Скважинный инструмент и способ уменьшения крутящего момента

Группа изобретений относится к скважинному инструменту, способу и компоновке, применяемым для бурения или заканчивания крутых наклонных скважин или горизонтальных участков стволов скважин в нефтегазовой промышленности. Технический результат – уменьшение крутящего момента и/или трения вращающихся узлов. Скважинный инструмент содержит муфту для размещения на теле трубного изделия, которая выполнена с возможностью изменения структуры из конфигурации с первым диаметром, в котором муфта отконфигурирована для перемещения по телу трубного изделия, в конфигурацию со вторым, меньшим диаметром, в котором муфта отконфигурирована для удержания на теле трубного изделия. Муфта или часть муфты выполнена с возможностью пластической деформации для изменения структуры муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым, меньшим диаметром, при этом муфта установлена с возможностью вращения на теле трубного изделия во второй конфигурации. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 20 ил.

 

Область изобретения

Данное изобретение относится к скважинному инструменту, способу и компоновке, а более конкретно, но не исключительно, к скважинному инструменту, компоновке и способу для уменьшения крутящего момента и/или трения вращающихся узлов, применяемых при бурении или заканчивании крутых наклонных скважин или горизонтальных участков стволов скважин в нефтегазовой промышленности.

Уровень изобретения

Непрекращающийся поиск и эксплуатация нефтяных и газовых пластов в нефтегазовой промышленности привели к развитию направленного бурения и эксплуатации разведочных и испытательных буровых скважин, то есть буровых скважин, которые продолжены от вертикальной и которые позволяют продолжение буровой скважины в пласт в большей степени, чем с обычными вертикальными стволами буровых скважин.

Наклонно-направленные скважины в настоящее время бурят глубже, дальше и под более крутым (относительно вертикали) углом, чем ранее, причем со стволами скважин, бурение которых выполняется горизонтально на значительные расстояния в пласте. Фактически, в некоторых случаях удаление по горизонтали от места заложения буровой скважины на поверхности может превышать 10 км.

Очевидно, что вертикальные или почти вертикальные стволы скважин, большинство трубных изделий, если не все трубные изделия, например бурильные трубы, или колонну труб, обычно подвешивают с натягом и незначительным отклонением в плане оказания боковых усилий на ствол скважины. В отличие от этого, в некоторых крутых наклонных или горизонтальных стволах скважин большинство нижней части труб или колонны труб вместо этого прилегают к нижней боковой стороне ствола буровой скважины, воздействуя своим весом на стенку ствола буровой скважины и создавая значительное трение при вращении, когда вращение труб выполняется с поверхности.

При наращивании горизонтальной секции буровой скважины составляющая от такого трения при вращении приводит к увеличению крутящего момента, требуемого от поверхности для вращения бурильных труб, причем до величины, когда трубы больше не могут передавать крутящий момент, достаточный для вращения нижней части сборки и обеспечения мощности для процесса бурения.

Разработано множество способов для уменьшения потерь от скручивания при вращении в горизонтальной секции ствола буровой скважины. В некоторых случаях используют понизители трения в буровых растворах. Альтернативно, или дополнительно, на трубные изделия, используемые в горизонтальной секции, могут быть установлены невращающиеся муфты для уменьшения трения или муфты стабилизатора. В некоторых случаях могут быть установлены муфты для уменьшения трения или невращающиеся муфты-стабилизаторы в качестве части инструмента на переходнике, устанавливаемом между соединительными элементами бурильной трубы. В других случаях муфты для уменьшения трения или невращающиеся муфты-стабилизаторы могут быть присоединены к телу трубного изделия бурильной колонны посредством разъемной муфты или с помощью разрезного хомута.

Каждый из вышеприведенных предложенных способов для уменьшения трения и/или сопротивления, однако, имеет недостатки. Например, предложенный отдельный инструмент, устанавливаемый между трубными соединительными элементами, в результате привел к размещению на расстоянии 30 футов (9,2 м) между инструментами. Потребность в отдельном переводнике также означает, что длина трубы, обрабатываемой на буровой площадке и на площадке для хранения (труб) в штабелях, является увеличенной, тем самым увеличивается время погрузки, разгрузки и транспортировки, потенциальная возможность отказа или поломки и стоимость содержания или обслуживания. Потребность в отдельном переводнике также увеличивает количество соединений на заданном отрезке длины или в колонне бурильных труб, опять же увеличивается время погрузки, разгрузки и транспортировки, потенциальная возможность отказа или поломки и стоимость содержания или обслуживания.

В варианте разъемной муфты или стягиваемых устройств, их сложность увеличивает опасность отказа в дополнение ко времени обработки на монтаж и/или демонтаж. Известно, что в некоторых вариантах такие инструменты могут отсоединяться (от места прикрепления) и попадать в скважину, требуя проведения весьма затратных операций в стволе скважины за счет оператора.

Для получения какого-либо существенного преимущества от устройств для уменьшения трения при вращении, таких как описанные выше, на длинных горизонтальных интервалах (участках) буровой скважины необходимо управлять значительным количеством таких устройств, чтобы обеспечивать опору для большинства бурильных труб на горизонтальном интервале буровой скважины на удалении от нижней боковой стенки буровой скважины и вращение на конструктивно прочных опорах (подшипниках). Это приводит к многочисленным точкам соприкосновения между бурильными трубами и нижней боковой стенкой ствола буровой скважины, каждая из которых увеличивает трение и требует дополнительного крутящего момента с поверхности.

Сущность изобретения

Объекты настоящего изобретения относятся к инструментам, компоновкам и способам уменьшения крутящего момента и/или трения в скважинных условиях.

По первому объекту настоящего изобретения предложен скважинный инструмент, содержащий муфту для размещения на теле трубного изделия, муфту, реконфигурируемую из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым, меньшим диаметром.

По второму объекту настоящего изобретения предложен способ, содержащий:

обеспечение скважинного инструмента, содержащего соединительную муфту;

размещение муфты на теле трубного изделия;

изменение конфигурации (далее реконфигурация) муфты из конфигурации с первым диаметром во вторую конфигурацию с меньшим диаметром.

Муфта, в процессе эксплуатации, может быть отконфигурирована для размещения с местоположением на теле трубного изделия в первой конфигурации. Муфта может быть отконфигурирована для перемещения по телу трубного изделия с диаметром первой конфигурации. Муфту можно реконфигурировать для образования второй конфигурации с меньшим диаметром. Муфта может быть отконфигурирована для введения в соприкосновение, для прикрепления и/или удерживания на теле трубного изделия в конфигурации со вторым диаметром.

Реконфигурация муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром может заключать в себе пластическое деформирование муфты или части муфты. Реконфигурация муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром может заключать в себе обжатие муфты или части муфты. Реконфигурация муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром может заключать в себе обжатие с гофрированием муфты или части муфты. Реконфигурация муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром может содержать смятие муфты или части муфты.

Образцы настоящего изобретения, предпочтительно, могут быть прикреплены или, иным образом, размещены на теле трубного изделия, таком, например, как секция насосно-компрессорных труб, приспособленных для бурения, секция подвески насосно-компрессорных труб (для заканчивания), колонна труб или тому подобное, без необходимости в крепежных разъемных, зажимных или резьбовых средствах. Муфта, например, может быть сконфигурирована, выполнена с первоначальным внутренним диаметром, который позволяет продвижение муфты по корпусу трубы, а затем быть реконфигурирована из конфигурации с первым диаметром во вторую конфигурацию с меньшим внутренним диаметром посредством пластической деформации, обжатия, гофрирования или смятия муфты относительно тела трубного изделия. Так как скважинный инструмент может быть сконфигурирован для размещения на теле трубного изделия в первой конфигурации и, в особенности, но не исключительно, на любых высаженных частях или частях большего диаметра на теле трубного изделия, которые, как правило, мешают устанавливанию насосно-компрессорных труб меньшего диаметра, чем диаметр высадки, один, или более, из скважинных инструментов может быть установлен с любым необходимым местоположением или местоположениями, и с любыми требуемыми интервалами по длине тела трубного изделия. Так как скважинный инструмент не должен устанавливаться с опорой на отдельном инструменте, длина трубы, обрабатываемой на буровой площадке и на площадке для хранения труб в штабелях, и/или количество обрабатываемых соединительных элементов могут быть уменьшены, таким образом, уменьшая время перевозки, потенциал отказа и затраты на обслуживание.

Варианты осуществления настоящего изобретения могут применяться во многих скважинных устройствах.

Муфта может содержать втулку. Муфта, например, может содержать или образовывать часть муфты-стабилизатора.

В конкретных вариантах осуществления скважинный инструмент может содержать или образовывать часть муфты для снижения трения.

Скважинный инструмент, в процессе эксплуатации, например, муфта, может быть сконфигурирована для введения в соприкосновение со стенкой ствола скважины (например, при применении в скважине, не закрепленной обсадными трубами) или с другим трубным изделием, таким как обсадная труба или хвостовик (например, при применении в обсаженной скважине). Скважинный инструмент, например, муфта, может быть сконфигурирована для обеспечения опоры и/или смещения тела трубного изделия от стенки ствола буровой скважины или трубного изделия.

Муфта может быть установлена с возможностью вращения на теле трубного изделия. Муфта может быть установлена на теле трубного изделия во второй конфигурации. Муфта может быть сконфигурирована для введения в соприкосновение, для прикрепления и/или удерживания на теле трубного изделия в конфигурации со вторым диаметром при применении способа в обсаженной скважине. В процессе эксплуатации муфта может быть установлена на теле трубного изделия так, что тело трубного изделия может вращаться внутри муфты.

Образцы осуществления настоящего изобретения, предпочтительно, могут служить опорой телу трубного изделия, например, вращающейся бурильной колонне, колонне заканчивания или тому подобному, внутри ствола буровой скважины или тела трубного изделия и для уменьшения или минимизирования потерь на трение, которое, в противном случае, может происходить между вращающимся телом трубного изделия и стволом буровой скважины или стенкой трубы. Действительно, было обнаружено, что образцы настоящего изобретения могут уменьшать коэффициент трения между телом трубного изделия и стенкой ствола скважины при большом угле наклона или горизонтальном стволе буровой скважины приблизительно от 0,25 или 0,3 приблизительно до 0,1.

По меньшей мере, один из двух элементов - тело трубного изделия или муфта, может содержать или образовывать часть опоры.

Муфта может содержать или содержать в себе часть опоры. Опора может содержать в себе опору (подшипник) со смазыванием, например, текучей средой, но не опору (подшипник) со смазыванием исключительно буровым раствором (промывочной жидкостью).

Муфта может быть сконфигурирована для введения в соприкосновение, для прикрепления и/или удерживания на секции тела трубного изделия меньшего диаметра с (соответствующим) диаметром второй конфигурации. Секция тела трубного изделия меньшего диаметра может, например, содержать опорную часть (шейку), выемку, предварительно обработанное место, или тому подобное.

Муфта может быть любой подходящей формы и конструкции.

Муфта может быть сконфигурирована так, чтобы позволять уменьшение, до 10%, внутреннего диаметра первой конфигурации во вторую конфигурацию.

Муфта может быть сконфигурирована так, чтобы позволять уменьшение, до 20%, внутреннего диаметра первой конфигурации во вторую конфигурацию. Муфта может быть сконфигурирована так, чтобы позволять уменьшение, до 30%, или более, внутреннего диаметра первой конфигурации во вторую конфигурацию.

Муфта может содержать деформируемую часть. Деформируемая часть может позволять реконфигурацию муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром. Деформируемая часть может содержать пластически деформируемый материал. Деформируемая часть может содержать пластически деформируемый металл.

В конкретных вариантах осуществления муфта может содержать множество компонентов, соединенных или выполненных формованием за одно целое. Муфта может содержать композитный компонент.

Муфта может содержать внутреннюю часть (далее внутренний цилиндр). Внутренний цилиндр может содержать цилиндрическое полое тело, кольцо или тому подобное. В процессе эксплуатации, реконфигурация муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром может заключать в себе изменение конфигурации внутреннего цилиндра. Там, где муфта сконфигурирована для размещения на выемке или шейке на теле трубного изделия, внутренний цилиндр может быть расположен ниже высаженных частей выемки или выемки или шейке. Конфигурирование внутреннего цилиндра для расположения ниже высаженных частей выемки или шейки обеспечивает конструктивную целостность муфты в случае изнашивания муфты. Внутренний цилиндр может содержать или образовывать элемент деформируемой части муфты.

Муфта может содержать один, по меньшей мере, внешний слой.

Внешний слой может быть выполнен, по меньшей мере, на одной поверхности внутреннего цилиндра. Внешний слой может быть выполнен на внутренней поверхности внутреннего цилиндра. Внешний слой может быть выполнен на внешней поверхности внутреннего цилиндра. Внешний слой может быть выполнен, по меньшей мере, на одной стороне внутреннего цилиндра. Внешний слой может быть расположен между внутренним цилиндром и полым телом. Внешний слой может образовывать оболочку внутреннего цилиндра.

Муфта или часть муфты может быть выполнена из материала с металлическими свойствами, металлического сплава или подобного. Муфта, или часть муфты, может быть выполнена из нержавеющей стали марки 316. Альтернативно, муфта или часть муфты, например, внутренний цилиндр, могут быть выполнены из материала с памятью формы, например, из металла с памятью формы.

Муфта, или часть муфты, может быть выполнена из полимерного материала. Муфта, или часть муфты, может быть выполнена из эластомерного материала. Эластомерный материал может содержать наполненный эластомер. В конкретных вариантах осуществления эластомерный материал может содержать гидрированный бутадиен-нитрильный каучук (HNBR) или тому подобное.

В конкретных вариантах осуществления муфта может содержать внутренний цилиндр из материала с металлическими свойствами, покрытый оболочкой с внешним слоем из эластомерного материала.

Муфта может содержать, по меньшей мере, одно перфорированное отверстие. Муфта может содержать множество перфорированных отверстий. Одно перфорированное отверстие, или более, может быть круглым. Муфта может быть сконфигурирована так, что изменение конфигурации муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром приводит к разрушению одного перфорированного отверстия, или более. Предусмотренные перфорированные отверстия способствуют регулируемому изменению конфигурации муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром. В конкретных вариантах осуществления одно, по меньшей мере, перфорированное отверстие может быть выполнено во внутреннем цилиндре.

Муфта может быть сконфигурирована так, что изменение конфигурации муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром приводит к изменению формы или деформированию внешнего слоя, например, из эластомерного материала. В конкретных вариантах осуществления изобретения муфта может быть сконфигурирована так, что изменение конфигурации муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром приводит к изменению формы или деформированию части внешнего слоя через одно перфорационное отверстие, или более. Вытесненный или деформированный внешний слой может образовывать выступающие или рельефные участки, например, из эластомера, причем расположенные между муфтой и телом трубного изделия. Является подходящим то, что эти выступающие участки или выступы могут образовывать множественные опорные точки на теле трубного изделия, создающие смазываемую буровым раствором опорную поверхность между внутренним отверстием муфты и телом трубного изделия. Эти выступающие участки или выступы из эластомера могут альтернативно или дополнительно обеспечивать вокруг них зазор для жидкостного охлаждения и очистки.

В альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения муфта может быть установлена на теле трубного изделия без возможности вращения. Муфта, например, может, быть сконфигурированной для вхождения в соприкосновение, прикрепления и удерживания на теле трубного изделия с посадкой с натягом, или подобным образом. В процессе эксплуатации муфта может быть сконфигурирована для захвата корпуса трубы во второй конфигурации. Там, где в теле трубного изделия выполнена выемка, муфта может быть сконфигурирована для захвата выемки. Альтернативно, или дополнительно, муфта может быть сконфигурирована для захвата трубного изделия с одинаковым наружным диаметром, такого как обсадная труба, хвостовик или бурильная труба.

В альтернативных вариантах осуществления изобретения муфта может содержать или образовывать часть тягового элемента. Образцы осуществления настоящего изобретения, например, могут предпочтительным образом обеспечивать тяговое усилие в буровой скважине или оказание давления для продвижения тела трубного изделия и любых соединенных компонентов по буровой скважине или трубного изделия для покрытия ствола скважины и могут исключать или уменьшать потребность передачи продольной силы с поверхности, например, при крутых наклонных или горизонтальных стволах скважин, где, вероятно, иначе не возможно точно управлять перемещением с поверхности. Варианты осуществления настоящего изобретения могут обеспечить управляемое перемещение без риска прихватывания бурильной колонны в скважине в результате тягового эффекта. Варианты осуществления изобретения могут снизить потребность в сжимающих усилиях для передачи муфте с поверхности, исключая, или уменьшая, таким образом, отрицательное воздействие "прерывистого перемещения" и позволяя эффективно регулировать нагрузку на долото.

Муфта или тяговый элемент могут быть устанавливаемыми на теле трубного изделия для ограничения угла наклона относительно продольной оси тела трубного изделия и могут быть сконфигурированы для введения в соприкосновение со стенкой ствола буровой скважины или обсадной трубой, чтобы приводить к перемещению инструмента по стенке ствола буровой скважины или трубного изделия для покрытия ствола скважины, причем с вращением на теле трубного изделия относительно муфты. Предусмотренная возможность угла наклона приводит к оказанию влияния составляющей продольной силы на взаимодействие муфты и стенки ствола буровой скважины или трубного изделия для покрытия ствола скважины, что приводит к перемещению тела трубного изделия по стволу буровой скважины или трубного изделия для покрытия ствола скважины.

Муфта или тяговый элемент, соответственно, могут перемещаться по винтовой траектории, а не круговой траектории по внутренней поверхности ствола буровой скважины или стенке трубного изделия для покрытия ствола скважины. Такая винтовая траектория может оказывать влияние на перемещение инструмента и любых соединенных труб или компонентов, таких как колонна бурильных труб, спусковая колонна или колонна заканчивания, по стенке ствола скважины или трубного изделия для покрытия ствола скважины.

Муфта или тяговый элемент могут устанавливаться на теле трубного изделия так, что муфта или тяговый элемент являются смещенными от центральной продольной оси тела трубного изделия. Инструмент, таким образом, может быть сконфигурирован так, что инструмент образует одно, по меньшей мере, место соприкосновения или поверхность соприкосновения со стенкой ствола буровой скважины или трубным изделием для покрытия ствола буровой скважины. В некоторых вариантах осуществления инструмент может быть сконфигурирован для образования множества мест соприкосновения или поверхностей соприкосновения со стенкой буровой скважины или трубным изделием для покрытия ствола скважины. В конкретных вариантах осуществления инструмент может быть сконфигурирован так, что инструмент образует три, или более, места соприкосновения или поверхностей соприкосновения со стенкой буровой скважины или трубного изделия для покрытия ствола скважины. Примеры осуществления изобретения могут быть представлены, по меньшей мере, вариантом защиты износа, уменьшения крутящего момента и/или центрирования посредством смещения корпуса трубы и любых соединенных компонентов от соприкосновения с нижней стороной буровой скважины или трубой для покрытия ствола скважины.

Муфта или тяговый элемент могут быть устанавливаемыми с возможностью вращения на теле трубного изделия так, что тело трубного изделия вращается внутри муфты или тягового элемента. В эксплуатации тело трубного изделия может вращаться в пределах внутренней круговой поверхности муфты или тягового элемента.

В конкретных вариантах осуществления изобретения муфта или тяговый элемент могут быть сконфигурированы для непосредственной установки на теле трубного изделия. В других вариантах осуществления изобретения муфта или тяговый элемент могут быть сконфигурированы для непрямой установки на теле трубного изделия.

Муфта или тяговый элемент могут быть устанавливаемыми с возможностью вращения на теле трубного изделия так, что муфта или тяговый элемент выполняет передачу усилия телу трубного изделия. Например, муфта или тяговый элемент могут быть устанавливаемыми с возможностью вращения на теле трубного изделия так, что муфта, или тяговый элемент, выполняет передачу составляющей продольного усилия телу трубного изделия для перемещения инструмента и любых сопряженных компонентов по стволу скважины или трубного изделия для покрытия ствола скважины.

Инструмент может содержать одинарную муфту или тяговый элемент.

В конкретных вариантах осуществления изобретения инструмент может содержать множество муфт или тяговых элементов. Количество и размещение муфт или тяговых элементов могут быть сконфигурированы для обеспечения мест соприкосновения или поверхностей соприкосновения со стенкой буровой скважины или трубного изделия для покрытия ствола скважины. Муфты или тяговые элементы, например, могут быть сконфигурированы для обеспечения размещения с угловым интервалом мест соприкосновения или поверхностей соприкосновения со стенкой буровой скважины или трубного изделия для покрытия ствола скважины.

Там, где инструмент содержит множество муфт, одна муфта, или более, могут быть сконфигурированы для установки с возможностью вращения на теле трубного изделия, и может, например, содержать муфту для снижения трения.

Там, где инструмент содержит множество муфт, одна муфта, или более, могут быть сконфигурированы для установки без возможности вращения на теле трубного изделия.

Там, где инструмент содержит множество муфт, одна муфта, или более, могут содержать или образовывать часть тягового элемента.

Муфты или тяговые элементы могут быть сконфигурированы для размещения по длине секции тела трубного изделия.

В конкретных вариантах осуществления изобретения множество муфт или тяговых элементов может быть сконфигурировано для размещения на теле трубного изделия, где муфты или тяговые элементы расположены в продольном направлении по длине тела трубного изделия. Предпочтительное размещение с интервалом в осевом направлении между муфтами или тяговыми элементами может способствовать распределению нагрузки, оказываемой инструментом на близлежащую буровую скважину или обсадную трубу, и может уменьшать или предотвращать повреждение буровой скважины или обсадной трубы, которое может произойти в случае оказания точечной нагрузки инструмента на буровую скважину или обсадную трубу. Это может быть особенно предпочтительным, где инструмент расположен с относительно слабой или неукрепленной секции ствола скважины, которая может быть подвержена разрушению.

В некоторых вариантах осуществления множество муфт или тяговых элементов может быть конфигурируемым для размещения на теле трубного изделия в соприкосновение друг с другом. Одна муфта, или более, или тяговый элемент, могут быть сконфигурированы для введения в соприкосновение, по меньшей мере, с еще одной, другой, муфтой, или тяговым элементом. Муфта, например, или тяговый элемент, или элементы могут содержать соединительное устройство для соединения муфты или тягового элемента еще с одной, по меньшей мере, муфтой или с другим тяговым элементом. Соединительное устройство муфты или тягового элемента могут содержать одно, по меньшей мере, механическое соединительное устройство, адгезионное соединение, быстродействующее соединительное устройство, соединительное устройство с наружной и внутренней резьбой или тому подобное.

Муфта или тяговый элемент могут содержать радиально продолженное ребро или лопасть или другую высаженную часть с увеличенным диаметром. В эксплуатации ребро или лопасть может входить в соприкосновение со стенкой буровой скважины или трубным изделием для покрытия ствола скважина. Ребро или лопасть могут иметь любую подходящую форму. В конкретных вариантах осуществления изобретения ребро или лопасть могут ограничивать спиральную конфигурацию или на одинарном тяговом элементе или в комбинации с одним, по меньшей мере, другим тяговым элементом. Спиральная конфигурация, предпочтительно, может способствовать подъему или перемещению буровой породы, лежащей, например, на нижней стороне буровой скважины.

Муфта или тяговый элемент могут содержать одиночное ребро или лопасть. Альтернативно, муфта или тяговый элемент могут содержать множество ребер или лопастей. В конкретных вариантах осуществления муфта или тяговый элемент могут содержать три ребра или лопасти, четыре ребра или лопасти, или пять ребер или лопастей. Там, где элемент муфты или тяги содержит множество ребер или лопастей, они могут быть расположены с разнесением по периферии вокруг муфты или тягового элемента. Количество и размещение муфты или тяговых элементов, и количество и размещение ребер могут быть сконфигурированы для обеспечения заданных мест соприкосновения или поверхностей соприкосновения со стенкой буровой скважины или трубного изделия для покрытия ствола скважины. Для примера, в конкретных вариантах осуществления изобретения инструмент может содержать шесть муфт или тяговых элементов, каждая муфта или каждый тяговый элемент содержат три лопасти с интервалом 120 градусов по периферии тягового элемента.

Участки с продольными выемками могут быть выполнены в выступающей по диаметру части тела трубного изделия для обеспечения обхода флюида и/или пустой породы, когда инструмент находится в процессе эксплуатации.

Ребро или лопасть могут быть выполнены формованием за одно целое с муфтой. Альтернативно, ребро или лопасть могут содержать отдельный компонент, выполненный формованием или сопряженный с муфтой.

По меньшей мере, часть муфты или тягового элемента может содержать, быть выполнена формованием с наваренным материалом из твердого сплава или со вставными пластинами из твердосплавного материала или может быть подвергнута обработке по повышению поверхностной твердости. Может быть использован любой подходящий наваренный твердосплавный материал или любая обработка по упрочнению поверхности. Например, наваренный материал из твердого сплава или обработка могут содержать одну, или более, армирующие (карбидно-вольфрамные) пластинки твердого сплава, поликристаллический алмазный композит или тому подобное. В конкретных вариантах осуществления изобретения наваренный материал из твердого сплава или обработка могут содержать матрицу алмазной коронки, например, но не исключительно, алмазную матрицу с лазерным напылением. Предложение наваренного материала из твердого сплава или закалки муфты или тягового элемента может быть особенно предпочтительным там, где инструмент используют в условиях эксплуатации скважины (или части ствола скважины), не закрепленной обсадными трубами, то есть инструмент сконфигурирован для вхождения в соприкосновение со стенкой необсаженного ствола скважины или ствола скважины с внутренним покрытием, так как это может защищать муфту или тяговый элемент от ущерба, наносимого окружающей среде скважиной, включая, например, но не исключительно, выбуренной породой в стволе скважины, образований породы в скважине, и/или протеканием флюида через кольцевое пространство между инструментом и буровой скважиной. Альтернативно, или дополнительно, предложение твердосплавного материала или обработанных участков с поверхностной закалкой также может усиливать захват. В некоторых вариантах осуществления изобретения предложение использования наваренного твердосплавного материала или обработки участков по упрочнению поверхностей закалкой может облегчать работы по расширению ствола скважины.

По меньшей мере, часть муфты или тягового элемента может содержать, вмещать или быть выполненной с эластомерным или другим упругим материалом. Любой подходящий эластомерный или упругий материал может быть использован. В конкретных вариантах осуществления изобретения материал может содержать гидрогенизируемый нитрилбутадиеновый каучук или полиуретановый материал, хотя может быть использован любой подходящий материал. Предложение эластомерного или упругого материала может быть особенно предпочтительным, где инструмент используется в трубном изделии для покрытия ствола скважины, таком как обсадная колонна, поскольку она может защищать или, по-другому, предотвращать или минимизировать повреждение трубного изделия для покрытия ствола скважины.

Как описано выше, муфта или тяговый элемент могут быть устанавливаемыми на теле трубного изделия с тем, чтобы ограничивать угол наклона относительно продольной оси корпуса трубы и сконфигурированы для вхождения в соприкосновение со стенкой буровой скважины, или трубным изделием для покрытия ствола скважины, для перемещения инструмента по стенке буровой скважины или трубного изделия для покрытия ствола скважины при вращении тягового элемента относительно корпуса трубы. Угол наклона может быть обеспечен любыми подходящими средствами.

Например, муфта или тяговый элемент могут быть выполнены для ограничения угла наклона и смещения. Альтернативно, или дополнительно, муфта может быть выполнена для ограничения угла наклона. Альтернативно, или дополнительно, тело трубного изделия может ограничивать угол наклона. В конкретных вариантах осуществления изобретения тело трубного изделия ограничивает угол наклона, и тело трубного изделия может быть выполнено или иным образом сконструировано для образования множества расположенных под углом опорных частей для вмещения множества тяговых элементов или муфт. Предусматривается, что тело трубного изделия может быть выполнено способом, аналогичным коленчатому валу многоцилиндрового двигателя внутреннего сгорания, с очень небольшим смещением на кривошипах и эти кривошипы находятся под очень небольшим углом или под углом наклона. Предложение единого блока предпочтительно обеспечивает конструктивно надежное средство крепления для муфты или тягового элемента или элементов, обеспечивающее конструктивную целостность тела трубного изделия.

Угол наклона муфты, или тягового элемента может быть определен для перемещения инструмента по стенке буровой скважины с заданной скоростью. Угол наклона мог быть относительно небольшим, например, 1 градус, или менее чем один градус. Поскольку скорость вращения буровой компоновки обычно является ограниченной между 100 и 200 об/мин, а диаметр скважины секции, которую бурят через пласт, обычно, но не всегда, составляет 8,5" (приблизительно 216 мм) или менее, а скорость бурения обычно, но не всегда, в целом ниже 100 футов в минуту (около 30 об/мин (приблизительно 0,51 м/сек), тогда угол наклона, требуемый для обеспечения эффективной тяги вперед, а система транспортировки является относительно небольшой, например, один градус или менее. В конкретных вариантах осуществления изобретения угол наклона может быть 0,5 градуса. В качестве примера, угол наклона, составляющий 0,5 градуса, может обеспечить скорость проходки вперед 170 футов/час (55 м/ч) при 150 оборотах в минуту, приблизительно. В других вариантах осуществления угол наклона может быть между 1 градусом и 5 градусами. В других вариантах осуществления угол наклона превышает 5 градусов. Однако при некоторых обстоятельствах может быть желательным, чтобы угол наклона был выше.

Направление угла наклона муфты, или тягового элемента, может быть определено для перемещения инструмента в заданном направлении по стенке ствола буровой скважины. Направление угла наклона, например, может быть установлено для перемещения инструмента в направлении вперед или в направлении вниз скважины. В конкретных вариантах осуществления изобретения предусмотрено, что инструмент конфигурируют так, что вращение трубного изделия по часовой стрелке приводит к перемещению инструмента в направлении вперед или в направлении вниз скважины. Однако направление угла наклона может быть альтернативно определено для перемещения инструмента в обратном направлении или вверх по стволу скважины. Для обеспечения эффективного обратного тягового усилия предусмотрено, что угол наклона в обратном направлении может быть в диапазоне приблизительно от 3 градусов приблизительно до 5 градусов.

Как описано выше, муфта, или тяговый элемент, может быть устанавливаемым на теле трубного изделия так, что муфта, или тяговый элемент, является смещенным от центральной продольной оси трубного изделия. Смещение может быть обеспечено любыми подходящими средствами. В конкретных вариантах осуществления смещение может быть обеспечено телом трубного изделия. Соответственно, тело трубного изделия может быть сформовано или иным образом выполнено для образования множества смещенных и скошенных опорных частей для вмещения множества тяговых элементов.

В конкретных вариантах осуществления изобретения скважинный инструмент может быть сконфигурирован для избирательного обеспечения перемещения относительно стенки ствола буровой скважины. Например, инструмент может быть сконфигурирован так, что вхождение в соприкосновение между первой частью инструмента и стенкой буровой скважины, например, верхней частью буровой скважины или стенкой трубного изделия, создает тяговое усилие между инструментом и буровой скважиной и вхождение в соприкосновение между второй частью инструмента и буровой скважиной, или стенкой трубного изделия, например, нижней стороной стенки буровой скважины, не создает тяговое усилие между инструментом и буровой скважиной. Инструмент может быть сконфигурирован так, что, по меньшей мере, один из углов, смещения и наклона, скважинного инструмента или стенки трубного изделия обеспечивают вышеупомянутый эффект. Вторая часть может обеспечивать фрикционное соприкосновение с буровой скважиной или стенкой трубы или может быть смещена от ствола буровой скважины или стенки трубного изделия.

Муфта может быть реконфигурируемой в третью конфигурацию с диаметром больше. Третья конфигурация может иметь диаметр, одинаковый с диаметром первой конфигурации, или другой диаметр.

Скважинный инструмент может, кроме того, содержать тело трубного изделия. Тело трубного изделия может иметь любую подходящую форму или конструкцию. Тело трубного изделия может содержать ось, оправку или тому подобное. Тело трубного изделия может содержать толстую стенку трубы. Тело трубного изделия может содержать секцию бурильной трубы, утяжеленную бурильную трубу или тому подобное. Тело трубного изделия может содержать секцию трубного изделия для покрытия скважины. Тело трубного изделия, например, может содержать секцию обсадной трубы или хвостовик. В конкретных вариантах осуществления тело трубного изделия может содержать бурильную трубу (EPDP) с улучшенными рабочими характеристиками или тому подобное.

Тело трубного изделия может быть сконфигурировано для соединения в колонну труб, например, но не исключительно, в колонну бурильных труб, спусковую колонну, колонну трубных изделий для покрытия скважины, колонну заканчивания или тому подобное. В конкретных вариантах осуществления тело трубного изделия может быть сконфигурировано для соединения в колонну труб в промежуточное положение в колонне. Альтернативно, тело трубного изделия может быть сконфигурировано для соединения в колонну на конце колонны в качестве дистального конца колонны.

Тело трубного изделия может содержать соединитель для соединения тела трубного изделия с колонной труб. Соединитель может иметь любую подходящую форму. Соединитель может, например, содержать один, по меньшей мере, механический соединитель, застежку, адгезионное средство, или тому подобное. В некоторых вариантах осуществления соединитель может содержать соединитель с резьбой на одном или обоих концах тела трубного изделия. В конкретных вариантах осуществления изобретения соединитель может содержать ниппельную часть соединения c резьбой на первом конце тела трубного изделия и муфту замка на втором конце тела трубного изделия. В процессе эксплуатации, когда инструмент опускают в буровую скважину, тело трубного изделия может быть соединено с колонной так, что первый конец с ниппельной частью соединения c резьбой установлен на самом дальнем конце или нижнем конце тела трубного изделия и так, что второй конец, содержащий муфту замка с резьбой установлен на верхнем конце тела трубного изделия.

Тело трубного изделия может быть полым. Например, тело трубного изделия может содержать продольное, по меньшей мере, частично продолженное сквозное отверстие. В процессе эксплуатации использование продольного отверстия может способствовать течению флюида по инструменту.

Тело трубного изделия может содержать опорную шейку. Например, внешняя секция тела трубного изделия может быть механически обработана или иначе выполнена иным способом для образования опорной шейки, на которую тяговый элемент может быть установлен с возможностью вращения. Там, где тело трубного изделия содержит опорную шейку, она обеспечивает конструктивно прочное средство соединения для тягового элемента, обеспечивая конструкционную целостность тела трубного изделия. В других вариантах осуществления изобретения тело трубного изделия и опора (подшипник) могут содержать отдельные компоненты, и тело трубного изделия может быть сконфигурировано для вмещения опоры (подшипника).

Как отмечено в общих чертах выше, тело трубного изделия может содержать выемку для приема муфты или тягового элемента. В некоторых вариантах осуществления изобретения выемка может быть сконфигурирована для вмещения опорной шейки. Предложенный вариант выемки в теле трубного изделия облегчает соединение между муфтой, или тяговым элементом, и телом трубного изделия, и может позволять передачу усилий от тягового элемента к телу трубного изделия и колонне (труб).

Тело трубного изделия может быть сконфигурировано для вмещения муфты или тягового элемента относительно внешней периферической поверхности тела трубного изделия.

Согласно третьему аспекту настоящего изобретения, предложена компоновка, содержащая:

скважинный инструмент по первому или второму аспекту; и

тело трубного изделия.

Компоновка может содержать одиночный скважинный инструмент. Альтернативно, компоновка может содержать множество скважинных инструментов.

Соответственно, в вариантах осуществления настоящего изобретения может быть представлена опорная муфта или муфта-стабилизатор, которая может быть установлена на высаженных секциях вращаемых бурильных трубах и скважинных эксплуатационных трубах, но не ограниченных только переходными муфтами, муфтами утяжеленных бурильных труб, бурильной трубой, скважинной обсадной трубой, эксплуатационными обсадными колоннами-хвостовиками и другими трубами, относящимися к области бурения и эксплуатации, которые используют в скважинах. Для уменьшения возможности уменьшения крутящего момента при наклонно-направленном бурении (ERD) и заканчивании разведочных и эксплуатационных скважин (c большим отклонением забоя от вертикали).

Следует понимать, что особенности, описанные выше в соответствии с каким-либо аспектом настоящего изобретения или ниже относительно любого конкретного варианта осуществления изобретения, могут быть использованы по отдельности или в сочетании, с любым другим указанным признаком, в любом другом аспекте изобретения.

Краткое описание чертежей

Эти и другие аспекты настоящего изобретения описаны ниже в качестве примера со ссылкой на чертежи, на которых:

на фиг. 1A показана обычная секция трубы с улучшенными рабочими характеристиками или утяжеленная бурильная труба;

на фиг. 1B показано увеличенное изображение высаженной части секции трубы, показанной на фиг. 1A;

на фиг. 2A показана модифицированная секция бурильной трубы с улучшенными рабочими характеристиками или утяжеленная бурильная труба по изобретению;

на фиг. 2B показано увеличенное изображение высаженной части секции трубы, показанной на фиг. 2A;

на фиг. 3А показана секция трубы с улучшенными рабочими характеристиками или утяжеленная бурильная труба, показанная на фиг. 2A и 2B с рядом невращающихся муфт или муфт-стабилизаторов, соединенных обжатием с гофрированием или с измененной формой, расположенных на каждой опорной шейке;

на фиг. 3B показано увеличенное изображение высаженной части секции трубы, показанной на фиг. 3А;

на фиг. 4A показана деформируемая или обжимаемая с гофрированием муфта или муфта-стабилизатор по изобретению, муфту с опорными приливами (далее выступами) из эластомера до изменения формы или обжимания с гофрированием и помещением на место на опорной шейке;

на фиг. 4B показана муфта, отображенная на фиг. 4A после изменения формы обжимания с гофрированием для посадки на опорную шейку;

на фиг. 5A показана деформируемая или обжимаемая с гофрированием муфта или муфта-стабилизатор по альтернативному варианту изобретения;

на фиг. 5B показана деформируемая или обжимаемая с гофрированием муфта или муфта-стабилизатор, отображенная на фиг. 5B, после изменения формы или обжатия с гофрированием;

на фиг. 6 показана увеличенная секция бурильной трубы показанной на фиг. 2 и 3, с более четко выраженными выполненными пазами на нижней стороне для перемешивания пустой породы, и высаженной секцией;

на фиг. 7 показана увеличенная секция бурильной трубы, показанная на фиг. 6 с муфтой неизмененной формы или муфтой-стабилизатором, перемещаемой по высаженной секции, после перемещения по одному из высаженных замковых соединений - муфтового или ниппельного.

на фиг. 8 показан увеличенный участок бурильной трубы, показанной на фиг. 6 с муфтой или муфтой-стабилизатором неизмененной формы на месте (установки) на опорной шейке;

на фиг. 9 показана муфта неизмененной формы или муфта-стабилизатор;

на фиг. 10 показана обжатая с гофрированием муфта или муфта измененной формы или муфта-стабилизатор в поперечном сечении, расположенные на опорной шейке; и

на фиг. 11 показан увеличенный участок В по фиг. 10;

на фиг. 12 показан вид скважинного инструмента в перспективе согласно альтернативному варианту по изобретению;

на фиг. 13 показан вид сбоку скважинного инструмента, отображенного на фиг. 12;

на фиг. 14 показан вид с торца скважинного инструмента, отображенного на фиг. 12 и 13 в первой конфигурации; и

на фиг. 15 показан вид с торца скважинного инструмента, отображенного на фиг. 12-14 во второй конфигурации.

Подробное описание чертежей

Первоначально со ссылкой на фиг. 1A и 1B показана скважинная труба 10 в виде соединенной традиционной бурильной трубы (EPDP) с улучшенными рабочими характеристиками. Как показано на фиг. 1A, скважинная труба 10 содержит главное тело 12 трубы со сквозным отверстием 14, высаженную резьбовую муфту 16 замка на первом конце, и высаженную резьбовую ниппельную часть 18 соединения на втором конце. В эксплуатации резьбовые муфтовая и ниппельная части 16, 18 соединения используются для соединения трубы 10 со смежными секциями колонны (схематично показано как S), такой как колонна бурильных труб, колонна заканчивания, спусковая колонна и тому подобное. Ряд высаженных секций 20, закаленных с лицевой стороны, выполнен на главном теле 12 трубы 10 по ее длине. Как показано наиболее ясно на фиг. 1B, направляющие части от главного тела 12 трубы к каждой из закаленных с лицевой стороны высаженных частей 20 являются отвальцованными для содержания канавок 22. В эксплуатации высаженные секции 20 обеспечивают степень устойчивости для централизации и опоры трубе 10 от нижней стороны стенки ствола буровой скважины (схематично показано как B). Кроме того, канавки 22 оказывают сопротивление возможности искривления трубы, вызванного сжимающими нагрузками, оказываемыми на трубу 10, когда соединенные отдельные (9-метровые) трубы используют во вращающейся колонне бурильных труб, применяемых для бурения длинных горизонтальных участков ствола буровой скважины В.

В эксплуатации, высаженные секции 20 с закаленной лицевой частью вступают в соприкосновение со стенкой ствола буровой скважины В и создают потери от трения, которые в совокупности усиливают крутящий момент, требуемый для вращения колонны S бурильных труб в эксплуатации. Такой крутящий момент обычно действует в виде вертикальной весовой составляющей трубы 10, умноженной на коэффициент трения между точками 24 соприкосновения трубы 10 и стенки ствола буровой скважины B. Коэффициент трения обычно берется между 0,25 и 0,3.

Со ссылкой на фиг. 2A и 2B показана скважинная труба 110 для использования в варианте осуществления настоящего изобретения. В отображенном варианте осуществления изобретения скважинная труба 110 также содержит бурильную трубу (EPDP) с улучшенными рабочими характеристиками и подобные компоненты между трубой 10 и трубой 110 представлены подобными компонентами с увеличением на 100. Что касается трубы 10, скважинная труба 110 содержит главное тело 112 трубы со сквозным отверстием 114 и канавки 122 для перемешивания пустой породы на нижней стороне, высаженную муфтовую соединительную часть 116 на первом конце, высаженную резьбовую ниппельную соединительную часть 118 на втором конце. В эксплуатации резьбовые муфтовая и ниппельная соединительные части 116, 118 используются для сопряжения трубы 110 со смежными секциями S. Скважинная труба, показанная на фиг. 2A и 2B, отличается от трубы 10 в том, что высаженные секции 20 с закаленными лицевыми сторонами удалены и заменены вырезанными секциями опорных шеек 26, которые, в эксплуатации, вмещают муфту 28, как описано ниже, и которая создает уменьшение крутящего момента, свободно вращаемую муфту или муфту-стабилизатор.

Как показано на фиг. 3А и 3B, труба 110 содержит ряд муфт 28 (три показаны в иллюстрированном варианте осуществления изобретения), каждая установлена на секции опорной шейки 26. В иллюстрированном варианте осуществления муфты 28 являются гофрированными или обжатыми на месте на их соответствующих секциях опорных шеек 26 и, в процессе эксплуатации, муфты 28 служат опорой вращающейся колонне S бурильных труб по ее длине и способствуют снижению потери от трения между вращающейся колонной S бурильных труб и стенкой В ствола буровой скважины, действуя в качестве эффективных подшипников между вращающейся бурильной трубой 110, вращающейся на опорных шейках 26.

Образец муфты 28 показан на фиг. 4A и 4B, на фиг. 4A показана муфта 28 в конфигурации с первым диаметром до сжатия с гофрированием или обжатия до меньшего размера, а на фиг. 4B показана муфта 28 в конфигурации со вторым диаметром, меньшим, после обжатия с гофрированием или обжатия до меньшего размера.

В эксплуатации муфту 28 конфигурируют для размещения с местоположением на теле трубы 110 в его большей первой конфигурации, как показано на фиг. 4A, перемещаемой по телу трубы 110 до установки с местоположением смежно с секцией опорной шейки 26, а затем реконфигурируют для образования конфигурации с ее вторым диаметром меньшего размера, показанную на фиг. 4B, муфту 28 прикрепляют и/или удерживают на теле трубы 110 в конфигурации со вторым диаметром.

Муфту 28 обрабатывают как композитный компонент, содержащий металлическое кольцо или внутренний цилиндр 30, заключенный в оболочку внутри внешнего слоя 32 из эластомерного материала, который, в эксплуатации, образует смазываемый флюидом подшипник из эластомера с коэффициентом трения приблизительно 0,1 или ниже. В показанном варианте осуществления внутренний цилиндр 30 изготовлен из нержавеющей стали марки 316, в то время как внешний слой 32 изготовлен из гидрированного бутадиен-нитрильного каучука. Использование нержавеющей стали марки 316 обеспечивает внутреннему цилиндру 30 достаточную пластичность, позволяющую деформацию или реконфигурацию муфты 28 из ее большей первой конфигурации, показанной на фиг. 4A, в меньшую вторую конфигурацию, показанную на фиг. 4B. Использование гидрированного бутадиен-нитрильного каучука обеспечивает формование внешнего слоя 32, который способен реагировать на деформацию внутреннего цилиндра 30. Однако следует признать, что другие подходящие материалы могут быть использованы, где является подходящим. Как показано на фиг. 4A и 4B, внутренний цилиндр 30 выполнен с множественными круглыми перфорационными отверстиями 34. В процессе эксплуатации гофрированный или обжатый до меньшего размера перфорированный внутренний цилиндр 30 подвергается пластической деформации с регулируемым разрушением перфорационных отверстий 34. Так как внутренний цилиндр 30 является заключенным в оболочку внутри внешнего слоя 32, действие по пластическому деформированию внутреннего цилиндра 30 и регулируемому разрушению перфорационных отверстий 34 приводит к тому, что эластомерный материал внешнего слоя 32, связанный в пределах перфорационных отверстий 34, вытесняется под давлением для образования выступающих частей или выступов из эластомерного материала, которые образуются в уменьшенном отверстии. Эти выступающие части секции или выступы из эластомерного материала создают множественные опорные точки на секции опорной шейки 26 с пространственным зазором вокруг них для охлаждения и очистки флюидом, создавая, тем самым, смазываемую флюидом опорную поверхность между внутренним отверстием муфты 30 и секцией опорной шейки 26.

Со ссылкой на фиг. 5A и 5B показана альтернативная муфта 28'. На фиг. 5A показана муфта 28' в конфигурации с первым диаметром до гофрирования или обжатия с уменьшением размера, а на фиг. 5B показана муфта 28' в конфигурации со вторым, меньшим диаметром после гофрирования или обжатия с уменьшением размера. В данном варианте осуществления муфта 28' содержит изменяемую в размере или деформируемую опорную муфту или муфту-стабилизатор, изготовленную из податливого пластически деформируемого металла. Муфта 28', как показано на фиг. 5A и 5B, содержит деформируемую часть 36, которая может быть гофрирована, обжата или деформирована с возможностью регулирования с уменьшением по диаметру из первой конфигурации, показанной на фиг. 5A во вторую конфигурацию, показанную на фиг. 5B, с уменьшенным внутренним диаметром муфты 28', обеспечивающий подвижную посадку на секцию опорной части 26 в процессе эксплуатации. Опорные полоски 38 из эластомерного или полимерного материала установлены в предварительно выполненных формованием канавках или пазах 40, до гофрирования, в положение на секции опорной части 26, образуя таким способом опорную поверхность, смазываемую флюидом, между внутренним отверстием муфты 28' или муфты-стабилизатора и секцией опорной шейки 26. Опорные полоски 38 из эластомерного или полимерного материала или полимер могут быть установлены способом по спирали или под углом, как показано на фиг. 5A и 5B для создания потока охлаждающей и смазочной текучей среды на опорной поверхности в процессе эксплуатации.

На фиг. 6, 7 и 8 показана последовательность установки допускающей изменение размера или деформируемой опорной муфты или муфты-стабилизатора на тело 110 усовершенствованной бурильной трубы с улучшенными характеристиками или утяжеленной бурильной трубы с секцией углубленной опорной шейки 26, расположенной в высаженной секции 120. Муфта может содержать муфту 28 или муфту 28'. На фиг. 6 показана допускающая изменение размера или деформируемая секция опорной шейки 26 до установки допускающей изменение размера или деформируемой опорной муфты или муфты-стабилизатора. На фиг. 7 показана допускающая изменение размера или деформируемая опорная муфта или муфта-стабилизатор 30 в его неурезанном состоянии, перемещаемые по высаженной части 120. На фиг. 8 показана допускающая изменение размера или деформируемая опорная муфта или муфта-стабилизатор 28, обжимаемая с гофрированием на секции 30 опорной шейки. Как показано на фиг. 8, в установленном состоянии пластически деформируемое кольцо или секции находятся ниже уровня высаженной части 120. Такое размещение предпочтительно устраняет или, по меньшей мере, уменьшает риск сквозного износа при выходе из строя опорной поверхности из эластомерного или полимерного материала полимера, и приводит к зажиманию на опорной шейке и, таким образом, обеспечивает конструктивную целостность муфты 28.

На фиг. 9, 10 и 11 показаны дополнительные изображения вариантов осуществления настоящего изобретения, на фиг. 9 показана муфта или муфта-стабилизатор в неизмененной форме, на фиг. 10 вид в поперечном разрезе в измененной форме или гофрированной муфты или муфты-стабилизатора, расположенной на опорной шейке, а на фиг. 11 показана в поперечном разрезе увеличенная секция В, показанная на фиг. 10.

Варианты осуществления настоящего изобретения обеспечивают ряд преимуществ, включая среди прочего, предложение муфт для уменьшения крутящего момента или муфт-стабилизаторов с нераздельными, смазываемыми флюидом опорными поверхностями эластомерного или полимерного материала, которые могут быть присоединены или установлены на опорные шейки, которые меньше в диаметре, чем замковые соединения высаженных бурильных труб, при этом устраняя потребность иметь разъемные соединения в муфте или муфтах-стабилизаторах или использовании зажимных устройств для прикрепления разъемных муфт или муфт-стабилизаторов. Конкретный вариант осуществления изобретения относится к предложению способа прикрепления муфт для уменьшения крутящего момента или муфт-стабилизаторов в форме допускающих изменение размера или деформируемых колец для обеспечения смазывания флюидом опорных поверхностей из эластомерного и полимерного материалов, которые могут быть установлены поверх высаженных секций соответствующих бурильных труб или труб заканчивания, и затем допускают возможность изменения размера или формы посредством пластической деформации или сечений по периферии или цельной центральной внутренней части кольца до меньшего размера, чтобы обеспечивать свободную подвижную посадку на одной, или более чем одной опорных шейках, расположенных на теле трубного изделия между высаженными частями. Однако следует понимать, что варианты осуществления, описанные в данном документе, являются просто примерами и что при этом могут выполняться различные усовершенствования без выхода из объема изобретения.

Со ссылкой на фиг. 12-15 показаны виды в перспективе, сбоку и с торца, соответственно, скважинного инструмента по альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения. На фиг. 14 показан инструмент в первом положении в буровой скважине В. На фиг. 15 показан инструмент во втором положении внутри буровой скважины B. В отображенном варианте осуществления скважинный инструмент содержит трубное изделие 210, причем трубное изделие 210, также содержащее звено бурильных труб (EPDP) с улучшенными рабочими характеристиками и подобными компонентами между трубными изделиями 10, 110 и трубным изделием 210 представлено подобными компонентами, с увеличением на 200. Что касается трубного изделия 10, то скважинное трубное изделие 210 содержит главное тело трубного изделия 212 со сквозным отверстием 214 и нижние боковые канавки 222 для перемешивания пустой породы. Трубное изделие 210, хотя не показано, также содержит высаженную резьбовую муфтовую соединительную часть на первом конце, высаженную резьбовую ниппельную соединительную часть на втором конце, которые используют в процессе эксплуатации, для соединения трубных изделий 210 со смежными секциями колонны S. В данном варианте осуществления муфта 228 выполнена со смещением и с наклоном, что при соприкосновении со стенкой В трубного изделия или ствола буровой скважины обеспечивает тяговое усилие. В отображенном варианте осуществления смещение составляет 3 мм, а угол наклона составляет приблизительно 1 градус. В процессе эксплуатации инструмент сконфигурирован так, что первая часть 40 муфты 228 входит в соприкосновение с верхней стороной ствола буровой скважины буровых скважин или стенкой В трубного изделия, а часть 42 секции муфты 228 содержит смещение и наклон и, таким образом, создает тяговое усилие (силу сцепления) при соприкосновении со стволом буровой скважины или стенкой B трубного изделия, в то время как вторая часть 42 не вызывает тягового усилия (силы сцепления), а скорее обеспечивает фрикционное соприкосновение при вхождении в соприкосновение со стволом буровой скважины, или может быть смещенной относительно стенки ствола буровой скважины.

Второй диаметр, например, альтернативно может содержать конфигурацию большего диаметра, чем конфигурация с первым диаметром.

В то время как в отображенных вариантах осуществления муфта содержит композитный компонент, муфта может содержать унитарный компонент.

1. Скважинный инструмент, содержащий муфту для размещения на теле трубного изделия, причем муфта выполнена с возможностью изменения структуры из конфигурации с первым диаметром, в котором муфта отконфигурирована для перемещения по телу трубного изделия, в конфигурацию со вторым, меньшим диаметром, в котором муфта отконфигурирована для удержания на теле трубного изделия, в котором

муфта или часть муфты выполнена с возможностью пластической деформации для изменения структуры муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым, меньшим диаметром, при этом

муфта установлена с возможностью вращения на теле трубного изделия во второй конфигурации.

2. Инструмент по п. 1, в котором муфта содержит опорную поверхность или образует часть опорной поверхности, по выбору смазываемую флюидом опорную поверхность.

3. Инструмент по п. 1, в котором муфта содержит деформируемую часть, при этом деформируемая часть осуществляет реконфигурацию муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром.

4. Инструмент по п.3, в котором деформируемая часть содержит пластичный материал, по выбору деформируемый металл.

5. Инструмент по п.1, в котором муфта содержит внутренний цилиндр.

6. Инструмент по п.5, в котором внутренний цилиндр содержит цилиндрическое трубчатое тело или кольцо.

7. Инструмент по п.5, в котором муфта содержит деформируемую часть, обеспечивающую реконфигурацию из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром, при этом внутренний цилиндр содержит или является частью деформируемой части муфты.

8. Инструмент по п. 1, в котором муфта содержит по меньшей мере один внешний слой.

9. Инструмент по п. 1, в котором муфта содержит по меньшей мере одно перфорационное отверстие.

10. Инструмент по п.9, в котором муфта выполнена так, что изменение структуры муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром приводит к деформации одного или более перфорационных отверстий.

11. Инструмент по п. 9, в котором муфта содержит внутренний цилиндр, при этом по меньшей мере одно перфорационное отверстие выполнено во внутреннем цилиндре.

12. Инструмент по п.8, в котором муфта выполнена так, что изменение структуры муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром деформирует или вытесняет внешний слой.

13. Инструмент по п.12, в котором муфта содержит по меньшей мере одно перфорационное отверстие, при этом муфта выполнена так, что реконфигурация муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром деформирует или вытесняет часть внешнего слоя через одно или более из перфорационных отверстий.

14. Инструмент по п. 1, в котором муфта содержит радиально продолженное ребро, лопасть или часть с высаженным диаметром.

15. Способ уменьшения крутящего момента, в котором:

обеспечивают скважинный инструмент, содержащий муфту;

размещают муфту на теле трубного изделия посредством перемещения по телу трубного изделия;

изменяют структуру муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым, меньшим диаметром, так, чтобы муфта удерживалась на теле трубного изделия, при этом

изменение структуры муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром содержит пластическое деформирование муфты или части муфты, при этом муфту устанавливают с возможностью вращения на теле трубного изделия во второй конфигурации.

16. Способ по п.15, в котором изменение структуры муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым диаметром содержит по меньшей мере одно из следующего:

обжатие муфты или части муфты;

гофрирование муфты или части муфты;

смятие муфты или части муфты.

17. Компоновка, содержащая:

скважинный инструмент по п.1 и

тело трубного изделия.

18. Компоновка по п. 17, содержащая множество муфт.

19. Компоновка по п. 17, в которой имеется по меньшей мере одно из следующего:

тело трубного изделия содержит по меньшей мере одну часть с высаженным диаметром;

тело трубного изделия содержит по меньшей мере одну выемку или опорную шейку.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области эксплуатации газонефтяных скважин, а именно к гибким трубам нефтяного сортамента (колтюбингу). Технический результат – составление многоканальной длинномерной гибкой колонны с необходимым набором сервисных каналов в соответствии с применяемой скважинной технологией или способом механизированной добычи.

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано в компоновке обсадной колонны или хвостовиков при креплении нефтяных и газовых скважин, а также боковых стволов.

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 (НКП) с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к области общего машиностроения и может быть также использовано в строительной сфере, электротехнической промышленности, нефтепромысловом оборудовании и иных отраслях промышленности в качестве соединения конструктивных элементов с высокой знакопеременной нагрузкой.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, которое используется при добыче нефти штанговыми насосами. Технический результат - повышение надежности соединения стеклопластикового стержня и наконечника, повышение прочности насосной штанги.

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 (НКТ) с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

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 (НКП) с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для крепления и защиты токоподводящего электрического кабеля к колонне погружной насосной установки нефтедобывающего оборудования.

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

Изобретение относится к нефтедобывающему оборудованию и может быть использовано для крепления токопроводящего кабеля к колонне труб в скважине. Технический результат – универсальность конструкции и обеспечение надежного удержания электрического кабеля, исключающего его повреждения в процессе эксплуатации.

Изобретение относится к способам вставок из карбида твердого сплава-карбида вольфрама на подложке колонных центраторов. Технический результат - повышение ресурса колонных центраторов за счет повышения прочности и износостойкости карбидных вставок на изнашиваемых поверхностях колонных центраторов.

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано в компоновке обсадной колонны или хвостовиков при креплении нефтяных и газовых скважин, а также боковых стволов.

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано в компоновке обсадной колонны или хвостовиков при креплении нефтяных и газовых скважин, а также боковых стволов.

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 (НКП) с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Группа изобретений относится к области исследований и разработки нефтяных и газовых месторождений. Технический результат – предотвращение закупоривания скважин.

Группа изобретений относится к узлам стабилизатора для применения при бурении стволов нефтяных и газовых скважин. Технический результат – обеспечивает возможность приспосабливаться к скважинам различных размеров, регулировать положение каждой лопасти независимо от других лопастей.

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 (НКТ) с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

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 (НКП) с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к способу демпфирования колебаний в бурильной колонне и инструменту для его осуществления. Технический результат – повышение срока службы бурильной колонны, защита ствола скважины от разрушений, защита оборудования от поломки и повышение скорости проходки.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи. Технический результат – стабилизация бурильной колонны и сведение скважинной крутильной вибрации в бурильных колоннах к минимуму.

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для отсоединения колонны бурильных труб от прихваченного в скважине колонкового снаряда или бурового долота, преимущественно при бурении со съемным керноприемником. Технический результат – обеспечение прочности, герметичности и высокой безотказности при бурении и отсоединении бурильной колонны от прихваченного колонкового снаряда или долота. Отсоединительный переходник содержит ниппель и муфту, соединенные между собой двухзаходной цилиндрической резьбой крупного шага. Средний диаметр резьбы определяется выражением Dcp=|(D2+d2-2h2)/2|0,5, при этом крутящие моменты затяжки соединения отвечают условиям Мрп=Мпк и Мпп>Мпк, где D и d - наружный и внутренний диаметры переходника; h - высота профиля резьбы; Мрп - рабочий момент затяжки резьбового соединения переходника; Мпк - предельный момент затяжки резьбовых соединений колонны бурильных труб (σз=σт); Мпп - предельный момент затяжки резьбового соединения переходника (σз=σт); σз - напряжение затяжки в опасном сечении резьбового соединения; σт - предел текучести материала резьбового соединения. 2 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к скважинному инструменту, способу и компоновке, применяемым для бурения или заканчивания крутых наклонных скважин или горизонтальных участков стволов скважин в нефтегазовой промышленности. Технический результат – уменьшение крутящего момента иили трения вращающихся узлов. Скважинный инструмент содержит муфту для размещения на теле трубного изделия, которая выполнена с возможностью изменения структуры из конфигурации с первым диаметром, в котором муфта отконфигурирована для перемещения по телу трубного изделия, в конфигурацию со вторым, меньшим диаметром, в котором муфта отконфигурирована для удержания на теле трубного изделия. Муфта или часть муфты выполнена с возможностью пластической деформации для изменения структуры муфты из конфигурации с первым диаметром в конфигурацию со вторым, меньшим диаметром, при этом муфта установлена с возможностью вращения на теле трубного изделия во второй конфигурации. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 20 ил.

Наверх