Скважинный электрический соединитель

Изобретение относится к средствам для передачи электроэнергии и сигналов вдоль забойного оборудования. Техническим результатом является обеспечение надежной передачи электроэнергии или сигналов при возможном изменении длины кабеля. В частности, предложен узел электрического соединителя, устанавливаемый в стволе скважины и содержащий: верхний продольный элемент, содержащий электрический проводник, нижний продольный элемент, содержащий электрический проводник, телескопический электропроводный узел и электрический контактный элемент, расположенный вокруг концевой части электрического проводника нижнего продольного элемента и выполненный с возможностью подвижного контактирования с ней. При этом телескопический электропроводный узел содержит продольную приемную часть в концевой части электрического проводника верхнего продольного элемента. Причем продольная приемная часть расположена вокруг концевой части электрического проводника нижнего продольного элемента. Указанный контактный элемент выполнен с возможностью подвижного контактирования с внутренней поверхностью продольной приемной части верхнего продольного элемента. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 9 ил.

 

ПРИТЯЗАНИЕ НА ПРИОРИТЕТ

[0001] Это заявка притязает на приоритет заявки на патент США с номером 61/ 844,058, поданной 9 июля 2013 года, которая полностью включена в данный документ посредством ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Данное изобретение относится к скважинному прибору и способу передачи электроэнергии и сигналов вдоль забойного оборудования, которое увеличивается и уменьшается в длине в продольном направлении.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

При выполнении операций бурения скважин бурильная колонна постепенно собирается на поверхности из отдельных звеньев бурильной трубы (или групп звеньев, называемых «свечи») и опускается в ствол скважины. Бурильная колонна может содержать эти звенья буровой трубы, соединяемые друг с другом на поверхности, вместе с другим оборудованием, применяемым во время бурения, например забойным оборудованием, располагаемым на дальнем конце присоединяемой буровой трубы. Забойное оборудование (BHA) может содержать инструменты, например телеметрические приборы для каротажа скважины в процессе бурения (LWD) и измерения в процессе бурения (MWD), при этом буровое долото присоединяется к нижнему концу. Кроме того, в состав забойного оборудования над буровым долотом может быть включен динамический демпфер, применяемый для демпфирования колебаний в бурильной колонне и забойном оборудовании. Одним изкоммерческих вариантов осуществления такого гасителя колебаний является противостопорный инструмент, производимый компанией Tomax (инструмент “Tomax AST”), который имеет концентрические наружный и внутренний корпуса, причем внутренний корпус вдвигается и выдвигается по отношению к наружному корпусу для увеличения и уменьшения в размерах забойного оборудования в продольном направлении.

ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

ФИГ. 1 и 1A представляют собой вид в вертикальном разрезе типовой буровой установки и типового забойного оборудования, позволяющего увеличивать и уменьшать в размерах забойное оборудование в продольном направлении во время бурения ствола скважины.

ФИГ. 2 представляет собой вид сбоку компонентов типового узла скважинного электрического соединителя, применяемого для увеличения и уменьшения в размерах в продольном направлении.

ФИГ. 2A представляет собой увеличенный вид сбоку парциального сечения иллюстративных компонентов типового узла скважинного электрического соединителя по ФИГ. 2.

ФИГ. 2B и 2C представляют собой увеличенные поперечные сечения узла скважинного электрического соединителя по ФИГ. 2.

ФИГ. 3 представляет собой вид сбоку в разрезе узла скважинного электрического соединителя по ФИГ. 2, содержащего телескопический корпус.

ФИГ. 4 представляет собой вид сверху типовой электрической контактной пружины.

ФИГ. 5 представляет собой вид сбоку в разрезе альтернативного узла электрического соединителя, содержащего гибкий проводник, расположенный в телескопическом корпусе.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В данном документе описаны скважинный прибор и способ передачи электрических сигналов вдоль забойного оборудования (“BHA”) 70, которое может увеличиваться и уменьшаться в длине.

ФИГ. 1 представляет собой вид в вертикальном разрезе типовой буровой установки 10, расположенной на поверхности 12 или над ней. Наземное оборудование 14 буровой установки 10 может вращать бурильную колонну 20, расположенную в стволе 60 скважины, для осуществления бурения одной или нескольких геологических формаций 25 под поверхностью 12. Бурильная колонна 20 содержит звенья бурильной трубы 21 и в представленном варианте реализации силовую секцию 22 скважины (например, скважинный двигатель объемного типа, например двигатель типа Муано). В представленном варианте реализации силовая секция 22 скважины содержит статор 24 и ротор 26, который может вращаться для передачи крутящего момента вниз по скважине на буровое долото 50 или другое внутрискважинное оборудование. Буровой снаряд 40 прикрепляется к продольному выходному валу 45 скважинного двигателя объемного типа. Ствол скважины 60 укрепляется креплением 34 и цементной оболочкой 32 в затрубном пространстве между креплением 34 и буровой скважиной. При осуществлении обычных буровых работ наземное оборудование 14 закачивает буровой раствор 62 (иначе называемый буровой шлам) вниз по бурильной колонне 20, который выходит из отверстий в долоте 50 и затем поднимается по затрубному пространству 64 между бурильной колонной и стенкой ствола буровой скважины и по затрубному пространству 66 по внутренней стенке крепления 34. Ротор 26 забойного двигателя в силовой секции вращается за счет перепада давления перекачиваемого бурового раствора 62 по ротору 26 силовой секции 22 относительно статора. Следует понимать, что в других вариантах реализации наземное оборудование 14 на буровой установке 10 вращает бурильную колонну 20 и силовые секции 22 скважины могут применяться, а могут и не применяться в стволе скважины. В таком варианте реализации крутящий момент для вращения бурового долота 50 создается за счет вращения бурильной колонны наземным оборудованием.

Функциональные возможности скважинных электронных датчиков/преобразователей продолжают расширяться, происходит дальнейшее совершенствование систем контроля поверхности и оценки фактических скважинных условий и рабочих параметров бурения, оборудования для завершения скважин и ремонтного оборудования (например, с помощью оценки данных, получаемых в режиме реального времени и/либо регистрируемых данных, получаемых из скважины). Датчики, измеряющие параметры, например динамико-механические нагрузки, перепады давления и перепады температуры, теперь могут работать в тяжелых условиях в буровых скважинах во время операций бурения, завершения или капитального ремонта скважин. Желательно располагать такие датчики ниже и в пределах места бурения с забойным двигателем и/или оборудования для бурения, завершения и ремонта скважин. Однако стандартные физические формы такого внутрискважинного оборудования с точки зрения геометрии и/или материалов не всегда позволяют передавать электронные сигналы. Предоставление и оценка таких данных создает возможность для оптимизации и обеспечивает преимущества в производительности, надежности и долговечности оборудования.

Поскольку буровое забойное оборудование обычно подвергается сильной вибрации и значительной ударной нагрузке, обычно применяются твердотельные проводники и соединения. Однако, из-за нахождения проводников и/или компонентов проводника непосредственно на пути текучей среды может уменьшаться проходное сечение внутри буровой трубы или снижаться механическая прочность внутренних или наружных компонентов бурильного инструмента.

Кроме того, новое оборудование разрабатывается для автоматизированных поверхностных систем и систем бурения скважины, например закрытых систем мокрого бурения и электрического бурового долота (например, импульсного большой мощности). Для этих систем и оборудования требуется подача электроэнергии в забой скважины к буровому долоту или забойному оборудованию.

В некоторых примерах при работе бурового снаряда 40 могут передаваться вибрации, которые могут распространяться по бурильной колонне 20. Например, бурильная труба 21 может изгибаться и соприкасаться со стволом 60 скважины или стенкой 61 ствола скважины, передавая вибрации по бурильной колонне 20. В другом примере взаимодействие бурового долота 50 с разбуриваемой формацией может вызывать вибрации, которые могут распространяться по бурильной колонне 20. В варианте реализации, проиллюстрированном на ФИГ. 1 и ФИГ. 1A, узел 80 виброгасителя включается в забойное оборудование 70 (“BHA”) для уменьшения вибрации, которая распространяется вдоль бурового снаряда 40.

ФИГ. 1A представляет собой увеличенный вид в вертикальном разрезе типового бурового снаряда 40 по ФИГ. 1. Буровой снаряд 40 может содержать один или более из следующих датчиков/инструментов: датчик 41 наддолотной инклинометрии (ABI); азимутальный наддолотный датчик 42 гамма-излучения (ABG), дистанционный отклоняющий инструмент 43 (Geopilot RSS); сдвоенный детектор 44 гамма-излучения (DGR); датчик 46 направления, датчик 47 сопротивляемости (EWR); датчик 48 азимутального фотоэлектрического плотностного каротажа (ALD) и сбалансированный датчик 49 тепловых нейтронов (CTN). Представленный буровой снаряд 40 является иллюстрацией варианта реализации интеллектуальной системы бурильной трубы с кабелем для передачи сигнала (например, инструментальной системы Halliburton Intellipipe). Однако буровой снаряд 40 может включать множество применяемых в отрасли типовых инструментов и датчиков. В показанном варианте реализации забойное оборудование 70 содержит буровое долото 50, буровой снаряд 40, силовую секцию 200 и узел 100 электрического соединителя. Узел 100 электрического соединителя будет рассмотрен далее в описании по ФИГ. 2, 2A, 3 и 5. Следует понимать, что забойное оборудование 70 может содержать некоторые, все или ни одного из показанных компонентов.

В показанном варианте реализации электроэнергия и/или сигнал (например, в канале обмена данными) передается посредством забойного оборудования 70, содержащего буровой снаряд 40. Буровой снаряд вращается и/или может изменять свою длину при изменении усилия на долото (WOB) и/или давления на динамическом демпфере 80 (например, инструмент Tomax AST).В различных вариантах реализации узел 100 скважинного электрического соединителя может использоваться в качестве канала обмена данными и/или канала электропитания в различных конфигурациях скважинных приборов, бурильных труб и/или утяжеленных бурильных труб и не ограничивается применением только инструмента Tomax. Например, узел скважинного электрического соединителя 100 может быть применен для передачи данных субшины забойного оборудования и/или питания. В другом примере узел 100 скважинного электрического соединителя по этому раскрытию может быть также применен для проводных трубных систем, например, системы Halliburton IntelliPipe и/или может включать инструменты RSS, MWD и LWD, показанные и рассмотренные в отношении ФИГ. 1A.

На ФИГ. 2, 2A, 2B, 2C и 3 боковой вид и поперечное сечение иллюстрируют вариант осуществления узла скважинного электрического соединителя. Узел 100 соединителя содержит верхний продольный элемент 102. Верхний продольный элемент 102 представляет собой трубчатый элемент (например, трубу) с электрическим проводником 103 (например, проводящим металлическим стержнем, металлическим проводом, оптоволоконным кабелем или композитным проводниковым материалом), расположенным внутри трубы. На восходящей части верхнего продольного элемента 102 располагается подвесное кольцо 110, которое подбирается по размеру и выполняется с возможностью приема посадочной полкой 522 верхнего наружного охватывающего корпусного элемента 520. Нисходящая часть узла 100 соединителя содержит нижний продольный элемент 210. Аналогичное подвесное кольцо 112 выполнено с возможностью приема посадочной полкой 512 нижнего наружного охватываемого корпусного элемента 510. Нижний продольный элемент 210 представляет собой трубчатый элемент с электрическим проводником 203, расположенным внутри трубы. Каждое из подвесных колец 110 и 112 содержит множество крепежных отверстий 540. Крепежные болты 542 могут проходить и приниматься резьбовыми отверстиями (например, охватывающими резьбовыми отверстиями под болт) в полках 512 и 522. Для крепления подвесных колец к посадочным полкам могут быть применены и другие типы механических соединителей, известные в данной области техники. Подвесное кольцо 110 и трубка продольного элемента 102 изолированы снаружи от электрического проводника 103, проходящего по трубе. Аналогично, подвесное кольцо 112 и трубка продольного элемента 210 изолированы снаружи от электрического проводника 203, проходящего по трубе. Наружный телескопический корпус 500 содержит верхний наружный охватывающий корпусный элемент 520, внутрь которого входит нижний наружный охватываемый корпусный элемент 510. Узел уплотнения 530 герметизирует охватываемый корпусный элемент 510 по отношению к охватывающему корпусному элементу 520. Нижний охватываемый корпусный элемент 510 подвижен в продольном направлении и может вращаться в наружном охватывающем корпусном элементе 520, что позволяет ему уменьшаться или увеличиваться в длину, при этом длина корпуса 500 уменьшается и увеличивается.

Узел 100 электрического соединителя содержит по меньшей мере один телескопический электропроводный узел 200, который содержит продольную приемную часть 104, расположенную в концевой части электрического проводника 103. Продольная приемная часть 104 может составлять одно целое с продольным проводником 103 или представлять собой отдельный трубчатый элемент, расположенный на электрическом проводнике 103 и подключенный к электрическому проводнику 103. Продольная приемная часть 104 выполнена с возможностью приема ближней концевой части электрического проводника 203. Концевая часть проводника 203 подвижна в продольном направлении и может вращаться в продольной приемной части 104, что позволяет телескопически уменьшать и увеличивать длину выдвижного электропроводного узла 200.

Телескопический узел 200 дополнительно содержит охватывающий продольный удлинитель 120 и сопрягающую секцию 122 верхнего продольного элемента 102. Нижний продольный элемент 210 подвижен в продольном направлении и может вращаться в охватывающем продольном удлинителе 120, что позволяет телескопически уменьшать и увеличивать длину выдвижного электропроводного узла 200. Изолятор 226 расположен между охватывающей частью 104 электрического проводника 103 и продольным элементом 210.

Узел 224 уплотнения предотвращает протекание бурового раствора 62 внутрь корпуса 500 узла 100 электрического соединителя и вокруг электрического проводника 203 со входа телескопического узла 200 и короткое замыкание электрического соединения, находящегося в нем. В некоторых вариантах реализации телескопический электропроводный узел 200 может находиться под давлением, уравновешиваемым с помощью смазочного вещества и отверстий для отбора давления, известных в данной области техники. На наружной поверхности телескопического узла 200 может находиться ребристый (или другой формы) центратор, выполненный из полимерного материала. Внутри телескопического узла расположено множество контактных пружин 230. ФИГ. 4 иллюстрирует вид сверху иллюстративной контактной пружины 230. Контактная пружина 230 позволяет осуществлять продольное и вращательное перемещение электрического проводника 203 внутри продольной приемной части 104 проводника 103, в то же время обеспечивая электрический контакт и передачу электроэнергии и/или электрических сигналов между элементами во время такого перемещения. Пружины 230 также улучшают электропроводность или передачу сигнала при отсутствии перемещения электрических проводников 203 и 103 относительно друг друга.

На восходящей части соединителя 100 расположен электрический соединитель 120 гнездового и штыревого типа. Электрический соединитель 120 штыревого типа прикрепляется к подвесному кольцу 110 и электрически подключается к электрическому проводнику 103, расположенному внутри продольного элемента 102. Штыревой соединитель 120 содержит входной/выходной проводник 104 для передачи энергии или сигнала вверх или вниз относительно забойного оборудования 70. Аналогичным образом, на нисходящей части соединителя 100 расположен соединитель 122 гнездового и штыревого типа. Электрический соединитель 122 штыревого типа прикрепляется к подвесному кольцу 112 и электрически подключается к электрическому проводнику 203, расположенному внутри продольного элемента 210. Штыревой соединитель 122 содержит входной/выходной проводник 214 для передачи энергии или сигнала вверх или вниз относительно забойного оборудования 70. Следует понимать, что для выполнения электрического соединения узла 100 с внутрискважинным оборудованием, расположенным выше и ниже по скважине, могут применяться и другие типы электрических соединителей, известные в данной области техники.

Электрические проводники 103 и 203 могут передавать одно или оба из: электроэнергии и сигнала на компоненты буровых снарядов 40 или забойного оборудования 70 или от них. Сигнал может содержать команду или данные, передаваемые на компоненты буровых снарядов 40 или забойного оборудования 70 или от них. Электроэнергия и/или сигнал из забоя скважины может поступать в узел электрического соединителя 100 от электрического проводника 214 в штыревой соединитель 122, который электрически соединен с проводником 203, расположенным внутри продольного элемента 210. Сигнал и/или электроэнергия затем протекает через контактную пружину 230 к внутренней поверхности продольной приемной части 104 проводника 103, изолированного от продольного элемента 102. Электроэнергия или сигнал протекает по проводнику 103 к электрическому проводнику 104, расположенному в штыревом соединителе 120 и затем за пределы узла 100 электрического соединителя и вверх по стволу скважины.

Как показано на Фиг. 3,входная электроэнергия (ВхЭ) может поступать на соединитель 120 и проходить через узел 100 электрического соединителя, выходная электроэнергия (ВыхЭ) – на нижний концевой соединитель 122. Аналогично, входной сигнал (ВхС) может заводиться через соединитель 112 и проходить через узел 100 электрического соединителя, а выходной сигнал (ВыхС) - через соединитель 120. Следует понимать, что электропитание и сигналы могут проходить и в направлениях, противоположных описанным выше, в зависимости от необходимости для инструментов и датчиков, расположенных в забойном оборудовании выше и ниже узла 100 электрического соединителя.

Узел 100 электрического соединителя и корпус 500 могут располагаться в забойном оборудовании выше или ниже системы измерения в процессе бурения (MWD), и/или зонда для каротажа скважины в процессе бурения (LWD), и/или дистанционной системы наклонного бурения с одновременным измерением его параметров (RSS), но выше долота. Корпус 500, как правило, имеет резьбовые соединения, которые обеспечивают соединение корпуса 500 с вышеупомянутыми инструментами. Способность узла 100 электрического соединителя передавать электроэнергию и данные через центральное отверстие в корпусе узла 100 электрического соединителя обеспечивает надежную передачу относительно большого объема данных, которые регистрируются датчиками скважинных приборов, посредством различных скважинных буровых трубчатых инструментов. Получение, анализ и применение этих данных производится непосредственно для проведения оценки в режиме реального времени или после выполнения работ, что повышает эффективность операций бурения, а также улучшает рабочие характеристики и надежность скважинных буровых инструментов. Узел 100 электрического соединителя способен передавать электроэнергию с поверхности или из места, расположенного выше по бурильной колонне на электрические буровые долота (например, импульсы большой мощности). Узел 100 электрического соединителя применим к любому скважинному забойному оборудованию, приводимому в действие электрическим или электромеханическим способом, используемым в процессе бурения или для капитального ремонта в случаях, когда предполагается относительное вращение и/или изменение длины.

ФИГ. 5 представляет собой вид сбоку поперечного разреза, иллюстрирующий альтернативный узел 800 электрического соединителя, в котором гибкий проводник 802 применяется вместо продольных элементов 102 и 210 телескопического узла 200 и узла 100 электрического соединителя, показанного на ФИГ. 2–3. Электрический проводник 802 является твердотельным и содержит непроводящее наружное покрытие в отличие от элементов 102 и 210, которые выполняются в виде трубы с электрическим проводником внутри. Электропитание и/или сигналы могут передаваться вверх и вниз по стволу скважины по гибкому проводнику 802 на проводники 104 и 214 штыревого и гнездового соединителя 120 и 122 и от него. Гибкий проводник 802 позволяет выполнять продольное и скручивающее перемещение корпуса 500, в котором расположен гибкий проводник 802. Электрический проводник 802 может быть выполнен в виде отдельного проводника, посредством которого передаются как электропитание, так и сигнал. Как известно, вариант реализации узла 800 электрического соединителя может быть применен внутри скважинных ударных ясов, наддолотных расширителей, динамических гасителей 80 колебаний и буровой трубы 21, вместо или и/или в дополнение к применению в корпусе 500 электрического соединителя.

Применение терминологии, например, «верхний», «нижний», «выше» и «ниже» в описании и формуле изобретения предназначено для объяснения относительного положения различных компонентов системы и других элементов, описываемых в данном документе. Если в явной форме не указано иное, применение такой терминологии не подразумевает конкретное положение или ориентацию системы или любых других компонентов относительно направления силы земного тяготения или земной поверхности или другое конкретное положение или ориентацию, в которых могут располагаться другие элементы системы в ходе эксплуатации, обработки и транспортировки.

Подробное описание одного или более чем одного из вариантов осуществления изобретения изложены на прилагаемых чертежах и в нижеприведенном описании. Другие признаки, цели и преимущества изобретения станут очевидными из описания и чертежей, а также из формулы изобретения.

1. Узел электрического соединителя, устанавливаемый в стволе скважины и содержащий: верхний продольный элемент, содержащий электрический проводник, расположенный по меньшей мере частично внутри него;

нижний продольный элемент, содержащий электрический проводник, расположенный по меньшей мере частично внутри него;

телескопический электропроводный узел, содержащий продольную приемную часть в концевой части электрического проводника верхнего продольного элемента, причем продольная приемная часть расположена вокруг концевой части электрического проводника нижнего продольного элемента; и

электрический контактный элемент, расположенный вокруг концевой части электрического проводника нижнего продольного элемента и выполненный с возможностью подвижного контактирования с ней, причем указанный контактный элемент выполнен с возможностью подвижного контактирования с внутренней поверхностью продольной приемной части верхнего продольного элемента.

2. Узел по п. 1, в котором телескопический электропроводный узел дополнительно содержит охватывающий продольный удлинитель верхнего продольного элемента, а концевая часть нижнего продольного элемента выполнена с возможностью ее приема охватывающим продольным удлинителем верхнего продольного элемента.

3. Узел по п. 1 или 2, дополнительно содержащий наружный корпус, содержащий телескопическую часть наружного корпуса, расположенную между первым концом и вторым концом наружного корпуса, причем указанная телескопическая часть содержит наружный охватываемый корпусный элемент, выполненный с возможностью его приема со скольжением и вращением наружным охватывающим корпусным элементом.

4. Узел по п. 3, дополнительно содержащий:

первое подвесное кольцо, расположенное на конце верхнего продольного элемента;

посадочную полку первого подвесного кольца в наружном корпусе;

второе подвесное кольцо, расположенное на конце нижнего продольного элемента; и

посадочную полку второго подвесного кольца в наружном корпусе;

5. Узел по п. 4, в котором охватывающий наружный корпусный элемент содержит посадочную полку первого подвесного кольца, выполненную с возможностью приема первого подвесного кольца, а охватываемый наружный корпусный элемент содержит посадочную полку второго подвесного кольца, выполненную с возможностью приема второго подвесного кольца.

6. Узел по п. 1 или 2, в котором верхний продольный элемент содержит первую пустотелую трубу и электрический проводник содержит стержень, расположенный по меньшей мере частично внутри первой пустотелой трубы, причем нижний продольный элемент содержит вторую пустотелую трубу, а электрический проводник содержит стержень, расположенный по меньшей мере частично внутри второй пустотелой трубы.

7. Узел по п. 4, дополнительно содержащий:

первый соединитель гнездового и штыревого типа, расположенный на первом подвесном кольце и электрически соединенный с электрическим проводником верхнего продольного элемента; и

второй соединитель гнездового и штыревого типа, расположенный на втором подвесном кольце и электрически соединенный с электрическим проводником нижнего продольного элемента.

8. Узел по п. 1 или 2, в котором электрический контактный элемент является контактной пружиной.

9. Способ передачи электроэнергии или сигнала в ствол скважины, содержащий:

обеспечение наличия узла электрического соединителя, содержащего:

верхний продольный элемент, содержащий электрический проводник, расположенный по меньшей мере частично внутри него;

нижний продольный элемент, содержащий электрический проводник, расположенный по меньшей мере частично внутри него;

телескопический электропроводный узел, содержащий продольную приемную часть в концевой части электрического проводника верхнего продольного элемента, причем продольная приемная часть располагается вокруг части электрического проводника нижнего продольного элемента; и

электрический контактный элемент, располагаемый вокруг по меньшей мере части электрического проводника нижнего продольного элемента и подвижно контактирующий с ней, а упомянутый контактный элемент подвижно контактирует с внутренней поверхностью продольной приемной части разъема верхнего продольного элемента;

установку узла электрического соединителя в забойное оборудование,

установку электрического соединителя и забойного оборудования в ствол скважины;

проведение операций бурения в стволе скважины, которое содержит телескопическое уменьшение и увеличение продольной длины узла электрического соединителя;

подачу электроэнергии или сигнала на вход узла электрического соединителя; и

передачу электроэнергии или сигнала через электрический проводник, расположенный в верхнем продольном элементе, через контактный элемент и через электрический проводник, расположенный в нижнем продольном элементе, и за пределы узла электрического соединителя.

10. Способ по п. 9, дополнительно содержащий:

установку охватывающего продольного удлинителя верхнего продольного элемента вокруг концевой части нижнего продольного элемента.

11. Способ по п. 9, дополнительно содержащий:

применение наружного корпуса, содержащего телескопическую часть наружного корпуса, расположенную между первым концом и вторым концом наружного корпуса; и

прием со скольжением и вращением нижнего наружного охватываемого корпусного элемента наружным охватывающим корпусным элементом.

12. Способ по п. 11, дополнительно содержащий:

установку первого подвесного кольца, расположенного на верхнем продольном элементе, в посадочную полку первого подвесного кольца, расположенную внутри верхнего наружного охватывающего корпусного элемента; и

установку второго подвесного кольца, расположенного на нижнем продольном элементе, в посадочную полку второго подвесного кольца, расположенную внутри нижнего наружного охватываемого корпусного элемента.



 

Похожие патенты:

Предложены системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации. Способ включает определение первого планируемого местоположения (107) интенсификации притока в пределах формации по меньшей мере частично на основании заранее заданной модели формации.

Изобретение относится к контролю и управлению операциями наклонно-направленного бурения. Техническим результатом является повышение производительности и эффективности процесса наклонно направленного бурения.

Предложенная группа изобретений относится к средствам измерения параметров бурения и передачи измеренных данных в скважине в процессе бурения. В частности, предложена телеметрическая система определения параметров в процессе бурения, содержащая нижний тороид, содержащий обмотку нижнего тороида и дополнительно выполненный с возможностью принимать сигнал от одного или большего количества датчиков, верхний тороид, причем верхний тороид содержит обмотку верхнего тороида, и магнит, расположенный вдоль вращающегося элемента внутри одного из нижнего тороида или верхнего тороида.

Изобретение относится к средствам связи между поверхностью и скважиной. Техническим результатом является обеспечение надежной и эффективной связи между оператором и устройствами в скважине.

Изобретение относится к турбине для передачи электрических данных от одного конца турбины на другой конец. Турбина (100) имеет первый конец (101) и второй конец (103).

Данное изобретение относится к способу визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации. Техническим результатом является оптимизация передачи данных при различных эксплуатационных условиях.

Группа изобретений относится к системе электрического погружного насоса. Система содержит многофазный электрический двигатель, функционально связанный с гидравлическим насосом, причем двигатель содержит точку соединения звездой; схему телеметрии, функционально связанную с точкой соединения звездой, причем схема телеметрии генерирует телеметрические сигналы AC; многофазный силовой кабель, функционально связанный с двигателем; и фильтр настройки, функционально связанный с многофазным силовым кабелем, причем фильтр настройки пропускает и усиливает телеметрические сигналы переменного тока, генерируемые схемой телеметрии.

Изобретение относится к средствам связи скважинного инструмента с наземным оборудованием. Техническим результатом является повышение надежности и точности определения местоположения скважинного устройства.

Изобретение относится к данным об углеводородной скважине, собираемым на мобильной буровой установке. Технический результат - увеличение пропускной способности системы.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти. Способ заключается в том, что до осуществления ГРП проводят предварительные комплексные геофизические исследования скважины (ГИС) и производят закачку в интервалы перфорации поочередно жидкости разной минерализации с выполнением ГИС после каждой закачки.

Группа изобретений относится к области бурения. Роторный привод для текучей среды имеет первый и второй корпусы, причем второй корпус выполнен с возможностью вращения относительно и внутри первого корпуса с образованием между ними промежутка для рабочей текучей среды.

Группа изобретений относится к области бурения. Скважинный инструмент для использования при бурении подземной скважины содержит механизм передачи крутящего момента, включающий в себя наружный корпус и внутренний шпиндель с по меньшей мере одним продольно расположенным углублением, в каждом из которых размещена собачка и линейный подшипник, контактирующий с по существу параллельными противолежащими сторонами собачки и обеспечивающий возможность радиального перемещения собачки и за счет этого избирательное обеспечение возможности и предотвращения относительного вращения между внутренним шпинделем и наружным корпусом.

Изобретение относится к соединительной конструкции между телом и замком бурильной трубы из алюминиевого сплава. Соединительная конструкция содержит первый элемент замка, расположенный на конце тела трубы из алюминиевого сплава, и второй элемент замка, причем первый элемент замка характеризуется наличием участка с внешним конусом, участка с внешней резьбой и первой торцевой поверхности уплотнения, которые последовательно расположены от внутренней части трубы к наружной, причем конусность участка с внешним конусом меньше конусности участка с внешней резьбой; причем второй элемент замка имеет цилиндрическую форму и характеризуется наличием участка с внутренним конусом, сопрягаемым с участком с внешним конусом, участка с внутренней резьбой, сопрягаемого с участком с внешней резьбой, второй торцевой поверхности уплотнения, заплечика под элеватор и переходного участка в форме вогнутой дуги между участком с внутренним конусом и участком с внутренней резьбой.

Группа изобретений относится к области направленного бурения. Скважинный буровой снаряд содержит бурильную колонну, снабженную внутренним проходом для текучей среды, гидравлический двигатель, расположенный внутри бурильной колонны и имеющий статор и ротор, выполненный с возможностью вращения относительно статора в качестве реакции на поступление бурового раствора через внутренний проход для текучей среды, приводной вал, функционально связанный с ротором и выполненный с возможностью вращения в качестве реакции на вращение ротора, буровое долото, функционально связанное с приводным валом и выполненное с возможностью вращения в качестве реакции на вращение приводного вала, и гидромуфту, расположенную в бурильной колонне и имеющую первый блок сцепления, выполненный с возможностью вращения с бурильной колонной, и второй блок сцепления, выполненный с возможностью вращения с приводным валом.

Группа изобретений относится к многостволовым скважинам. Технический результат – снижение вероятности утечки, коррозии и повреждения оборудования в боковых стволах.

Группа изобретений относится к применяемому оборудованию и выполняемым работам, связанным со строительством подземной скважины, и предусматривает применение соединительного узла равных угловых скоростей для бурильной колонны.

Изобретение относится к области добычи нефти из коллектора, сопряженной с возможными аварийными ситуациями, обусловленными неожиданными случаями вскрытия пластов с аномально высокими пластовыми давлениями.

Группа изобретений относится к инструментальной колонне для подвешивания в скважине. Технический результат - усовершенствование колонны за счет возможности передачи как текучей среды, так и электроэнергии от одной части колонны к другой.

Изобретение относится к токопроводящим соединениям бурильных труб для передачи сигналов между забоем скважины и поверхностью. Техническим результатом является повышение точности и надежности соединения за счет исключения несовпадения и осевых промежутков между электрическими контактами при сборке.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение герметичности соединения муфта кондуктора - монтажный патрубок колонной головки на скважине без вывода в капитальный ремонт.

Изобретение относится к устройству соединительного трубного патрубка для напорных трубопроводов всех типов, в том числе водопроводных труб, труб систем отопления, нефтяных и газовых трубопроводов. Технический результат заключается в простой и эффективной сборке тел патрубков без необходимости разборки стопорной гайки в процессе слесарных работ. В устройстве соединительного трубного патрубка сформована выступающая внутренняя трубчатая часть, которая формирует установочную камеру внутри винтовой соединительной части тела патрубка. Стопорная гайка находится в резьбовом соединении с накладным кольцом, которое предварительно установлено внутри указанной винтовой соединительной части. На внешней периферии накладного кольца сформирована винтовая часть, так что обеспечивается резьбовое соединение между накладным кольцом и стопорной гайкой внутри нее. На внешней стороне накладного кольца сформирован откос, так что этот откос соединяется с откосом, сформированным внутри стопорной гайки. 4 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к средствам для передачи электроэнергии и сигналов вдоль забойного оборудования. Техническим результатом является обеспечение надежной передачи электроэнергии или сигналов при возможном изменении длины кабеля. В частности, предложен узел электрического соединителя, устанавливаемый в стволе скважины и содержащий: верхний продольный элемент, содержащий электрический проводник, нижний продольный элемент, содержащий электрический проводник, телескопический электропроводный узел и электрический контактный элемент, расположенный вокруг концевой части электрического проводника нижнего продольного элемента и выполненный с возможностью подвижного контактирования с ней. При этом телескопический электропроводный узел содержит продольную приемную часть в концевой части электрического проводника верхнего продольного элемента. Причем продольная приемная часть расположена вокруг концевой части электрического проводника нижнего продольного элемента. Указанный контактный элемент выполнен с возможностью подвижного контактирования с внутренней поверхностью продольной приемной части верхнего продольного элемента. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 9 ил.

Наверх