EA022398B1 - Устройство для установки инструмента в скважинном трубном изделии - Google Patents
Устройство для установки инструмента в скважинном трубном изделии Download PDFInfo
- Publication number
- EA022398B1 EA022398B1 EA201290336A EA201290336A EA022398B1 EA 022398 B1 EA022398 B1 EA 022398B1 EA 201290336 A EA201290336 A EA 201290336A EA 201290336 A EA201290336 A EA 201290336A EA 022398 B1 EA022398 B1 EA 022398B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- tool
- drill
- fluid
- borehole
- fluids
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 86
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 230000000712 assembly Effects 0.000 abstract description 3
- 238000000429 assembly Methods 0.000 abstract description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 4
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 3
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1014—Flexible or expansible centering means, e.g. with pistons pressing against the wall of the well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/01—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for anchoring the tools or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/112—Perforators with extendable perforating members, e.g. actuated by fluid means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/119—Details, e.g. for locating perforating place or direction
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Устройство и способ для установки инструмента в скважинном трубном изделии. Устройство содержит кожух, имеющий компоновки поддомкрачивающих рычагов с выдвигающимися поддомкрачивающими рычагами для закрепления устройства в скважинном трубном изделии, инструмент, соединенный с кожухом, и компоновки эластичных баллонов, содержащие накачиваемое средство для установки устройства, по существу, по центру скважинного трубного изделия. С помощью опорожнения накачиваемого средства и одновременного приведения в действие поддомкрачивающих рычагов устройство перемещается в направлении, по существу, перпендикулярном скважинному трубному изделию.
Description
Изобретение относится к устройству, способу и использованию устройства для надлежащей установки инструмента в скважинном трубном изделии. Устройство содержит кожух, имеющий компоновки поддомкрачивающих рычагов с выдвигающимися поддомкрачивающими рычагами для закрепления устройства внутри скважинного трубного изделия, и инструмент, соединенный с кожухом.
Предпосылки изобретения
При строительстве нефтяных и газовых скважин в пробуренную скважину вводят скважинное трубное изделие. Для оптимизации эксплуатации в некоторых случаях необходимо выполнение операций, воздействующих на кольцевое пространство, окружающее скважинное трубное изделие, с помощью, например, нагнетания некоторых веществ.
Обычным способом для осуществления этого является создание перфорации в скважинном трубном изделии и последующее нагнетание веществ. Задача создания перфорации и нагнетания веществ не является тривиальной. Часто требуется выполнение многочисленных затратных по времени операций внутри скважины. На первом этапе скважину необходимо герметизировать ниже зоны перфорирования. На втором этапе развертывают устройство для создания перфорации. На третьем этапе устройство для нагнетания веществ через перфорационный канал спускают в скважину, и на четвертом этапе установленное уплотнение следует удалить для обеспечения эксплуатации скважины.
В патенте США № 6915853 описано устройство для сверления горизонтальных отверстий в нефтяной скважине. Устройство содержит удерживающее средство для своей установки на нужное место в скважине и сверлильное средство, радиально выдвигающееся для перфорирования скважинной обсадной колонны. Когда устройство установлено на требуемое место в скважине, сверлильное средство может радиально выдвигаться с приведением в действие рычага, инициирующего сверлильную операцию.
В патенте США № 6772839 описано устройство для перфорирования скважинного трубного изделия и нагнетания веществ через пробивающий элемент в кольцевое пространство. Устройство содержит корпус инструмента, подходящий для размещения в скважинном трубном изделии, перфорирующую компоновку и центрирующую компоновку для надлежащей установки устройства в скважинном трубном изделии. Устройство дополнительно содержит гидравлическое соединение с наземным оборудованием скважины для подачи веществ, подлежащих нагнетанию через устройство.
При выполнении операций внутри скважинного трубного изделия может представлять трудности управление угловой ориентацией устройства, работающего внутри скважины. Угловая ориентация особенно важна при выполнении перфорации, поскольку может в большой степени влиять на качество выполненной работы. Если угол перфорации не контролируется в некоторой степени, скважинное трубное изделие может не быть проперфорировано средством перфорирования, таким как сверлильное устройство. Поэтому существует необходимость контроля угла, например, сверлильного устройства, используемого для перфорирования скважинного трубного изделия.
Сущность изобретения
В данном документе описано устройство для установки инструмента в скважинном трубном изделии, содержащее компоновку эластичного баллона, имеющую накачиваемое средство для установки устройства, по существу, по центру скважинного трубного изделия, и поддомкрачивающие рычаги, выполненные с возможностью перемещения устройства из положения по центру скважинного трубного изделия в направлении к боковой стенке скважинного трубного изделия, и средство для опорожнения накачиваемого средства (31), при этом при приведении в действие поддомкрачивающих рычагов устройство перемещается в направлении по существу перпендикулярном скважинному трубному изделию.
Дополнительно в данном документе описано использование устройства для выполнения операций внутри скважинного трубного изделия и для нагнетания текучей среды или смеси текучих сред через перфорационный канал в стенке скважинного трубного изделия.
Также описан способ установки устройства внутри скважинного трубного изделия, содержащий этапы ввода устройства в скважинное трубное изделие, наполнения накачиваемого средства для центрирования устройства в скважинном трубном изделии и одновременного выдвижения поддомкрачивающих рычагов и опорожнения расширенных эластичных баллонов. Преимуществом данного способа является возможность контроля угла ориентации устройства, при этом можно выполнять операции, требующие соблюдения заданного угла установки.
В одном варианте осуществления изобретения создано устройство, содержащее две или больше компоновки эластичных баллонов. Это обеспечивает возможность контроля установки секции устройства и предотвращения создания крутящего момента в результате последующего развертывания поддомкрачивающих рычагов.
В другом варианте осуществления изобретения создано устройство, в котором инструмент является инструментом для перфорирования скважинного трубного изделия и нагнетания текучей среды или смеси текучих сред в кольцевое пространство или пласт, окружающий скважинное трубное изделие. Инструмент содержит канавки для нагнетания текучей среды или смеси текучих сред в кольцевое пространство или пласт, и устройство содержит средство для подачи текучей среды, соединенное с канавками так, что текучая среда может проходить из устройства в кольцевое пространство по канавкам, когда инстру- 1 022389 мент проходит через скважинное трубное изделие. В другом варианте осуществления изобретения создано устройство, в котором инструмент является сверлом, имеющим спиральные канавки, и уплотнение установлено вокруг сверла. Средство для подачи текучей среды или смеси текучих сред соединено с канавками так, что текучая среда может проходить из устройства в кольцевое пространство по канавкам, когда инструмент проходит через скважинное трубное изделие.
Благодаря использованию инструмента для создания перфорации в скважинном трубном изделии, соединенного с устройством, можно контролировать угол перфорации, при этом можно повышать качество выполненных работ и надежность перфорирования скважинного трубного изделия.
В другом варианте осуществления изобретения создан способ, содержащий этап выдвижения инструмента в радиальном направлении для перфорирования скважинного трубного изделия. При выдвижении инструмента из кожуха инструмент в исходном положении может быть защищен кожухом.
В другом варианте осуществления изобретения создан способ, содержащий этап нагнетания текучей среды или смеси текучих сред из устройства через канавки инструмента, перфорирующего скважинное трубное изделие, в кольцевое пространство, окружающее скважинное трубное изделие. Использование канавок для нагнетания может уменьшать число устройств и операций, необходимых для выполнения геотехнического мероприятия в скважине.
В другом варианте осуществления изобретения создан способ, в котором инструмент, перфорирующий скважинное трубное изделие, отводится после выполнения перфорирования скважинного трубного изделия.
Другие варианты осуществления изобретения раскрыты в зависимых п.5-11 формулы изобретения. Краткое описание чертежей
Изобретение описано ниже более подробно для вариантов осуществления, показанных на прилагаемых фигурах. Следует понимать, что показанные варианты осуществления используются для примера и не должны быть использованы для ограничения объема изобретения.
На фиг. 1 показан схематичный чертеж одного варианта осуществления устройства с поддомкрачивающими рычагами в выдвинутом положении.
На фиг. 2 показана принципиальная схема компоновки эластичного баллона.
На фиг. 3 показано продольное сечение части устройства с деталями поддомкрачивающей компоновки.
На фиг. 4а-с показано сечение А-А устройства, показанного на фиг. 6.
На фиг. 4а показана компоновка сверла в промежуточном положении, когда сверло уже проперфорировало скважинное трубное изделие.
На фиг. 4Ь показана компоновка сверла в промежуточном положении, когда уплотнение сверлильного устройства касается внутренней поверхности скважинного трубного изделия.
На фиг. 4с показана компоновка сверла в максимально выдвинутом положении, когда уплотнение сверлильного устройства прижато к внутренней поверхности скважинного трубного изделия.
На фиг. 5 показан схематичный вид одного варианта осуществления уплотнения сверлильного устройства.
На фиг. 6 показано продольное сечение части устройства.
На фиг. 7 показан схематичный вид одного варианта осуществления устройства с расширенными эластичными баллонами и поддомкрачивающими рычагами в выдвинутом положении.
Следует подчеркнуть, что термин содержит/содержащий/состоит из при использовании в данном описании означает присутствие указанных признаков, этапов или компонентов, но не исключает присутствия или добавления одного или нескольких других признаков, этапов, компонентов или их групп.
Подробное описание вариантов осуществления
На фиг. 1 показан один вариант осуществления устройства (50), подходящего для работы внутри скважины. Кожух имеет удлиненную трубчатую конструкцию с передним концом (14) и задним концом (15). Кожух имеет форму, подходящую к установке внутри скважинного трубного изделия.
По длине трубчатой конструкции установлены две поддомкрачивающие компоновки (40) для закрепления устройства внутри скважинного трубного изделия. Поддомкрачивающие компоновки (40) расположены на расстоянии друг от друга, обеспечивающем место для расположения компоновок (30) эластичных баллонов и перфорирующей компоновки (10). Компоновки эластичных баллонов содержат накачиваемые резиновые эластичные баллоны. Между компоновками (30) эластичных баллонов расположена перфорирующая компоновка (10), имеющая средство для перфорирования скважинного трубного изделия и последующего нагнетания через отверстие в нем. В показанном варианте осуществления компоновки (30) эластичных баллонов и поддомкрачивающие компоновки (40) установлены симметрично относительно перфорирующей компоновки (10). Поддомкрачивающие компоновки (40) установлены так, что поддомкрачивающие рычаги (41) могут выдвигаться, по существу, перпендикулярно поверхности кожуха (51). Дополнительно, поддомкрачивающие рычаги (41) установлены на стороне, противоположной перфорирующей компоновке (10). Перфорирующая компоновка (10) установлена так, что обеспечивает выдвижение перфорирующего средства в направлении, параллельном поддомкрачивающим рычагам (41), и, по существу, перпендикулярно к поверхности кожуха (51). Емкости (52), содержащие теку- 2 022389 чую среду или смесь текучих сред, установлены внутри кожуха ближе к переднему концу (14).
На фиг. 2 показан один вариант осуществления компоновки (30) эластичного баллона согласно изобретению. Компоновка эластичного баллона содержит накачиваемое средство (31), имеющее в показанном варианте осуществления форму втулки (31). В другом варианте осуществления согласно изобретению накачиваемое средство может представлять собой, например, накачиваемые подушки, расположенные по периферии кожуха (11). В показанном варианте осуществления компоновка эластичного баллона дополнительно содержит камеру (33) текучей среды, установленную под втулкой (31), и средство для накачивания и опорожнения (не показано) втулки (31). Втулка (31) может быть выполнена из материала, такого как, без ограничения этим, армированная резина, и закреплена на устройстве (50). Втулка (31) проходит по всей периферии устройства для образования накачиваемого эластичного баллона. Втулка (31) сконструирована с возможностью расширения внутри скважинного трубного изделия. При накачивании втулка (31) устанавливает устройство (50) по центру скважинного трубного изделия вне зависимости от ориентации устройства (50) внутри скважинного трубного изделия. Втулка (31) гидравлически накачивается при помощи подачи жидкости в камеру (33). Подача жидкости в камеру должна создавать достаточное давление для расширения втулки (31) и подачи устройства (50) на центр скважинного трубного изделия. Этап центрирования устройства (50) предотвращает возможное возникновение крутящего момента в устройстве во время развертывания поддомкрачивающих рычагов в скважине.
Противоположно наполненную втулку (31) можно опорожнять с регулированием выкачивания для управления положением устройства внутри скважинного трубного изделия. Наполненную втулку (31) опорожняют, постепенно удаляя жидкость из камеры (33). Это должно обуславливать уменьшение размера резинового эластичного баллона и обеспечивать перемещение устройства от центра скважинного трубного изделия. Опорожнение наполненной втулки (31) совмещают с развертыванием поддомкрачивающих рычагов в скважине.
На фиг. 3 показан один вариант осуществления поддомкрачивающей компоновки (40), содержащей поддомкрачивающий рычаг (41), соединенный рычажным механизмом (43) с гидравлическим поршнем (44), на который действует спиральная пружина (44). Поддомкрачивающий рычаг (41) шарнирно установлен на оси (42) шарнирного соединения. На фиг. 3 поддомкрачивающий рычаг показан в выдвинутом положении, поршень (45) подан вперед, и пружина (44) сжата. Поршень является гидравлически управляемым с помощью средства, известного специалисту в данной области техники, и не описан поэтому дополнительно. Когда давление на поршень уменьшается, сила пружины должна обеспечивать втягивание поршня. Благодаря втягиванию поршня рычажный механизм (43) обуславливает поворот поддомкрачивающего рычага вокруг оси (42) шарнира в направлении против часовой стрелки. Когда поршень полностью втянут, поддомкрачивающий рычаг располагается заподлицо с кожухом (11) и больше не влияет на установку устройства (50) внутри скважинного трубного изделия. Поддомкрачивающий рычаг (41) можно впоследствии выдвигать из кожуха, прикладывая давление к гидравлически управляемому поршню (45). Это должно обуславливать перемещение поддомкрачивающего рычага (41) в направлении по часовой стрелке, влияющее на положение устройства (50) внутри скважинного трубного изделия.
На фиг. 4-6 показан один вариант осуществления перфорирующей компоновки (10). Перфорирующая компоновка согласно настоящему изобретению может содержать различные инструменты для перфорирования скважинного трубного изделия, такие как, без ограничения этим, сверло. В показанном варианте осуществления перфорирующая компоновка содержит сверло (1) и поэтому называется компоновкой сверла. Термин компоновка сверла используется повсеместно в описании.
Компоновка (10) сверла размещена в кожухе (11) и соединена с приводным средством, средством (14) вращения и средством для подачи текучей среды или смеси текучих сред.
Компоновка сверла содержит втулку (12) в форме трубчатого элемента с верхней плитой (6), сверлом (1) и уплотнением (2). Сверло (1) и уплотнение (2) установлены на верхней плите (6). Уплотнение (2) расположено вокруг сверла (1) у основания сверла (1). Основание сверла (1) следует понимать, как место, где сверло (1) пересекает верхнюю плиту (6). Сверло (1) имеет передний конец (4) конической формы и хвостовик (5), проходящий через верхнюю плиту (6). Спиральные канавки (3) проходят по наружной поверхности сверла (1) от переднего конца (4) до хвостовика (5). Дополнительно, сверло (1) имеет режущие кромки на переднем конце (4) и вдоль спиральных канавок (3). Сверло (1) можно называть спиральным сверлом.
Вращающее средство (14) соединено с втулкой (12) компоновки сверла с помощью шестерни (15), например, цилиндрического прямозубого зубчатого колеса/шестерни. Когда средство (14) приведено в действие, оно вращает втулку (12), обуславливая вращение сверла (1) и уплотнения (2). Средство вращения может, например, представлять собой электродвигатель, гидросистему или другое средство, известное специалисту в данной области техники.
Сверло (1) установлено на верхней плите (6) таким способом, что в канавки (3), проходящие по всей длине до хвостовика (5) сверла (1), имеется доступ со стороны хвостовика (5). В зависимости от этапа работы канавки (3) являются канавками для удаления отходов сверления или нагнетательными канавками для нагнетания текучей среды или смеси текучих сред.
Компоновка сверла может радиально перемещаться из отведенного положения внутри кожуха (11),
- 3 022389 показанного на фиг. 6, в выдвинутое положение, показанное на фиг. 4с. Когда необходимо, компоновка сверла может отводиться на место внутри кожуха (11). Радиальное перемещение компоновки сверла можно получить с помощью различных средств привода, например, с помощью гидравлического давления, механического или другого средства, известного специалисту в данной области техники. В одном варианте осуществления компоновка сверла перемещается с помощью подачи гидравлического давления во втулку (12). С помощью приложения давления к компоновке сверла и с ее перемещением можно проводить операции сверления. Во время операций сверления отходы сверления могут уходить от сверла (1) через канавки (3).
Размер отходов сверления определяется, кроме прочего, комбинацией конструктивного исполнения сверла, величиной давления, приложенного к сверлу (1), и частотой вращения. Для достижения удовлетворительного результата сверления сверло (1) имеет специальные режущие кромки станочной обработки и специальный угол заточки.
Когда сверло (1) просверливает скважинное трубное изделие (20), создается непроницаемое для текучей среды уплотнение благодаря дополнительному перемещению компоновки сверла, при этом уплотнение (2) прижимается к скважинному трубному изделию (20).
На фиг. 5 показан схематичный чертеж одного варианта осуществления уплотнения (2), содержащего наружное кольцо (21), например манжетное уплотнение, и внутреннее кольцо (22), например поперечное уплотнение. Когда уплотнение (2) прижимается к внутренней поверхности скважинного трубного изделия (20) и давление текучей среды растет внутри наружного кольца (21), создается непроницаемое для текучей среды уплотнение между уплотнением (2) и внутренней поверхностью скважинного трубного изделия (20). Уплотнение (2) является самоупрочняющимся, поскольку давление текучей среды должно усиливать действие механизма уплотнения. Давление, приложенное к внутренним поверхностям уплотнения (2), должно усиливать действие уплотнения. Установленное уплотнение создает гидравлическое соединение, проходящее от хвостовика (5) сверла (1) через нагнетательные канавки (3) в кольцевое пространство или, при особых обстоятельствах, в пласт, окружающий скважину.
При компоновке сверла, находящейся в максимально выдвинутом положении, и уплотнении (2), прижатом к скважинному трубному изделию (20), можно проводить нагнетательные операции. С помощью подачи текучей среды или смеси текучих сред через средство для подачи текучей среды к хвостовику (5) сверла (1) текучую среду или смесь текучих сред можно нагнетать через нагнетательные канавки (3) в кольцевое пространство скважины или в пласт. Текучую среду или смесь текучих сред, такую как, среди прочего, эпоксидный состав, подают из одной или нескольких емкостей внутри кожуха (11) через канал (7) подачи в нагнетательные канавки (3). В одном варианте осуществления устройство имеет различные емкости, содержащие разные текучие среды или смеси текучих сред. Внутри канала (7) подачи расположено средство перемешивания (не показано) подаваемых текучих сред. Данным средством может, например, являться статический перемешиватель, обуславливающий, благодаря воздействию на пути потока, перемешивание текучих сред.
Давление нагнетаемой текучей среды или смеси текучих сред должно удалять отходы сверления, которые могут накапливаться в канавках во время операций сверления. В случае закупоривания нагнетательных канавок во время нагнетания сверло может вращаться для удаления закупоривающего материала.
Часть канала (7) подачи, соединенная с хвостовиком (5) сверла (1), выдвигается при перемещении сверла (1) в радиальном направлении. Перемещение выполняется благодаря втулке (12), перемещающейся относительно втулки (13) канала подачи. При перемещении сверла (1) к выдвинутому положению перекрывание между втулкой (12) и втулкой (13) канала подачи постепенно уменьшается с увеличением общей длины канала подачи.
Для управления положением сверла (1) система датчика включена в состав устройства (50). Система датчика используется для предотвращения повреждения уплотнения (2) при одновременном его вращении и прижатии к внутренней поверхности скважинного трубного изделия (20). Когда сверло (1) проперфорировало скважинное трубное изделие (20), вращение компоновки сверла останавливают в заданном положении. Компоновка сверла затем перемещается вперед и уплотнение 2 прижимается к внутренней поверхности скважинного трубного изделия (20) для соединения с ним и создания непроницаемого для текучей среды уплотнения.
В одном варианте осуществления система датчика является системой магнитного датчика, содержащей магнит (не показан), жестко соединенный со сверлильной втулкой (12), и датчика (не показан), расположенного внутри кожуха (11) для регистрации точного положения сверла (1) в радиальном направлении. Вместе с тем, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что вышеописанную систему датчика можно создать многими различными способами.
Использование изобретения
После описания самого устройства приводится описание его использования и работы с дополнительными деталями.
Устройство (50) вводят в скважинное трубное изделие с помощью обычного средства, такого как гибкая насосно-компрессорная труба, бурильная колонна или т.п., известного специалисту в данной об- 4 022389 ласти техники и поэтому не описываемого подробно дополнительно. После установки устройства в нужное положение накачиваемые резиновые эластичные баллоны (31) расширяются, как описано выше. Таким способом устройство перемещается к центру скважинного трубного изделия, и возможное возникновение крутящего момента в устройстве во время развертывания поддомкрачивающих рычагов может предотвращаться. Накачиваемые резиновые эластичные баллоны прикладывают усилие, достаточное для центрирования устройства.
После центрирования устройства развертываются поддомкрачивающие рычаги (41). Поддомкрачивающие рычаги (41) выдвигаются из кожуха (11) средством, описанным выше. С помощью одновременного опорожнения втулок (31) и выдвижения поддомкрачивающих рычагов (41) устройство перемещается в направлении к одной стороне скважинного трубного изделия (20) в управляемом режиме. Благодаря наличию системы, объединяющей накачиваемые резиновые эластичные баллоны (31) и выдвигающиеся поддомкрачивающие рычаги, можно управлять лучше угловой ориентацией устройства, чем в известных устройствах. Когда кожух (11) прижимается к внутренней поверхности скважинного трубного изделия (20), продольную ось сверла (1) устанавливается в направлении, по существу, перпендикулярном внутренней поверхности скважинного трубного изделия (20). При этом угол сверления удерживается, по существу, равным 90° к поверхности скважинного трубного изделия, когда сверло (1) сверлит скважинное трубное изделие.
Поддомкрачивающие рычаги (41) закрепляют устройство внутри скважинного трубного изделия во время операций сверления и нагнетания. При этом средство привода компоновки сверла выполнено с возможностью прикладывать на сверло осевую нагрузку, необходимую для сверления. Когда устройство прижато к внутренней поверхности скважинного трубного изделия, можно начинать операции сверления перемещением компоновки сверла в радиальном направлении к внутренней поверхности скважинного трубного изделия (20). Благодаря вращению и постепенному перемещению вперед сверла, режущая кромка сверла получает возможность сверления сквозь скважинное трубное изделие (20). Когда сверло проперфорировало скважинное трубное изделие (20), уплотнение (2) прижимается к внутренней поверхности скважинного трубного изделия (20) благодаря дополнительному перемещению вперед компоновки сверла. Созданный проход потока текучей среды через нагнетательные каналы (3) сверла (1) с непроницаемым для текучей среды уплотнением можно использовать для нагнетания текучей среды или смеси текучих сред в кольцевое пространство. С использованием сверла (1), перфорирующего скважинное трубное изделие, текучую среду или смесь текучих сред можно нагнетать из емкостей внутри кожуха (11) в кольцевое пространство или пласт, окружающий скважинное трубное изделие. В случае подачи под давлением текучей среды или смеси текучих сред, такой как эпоксидный состав, к хвостовику (5) сверла (1) текучая среда или смесь текучих сред должна проходить через нагнетательные канавки (3) в кольцевое пространство окружающей скважины.
После нагнетания текучей среды или смеси текучих сред сверло (1) отводится на место внутри кожуха (11), как показано на фиг. 6. Поддомкрачивающие рычаги (41) отводят, и устройство больше не является закрепленным внутри скважинного трубного изделия. Устройство можно затем переместить для выполнения операций на другое место, или поднять из скважины и готовить к последующему повторному развертыванию.
Использование описанного выше сверлильного устройств не ограничено скважинным трубным изделием. Сверлильное устройство можно также использовать в других трубных конструкциях, таких как, без ограничения этим, системы трубной разводки, водосточные трубы, водопроводные трубы, канализационные трубы, отводные трубы, вентиляционные шахты, дымоходы, башни ветряных электростанций, туннели или узкие шахты.
Следует отметить, что в приведенном выше описании с прилагаемыми фигурами пример вариантов осуществления показан упрощенно и схематично. Внутренние электронные схемы и механические детали не показаны, поскольку специалисту в данной области техники должны быть знакомы данные детали, они только неоправданно усложняют данное описание.
В одном варианте осуществления устройство для сверления отверстия в скважинном трубном изделии и для последующего нагнетания текучей среды или смеси текучих сред в кольцевое пространство или пласт, окружающий скважинное трубное изделие, содержит кожух, компоновку сверла, установленную внутри кожуха, причем компоновку сверла, содержащую сверло, имеющее режущую кромку или режущие кромки и канавки, проходящие по его наружной поверхности, средство вращения, соединенное с компоновкой сверла, выполненное с возможностью вращения компоновки сверла, средство для подачи текучей среды или смеси текучих сред в канавки вращающегося сверла, уплотнение, окружающее сверло, для уплотнения устройства к поверхности скважинного трубного изделия и приводное средство для перемещения вперед компоновки сверла в направлении к скважинному трубному изделию. Во втором варианте осуществления в устройстве согласно первому варианту осуществления канавки, проходящие по наружной поверхности сверла, являются спиральными канавками. В третьем варианте осуществления в устройстве согласно любому из предыдущих вариантов осуществления средство для подачи текучей среды или смеси текучих сред в канавки гидравлически соединено с емкостью внутри кожуха, подходящей для содержания текучей среды или смеси текучих сред. В четвертом варианте осуществления в уст- 5 022389 ройстве согласно любому из предыдущих вариантов осуществления средство для подачи текучей среды или смеси текучих сред в канавки гидравлически соединяется с емкостями внутри кожуха, подходящими для содержания различных текучих сред или смесей текучих сред. В пятом вариант осуществления в устройстве согласно любому из предыдущих вариантов осуществления средство для подачи текучей среды или смеси текучих сред в канавки соединено с концом сверла, противоположным режущей кромке так, что текучую среду можно подавать из устройства в кольцевое пространство через канавки, когда сверло проходит сквозь скважинное трубное изделие. В шестом варианте осуществления в устройстве согласно любому из предыдущих вариантов осуществления сверло перемещается относительно уплотнения. В седьмом варианте осуществления в устройстве согласно любому из предыдущих вариантов осуществления приводное средство выполнено с возможностью отвода компоновки сверла. В восьмом варианте осуществления в устройстве согласно любому из предыдущих вариантов осуществления давление нагнетаемой текучей среды должно усиливать герметизирующее действие уплотнения при нагнетании текучей среды или смеси текучих сред. В девятом варианте осуществления в устройстве согласно любому из предыдущих вариантов осуществления уплотнение имеет сходящиеся внутренние поверхности. В десятом варианте осуществления устройство согласно любому из предыдущих вариантов осуществления содержит датчик определения положения сверла в радиальном направлении. В одиннадцатом варианте осуществления в устройстве согласно варианту осуществления десять датчик является магнитным датчиком, содержащим магнит, жестко установленный на втулке, и датчиком, установленным внутри кожуха для регистрации положения магнита. В двенадцатом варианте осуществления в устройстве согласно любому из предыдущих вариантов осуществления компоновка сверла содержит вращающуюся втулку, соединенную со сверлом и с приводным средством. В тринадцатом варианте осуществления в устройстве согласно варианту осуществления двенадцать втулка соединена со средством вращения. В четырнадцатом варианте осуществления в устройстве согласно варианту осуществления тринадцать уплотнение установлено на втулке. В пятнадцатом варианте осуществления в устройстве согласно варианту осуществления восемь уплотнение установлено на кожух. В шестнадцатом варианте осуществления устройство согласно любому из предыдущих вариантов осуществления содержит средство для прижатия устройства к внутренней поверхности скважинного трубного изделия. В одном варианте осуществления сверло согласно любому из предыдущих вариантов осуществления имеет режущие кромки и канавки, проходящие по его наружной поверхности, сверло дополнительно имеет установленное по периферии уплотнение. В одном варианте осуществления используют устройство согласно любому из предыдущих вариантов осуществления для выполнения операций внутри скважинного трубного изделия. В другом варианте осуществления используют устройство согласно предыдущим вариантам осуществления для нагнетания текучей среды или смеси текучих сред через перфорацию в стенке скважинного трубного изделия.
Claims (17)
1. Устройство (50) для установки инструмента в скважинном трубном изделии (20), имеющем продольное направление, содержащее кожух (11), компоновки (40) поддомкрачивающих рычагов, установленные внутри кожуха (11) и содержащие поддомкрачивающие рычаги (41), выдвигающиеся из кожуха (11) для закрепления устройства (50) в скважинном трубном изделии (20), инструмент (10), соединенный с кожухом (11), отличающееся тем, что дополнительно содержит по меньшей мере одну компоновку (30) эластичного баллона, содержащую накачиваемое средство (31) для установки устройства, по существу, по центру скважинного трубного изделия (20), средство для перемещения поддомкрачивающих рычагов (41) и средство для опорожнения накачиваемого средства (31), при этом поддомкрачивающие рычаги (41) выполнены с возможностью перемещения устройства из положения по центру скважинного трубного изделия (20) в направлении к боковой стенке скважинного трубного изделия (20), при этом при приведении в действие поддомкрачивающих рычагов (41) устройство (50) перемещается в направлении, по существу, перпендикулярном продольному направлению скважинного трубного изделия (20).
2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что содержит две или более компоновки (30) эластичных баллонов.
3. Устройство по п.1 или п.2, отличающееся тем, что инструмент (10) является инструментом для перфорирования скважинного трубного изделия и нагнетания текучей среды или смеси текучих сред в кольцевое пространство или пласт, окружающий скважинное трубное изделие, причем инструмент содержит канавки (3) для нагнетания текучей среды или смеси текучих сред в кольцевое пространство или пласт, при этом устройство дополнительно содержит средство для подачи текучей среды, соединенное с канавками (3) так, что текучая среда проходит из устройства (50) в кольцевое пространство через канавки (3) при проходе инструмента через скважинное трубное изделие.
4. Устройство по одному из предыдущих пунктов, отличающееся тем, что инструмент является сверлом (1), имеющим спиральные канавки (3), уплотнение (2), установленное вокруг сверла (1), и средство для подачи текучей среды или смеси текучих сред соединено со спиральными канавками (3) так, что текучая среда проходит из устройства (50) в кольцевое пространство по спиральным канавкам (3) при проходе сверла (1) через скважинное трубное изделие.
- 6 022389
5. Устройство по п.4, отличающееся тем, что сверло (1) и уплотнение (2) установлены на вращающейся втулке (12), причем устройство (50) дополнительно содержит средство привода и вращения втулки (12).
6. Устройство по пп.3-5, отличающееся тем, что средство для подачи текучей среды или смеси текучих сред в канавки (3) гидравлически соединено с емкостями (52) внутри кожуха (11), подходящими для содержания различных текучих сред или смесей текучих сред.
7. Устройство по любому из предыдущих пунктов, отличающееся тем, что поддомкрачивающие рычаги (41) являются выдвигающимися из кожуха (11) со стороны, противоположной инструменту.
8. Устройство по любому из предыдущих пунктов, отличающееся тем, что инструмент (10) является выдвигающимся из кожуха (11) в радиальном направлении.
9. Устройство по п.8, отличающееся тем, что содержит датчик определения местоположения инструмента в радиальном направлении.
10. Устройство по п.9, отличающееся тем, что датчик является магнитным датчиком, содержащим магнит, жестко установленный на втулке, и установленным внутри кожуха для регистрации положения магнита.
11. Устройство по любому из предыдущих пунктов, отличающееся тем, что накачиваемое средство представляет собой накачиваемые втулки (31).
12. Применение устройства по любому из предыдущих пп.1-11 для выполнения операций в скважинном трубном изделии.
13. Применение по п.12, в котором указанной операцией является нагнетание текучей среды или смеси текучих сред через перфорацию в стенке скважинного трубного изделия.
14. Способ для установки устройства по любому из пп.1-11 в скважинном трубном изделии (20), отличающийся тем, что содержит следующие этапы:
вводят устройство (50) в скважинное трубное изделие (20);
наполняют накачиваемое средство (31) для центрирования устройства в скважинном трубном изделии (20);
одновременно перемещают поддомкрачивающие рычаги (41) и опорожняют расширенные эластичные баллоны (31), при этом при приведении в действие поддомкрачивающих рычагов (41) устройство (50) перемещается в направлении, по существу, перпендикулярном продольному направлению скважинного трубного изделия (20).
15. Способ по п.14, отличающийся тем, что выдвигают инструмент (10) в радиальном направлении для перфорирования скважинного трубного изделия (20).
16. Способ по п.15, отличающийся тем, что нагнетают текучую среду или смесь текучих сред из устройства через канавки (3) инструмента (10), перфорирующего скважинное трубное изделие (20), в кольцевое пространство, окружающее скважинное трубное изделие (20).
17. Способ по п.15 или 16, отличающийся тем, что инструмент (10), перфорирующий скважинное трубное изделие (20), отводят после перфорирования скважинного трубного изделия.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US26109509P | 2009-11-13 | 2009-11-13 | |
| DKPA200970205A DK178754B1 (da) | 2009-11-13 | 2009-11-13 | Indretning til positionering af et værktøj i et brøndrør, anvendelse deraf og fremgangsmåde til positionering af indretningen |
| PCT/EP2010/067130 WO2011058015A1 (en) | 2009-11-13 | 2010-11-09 | Jacking units and bellows for down hole intervention tools |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201290336A1 EA201290336A1 (ru) | 2012-12-28 |
| EA022398B1 true EA022398B1 (ru) | 2015-12-30 |
Family
ID=42271927
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201290336A EA022398B1 (ru) | 2009-11-13 | 2010-11-09 | Устройство для установки инструмента в скважинном трубном изделии |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9371704B2 (ru) |
| EP (1) | EP2499326B1 (ru) |
| CN (1) | CN102844519B (ru) |
| CA (1) | CA2785706C (ru) |
| DK (1) | DK178754B1 (ru) |
| EA (1) | EA022398B1 (ru) |
| WO (1) | WO2011058015A1 (ru) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2505767A1 (en) * | 2011-03-30 | 2012-10-03 | Welltec A/S | Fail-safe spring |
| WO2014060293A2 (en) | 2012-10-16 | 2014-04-24 | Maersk Olie Og Gas A/S | Sealing apparatus and method |
| EP3143240B1 (en) * | 2014-05-16 | 2019-07-03 | Aarbakke Innovation A.S. | Multifunction wellbore tubular penetration tool |
| WO2016028159A1 (en) * | 2014-08-21 | 2016-02-25 | Agat Technology As | Well tool modules for radial drilling and anchoring |
| US10683702B2 (en) * | 2017-10-29 | 2020-06-16 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Rotary steerable system having actuator with linkage |
| GB201813865D0 (en) | 2018-08-24 | 2018-10-10 | Westerton Uk Ltd | Downhole cutting tool and anchor arrangement |
| US11306540B2 (en) * | 2020-06-17 | 2022-04-19 | Institute Of Geology And Geophysics, Chinese Academy Of Sciences | Push type rotary guide drilling system |
| CN114045869A (zh) * | 2021-10-20 | 2022-02-15 | 上海市基础工程集团有限公司 | 预成孔垂直顶升施工方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2942666A (en) * | 1956-12-27 | 1960-06-28 | Jersey Prod Res Co | Wireline plugging device |
| US5105881A (en) * | 1991-02-06 | 1992-04-21 | Agm, Inc. | Formation squeeze monitor apparatus |
| US5777257A (en) * | 1997-03-14 | 1998-07-07 | Senior Power Services, Inc., Demex Division | Shaped charge assembly with truncated liner |
| US6102115A (en) * | 1998-01-23 | 2000-08-15 | Schlumberger Technology Corporation | Integral standoff of induction sondes to minimize correction of borehole conductivity effects |
| US6772839B1 (en) * | 2001-10-22 | 2004-08-10 | Lesley O. Bond | Method and apparatus for mechanically perforating a well casing or other tubular structure for testing, stimulation or other remedial operations |
| US20070256827A1 (en) * | 2005-11-15 | 2007-11-08 | Schlumberger Technology Corporation | Anchoring system and method |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3294170A (en) * | 1963-08-19 | 1966-12-27 | Halliburton Co | Formation sampler |
| US3595326A (en) * | 1970-02-03 | 1971-07-27 | Schlumberger Technology Corp | Directional drilling apparatus |
| US6209636B1 (en) * | 1993-09-10 | 2001-04-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore primary barrier and related systems |
| US6581455B1 (en) * | 1995-03-31 | 2003-06-24 | Baker Hughes Incorporated | Modified formation testing apparatus with borehole grippers and method of formation testing |
| US5692565A (en) | 1996-02-20 | 1997-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for sampling an earth formation through a cased borehole |
| CN1097134C (zh) * | 1998-08-19 | 2002-12-25 | 赵喜南 | 灌浆管道设备和使用该设备为地下水井灌浆的方法 |
| NO312255B1 (no) | 2000-06-28 | 2002-04-15 | Pgs Reservoir Consultants As | Verktöy for gjennomhulling av et langsgående veggparti av et fôringsrör |
| US7380599B2 (en) | 2004-06-30 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for characterizing a reservoir |
| GB2419424B (en) * | 2004-10-22 | 2007-03-28 | Schlumberger Holdings | Method and system for estimating the amount of supercharging in a formation |
-
2009
- 2009-11-13 DK DKPA200970205A patent/DK178754B1/da active
-
2010
- 2010-11-09 US US13/509,516 patent/US9371704B2/en active Active
- 2010-11-09 CN CN201080061195.0A patent/CN102844519B/zh active Active
- 2010-11-09 EP EP10779526.2A patent/EP2499326B1/en active Active
- 2010-11-09 WO PCT/EP2010/067130 patent/WO2011058015A1/en active Application Filing
- 2010-11-09 CA CA2785706A patent/CA2785706C/en active Active
- 2010-11-09 EA EA201290336A patent/EA022398B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2942666A (en) * | 1956-12-27 | 1960-06-28 | Jersey Prod Res Co | Wireline plugging device |
| US5105881A (en) * | 1991-02-06 | 1992-04-21 | Agm, Inc. | Formation squeeze monitor apparatus |
| US5777257A (en) * | 1997-03-14 | 1998-07-07 | Senior Power Services, Inc., Demex Division | Shaped charge assembly with truncated liner |
| US6102115A (en) * | 1998-01-23 | 2000-08-15 | Schlumberger Technology Corporation | Integral standoff of induction sondes to minimize correction of borehole conductivity effects |
| US6772839B1 (en) * | 2001-10-22 | 2004-08-10 | Lesley O. Bond | Method and apparatus for mechanically perforating a well casing or other tubular structure for testing, stimulation or other remedial operations |
| US20070256827A1 (en) * | 2005-11-15 | 2007-11-08 | Schlumberger Technology Corporation | Anchoring system and method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2785706C (en) | 2019-04-16 |
| CN102844519B (zh) | 2015-12-16 |
| CN102844519A (zh) | 2012-12-26 |
| EP2499326A1 (en) | 2012-09-19 |
| EP2499326B1 (en) | 2013-08-28 |
| US20120273238A1 (en) | 2012-11-01 |
| DK200970205A (en) | 2011-05-14 |
| DK178754B1 (da) | 2017-01-02 |
| US9371704B2 (en) | 2016-06-21 |
| CA2785706A1 (en) | 2011-05-19 |
| EA201290336A1 (ru) | 2012-12-28 |
| WO2011058015A1 (en) | 2011-05-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA022398B1 (ru) | Устройство для установки инструмента в скважинном трубном изделии | |
| CA2785702C (en) | Injection drill bit | |
| CN101238272B (zh) | 形成井下环形阻挡层的装置和方法 | |
| RU2390623C2 (ru) | Однорейсовое скважинное устройство, снабженное средствами борьбы с пескопроявлением | |
| US6834725B2 (en) | Reinforced swelling elastomer seal element on expandable tubular | |
| CA2555563C (en) | Apparatus and methods for creation of down hole annular barrier | |
| US7913753B2 (en) | System for injecting a substance into an annular space | |
| US7228911B2 (en) | Apparatus for and method of radial expansion of a tubular member | |
| RU2739488C2 (ru) | Отсоединяющий инструмент | |
| JPH07507610A (ja) | 地層中に坑井を設ける方法 | |
| US20070256841A1 (en) | Sidetrack option for monobore casing string | |
| CN104024565A (zh) | 与钻头接头一起使用的膨胀式封隔器元件 | |
| US7849937B2 (en) | Method and device for producing a cased string bore | |
| US11261690B2 (en) | Downhole method and system for providing zonal isolation with annular barrier expanded from within and through well tubular metal structure | |
| US11299948B2 (en) | Downhole method for removal of tubular metal structure | |
| CN112854194A (zh) | 一种用于后退式注浆的装置及使用方法 | |
| RU2802509C2 (ru) | Скважинный способ для обеспечения зональной изоляции в заданом положении в затрубном пространстве и скважинная система для осуществления способа | |
| US20250092758A1 (en) | High-expansion dynamic inflatable packer element |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |