора согласно другому варианту реализации заявленного изобретения.

[0011] На фиг.4 показан вид центратора согласно еще одному варианту реализации заявленного изобретения.

[0012] На фиг.5 показан вид центратора согласно еще одному варианту реализации заявленного изобретения.

[0013] На фиг.6 показано в разрезе соединение с возможностью вращения согласно варианту реализации заявленного изобретения.

[0014] На фиг.7 показан центратор согласно еще одному варианту реализации заявленного изобретения.

[0015] На чертежах и в нижеследующем описании одинаковые детали отмечены соответствующими одинаковыми номерами позиций. Масштаб на чертежах может не соблюдаться. Некоторые признаки изобретения могут быть показаны на чертежах в преувеличенном масштабе или в некотором схематическом виде, а некоторые мелкие детали типовых элементов для оптимального восприятия информации могут быть не показаны вовсе.

[0016] Если не указано иное, термины «соединяется», «сцепляется», «прикрепляется», «стыкуется» или любые другие термины, описывающие взаимодействие элементов друг с другом, не подразумевают ограничения способа взаимодействия непосредственным взаимодействием между элементами и также могут предполагать непрямое взаимодействие между элементами. В нижеприведенном описании и в формуле изобретения термины «включающий в себя», «содержащий» имеют не ограничивающий смысл и должны трактоваться как «содержащий, но не ограничивающийся таковым…». Слова и словосочетания пространственной ориентации «верх», «верхний», «наверх», «выше по потоку» и т.п. обозначают направление к устью скважины, а слова и словосочетания «низ», «нижний», «вниз», «ниже по потоку» и т.п. обозначают направление к забою скважины, независимо от ориентации скважины в пространстве. Различные вышеупомянутые характеристики, а также другие признаки и характеристики, подробно раскрытые ниже, будут понятны специалистам на основании данного документа после прочтения подробного описания вариантов реализации заявленного изобретения со ссылками на прилагающиеся чертежи.

[0017] В данном документе раскрывается центратор для применения со спускаемой в ствол скважины трубой. Описанный здесь центратор может прикрепляться к спускаемой в ствол скважины трубе за счет выполненного в первой корпусной части окна, в котором имеется утолщение. Применение окна и утолщения позволяет втягивать центратор в ствол скважины, а не вталкивать, как это происходит с центраторами известной конструкции. Возможность втягивать центратор в ствол скважины может уменьшить силу страгивания при использовании центратора, что является преимуществом по сравнению с возможностями известных центраторов. Кроме того, наличие окна с расположенным в нем утолщением, в отличие от особенностей применения известных стопорных муфт, позволяет использовать заявленный центратор в скважинах с малым зазором. Кроме того, заявленный центратор может оперативно устанавливаться на существующие трубы без необходимости использования специальных переводников. Центратор может устанавливаться за счет утолщения, выполняемого непосредственно в окне, когда центратор устанавливается на спускаемой в ствол скважины трубе, например, на участке существующей обсадной колонны. Этот способ выполнения позволяет устанавливать центратор на площадке скважины или по месту промысла, в отличие от необходимости применения специального производственного оборудования и специальных переводников для прикрепления центраторов к спускаемой в ствол скважины трубе. Эти и другие преимущества следуют из приведенного в данном документе описания изобретения.

[0018] На фиг.1 показан пример скважинного оборудования, в состав которого входит буровая установка 106, расположенная на поверхности 104 земли и установленная над стволом 114 и вокруг скважины, пробуренной в подземном пласте 102 для извлечения из него углеводородов. Ствол 114 скважины может быть пробурен в подземном пласте 102 с применением любых подходящих способов бурения. Ствол 114 скважины имеет вертикальную часть 116, отходящую, по существу, вертикально от поверхности 104 земли, наклонную часть 136, проходящую под углом к поверхности 104 земли, и переходы к горизонтальной части 118. В других эксплуатационных условиях весь ствол скважины или его часть могут быть вертикальными, наклонными и направленными под любым подходящим углом к поверхности земли, горизонтальными и/или изогнутыми. Ствол скважины может быть новым, уже существующим, прямым, боковым, многозабойным, может иметь увеличенное отклонение от оси скважины или может быть иного вида, и может предназначаться для бурения и заканчивания одной или нескольких зон добычи. Кроме того, ствол может принадлежать как добывающей скважине, так и нагнетательной.

[0019] Обсадная колонна 120 с центратором 200 может погружаться в подземный пласт 102 для реализации различных ремонтных или технологических операций в течение всего срока эксплуатации скважины. На фиг.1 показано, что спускаемая в ствол скважины труба 120 представляет собой обсадную колонну, погруженную в подземный пласт. Следует понимать, что спускаемая в ствол скважины труба 120 с центратором 200 может быть любой трубой, предназначенной для ввода в ствол скважины, в том числе, но не ограничиваясь этим, буровой трубой, эксплуатационной трубой, штанговой колонной и колонной гибких труб. Центратор 200 также может использоваться для центрирования различных переводников и ремонтных приспособлений. На фиг.1 показано, что спускаемая в ствол скважины труба 120 с центратором 200 вводится в подземный пласт 102 типовым способом и может быть закреплена в стволе 114 скважины путем заполнения цементом кольцевого пространства 112 между трубчатой колонной 120 и стволом 114 скважины.

[0020] Буровая установка 106 содержит вышку 108 и пол 110, сквозь который спускаемая в ствол скважины труба 120 проходит от буровой установки 106 вниз, в ствол 114 скважины. На буровой установке 106 имеется лебедка с электроприводом и другое соответствующее оборудование для спуска обсадной колонны 120 в ствол 114 скважины и ее позиционирования на требуемой глубине. Скважинное оборудование, изображенное на фиг.1, относится к стационарной буровой установке 106 для спуска и установки трубы 120 с центратором 200 в стволе 114 скважины наземного базирования, однако для спуска в ствол скважины трубы 120 с центратором 200 также могут использоваться передвижные буровые установки, блоки вспомогательного оборудования для ствола скважины (например, блоки с колоннами из гибких труб) и т.п. Следует понимать, что спускаемая в ствол скважины труба 120 с центратором 200 также может использоваться в другом скважинном оборудовании, например в скважинном оборудовании морского базирования.

[0021] В другом скважинном оборудовании вертикальная, наклонная или горизонтальная части ствола скважины могут быть обсаженными и зацементированными и/или не обсаженными. Например, не обсаженная часть 140 может содержать участок ствола 114 скважины, готовый для обсадки трубой 120. Центратор 200 может применяться с насосно-компрессорной колонной в обсаженном или не обсаженном стволе скважины. Часть ствола 114 скважины может иметь расширенный участок. В данном документе понятие «расширение» относится к увеличению диаметра существующего ствола скважины ниже существующего участка, который может быть обсажен. Диаметр расширенной части ствола скважины может быть больше диаметра части ствола скважины, расположенной выше по стволу скважины. Таким образом, при спуске трубы в ствол скважины данная колонна может сначала проходить через участок с меньшим диаметром ствола скважины, за которым следует участок с увеличенным диаметром ствола скважины.

[0022] Независимо от вида скважинного оборудования, с которым используется центратор 200, понятно, что он предназначен для проведения трубы 120 через ствол 114 скважины. Ниже приведено подробное описание центратора 200, который содержит первую корпусную часть 202, вторую корпусную часть 204 и группу дугообразных пружин 206, соединяющих первую корпусную часть со второй корпусной частью. Центратор предназначен для центрирования трубы в стволе 114 скважины (например, обсадной колонны 120) при ее спуске в ствол 114 скважины. Раскрытый в данном документе центратор 200 может использоваться для проведения трубы 120 через ограничения с малым зазором внутри ствола 114 скважины. Раскрытый в данном документе центратор 200 может применяться в стволах скважин с малым зазором, в которых типовые центраторы с дуговыми пружинами, использующие стопорные муфты, неприменимы.

[0023] Как показано на фиг.2, раскрытый в настоящем документе центратор 200 может применяться в стволе 114 скважины, имеющем одно или несколько ограничений с малым зазором. Ограничение с малым зазором обычно означает ограничение, при котором внутренний диаметр 158 канала с ограничением близок к наружному диаметру 160 трубы 120, инструмента или иного скважинного устройства, проходящих через ограничение. Ограничения с малым зазором могут быть обусловлены различными особенностями конструкции скважины, такими как уменьшенный диаметр обсадной колонны, расширенными участками ствола скважины, разрушением стволов скважины или обсадных колонн. Например, перемещение обсадной колонны 120 меньшего диаметра через обсадную колонну 162 большего диаметра может создать ограничение с малым зазором между наружной поверхностью 164 обсадной колонны 120 меньшего диаметра и внутренней поверхностью 166 обсадной колонны 162 большего диаметра. В таблице 1 приведены примеры размеров обсадных колонн, которые могут привести к ограничениям с малым зазором внутри ствола 114 скважины.

ТАБЛИЦА 1
Примеры ограничений с малым зазором для обсадных колонн
Размер меньшего диаметра обсадной колонны (дюймы, см) проходящий сквозь Размер бóльшего диаметра обсадной колонны (дюймы, см)
3,5 (8,89) 4,5 (11,43)
4,5 (11,43) 5,5 (13,97)
5 (12,70) 6 (15,24)
5,5 (13,97) 6 (15,24)
6,625 (16,83) 7 (17,78)
7 (17,78) 8,5 (21,59)
7,625 (19,37) 8,625 (21,91)
7,75 (19,69) 8,5 (21,59)
9,625 (24,45) 10,625 (26,99)
9,875 (25,08) 10,625 (26,99)
10,75 (27,31) 12 (30,48)
11,875 (30,16) 13,375 (33,98)
13,375 (33,98) 14,75 (37,47)
16 (40,64) 17 (43,18)
20 (50,80) 22 (55,88)

[0024] Характеристика ограничения в стволе 114 скважины как ограничения с малым зазором может изменяться в зависимости от ряда факторов, включающих в себя (но не огранивающихся этим) разрешенные допуски в стволе скважины; кривизну ствола скважины; необходимость использования гладкопроходных соединений или соединений, близких к гладкопроходным; вес обсадной колонны, устанавливаемой в стволе скважины; наличие в стволе скважины текучей среды и/или твердых тел и т.д. Разрешенные зазоры для разных стволов скважин могут отличаться. Понятие «разница диаметров кольцевого пространства» в данном документе может применяться для характеристики зазоров в стволе 114 скважины и относится к общей ширине кольцевого пространства (то есть сумма ширины 150 и ширины 151 кольцевого пространства) при ограничении с малым зазором. Разница диаметров кольцевого пространства вычисляется как разность между внутренним диаметром 158 ограничивающего канала и наружным диаметром 160 трубы 120, проходящей сквозь ограничение. Ограничение с малым зазором может иметь разницу диаметров кольцевого пространства приблизительно 0,125 дюйма, приблизительно 0,2 дюйма, приблизительно 0,3 дюйма, приблизительно 0,4 дюйма, приблизительно 0,5 дюйма, приблизительно 0,6 дюйма, приблизительно 0,7 дюйма, приблизительно 0,8 дюйма, приблизительно 0,9 дюйма, приблизительно 1,0 дюйма, приблизительно 1,1 дюйма, приблизительно 1,2 дюйма, приблизительно 1,3 дюйма, приблизительно 1,4 дюйма или приблизительно 1,5 дюйма. Хотя используется верхний предел, составляющий приблизительно 1,5 дюйма, для определения наличия ограничения с малым зазором в стволе скважины данный предел может больше или меньше значения 1,5 дюйма в зависимости от других условий и факторов (включая, например, фактор риска/безопасности). Искривление ствола скважины характеризует отклонение ствола скважины от прямолинейного канала. Увеличение кривизны ствола шахты скорей всего повлечет за собой ограничение по малому допуску. Кроме того, труба с гладкопроходными соединениями или соединениями, близкими к гладкопроходным, относится к трубам без утолщений или с незначительными утолщениями на наружной поверхности, например в местах стыкового соединения труб в стволе скважины. Применение гладкопроходных соединений или соединений, близких к гладкопроходным, может создать ограничения с малым зазором на большей части труб. В конечном итоге, вес трубы в стволе скважины может влиять как на гибкость обсадной колонны, так и на разницу диаметров кольцевого пространства между стенкой ствола скважины или внутренней поверхностью 166 обсадной колонны 162 с большим диаметром (в зависимости от того, обсажен ли ствол 114 скважины) и наружной поверхностью 164 обсадной колонны 120 с меньшим диаметром. Применение высококачественных обсадных труб и/или соединений «премиум» может указывать на то, что разница между внутренним и наружным диаметрами труб невелика, и что в стволе 114 скважины имеется ограничение с малым зазором.

[0025] На фиг.3 приведено подробное изображение центратора 200. Как раскрыто выше, центратор 200 имеет первую корпусную часть 202, вторую корпусную часть 204 и группу дугообразных пружин 206, соединяющих первую корпусную часть 202 со второй корпусной частью 204. Первая корпусная часть 202 и вторая корпусная часть 204 могут быть выполнены из стали или подобного высокопрочного материала. Первая корпусная часть 202 и вторая корпусная часть 204 могут быть выполнены из композиционного материала. Первая корпусная часть 202 и вторая корпусная часть 204 могут быть в целом цилиндрической формы и могут иметь внутренний диаметр, соответствующий обхвату по диаметру наружной поверхности спускаемой в ствол скважины трубы, к которой их прикрепляют. Первая корпусная часть 202 и вторая корпусная часть 204 могут иметь требуемую длину 210, 212, обусловленную требованиями к механическим характеристикам центратора 200, с учетом конструкционного материала, размера и формы одного или более окон 208, расположенных, по меньшей мере, в первой корпусной части 202. Подробное описание одного или более окон 208 приведено ниже. Длина 210 первой корпусной части 202 и длина 212 второй корпусной части 204 могут быть одинаковыми или разными. Передняя и/или задняя кромки 214, 216 первой корпусной части 202 и/или второй корпусной части 204 могут иметь фаску или конический скос, чтобы способствовать продвижению центратора 200 через ствол скважины (например, через ограничение с малым зазором).

[0026] Первая корпусная часть 202 может соединяться со второй корпусной частью 204 группой дугообразных пружин 206. Дугообразные пружины 206 могут быть выполнены из стали (например, из пружинной стали), композита или любого другого высокопрочного материала. Для соединения первой корпусной части 202 со второй корпусной частью 204 может использоваться любое количество дугообразных пружин 206. Количество используемых дугообразных пружин 206 может выбираться исходя из свойств спускаемой в ствол скважины трубы (например, веса, размера), свойств ствола скважины (например, ориентации, кривизны и т.д.), условий эксплуатации (теплового режима, агрессивности среды и т.п.) и/или разницы диаметров кольцевого пространства, имеющийся в ограничениях с малым зазором. Количество дугообразных пружин 206 также можно выбрать для уменьшения силы страгивания и/или силы сопротивления при увеличении восстанавливающей силы, достижимой внутри ствола скважины. Дугообразные пружины 206 обычно могут проходить продольно между первой корпусной частью 202 и второй корпусной частью 204. Однако могут использоваться дополнительные виды ориентации в зависимости от требуемого применения центратора. Например, возможна винтовая и/или наклонная ориентация. Дугообразные пружины 206 обычно могут содержать дуговые профили, расположенные между первой корпусной частью 202 и второй корпусной частью 204, однако может использоваться любая подходящая форма (например, с обратным загибом), обеспечивающая наличие зазора до спускаемой в ствол скважины трубы и требуемую восстанавливающую силу. Каждая из дугообразных пружин 206 может быть выполнена из одних и тех же материалов, иметь одинаковую форму и одинаковую ориентацию. Каждая дугообразная пружина или какая-либо комбинация из нескольких дуговых пружин может быть выполнена из разных материалов, иметь разную форму и разную ориентацию.

[0027] Дугообразные пружины 206 могут соединяться с первой корпусной частью 202 и со второй корпусной частью 204 известными способами. Например, дугообразные пружины 206 могут быть приварены, припаяны, прикреплены посредством диффузионной сварки, прикреплены при помощи соединителя и/или могут составлять единое целое с первой корпусной частью 202 и второй корпусной частью 204. Дугообразные пружины 206 могут быть прикреплены к первой корпусной части 202 и/или второй корпусной части 204 с возможностью вращения. Крепление дугообразных пружин 206 к первой корпусной части 202 и/или второй корпусной части 204 может представлять собой любое соединение, предполагающее относительное перемещение элементов. Например, дугообразные пружины 206 могут быть прикреплены к первой корпусной части 202 и/или второй корпусной части 204 посредством фиксирующей муфты. Фиксирующая муфта может содержать кольцо, находящееся на первой корпусной части 202 и/или на второй корпусной части 204, и соответствующие канавки для фиксации, находящиеся на каждой дугообразной пружине 206 из группы таковых. На фиг.6 показано, что группа дугообразных пружин 206 может быть соединена с муфтой 604, содержащей канавку 606 для фиксации, которая может стыковаться с кольцом 608, находящимся на первой корпусной части 202 и/или второй корпусной части 204. Одна или несколько дугообразных пружин 206 и/или фиксирующая муфта может использоваться с первой корпусной частью 202, со второй корпусной частью 204 и/или с одной или несколькими корпусными частями, расположенными между первой корпусной частью 202 и второй корпусной частью 204. Возможность вращения дугообразных пружин 206 вокруг продольной оси относительно первой корпусной части 202 и/или второй корпусной части 204 и, следовательно, вращения относительно спускаемой в ствол скважины трубы 120 может способствовать предотвращению повреждения дугообразных пружин 206 при повороте трубы в стволе скважины (например, предотвращению изгиба дугообразной пружины, отрыва дугообразной пружины от центратора и т.д.).

[0028] Как показано на фиг.3, для установки центратора 200 на спускаемой в ствол скважины трубе 120 может использоваться по меньшей мере одно окно 208, расположенное в первой корпусной части 202. Спускаемая в ствол скважины труба 120 может быть расположена продольно внутри центратора 200. Окно 208, расположенное в первой корпусной части 202, может представлять собой прорезь в первой корпусной части 202, обеспечивающую доступ сквозь первую корпусную часть 202. Для сцепления центратора 200 со спускаемой в ствол скважины трубой 120 в окне 208 может быть выполнено утолщение 304. Окно 208 может иметь любую форму, включая, но не ограничиваясь этим, квадратную, прямоугольную и овальную. Если окно имеет форму с острыми углами, данные углы могут быть скруглены для предотвращения концентрации напряжения при эксплуатации. Например, при использовании окна прямоугольной формы его внутренние углы могут быть скруглены. Размер окон выбирают так, чтобы обеспечить возможность выполнения утолщения достаточного размера для обеспечения механического сцепления между центратором 200 и спускаемой в ствол скважины трубой 120. Первая корпусная часть 202 может иметь несколько окон 208. И первая корпусная часть 202, и вторая корпусная часть 204 могут иметь одно или более окон 208.

[0029] В центраторе, показанном на фиг.4, между первой частью 404 группы дугообразных пружин и второй частью 406 группы дугообразных пружин имеется третья корпусная часть 402, которая может быть сходной по конструкции с первой корпусной частью 202 и/или со второй корпусной частью 204. Первая часть 404 группы дугообразных пружин и вторая часть 406 группы дугообразных пружин может соединяться с промежуточной частью 402 любым из раскрытых здесь способов. При установке центратора на спускаемой в ствол скважины трубе 120 промежуточная часть 402 может содержать одно или несколько окон с расположенными в них соответствующими утолщениями, хотя на фиг.4 это не показано. Окно, расположенное в промежуточной части 402, может служить для предотвращения вращения последней вокруг спускаемой в ствол скважины трубы 120. Для обеспечения независимого продольно-осевого вращения первой части 404 группы дугообразных пружин и/или второй части 406 группы дугообразных кольцевых пружин вокруг спускаемой в ствол скважины трубы 120 первая часть 404 группы дугообразных пружин и/или вторая часть 406 группы дугообразных кольцевых пружин может соединяться с промежуточной частью 402 с возможностью вращения. Может использоваться любая конфигурация, позволяющая обеспечить относительное вращение между одной или несколькими частями дугообразных пружин и одной или несколькими корпусными частями центратора, например согласно описанию со ссылкой на фиг.6. Понятно, что, хотя изображена третья корпусная часть 402, для соединения первой корпусной части 202 со второй корпусной частью 204 между последовательно расположенными частями группы дугообразных пружин может располагаться любое количество дополнительных корпусных частей центратора 200, применение которых может позволить использовать дополнительные группы дугообразных пружин для обеспечения требуемых характеристик центратора, таких как сила страгивания, сила восстановления и сила сопротивления. Применение нескольких корпусных частей центратора 200, позволяющих использовать дополнительные дугообразные пружины между первой корпусной частью 202 и второй корпусной частью 204, может увеличить силу восстановления без соответствующего увеличения силы страгивания, что позволяет достигать требуемых свойств на основании конструкции центратора 200.

[0030] На фиг.3 показано, что для обеспечения механического сцепления центратора 200 со спускаемой в ствол скважины трубой в окне 208 может располагаться утолщение 304. Данное утолщение 304 в общем случае может иметь форму, соответствующую и/или комплементарную форме окна 208, в котором оно расположено. В настоящем документе принято, что высота утолщения соответствует расстоянию, на которую оно выдается от спускаемой в ствол скважины трубы, длина утолщения соответствует его протяженности в продольном направлении спускаемой в ствол скважины трубы, а ширина утолщения соответствует его протяженности в направлении, перпендикулярном продольному направлению спускаемой в ствол скважины трубы. Форма утолщения может отличаться от формы окна, в котором утолщение расположено. Размер утолщения 304 может выбираться на основе материала и способа его изготовления и в общем случае может иметь размеры, соответствующие размеру окна, в котором оно расположено. Механические характеристики утолщения 304 могут зависеть от общей площади поверхности между утолщением 304 и спускаемой в ствол скважины трубой 120, от высоты утолщения 304 и от состава утолщения 304. Например, если утолщение 304 выполнено из композиционного материала, сила сцепления между композиционным материалом и спускаемой в ствол скважины трубой 120 может определяться общей площадью поверхности между утолщением 304 и спускаемой в ствол скважины трубой 120. Стороны утолщения 304 и окна 208 могут быть, по существу, перпендикулярны продольной оси центратора 200, что обеспечивает взаимодействие между поверхностями на большей площади, а также позволяет прилагаемой к утолщению силе быть, по существу, тангенциальной относительно поверхности спускаемой в ствол скважины трубы. Ниже описаны другие особенности геометрии утолщения.

[0031] Размер утолщения 304 и соответствующего окна 208, в котором оно расположено, может выбираться таким образом, чтобы при сжатии и возврате в несжатое состояние дугообразных пружин 206 первая корпусная часть 202 и/или вторая корпусная часть 204 перемещались в продольном направлении и/или поворачивались относительно спускаемой в ствол скважины трубы 120. Как показано на фиг.5, сжатие дугообразных пружин 306 радиально внутрь приводит к продольному удлинению расстояния 512 между первой корпусной частью 202 и второй корпусной частью 204, при этом увеличивается общая длина центратора 200. Удлинение центратора 200 приблизительно равно или больше радиального расстояния 506, которое проходит дугообразная пружина 206 при сжатии. Чтобы обеспечить это продольное смещение, окно 208 может иметь такую конструкцию, при которой сумма отрезков 504 и 508 равна или больше наибольшего радиального расстояния 506 смещения группы дугообразных пружин 206, или больше этого расстояния. Для обеспечения технологических зазоров при сцеплении центратора 200 со спускаемой в ствол скважины трубой 120 сумма расстояний 504 и 508 может быть приблизительно на 5-10% больше расстояния 506.

[0032] В центраторе, представленном на фиг.7, окно 702 в первой корпусной части 202 и/или окно 704 во второй корпусной части 204 может иметь размеры, обеспечивающие возможность перемещения в продольном направлении и/или направлении поворота. Расстояние 710 в первой корпусной части 202 может быть больше ширины 710 утолщения 706, и/или расстояние 712 во второй корпусной части 204 может быть больше ширины 714 утолщения 708. Такие размеры могут обеспечить возможность ограниченного вращательного движения центратора 200 вокруг спускаемой в ствол скважины трубы 120, которым может сопровождаться продольное перемещение центратора 200 относительно спускаемой в ствол скважины трубы 120. Центратор 200 может иметь одно или более окон, размеры которых позволяют корпусной части центратора поворачиваться относительно утолщения в дополнение к возможности вращения при соединении одной или более дугообразных пружин 206 с одной или более корпусными частями центратора. Возможность ограниченного вращательного движения центратора вокруг спускаемой в ствол скважины трубы 120, обеспеченная соответствующими размерами одного или нескольких окон и одного или нескольких соответствующих утолщений, может помочь предотвратить повреждение центратора 200 при его прохождении через ствол скважины (например, при прохождении через ограничение с малым зазором).

[0033] На фиг.5 показано, что центратор 200 затягивается в ствол скважины в результате взаимодействия утолщений 514, 516 и окна 208. Например, центратор 200 может затягиваться в ствол скважины при продвижении в стволе скважины трубы 120 в результате взаимодействия неподвижно соединенного с трубой 120 утолщения 514 с кромкой 518 окна 208 в первой корпусной части 202. Аналогичным образом, центратор 200 может вытягиваться из ствола скважины в результате взаимодействия неподвижно соединенного с трубой 120 утолщения 516 с кромкой 520 окна 208 во второй корпусной части 204. Для затягивания центратора 200 в ствол скважины расстояние 510 должно быть меньше расстояния 504. В вариантах реализации изобретения, в которых окна выполнены как в первой корпусной части 202, так и во второй корпусной части 204, для обеспечения протягивания центратора 200 в стволе скважины в противоположном направлении расстояние 502 должно быть меньше расстояния 508. По сравнению с проталкиванием центратора 200 в ствол скважины, протягивание центратора 200 в ствол скважины требует меньшей силы страгивания для введения центратора 200 в ограничение (например, ограничение с малым зазором). Сила страгивания, в общем, представляет собой силу, требуемую для ввода центратора внутрь ствола скважины и/или внутрь обсадной колонны или другого трубчатого элемента, расположенного в стволе скважины. Протягивание центратора 200 может уменьшить силу страгивания, так как при этом обеспечивается радиальное сжатие дугообразных пружин и не происходит продольного сжатия, как при проталкивании центратора в канал с ограничением. Протягивание центратора 200 при продвижении внутри ствола скважины также может иметь преимущество, состоящее в предотвращении потенциального повреждения и/или сплющивания центратора 200 внутри ствола скважины при контакте с препятствием или при прохождении ограничения с малым зазором.

[0034] Как показано на фиг.2, высота 152 первой корпусной части 202, второй корпусной части 204 и/или утолщения 304 может варьироваться в зависимости от ширины кольцевого пространства, имеющегося между спускаемой в ствол скважины трубой и стенкой ствола скважины или внутренней поверхностью 166 обсадной колонны в зависимости от того, обсажен ли ствол скважины. С учетом зазоров, имеющихся внутри ствола скважины, оператор буровой установки может задать минимальный допуск для пространства между наиболее удаленной поверхностью 168 спускаемой в ствол скважины трубы 120 с установленным на ней центратором 200 и внутренней поверхностью 166 ствола скважины или обсадной колонны, расположенной в стволе скважины. С учетом этого допуска высота первой корпусной части 202, второй корпусной части 204 и/или утолщения может быть меньше разности диаметров кольцевого пространства за вычетом допуска, заданного оператором буровой установки. Допуск может составлять от приблизительно 0,1 дюйма до приблизительно 0,2 дюйма. Как вариант, могут быть разрешены только допуски, заявленные изготовителем труб и регламентируемые промышленными стандартами (например, стандартами Американского Нефтяного Института (American Petroleum Institute, API), действующими при изготовлении труб для эксплуатации в скважинах), составляющие приблизительно 1% исходя из наружного диаметра спускаемой в ствол скважины трубы 120, и допуск по смещению внутреннего диаметра при имеющемся в стволе скважины ограничении с малым зазором (например, в случае обсадной трубы, через которую перемещается спускаемая в ствол скважины труба с центратором). Минимальная высота первой корпусной части 202, второй корпусной части 204 и/или утолщения 304 может определяться на основе конструктивных и механических характеристик первой корпусной части 202, второй корпусной части 204 и/или утолщения 304. Первая корпусная часть 202, вторая корпусная часть 204 и утолщение 304 могут иметь одинаковую высоту или разную высоту. Высота соответствующих парных элементов «утолщение - корпусная часть» в общем случае может быть аналогичной, что обуславливает достаточное взаимодействие между утолщением и кромкой окна в корпусной части для обеспечения требуемой силы затягивания в ствол скважины как одного центратора 200, так и центратора 200 совместно с дополнительными парами типа «утолщение-окно». Высота утолщения 304 может быть меньше высоты первой корпусной части 202, второй корпусной части 204 или обеих этих частей или может равняться высоте этих частей.

[0035] Утолщение 304 может содержать любой материал, способный фиксировать центратор 200 на трубе 120 в процессе ее перемещения через ствол скважины. Утолщение может содержать металл, сплав, композиционный материал, керамику, смолу, эпоксид или любое их сочетание. Утолщение 304 может быть выполнено в окне посредством любой известной технологии обработки требуемых материалов, например посредством пламенного напыления, металлизации, плавления, пайки, диффузионной сварки, литья, формования, отверждения или любого их сочетания.

[0036] Утолщение может содержать композиционный материал, который может представлять собой смолу на керамической основе, включая, но не ограничиваясь этим, типы материала, раскрытые в американских патентных заявках US 2005/0224123 А1 под названием «Составной центратор» [Integral Centraliser], опубликованной 13 октября 2005 г., и US 2007/0131414 A1 под названием «Способ изготовления центраторов для центрирования обсадной колонны на плотной посадке в скважине» [Method for Making Centralizers for Centralising a Tight Fitting Casing in a Borehole], опубликованной 14 июня 2007 г. Например, смолистый материал может содержать связующие вещества, такие как клейкие и другие отверждаемые компоненты. Компоненты, смешиваемые со смолистым материалом, могут содержать отвердитель, ускоритель или инициатор отверждения. Кроме того, композиционный смолистый материал на керамической основе может содержать катализатор отверждения композиционного смолистого материала на керамической основе. Катализатор может активизироваться под действием температуры. В ином случае компоненты смеси композиционного материала могут химически активизироваться под действием инициатора отверждения. В частности, композиционный материал может содержать отверждаемую смолу и керамический дисперсный наполнитель, включая в некоторых случаях измельченное углеродное волокно. Композит из смол может характеризоваться высокой механической прочностью, высокой степенью поверхностной адгезии и сопротивлением истиранию.

[0037] Композиционный материал может вводиться перед литьем под давлением и/или перед формованием в виде исходного материала, состоящего из двух отдельных частей, для примешивания в процессе литья под давлением или формования, в результате чего происходит реакция с участием всех компонентов. Данные реакции могут регулироваться катализатором, причем компоненты в отдельных двух частях композиционного материала не вступят в реакцию, пока не окажутся вместе при определенных условиях литья под давлением и/или формования. Таким образом, одна часть исходного вещества, состоящего из двух отдельных частей, может содержать активатор, инициатор и/или каталитический компонент, предназначенный обеспечивать, инициировать и/или способствовать протеканию реакции всей смеси. Надлежащий баланс компонентов при формовании может достигаться путем применения смешивания с предварительной калибровкой и дозирующего оборудования.

[0038] Центратор может прикрепляться к спускаемой в ствол скважины трубе посредством размещения центратора на трубе и расположения утолщения внутри окна в первой корпусной части и/или второй корпусной части. Таким образом, формирование утолщения непосредственно на месте применения центратора может осуществляться последовательно, в два этапа. Утолщение из композиционного материала может выполняться непосредственно на трубе путем формования. При этом доступ к поверхности трубы осуществляется через окно, и данная поверхность может быть обработана известными способами очистки и/или подготовки к сцеплению композиционного материала со спускаемой в ствол скважины трубой. Поверхность трубы может быть металлической, например стальной. Поверхность прикрепления может быть подготовлена путем шлифовки наждачной бумагой, пескоструйной обработки, дробеструйной обработки, химической обработки, термической обработки или любым другим способом зачистки поверхности для сцепления композиционного материала со спускаемой в ствол скважины трубой. После подготовки данной поверхности она может характеризоваться волнистостью, шероховатостью или другого вида огрублением микроскопического и макроскопического масштаба, что обеспечивает большую площадь поверхности требуемые свойства данной поверхности для улучшения сцепления между поверхностью и смолистым композиционным материалом.

[0039] На подготовленную поверхность затем может быть установлена форма для литья под давлением, имеющая соответствующую конфигурацию для выполнения утолщения требуемой формы и требуемой высоты. На поверхность формы для литья под давлением, контактирующую со спускаемой в ствол скважины трубой, может быть нанесен связующий материал. Понятно, что описанный в настоящем документе связующий материал может содержать любой подходящий материал или устройство, включая, но не ограничиваясь этим, клейкие ленты, клеи и/или отверждаемые материалы, например вулканизирующийся при комнатной температуре силикон. Форма для литья под давлением может быть уплотнена относительно подготовленной внутри окна поверхности. После такого общего уплотнения относительно подготовленной поверхности в пространство между формой для литья под давлением и подготовленной поверхностью через специальное отверстие в форме может вводиться описанный в настоящем документе композиционный материал, из которого на поверхности трубы, спускаемой в ствол скважины, формируется утолщение.

[0040] Композиционный материал может отверждаться и/или застывать. Например, при использовании застывающей под действием тепла смолы может использоваться нагрев для термической активации застывания, или может потребоваться некоторый промежуток времени, достаточный для отверждения композиционного материала. После достаточного отверждения и/или застывания композиционного материала форма для литья под давлением может быть разгерметизирована и снята с трубы. Труба с установленным на ней центратором затем может быть введена в ствол скважины.

[0041] На одной или более спускаемых в ствол скважины трубчатых секциях может использоваться несколько центраторов. Несколько трубчатых секций, соединенных между собой, составляют трубчатую колонну, вводимую в ствол скважины. Например, спускаемая в ствол скважины трубчатая колонна может представлять собой обсадную колонну, вводимую в ствол скважины для цементирования. Обсадная колонна может проходить через ствол скважины до того, как будет зацементирована первая обсадная колонна цементирования, или обсадная колонна может проходить через одну или несколько уже зацементированных в стволе скважины обсадных колонн. Спускаемая в ствол скважины трубчатая колонна может содержать соединение «премиум», гладкопроходное соединение и/или соединения, близкие к гладкопроходному. На пути трубчатой колонны через ствол скважины или через зацементированные в стволе скважины обсадные колонны может иметься одно или более ограничение с малым зазором. Для центрирования трубчатой колонны при спуске в ствол скважины может использоваться несколько центраторов, раскрытых в настоящем документе. Количество центраторов и расстояния между ними по длине трубчатой колонны могут определяться рядом характеристик, включая свойства каждого центратора (например, сила восстановления, сила страгивания и сила сопротивления и т.д.), свойства трубы (например, размер, масса и т.д.) и свойства ствола скважины, через который проходит труба (например, разница диаметров кольцевого пространства, искривление, ориентация ствола скважины и т.д.). Для определения количества и типов центраторов на основе различных вышеуказанных входных данных может использоваться программа проектирования скважины. Количество центраторов на спускаемой в ствол скважины трубе и расстояния между ними могут изменяться на протяжении длины трубы в зависимости от расчетных условий в стволе скважины.

[0042] На спускаемой в ствол скважины трубчатой колонне за счет применения утолщений, расположенных в каждом окне, может устанавливаться множество центраторов, содержащих первую корпусную часть, вторую корпусную часть, группу дугообразных пружин, соединяющих первую корпусную часть со второй корпусной частью, и по меньшей мере одно окно в первой корпусной части. Трубчатая колонна затем может быть спущена в ствол скважины, расположенной в подземном пласте. Ствол скважины может содержать по меньшей мере одно ограничение с малым зазором.

[0043] В данном документе раскрыт по меньшей мере один вариант реализации заявленного изобретения, при этом специалист в данной области техники может выполнить изменения, сочетания и/или модификации варианта (вариантов) и/или признака (признаков) заявленного изобретения, не выходя за рамки раскрытого в настоящем документе. Прочие варианты реализации заявленного изобретения, полученные в результате сочетания, объединения и/или исключения признаков одного или нескольких вариантов реализации заявленного изобретения, также входят в объем правовой охраны настоящего изобретения. Подразумевается, что все упоминаемые явно указанные числовые области и пределы числовых значений включают диапазоны и пределы последовательных числовых значений того же порядка, содержащиеся в границах явно указанных числовых областей и пределов (например, числовая область «приблизительно 1-10» включает ряд значений 2, 3, 4 и т.д.; числовая область «более 0,10» включает ряд значений 0,11, 0,12, 0,13 и т.д.). Например, к любому описываемому числовому ряду с нижним пределом Rl и верхним пределом Ru относятся все числа, попадающие в границы указанной числовой области. В частности, в данную область попадают все числа следующего вида: R=Rl+k*(Ru-Rl), где k является переменной, изменяющейся от 1 процента до 100 процентов с шагом 1 процент, то есть k выражает ряд числовых значений, включающий 1 процент, 2 процента, 3 процента, 4 процента, 5 процентов, … 50 процентов, 51 процент, 52 процента, … 95 процентов, 96 процентов, 97 процентов, 98 процентов, 99 процентов или 100 процентов. Кроме того, любая числовая область, заданная двумя числами R, как определяется выше, также явно определена. Использование термина «опционально» в отношении любого признака формулы изобретения означает, что для того или иного признака формулы изобретения оба варианта - наличие или, в ином случае, отсутствие данного элемента - в равной степени верны. Следует понимать, что использование более широко трактуемых признаков - например, «содержит», «включает в себя» и «имеет», обеспечивает поддержку более узко трактуемых признаков - например, «состоит из», «фактически состоит из» и «по существу состоит из». Соответственно, объем правовой охраны не ограничивается изложенным выше описанием, а определяется нижеприведенной формулой изобретения, при этом указанный объем включает в себя все эквиваленты объекта формулы изобретения. Все без исключения пункты формулы входят в состав данного описания изобретения и соответствуют одному или нескольким вариантам реализации настоящего изобретения.

1. Центрирующая система, содержащая:
центратор, включающий в себя:
- первую корпусную часть;
- вторую корпусную часть;
- группу дугообразных пружин, соединяющих первую корпусную часть со второй корпусной частью; и
- окно, расположенное в первой корпусной части,
спускаемую в ствол скважины трубу, расположенную продольно внутри первой корпусной части, второй корпусной части и группы дугообразных пружин, и
утолщение, расположенное на поверхности спускаемой в ствол скважины трубы и внутри окна, причем ширина окна такова, что она больше ширины утолщения и обеспечивает возможность вращательного движения центратора вокруг спускаемой в ствол скважины трубы относительно указанного утолщения.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит второе окно, расположенное во второй корпусной части.

3. Система по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что дополнительно содержит третью корпусную часть, расположенную между первой частью группы дугообразных пружин и второй частью группы дугообразных пружин.

4. Система по любому из п. 1 или 2, отличающаяся тем, что окно имеет скругленные углы.

5. Система по любому из п. 1 или 2, отличающаяся тем, что группа дугообразных пружин соединена с первой корпусной частью или со второй корпусной частью с возможностью вращения.

6. Система по любому из п. 1 или 2, отличающаяся отсутствием стопорных муфт для ограничения перемещения центратора, расположенных вокруг спускаемой в скважину трубы.

7. Система по п. 1, отличающаяся тем, что высота утолщения равна высоте или меньше высоты первой корпусной части, второй корпусной части или обеих этих частей.

8. Система по п. 1, отличающаяся тем, что осевая длина окна больше осевой длины утолщения, по меньшей мере, на половину высоты дуг над наружным диаметром спускаемой в скважину трубы.

9. Система по п. 1, отличающаяся тем, что утолщение содержит металл, сплав, полимер, композиционный материал или любое их сочетание.

10. Способ, содержащий:
обеспечение центратора, расположенного вокруг спускаемой в ствол скважины трубы, имеющей на своей поверхности утолщение, причем центратор содержит:
первую корпусную часть;
вторую корпусную часть;
группу дугообразных пружин, соединяющих первую корпусную часть со второй корпусной частью; и
окно, находящееся в первой корпусной части;
при этом утолщение находится внутри окна, а ширина окна такова, что она больше ширины утолщения и обеспечивает возможность вращательного движения центратора вокруг спускаемой в ствол скважины трубы относительно указанного утолщения; и
введение трубы в ствол скважины, расположенный в подземном пласте.

11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что утолщение содержит металл, сплав, полимер, композиционный материал или любое их сочетание.

12. Способ по п. 10 или 11, отличающийся тем, что ствол скважины содержит по меньшей мере одно ограничение с малым зазором.

13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что ограничение с малым зазором представляет собой ограничение с разницей диаметров кольцевого пространства, составляющей от приблизительно 1,5 дюйма до приблизительно 1,125 дюйма.

14. Способ по п. 12, отличающийся тем, что ограничение с малым зазором обусловлено наличием гладкопроходного соединения, соединения «премиум» или любым их сочетанием.

15. Способ по п. 10, отличающийся тем, что спускаемая в ствол скважины труба представляет собой трубчатую колонну, при этом трубчатая колонна дополнительно содержит несколько расположенных вокруг нее центраторов.

16. Способ по п. 10, отличающийся тем, что группу дугообразных пружин соединяют с первой корпусной частью и со второй корпусной частью с возможностью вращения.

17. Способ по п. 10, отличающийся тем, что центратор дополнительно содержит третью корпусную часть, расположенную между первой частью группы дугообразных пружин и второй частью группы дугообразных пружин.

18. Способ по п. 10, отличающийся тем, что спускаемая в ствол скважины труба представляет собой обсадную трубу, буровую трубу, гибкую насосно-компрессорную трубу, эксплуатационную колонну или колонну насосных штанг.

19. Способ, содержащий:
обеспечение спускаемой в ствол скважины трубы;
установку центратора вокруг спускаемой в ствол скважины трубы, при этом центратор содержит:
первую корпусную часть;
вторую корпусную часть;
группу дугообразных пружин, соединяющих первую корпусную часть со второй корпусной частью; и
окно, находящееся в первой корпусной части;
подготовку внутри окна поверхности спускаемой в ствол скважины трубы; покрытие, по меньшей мере, части наружной поверхности спускаемой в ствол скважины трубы внутри окна формой для литья под давлением; и
введение композиционного материала в пространство между спускаемой в ствол скважины трубой и формой для литья под давлением с получением утолщения.

20. Способ по п. 19, отличающийся тем, что дополнительно содержит: удаление формы для литья под давлением; и
введение трубы с установленным на ней центратором в ствол скважины.

21. Способ по любому из пп. 19 или 20, отличающийся тем, что группу дугообразных пружин соединяют с первой корпусной частью и со второй корпусной частью с возможностью вращения.

22. Применение центратора в способе, включающее в себя:
обеспечение спускаемой в ствол скважины трубы;
установку центратора вокруг спускаемой в ствол скважины трубы, при этом центратор содержит:
первую корпусную часть;
вторую корпусную часть;
группу дугообразных пружин, соединяющих первую корпусную часть со второй корпусной частью; и
окно, находящееся в первой корпусной части;
подготовку внутри окна поверхности спускаемой в ствол скважины трубы;
покрытие, по меньшей мере, части наружной поверхности спускаемой в ствол скважины трубы внутри окна формой для литья под давлением; и
введение композиционного материала в пространство между спускаемой в ствол скважины трубой и формой для литья под давлением с получением утолщения.

23. Применение по п. 22, отличающееся тем, что дополнительно содержит:
удаление формы для литья под давлением; и
введение трубы с установленным на ней центратором в ствол скважины.

24. Применение по п. 22 или 23, отличающееся тем, что группа дугообразных пружин соединена с первой корпусной частью и со второй корпусной частью с возможностью вращения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области буровой техники, а именно к устройствам для увеличения диаметра скважин в заданном интервале. Расширитель ствола скважины содержит центратор, корпус с центральным проходным каналом и пазами, лопасти, снабженные породоразрушающими элементами и выступами в форме зубьев, закрепленные в пазах корпуса с возможностью выдвижения, и механизм выдвижения лопастей в рабочее положение, полый вал с верхней резьбой для соединения со скважинным оборудованием, боковым отверстием и нижней втулкой, размещенный в проходном канале корпуса с фиксацией от проворота относительно корпуса, причем лопасти снабжены хвостовиками, взаимодействующими с втулкой полого вала при выдвижении лопастей в рабочее положение, и устройство для стопорения лопастей в нерабочем положении, содержащее радиально подпружиненные кольцевые сегменты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для центрирования скважинных приборов в процессе их перемещения по стволу скважин.

Изобретение относится к области машиностроения и может быть использовано в эксплуатационных скважинах для центрирования колонны насосных штанг. Блок центрирования насосных штанг содержит верхний центратор и муфту, закрепленную с одной стороны к верхнему центратору.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для гашения колебаний низа бурильной колонны и калибрования ствола скважины. Техническим результатом является повышение эффективности гашения продольных колебаний, действующих на компоновку низа бурильной колонны (КНБК), и калибрования ствола скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к фиксирующим устройствам перфоратора. Техническим результатом является повышение эффективности работы перфоратора за счет придания истекающим из него струям постоянного направления.

Изобретение относится к опорно-центрирующим устройствам, используемым в компоновке низа бурильной колонны при наклоннонаправленном бурении нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к применению покрытий в оборудовании, используемом при эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Предложены покрытия из композиционного материала на основе фуллерена или из алмазоподобного углерода или их сочетаний, обладающие твердостью более 1000 единиц по Виккерсу и имеющие коэффициент трения меньше или равный 0,15, используемые в качестве защитного покрытия оборудования нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более цилиндрических тел, или оборудования нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более тел, за исключением бурового долота.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к устройствам защиты силового кабеля насоса от механических повреждений. Техническим результатом является повышение универсальности и надежности крепления протектолайзера на шейке насоса.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к опорно-центрирующим элементам бурильной колонны. Техническим результатом является увеличение эффективности работы предлагаемого центратора за счет расширения спектра амплитудно-частотных характеристик демпфируемых колебаний.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин. Технический результат: повышение надежности крепления протектолайзера на шейке насоса; повышение универсальности протектора. Предложен протектолайзер, содержащий двухдетальный корпус, разъемное замковое соединение с крепежными элементами и защитный экран. Корпус состоит из шарнирно сочлененных между собой корпуса и скобы. Корпус и скоба протектолайзера соединены между собой откидным болтом и регулировочным винтом, вкрученным в корпус и соединенным со скобой посредством оси. Регулировочный винт имеет возможность осевого регулирования за счет вкручивания в корпус или выкручивания из него в случае изменения диаметра шейки насоса. Корпус протектолайзера в кабельном канале оснащен сменной пластиной, закрепленной на корпусе двумя винтами. Разъемное замковое соединение выполнено в виде откидного болта и прижимной гайки, оснащенной от неконтролируемого свинчивания стопорной шайбой. 2 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах. Технический результат: повышение надежности крепления протектолайзера на шейке насоса; повышение универсальности протектора. Предложен протектолайзер, содержащий двухдетальный корпус и разъемное замковое соединение с крепежными элементами. Корпус состоит из шарнирно сочлененных между собой корпуса с кабельным каналом и скобы. Корпус и скоба протектолайзера соединены между собой регулировочным болтом, вкрученным в корпус и соединенным со скобой посредством оси. Регулировочный болт имеет возможность осевого регулирования за счет вкручивания в корпус или выкручивания из него в случае изменения диаметра шейки насоса. Корпус протектолайзера в кабельном канале оснащен компенсирующей пружинной опорой для регулирования размера окна под силовой кабель. Разъемное замковое соединение выполнено в виде откидного болта и гайки, оснащенной от неконтролируемого свинчивания стопорной шайбой. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Настоящим изобретением создана бурильная труба стандартного веса с интегральной износостойкой накладкой. Бурильная труба с интегральной износостойкой накладкой создает увеличенную долговечность, сохраняя прочность, гибкость, малый вес и другие параметры показателей работы бурильной трубы стандартного веса. Настоящим изобретением также созданы способы изготовления бурильной трубы стандартного веса с интегральной износостойкой накладкой.

Изобретение относится к центраторам бурильной колонны. Техническим результатом является исключение самопроизвольного перехода центрирующих элементов - плашек из транспортного положения в рабочее во время спуско-подъемных операций. Центратор содержит переводник, верхний корпус с гидравлическими каналами для промывочной жидкости, втулку, стопорные пальцы, фиксирующие плашки, пружины для создания возвратно-поступательного движения стопорных пальцев, болты, нижний корпус с гидравлическими каналами для промывочной жидкости и цилиндр, являющиеся направляющими для поршня-толкателя, уплотнения, болты, отверстие для соединения внутренней полости центратора с полостью цилиндра, башмак. 1 ил.

Изобретение относится к породоразрушающему инструменту, а именно к калибраторам, обеспечивающим сохранность заданного диаметра скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности работы калибратора. Калибратор содержит корпус с присоединительными резьбами на концевых участках и рабочие элементы, армированные износостойкими вставками. С целью повышения эффективности работы калибратора он снабжен втулкой с уплотнительным элементом, размещенным на наружной поверхности одного из ее концов между наружной поверхностью втулки и внутренней поверхностью корпуса. При этом корпус выполнен в виде кольцевой ленточной пружины, витки которой служат рабочими элементами, а втулка установлена телескопически внутри кольцевой пружины с возможностью перекрытия ее межвитковых зазоров. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к муфтовым соединениям для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Техническим результатом является повышение износостойкости муфтового соединения, а также снижение образования коррозии, эрозии и других отложений в скважинных условиях. Предложено муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее одно или более цилиндрическое тело, одну или более муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более цилиндрического тела, покрытие из твердого сплава на по меньшей мере части открытой внешней поверхности, открытой внутренней поверхности или комбинации открытой внешней и внутренней поверхности одной или более муфт, и покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт. При этом указанное покрытие включает один или более слои со сверхнизким коэффициентом трения. Причем один или более слои со сверхнизким коэффициентом трения выбраны из: аморфного сплава, нанесенного способом химического восстановления никель-фосфорного композита, графита, MoS2, WS2, композита на основе фуллерена, металлокерамического сплава на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора, углеродных нанотрубок, листов графена, частиц металла с высоким соотношением вертикального и горизонтального размеров (т.е. отношением длины к толщине), материалов кольцеобразной формы, включающих углеродные нанокольца, продолговатые частицы, и их комбинаций. Кроме того, муфтовое устройство содержит один или более промежуточные слои, помещенные между покрытием из твердого сплава и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения. Предложен также способ применения указанного муфтового устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах. 4 н. и 31 з.п. ф-лы, 68 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области нефти и газа, а именно к скважинному центратору. Технический результат - исключение гальванического воздействия. Скважинный центратор для насосно-компрессорных труб является преимущественно жестким и имеет трубчатый корпус из пластмассы с противоположными концами и, по меньшей мере, одно замыкающее кольцо, установленное на конце трубчатого корпуса. Замыкающее кольцо или каждое замыкающее кольцо также изготовлено из пластмассы и имеет модуль упругости, не превышающий модуль упругости трубчатого корпуса. Замыкающее кольцо или каждое замыкающее кольцо входит в зацепление с трубчатым корпусом путем посадки с натягом. Вблизи конца трубчатого корпуса имеется, по меньшей мере, одно отверстие, а вблизи замыкающего кольца имеется, по меньшей мере, один соответствующий выступ или наоборот. В процессе эксплуатации выступ и отверстие входят в зацепление друг с другом, в результате чего замыкающее кольцо входит в непосредственное зацепление с трубчатым корпусом. 11 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах. Технический результат - повышение надежности крепления протектолайзера на шейке насоса, повышение универсальности протектолайзера. Протектолайзер содержит двухдетальный корпус, состоящий из шарнирно сочлененных между собой корпуса с кабельным каналом и скобы, выполненных с возможностью посадки как на цилиндрическую, так и на шестигранную часть шейки насоса или корпуса гидрозащиты, разъемное замковое соединение с крепежными элементами. Корпус выполнен длиной L не менее его ширины В, внутренняя поверхность корпуса с одной стороны оснащена выточками для посадки на основание насоса или корпуса гидрозащиты диаметром Doc1 мм или Doc2 мм. Причем посадка корпуса протектолайзера на основание насоса или корпуса гидрозащиты диаметром Doc1 мм осуществляется по секторам l1, а на основание насоса или корпуса гидрозащиты диаметром Doc2 мм - по секторам l2. Другая сторона внутренней поверхности корпуса оснащена выточками для посадки на фланец насоса или корпуса гидрозащиты диаметром Dф1 мм или Dф2 мм, причем посадка корпуса протектолайзера на фланец насоса или корпуса гидрозащиты диаметром Dф1 мм осуществляется по секторам l3, а на фланец насоса или корпуса гидрозащиты диаметром Dф2 мм - по секторам l4. Кроме того, внутренняя часть корпуса с этой стороны оснащена четырьмя выточками для размещения в них шести или восьми крепежных элементов, соединяющих две части корпуса насоса или гидрозащиты. Корпус протектолайзера кроме откидного шарнирного болта соединен со скобой посредством регулируемого шарнирного винта, а внутренняя поверхность скобы оснащена двумя плоскими упорами для базирования на них цилиндрической или шестигранной шейки корпуса насоса или гидрозащиты. 1 з.п. ф-лы, 9 ил.
Наверх