УСТРОЙСТВО ДЛЯ СОЕДИНЕНИЯ ЛИНИЙ УПРАВЛЕНИЯ В СУХОЙ И ЖИДКОЙ СРЕДЕ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2009 года по МПК E21B47/12 E21B7/04 

Перекрестные ссылки на родственные заявки

Приоритет изобретения испрашивается по дате подачи предварительной заявки на патент США №60/425348 от 11 ноября 2002 г., содержание которой в полном объеме включено в данное описание в качестве ссылки.

Уровень техники

Проведенные за последние десять или более лет исследования в области эффективной и надежной добычи нефти и газа привели отрасль к "интеллектуальным" решениям проблем, связанных со старением нефтяных месторождений, а также других проблем. Сейчас в условиях скважины осуществляют, насколько это позволяет развитие соответствующих технологий, управление потоками флюидов, измерения с помощью датчиков, вычислительные и другие операции. В основные стволы скважин устанавливаются колонны для так называемого автоматизированного заканчивания (другие названия в литературе - прогрессивное или интеллектуальное заканчивание), которые позволяют изолировать участки скважины по зонам, раздельно управлять эксплуатацией отдельных участков скважины и т.д. Этими участками могут быть боковые стволы, или ответвления, или различные зоны основного ствола.

В конструкциях многозабойных, или многоствольных, скважин боковые стволы могут быть очень длинными, могут пересекать несколько продуктивных и непродуктивных зон, а также могут быть (а могут и не быть) оснащены гравийными фильтрами. Соединительные узлы, конструктивно оформляющие ответвления боковых стволов скважин и зоны с гравийными фильтрами (и не только они), создают проблемы в отношении сообщения с установленным за ними оборудованием и управления этим оборудованием. Гравийные фильтры оборудуются каналами связи, но их трудно сопрягать и эксплуатировать, а боковые стволы часто управляются только в местах их соединения с основным стволом из-за сложности связи с оборудованием, расположенным за этим соединением.

Решения по улучшению сообщения со скважинным оборудованием, находящимся за объектами, затрудняющими такую связь, несомненно, пойдут на пользу предприятиям отрасли, занимающимся разведочными работами, а также добычей нефти и газа, и будет ими востребовано.

Краткое изложение сущности изобретения

В настоящем изобретении предлагается устройство для соединения линий управления в жидкой среде, содержащее первый трубчатый элемент с одной или несколькими точками сопряжения линий управления, каждая из которых выведена на внутреннюю поверхность первого трубчатого элемента, где имеется контактная поверхность уплотнения, и второй трубчатый элемент с одной или несколькими точками сопряжения линий управления, каждая из которых выведена на внешнюю поверхность второго трубчатого элемента, на которой расположено по меньшей мере два уплотняющих элемента, расположенных на расстоянии друг от друга в осевом направлении таким образом, чтобы по обе стороны от вывода каждой линии управления на внешнюю поверхность второго трубчатого элемента находилось по меньшей мере по одному уплотняющему элементу.

Объектом изобретения является также уплотнительный узел, содержащий корпус, несколько уплотняющих элементов и несколько проходов для линий управления. Проходы расположены ступенчато.

Объектом изобретения является также узел соединения стволов скважины, выполненный с обеспечением сообщения с колонной для заканчивания бокового ствола скважины и содержащий основной ствол и пересекающий его боковой ствол. Предусмотрено по меньшей мере одно коммуникационное отверстие, проходящее через этот узел из точки, находящейся снаружи от внутренней поверхности бокового ствола внутрь бокового ствола.

Объектом изобретения является также скважинная система, содержащая насосно-компрессорную колонну с основным стволом и по меньшей мере одним ответвляющимся от него боковым стволом, пересекающим основной ствол в узле соединения стволов. Предлагаемая в изобретении скважинная система содержит колонну для автоматизированного заканчивания скважины в боковом стволе и колонну для автоматизированного заканчивания скважины в основном стволе. На каждую из колонн для заканчивания, расположенных в основном и боковом стволах, предусмотрено по одному коммуникационному каналу, причем коммуникационный канал колонны, проходящей в боковом стволе, расположен снаружи от внутренней поверхности насосно-компрессорной колонны по меньшей мере в узле соединения основного и бокового стволов.

Объектом изобретения является также способ установки колонн для автоматизированного заканчивания в боковых стволах скважины. Предлагаемый в изобретении способ заключается в том, что в скважину на насосно-компрессорной колонне спускают узел соединения стволов, имеющий основной и боковой участки, причем снаружи от внутренней поверхности насосно-компрессорной колонны и узла соединения стволов расположена идущая с дневной поверхности линия управления, заканчивающаяся на внутренней поверхности узла соединения стволов по меньшей мере одним отверстием. Затем в боковой участок узла соединения стволов вводят колонну для автоматизированного заканчивания и соединяют ее с указанным отверстием.

Объектом изобретения является также устройство для соединения линий управления, относящихся к вводимым один в другой трубчатым элементам, содержащее первый трубчатый элемент с первой линией управления и второй трубчатый элемент со второй линией управления, причем первый и второй трубчатые элементы выполнены таким образом, чтобы при вхождении одного из них в другой образовывать изолированное кольцевое пространство, соединяющее первую линию управления со второй.

Краткое описание чертежей

Ниже сущность изобретения поясняется на примере осуществления изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых для обозначения аналогичных элементов конструкции использованы аналогичные ссылочные номера и на которых показано:

на фиг.1А - схематичное изображение соединительного устройства для работы в жидкой среде с радиальным сопряжением линий управления, показанное перед его приведением в рабочее состояние,

на фиг.1Б - схематичное изображение соединительного устройства для работы в жидкой среде с радиальным сопряжением линий управления, показанное после его приведения в рабочее состояние,

на фиг.2А - конструкция, аналогичная показанной на фиг.1А, но с коническим сопряжением,

на фиг.2Б - конструкция, аналогичная показанной на фиг.1Б, но с коническим сопряжением,

на фиг.3 - схематичное изображение гравийного фильтра с соединительным устройством, показанным на фиг.1А и 1Б,

на фиг.4 - вид в аксонометрии якорного участка предлагаемого соединительного устройства,

на фиг.5 - схематичное изображение первого варианта узла соединения стволов многозабойной скважины, обеспечивающего установку системы для автоматизированного заканчивания в обоих стволах скважины,

на фиг.6 - вид показанного на фиг.5 узла соединения стволов для многозабойной скважины со схематичным изображением законченного бокового ствола,

на фиг.7 - увеличенное изображение части законченного ствола скважины,

на фиг.8 - схематичное изображение пакера с несколькими уплотняющими элементами и с проходами, расположенными ступенчато,

на фиг.9 - схематичное изображение уплотнительного узла с несколькими уплотняющими элементами и с проходами, расположенными ступенчато,

на фиг.10 - схематичное изображение второго варианта узла соединения стволов многозабойной скважины, обеспечивающего установку системы для автоматизированного заканчивания в обоих стволах скважины,

на фиг.11 - вид показанного на фиг.7 узла соединения стволов для многозабойной скважины со схематичным изображением законченного бокового ствола.

Подробное описание предпочтительного варианта изобретения

Ниже осуществление изобретения поясняется на примере устройства для соединения гидравлических линий управления в жидкой среде (по технологии т.н. "мокрого разъема") в двух типовых вариантах. Для наглядности предлагаемое в изобретении устройство сначала рассматривается отдельно от других узлов. На фиг.1А и 1Б схематично показано только само соединительное устройство в состояниях соответственно до и после соединения линий управления. В состав соединительного устройства входит первый трубчатый элемент 12, который имеет больший внутренний размер, чем второй трубчатый элемент 14. Таким образом, второй трубчатый элемент 14 концентрично размещается в первом трубчатом элементе 12 вместе с уплотняющими элементами 22. В этом устройстве должно быть предусмотрено по меньшей мере два уплотняющих элемента, что необходимо для создания кольцевого (или дугообразного, но работающего аналогично) герметично изолированного пространства 23 для сообщения расположенной выше по стволу линии управления (на этом виде не показана), которая может быть гидравлической, с расположенной ниже по стволу линией управления 16, которая также может быть гидравлической. В первом трубчатом элементе 12 выполнены выводы, или отверстия, 18 (на чертеже показано три отверстия, но их может быть сколько угодно), которые проходят на участке контактной поверхности 20 уплотнения первого трубчатого элемента 12 от внутренней поверхности первого трубчатого элемента до точки 19 сопряжения линий управления. В одном варианте выполнения контактная поверхность 20 уплотнения может быть отполирована. Точка сопряжения линий управления может быть расположена на внешней поверхности первого трубчатого элемента 12 или между его внешней и внутренней поверхностями, причем во втором случае точка сопряжения линий управления может быть расположена в углублении на внешней поверхности первого трубчатого элемента или в материале первого трубчатого элемента 12. Выводы 18 расположены на расстоянии друг от друга в осевом направлении (т.е. вдоль оси трубчатого элемента) и могут быть расположены в первом трубчатом элементе 12 в любом месте по окружности контактной поверхности 20 уплотнения.

Второй трубчатый элемент 14 имеет наружный диаметр, который меньше внутреннего диаметра первого трубчатого элемента 12, что позволяет концентрично размещать второй трубчатый элемент 14 в первом 12. Второй трубчатый элемент 14 снабжен по меньшей мере двумя уплотняющими элементами 22, разнесенными в осевом направлении на достаточное расстояние, чтобы между ними существовал промежуток, примерно соответствующий размеру вывода 18. Поверхность второго трубчатого элемента 14 с внешней стороны также выполнена таким образом, чтобы обеспечить возможность размещения уплотняющих элементов 22 между внешней поверхностью трубчатого элемента 14 и внутренней поверхностью трубчатого элемента 12. На фиг.1А и 1Б изображены четыре уплотняющих элемента, что соответствует возможности соединения трех отдельных линий управления. Для этого выводы 18 линий управления должны находиться в соответствующих кольцевых пространствах 23, ограниченных контактной поверхностью 20 уплотнения, уплотняющими элементами 22 и второй трубой 14. Кроме того, второй трубчатый элемент 14 также должен иметь три вывода 26 линий управления, которые расположены между соответствующими уплотняющими элементами 22 и которые связаны с точками 28 сопряжения линий управления на второй трубе 14. Следует иметь в виду, что таким образом к устройству можно подвести столько линий управления, сколько потребуется, при этом число соединений ограничено лишь возможностями вывода линий управления в соединительные кольцевые пространства (полости), что зависит от площади поперечного сечения линий управления и общего доступного пространства в скважине, особенно по окружности трубчатых элементов 12 и 14.

В варианте соединительного устройства, показанном на фиг.1А и 1Б, контактная поверхность 20 уплотнения расположена параллельно поверхности второго трубчатого элемента 14. Такая конфигурация позволяет подогнать первый трубчатый элемент 12 и второй трубчатый элемент 14 друг к другу с обеспечением соединения линий управления без изменения давления в соответствующих линиях. Это целесообразно в определенных ситуациях.

В другом варианте соединительного устройства, показанном на фиг.2А и 2Б, контактная поверхность 20а уплотнения сходит уступами 30 на конус. В этом варианте второй трубчатый элемент 14а также ступенчато сходит на конус соответственно поверхности 20а. В этом случае на выводах линий управления, расположенных ближе к наиболее узкой части второго трубчатого элемента 14а, изменение давление после соединения будет больше, чем на выводах, расположенных ближе к наиболее широкой части второго трубчатого элемента 14а. В остальных отношениях это устройство работает так же, как и в варианте, рассмотренном выше.

На фиг.3 изображен вариант скважинного устройства, в котором используется предлагаемое в изобретении соединительное устройство. В данном варианте соединительное устройство используется с гравийным фильтром 40. Специалист узнает на чертеже традиционные элементы гравийного фильтра: механический фильтр 42, перфорированную трубу 44 и циркуляционный клапан (скользящую муфту) 46. Прочие элементы конструкции, не обозначенные на чертеже, также известны из уровня техники. Новым в данной конструкции является предлагаемое в изобретении устройство для соединения линий управления, в котором первый трубчатый элемент 12, который был рассмотрен выше, установлен по линии с другими элементами гравийного фильтра. В этом варианте имеются три точки 48 сопряжения (разъема) линий управления, расположенные в углублениях 50. Заметим, что для подключения линий управления можно использовать лишь некоторые точки, оставляя остальные свободными. Очевидным образом, для обеспечения управления оборудованием, расположенным ниже предлагаемого в изобретении устройства по стволу скважины, необходимо, чтобы по меньшей мере одна из точек сопряжения линий управления была подключена к такой линии. Если какие-то точки подсоединения линии управления не задействованы, их целесообразно соответствующим образом закрыть крышками или заглушками.

Перед соединением с соединительным якорем 56, обеспечивающим возможность повторного соединения, выводы линий управления, а также контактная поверхность 20 уплотнения, которая может быть полированной, закрыты защитной втулкой 52 с парой уплотняющих элементов 54, чтобы до стыковки с соединительным якорем 56 поддерживать контактную поверхность 20 уплотнения и выводы 18 линий управления в чистоте.

Соединительный якорь 56 содержит второй трубчатый элемент 14, соединенный с захватным инструментом 58 для сцепления с пакером 60 гравийного фильтра. Соединительный якорь 56 также снабжен уплотняющими элементами 62 в нижней части 64 скользящей муфты 66 гравийного фильтра. При вхождении соединительного якоря 56 в первый трубчатый элемент 12 защитная втулка 52 смещается в сторону от контактной поверхности 20 уплотнения и второй трубчатый элемент 14 входит в контакт с контактной поверхностью 20 уплотнения. В одном из вариантов, показанном только на фиг.1А и 1Б, защитная втулка 52 снабжена замком 68 для захвата при извлечении, который при вытягивании соединительного якоря 56 обеспечивает перемещение защитной втулки 52 в положение напротив контактной поверхности 20 уплотнения для предотвращения загрязнения последней.

Общий вид соединительного якоря 56 представлен на фиг.4.

В другом исполнении с использованием технологии и конструкции "мокрого разъема" предлагаемое в изобретении устройство используется для установления сообщения между линиями управления, проходящими выше и ниже узла соединения стволов скважины.

На фиг.5 представлено схематичное изображение узла 110 соединения стволов для многозабойной скважины с одной или несколькими идущими с дневной поверхности линиями питания или управления 112, 114 (на чертеже показаны две линии, но их может быть и больше). Каждая отдельная линия управления (как отмечено выше, понятия "идущая с дневной поверхности линия управления (питания)" и просто "линия управления" в данном описании используются взаимозаменяемо) может использоваться для управления независимым устройством или независимой колонной, такой как колонна для автоматизированного (интеллектуального) заканчивания. Это особенно выгодно в тех случаях, когда скважина имеет несколько боковых стволов. В рассматриваемом примере количество идущих с дневной поверхности линий управления совпадает с числом боковых стволов, т.е. по одной линии на боковой ствол. В рассматриваемом варианте, показанном на фиг.5, линия управления 112 тянется дальше по основному стволу 116, а линия управления 114 заканчивается у многоканального посадочного патрубка или контактной поверхности 118 уплотнения (аналогичной рассмотренной выше контактной поверхности 20 уплотнения) на верхнем конце бокового ствола 120. В этом примере линия управления 112 предназначена для питания расположенного ниже по скважине устройства или бокового ствола, а линия управления 114 питает боковой ствол 20, изображенный на фигуре. Как понятно специалисту в данной области техники, описанная конструкция является наращиваемой.

Как показано на чертеже, в многоканальном посадочном патрубке (или контактной поверхности уплотнения - эти понятия здесь взаимозаменяемы) 118 имеется три вывода 122, 124 и 126 линий управления (таких выводов может быть меньше или больше в зависимости от длины посадочного патрубка в осевом направлении), которые могут быть отверстиями гидравлических каналов, электрическими контактами, оптоволоконными входами-выходами или относиться к другим типам присоединительных разъемов в зависимости от требуемого типа соединения между посадочным патрубком и колонной для автоматизированного заканчивания, установленной в насосно-компрессорной колонне. Благодаря тому что идущая с дневной поверхности линия управления 114 проведена по внешней поверхности узла 110 соединения стволов и выведена к месту соединения через посадочный патрубок 118, эту линию управления не требуется разветвлять внутри насосно-компрессорной колонны для подключения нескольких боковых стволов скважины.

На фиг.5 показано, что каждый из трех проводников, или каналов, любого типа в пределах линии управления 114 (заметим, что таких проводников может быть больше или меньше) подведен к конкретному выводу 122, 124 или 126 в многоканальном посадочном патрубке 118. Каждый из выводов 122, 124 или 126 может быть открыт или закрыт любым образом. Открытые выводы, хотя и удобные при отсутствии загрязнений, тем не менее, подвержены засорению обломками горных пород и продуктами износа, всегда присутствующими в скважине. Один из способов избежать такого засорения в гидравлических каналах идущей с дневной поверхности линии управления заключается в том, чтобы в каждой гидравлической линии постоянно поддерживать избыточное давление, тем самым препятствуя проникновению обломков горных пород в выводы сопрягаемых линий управления. Следует также отметить, что выводы 122, 124 и 126 линий управления дополнительно могут использоваться в качестве воздушных сопел для подачи газа в столб жидкости. В другом варианте выводы 122, 124 и 126 линий управления могут быть физически изолированы от попадания в них обломков горных пород и продуктов износа, образующихся при бурении или эксплуатации скважины, посредством предохранительных (срезных) или разрывных дисков на каждый вывод линии управления. При необходимости эти диски можно срезать или прорвать путем управляемого повышения давления в идущей с дневной поверхности линии управления либо механическими, акустическими или электрическими средствами. Поскольку срезать иди прорвать диски можно по желанию в любой момент времени, предполагается, что наиболее удобный для этого момент - после того, как колонна для автоматизированного (интеллектуального) заканчивания присоединилась к многоканальному посадочному патрубку, как это показано на фиг.6.

На фиг.6 схематично представлен тот же узел соединения стволов для многозабойных скважин, что и на фиг.5, однако на фиг.6 скважинная система для автоматизированного заканчивания установлена в боковом участке 120 указанного узла. Специалист узнает на схеме четыре пакера 128, сопряженных с многоканальным посадочным патрубком с образованием трех герметизированных проходов, в которые выходят соответственно выводы 122, 124 и 126 линий управления. Каждый из герметизированных проходов выходит в канал, продолжающий линию управления (см. фиг.10) через ее выводы 123, 125 и 127 для управления автоматизированной эксплуатацией законченной скважины.

На фиг.7 изображен пакер с несколькими уплотняющими элементами и проходами для линий управления. Пакер 200 представляет собой одиночный пакер с несколькими уплотняющими элементами 202, 204, 206, 208 и 210. Все уплотняющие элементы приводятся в действие общим исполнительным органом (приводом), в конструкции имеются шлипсы 212 и т.д., и повторяются только уплотняющие элементы. В уплотняющем элементе 202, показанном на схеме, имеются четыре точки 214 прохода для линий управления. Уплотняющий элемент 204 имеет три прохода, уплотняющий элемент 206 - два, а уплотняющий элемент 208 - один проход, т.е. проходы расположены ступенчато. Конструктивное оформление проходов для линий управления основано на технологии, используемой в пакерах Premier, выпускаемых фирмой "Бейкер Ойл Тулз", г.Хьюстон, Техас. Как показано на схеме, каждая из линий управления 216, 218, 220 и 222 выведена в разъем между разными уплотняющими элементами пакера. Как было отмечено выше, это облегчает сообщение линий управления через индивидуально уплотненные кольцевые пространства, образующиеся между уплотняющими элементами.

Специалисту понятно, что аналогичный результат получается при использовании пакета из нескольких сблокированных пакеров Premier, установленных друг над другом. Хотя с функциональной точки зрения требуемый результат достигается и в этом случае, здесь имеет место ненужное дублирование таких компонентов, как исполнительный орган или шлипсы.

На фиг.8 изображено еще одно устройство, решающее те же задачи, что и описанная выше система. Предлагаемый в изобретении уплотнительный узел 230 с несколькими уплотняющими элементами и проходами для линий управления аналогичен рассмотренному выше пакеру 200 в том смысле, что в нем образуется несколько кольцевых (или, как в предыдущем варианте, дугообразных, но работающих аналогично) изолированных полостей для соединения, например, выводов 122, 124 и 126 с выводами 123, 125 и 127 (см. фиг.5 и 10). Уплотнительный узел 230 с проходами для линий управления содержит несколько уплотняющих элементов, количество которых в рассматриваемом варианте равно пяти, но может быть больше или меньше. Уплотняющие элементы 232, 234, 236, 238 и 242 выполнены таким образом, чтобы между каждыми двумя уплотняющими элементами образовывалось по одному изолированному кольцевому пространству. В каждое такое кольцевое пространство выходит соответствующая линия управления, как и в варианте, показанном на фиг.7. В случае, изображенном на фиг.8, линии управления 242, 244, 246, 248 пересекают ровно столько уплотняющих элементов, сколько необходимо для того, чтобы выйти в изолированные кольцевые пространства 250, 252, 254 и 256, т.е. точки прохода для линий управления расположены ступенчато.

Необходимо заметить, что вместо рассмотренного выше устройства можно использовать сблокированные в пакет обычные уплотнительные узлы с проходами для линий управления, однако этот подход сопряжен с ненужным дублированием элементов конструкции и увеличением ее стоимости.

На фиг.9 и 10 изображен еще один вариант осуществления изобретения. Узел соединения стволов скважины, обозначенный в этом случае номером 140, аналогичен узлу, показанному на фиг.5. Без изменений осталась идущая с дневной поверхности линия управления 112. Однако линия управления, показанная на фиг.5 под номером 114, в этом варианте на дневную поверхность не выходит и на фиг.9 обозначена номером 142. Аналогично показанной на фиг.5 схеме линия управления 142 на нижнем (по стволу) конце выведена в многоканальный посадочный патрубок 118. В отличие же от варианта, изображенного на фиг.5, линия управления 142 на верхнем (по стволу) конце выведена в многоканальный посадочный патрубок 144. В посадочном патрубке 144 выполнены выводы, или коммуникационные отверстия, 146, 148 и 150, соответствующие выводам 122, 124 и 126, с которыми они соединены отдельными коммуникационными каналами линии управления 142. Как показано на фиг.10, с дневной поверхности по колонне 154 в скважину проведена еще одна линия управления 152, выведенная на посадочный патрубок 144. Колонна 154 соединена с посадочным патрубком 144 точно так же, как на фиг.2 колонна 130 для заканчивания соединена с посадочным патрубком 118. Как только колонна 154 установлена на посадочный патрубок 144, линия управления 152 соединяется с каждым из выводов (отверстий) 146, 148 и 150 и соответственно с выводами 122, 124 и 126 для продолжения линии управления к колонне 156 для автоматизированного заканчивания, расположенной в боковом участке 120.

В каждом из этих вариантов изобретения, представленных на фиг.5, 6 и 9, 10, основной ствол 116 остается открытым, тогда как в боковой ствол 120 введена колонна 156 для автоматизированного заканчивания. После установки колонны 156 для автоматизированного заканчивания в боковой ствол 120 другую такую колонну можно спустить и в основной ствол. В процессе установки этой колонны в ствол скважины можно провести с дневной поверхности ее собственную линию управления, что позволит управлять колонной для заканчивания основного ствола дистанционно, не создавая помех для управления колонной для заканчивания бокового ствола и не используя в скважине каких-либо Y-образных разветвлений линий управления.

На фиг.11 показан еще один вариант осуществления изобретения. Специалист увидит различия между схемой, показанной на фиг.9, и схемой, показанной на фиг.11, на которой линия управления 114 тянется на дневную поверхность так же, как и аналогичная линия управления на фиг.5, и заканчивается в скважине выводами 122, 124 и 126. Однако на фиг.11 явно отсутствует многоканальный посадочный патрубок, обозначенный на фиг.5 номером 118. Этот вариант ориентирован на случаи применения, в которых не допускается наличие каких-либо сужений проходного сечения канала узла соединения стволов. В этом случае колонна 160 для заканчивания, устанавливаемая в боковой участок 120 узла соединения стволов, должна иметь на ее верхнем конце уплотнительное устройство, например несколько пакеров 162, создающих герметичные уплотнения за счет прижима уплотняющих элементов к внутренней поверхности 164 ствола 120, с возможностью установления сообщения с колонной для заканчивания через выводы 122, 124 и 126. Помимо отсутствия сужений в проходном канале, ограниченном внутренней поверхностью бокового ствола 120, в этом варианте удается избежать возможных повреждений посадочного патрубка или других компонентов, проходящих через него при установке колонны для заканчивания. В остальном показанный на фиг.11 вариант работает так же, как варианты, представленные на фиг.5, 6 и 9, 10, обеспечивая возможность устанавливать в основном и боковом стволах колонны для автоматизированного заканчивания, управляемые независимо друг от друга, и позволяя наращивать систему для применения в скважинных системах с действительно многочисленными стволами.

Осуществление изобретения было рассмотрено выше на примере его конкретного варианта, однако специалисту должны быть очевидны возможности осуществления изобретения и в других, видоизмененных, вариантах, подпадающих под патентные притязания. Соответственно настоящее описание носит иллюстративный, но не ограничительный характер.

Изобретение относится к области эффективной и надежной добычи нефти и газа, в частности к линиям управления или связи скважинного оборудования. Техническим результатом является улучшение сообщения со скважинным оборудованием. Устройство содержит размещаемый в скважине первый трубчатый элемент с одной или несколькими точками сопряжения линий управления, каждая из которых выведена на внутреннюю поверхность первого трубчатого элемента, где имеется контактная поверхность уплотнения, защитный элемент, расположенный у контактной поверхности уплотнения первого трубчатого элемента и установленный с возможностью осевого смещения при вхождении размещаемого в скважине второго трубчатого элемента в контакт с первым трубчатым элементом, открывая контактную поверхность и обеспечивая тем самым сообщение между первым и вторым трубчатыми элементами, причем размещаемый в скважине второй трубчатый элемент имеет одну или несколько точек сопряжения линий управления, каждая из которых выведена на внешнюю поверхность второго трубчатого элемента, на которой расположено по меньшей мере два уплотняющих элемента, расположенных на расстоянии друг от друга в осевом направлении таким образом, чтобы по обе стороны от вывода каждой линии управления на внешнюю поверхность второго трубчатого элемента находилось по меньшей мере по одному уплотняющему элементу. 5 н. и 16 з.п. ф-лы, 11 ил.

1. Устройство для соединения линий управления в жидкой среде буровой скважины, содержащее размещаемый в скважине первый трубчатый элемент с одной или несколькими точками сопряжения линий управления, каждая из которых выведена на внутреннюю поверхность первого трубчатого элемента, где имеется контактная поверхность уплотнения, защитный элемент, расположенный у контактной поверхности уплотнения первого трубчатого элемента и установленный с возможностью осевого смещения при вхождении размещаемого в скважине второго трубчатого элемента в контакт с первым трубчатым элементом, открывая контактную поверхность и обеспечивая тем самым сообщение между первым и вторым трубчатыми элементами, причем размещаемый в скважине второй трубчатый элемент имеет одну или несколько точек сопряжения линий управления, каждая из которых выведена на внешнюю поверхность второго трубчатого элемента, на которой расположено, по меньшей мере, два уплотняющих элемента, расположенных на расстоянии друг от друга в осевом направлении таким образом, чтобы по обе стороны от вывода каждой линии управления на внешнюю поверхность второго трубчатого элемента находилось, по меньшей мере, по одному уплотняющему элементу.

2. Устройство по п.1, в котором контактная поверхность уплотнения выполнена цилиндрической.

3. Устройство по п.1, в котором контактная поверхность уплотнения выполнена конической.

4. Устройство по п.1, в котором соединяемая линия управления является гидравлической.

5. Устройство по п.1, в котором точка сопряжения линий управления находится в углублении на внешней поверхности первого трубчатого элемента.

6. Устройство по п.1, в котором точка сопряжения линий управления расположена в материале первого трубчатого элемента.

7. Устройство по п.1, в котором линия управления является электрической.

8. Устройство по п.1, в котором линия управления является оптической.

9. Устройство по п.1, в котором линия управления представляет собой комбинированную линию, в которую входит, по меньшей мере, одна из следующих линий управления: гидравлическая, электрическая и оптическая.

10. Устройство по п.1, в котором линия управления представляет собой комбинированную линию, в которую входят, по меньшей мере, две из следующих линий управления: гидравлическая, электрическая и оптическая.

11. Узел соединения стволов скважины, выполненный с обеспечением сообщения с колонной для заканчивания бокового ствола скважины и содержащий основной ствол и пересекающий его боковой ствол, а также три коммуникационных отверстия, проходящих через этот узел из точки, находящейся снаружи от внутренней поверхности бокового ствола внутрь бокового ствола.

12. Узел соединения стволов скважины по п.11, имеющий два посадочных патрубка и проходящий между ними канал, расположенный снаружи от внутренней поверхности узла.

13. Узел соединения стволов скважины по п.12, в котором канал между посадочными патрубками расположен снаружи от внешней поверхности узла.

14. Узел соединения стволов скважины по п.11, содержащий два отверстия, расположенных на расстоянии друг от друга, и проходящий между ними канал, расположенный снаружи от внутренней поверхности узла.

15. Узел соединения стволов скважины по п.11, содержащий два отверстия, расположенных на расстоянии друг от друга, и проходящий между ними канал, расположенный снаружи от внешней поверхности узла.

16. Узел соединения стволов скважины по п.11, в котором, по меньшей мере, одно отверстие закрыто избирательно удаляемой заглушкой.

17. Узел соединения стволов скважины по п.16, в котором заглушка выполнена разрывной.

18. Узел соединения стволов для многозабойной скважины, содержащий проходящие в нем основной ствол и, по меньшей мере, один ответвляющийся от основного боковой ствол, а также расположенную в боковом стволе, по меньшей мере, одну точку разъема идущей с поверхности линии управления, расположенной в многоканальном посадочном патрубке.

19. Узел соединения стволов скважины по п.18, в котором, по меньшей мере, одна линия управления проведена по внешней поверхности узла и через его стенку выведена к указанной точке разъема.

20. Пакер, содержащий один исполнительный орган и несколько уплотняющих элементов, все приводимые в действие этим исполнительным органом, причем в уплотняющих элементах выполнены расположенные ступенчато проходы для линий управления.

21. Устройство для соединения линий управления в жидкой среде буровой скважины, содержащее размещаемый в скважине первый трубчатый элемент с одной или несколькими точками сопряжения линий управления, каждая из которых выведена на внутреннюю поверхность первого трубчатого элемента, где имеется контактная поверхность уплотнения, имеющая средство защиты одной или нескольких указанных выводов точек сопряжения линий управления, размещаемый в скважине второй трубчатый элемент с одной или несколькими точками сопряжения линий управления, каждая из которых выведена на внешнюю поверхность второго трубчатого элемента, на которой расположено, по меньшей мере, два уплотняющих элемента, расположенных на расстоянии друг от друга в осевом направлении таким образом, чтобы по обе стороны от вывода каждой линии управления на внешнюю поверхность второго трубчатого элемента находилось, по меньшей мере, по одному уплотняющему элементу, и при этом второй трубчатый элемент установлен с возможностью смещения защитного средства, обеспечивая сообщение между первым и вторым трубчатыми элементами, в то время как устройство функционально связано с гравийным фильтром.