Описание
Предпосылки создания изобретения
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к соединениям для перемещения вспомогательных текучих сред, а также передачи электронных сигналов и питания между компонентами, такими как инструменты или модули, в пределах колонны со скважинных инструментов.
Предшествующий уровень техники
Стволы скважин (также называемые просто скважинами) бурят с целью разведки и добычи углеводородов. Зачастую желательно давать различные оценки пластов, проходимых стволом скважины во время буровых операций, например, в течение периодов, когда бурение на самом деле временно приостановлено. В некоторых случаях бурильная колонна может быть оснащена одним или несколькими буровыми инструментами для испытания окружающего пласта и/или отбора проб из него. В других случаях бурильную колонну можно извлекать из ствола скважины, реализуя последовательность действий, называемую «рейсом», и можно размещать в стволе скважины инструмент, спускаемый в скважину на тросе, для тестирования пласта и/или отбора проб из него. Отборы проб или тесты, проводимые такими скважинными инструментами, можно использовать, например, для определения местонахождения значимых углеводородоносных пластов и проведения добычи углеводородов из них.
Такие бурильные инструменты и инструменты, спускаемые в скважины на тросах, а также другие инструменты для скважин, транспортируемые на трубах, сворачиваемых в бухты, бурильных трубах, обсадных трубах или иных транспортных средствах, также именуются в данном описании просто «скважинными инструментами». Такие скважинные инструменты сами включают в себя множество интегральных модулей, каждый из которых предназначен для выполнения определенной функции, а скважинный инструмент может применяться отдельно или в сочетании с другими скважинными инструментами в колонне со скважинными инструментами.
Более конкретно, для проведения оценки пласта часто нужно закачивать текучую среду из пласта в скважинный инструмент (или его модуль) для тестирования и/или отбора проб на месте. Из скважинного инструмента выступают различные устройства, такие как зонды и/или пакеры, предназначенные для изоляции некоторой области стенки ствола скважины и тем самым устанавливающие сообщение посредством текучей среды с пластом, окружающим ствол скважины. Тогда можно закачивать текучую среду в скважинный инструмент с помощью зонда и/или пакета.
Сбор проб таких пластовых текучих сред во время бурения в идеальном случае проводится с помощью интегрального инструмента, предназначенного для отбора проб и приложения давления и содержащего несколько модулей, каждый из которых предназначен для выполнения различных функций, таких как подача электрической энергии, подача гидравлической энергии, сбор проб текучих сред (например, это может быть зонд или двойной пакер), анализ текучих сред и сбор проб (например, это могут быть баки).
Такие модули иллюстрируются, например, в патентах США №№4860581 и 4936139. Соответственно, скважинную текучую среду, такую как пластовая текучая среда, в типичном случае закачивают в скважинный инструмент для тестирования и/или отбора проб. Скважинные текучие среды этого и других типов (не являющиеся буровым раствором, перекачиваемым по бурильной колонне) именуются далее «вспомогательной текучей средой». Вспомогательная текучая среда может быть пластовой текучей средой, отбор проб которой производится, или она может представлять собой специализированные текучие среды (например, жидкости для ремонта скважин), предназначенные для нагнетания в подземный пласт. Вспомогательная текучая среда, как правило, находит применение в какой-либо скважинной операции, не относящейся просто к смазке бурового долота и/или выносу бурового шлама на поверхность. Можно осуществлять передачу этой вспомогательной текучей среды между модулями интегрального инструмента, такого как инструмент для отбора проб, и/или между инструментами, взаимно соединенными в колонне с инструментами. Кроме того, между модулями таких инструментов возможна также передача электрической энергии и/или электронных сигналов (например, для передачи данных). Поэтому проблема состоит в том, чтобы поддерживать рабочую длину инструмента (например, 30 футов), одновременно обеспечивая передачу необходимой текучей среды и электрических сигналов между модулями инструмента.
Должно быть также ясно, что некоторые другие применения потребуют передачи текучей среды и электрических сигналов между последовательно расположенными модулями или инструментами колонн со скважинными инструментами, как при операциях спуска и/или подъема на тросах, так и при операциях, проводимых «в процессе бурения». Операции, проводимые «в процессе бурения», часто характеризуются как часть операций скважинных исследований в процессе бурения (СИвПБ) и/или каротажа в процессе бурения (КвПБ), во время которых требуется передача электричества (как питания, так и сигналов) по соединенным инструментам или интегральным модулям инструментов. Для проведения таких операций бурения разработаны различные устройства, такие как устройства, описанные в патентах США №5242020 (Cobern), 5803186 (Berger и др.), 6026915 (Smith и др.), 6047239 (Berger и др.), 6157893 (Berger и др.), 6179066 (Nasr и др.) и 6230557 (Ciglenec и др.). В этих патентах описаны различные инструменты и способы сбора данных, а в некоторых случаях - и проб текучих сред, из подземного пласта.
Несмотря на успехи в развитии функциональных возможностей сбора проб и тестирования в скважинных инструментах, существующие системы, в частности системы, работающие «в процессе бурения», зачастую сводятся к решениям по передаче электрических сигналов по инструментам или модулям инструментов. Конкретные решения, помимо прочих, включают в себя различные соединители кольцевого типа в стыках соединяемых трубных элементов, такие как «монтажная бурильная труба» (МБТ), описанная в патенте США №6641434, переуступленном фирме Schlumberger. Применительно к таким соединителям на основе МБТ неизвестно, обеспечивают ли они передачу электрических сигналов между соединенными трубными элементами.
Также разработаны соединители для пропускания текучей среды через скважинные инструменты, спускаемые в скважину на тросах. Примеры таких соединителей показаны в патенте США №5577925 (Halliburton) и в заявке №10/710246 на патент США. Вместе с тем, нет информации об известных соединителях, предназначенных для соединения вспомогательных проточных каналов, которые проходят по соединяемым скважинным трубным элементам и оканчиваются на противоположных концах таких элементов или около этих концов, или об облегчении соединения между соединяемыми компонентами. Более того, известные соединители или системы соединителей не связаны с дополнительными проблемами бурильных инструментов, которые предусматривают решение вопросов утяжеленных бурильных труб, бурового раствора, пространственного ограничения и бурения в тяжелых условиях.
Целью настоящего изобретения является создание соединителя, приспособленного для передачи вспомогательной текучей среды и/или электрических сигналов между модулями инструмента и/или инструментами в колонне со скважинными инструментами, имеющего возможность выполнения функции регулирования длины для компенсирования изменения разделяющего расстояния между модулями и/или инструментами, подлежащими соединению, и возможность выполнения функции автоматического перекрытия потока вспомогательной текучей среды через такой соединитель после разъединения соединенных модулей и/или инструментов, являющегося модульным и приспособленного для применения в изменяющихся окружающих средах и условиях.
Определения
Определения некоторых терминов, употребляемых по всему описанию, приводятся при их первом употреблении, а определения некоторых других терминов, употребляемых в этом описании, приведены ниже.
Термин «вспомогательная текучая среда» означает скважинную текучую среду (не являющаяся буровым раствором, перекачиваемым по бурильной колонне), такую как пластовая текучая среда, которую обычно нагнетают в скважинный инструмент для тестирования и/или отбора проб, или специализированные текучие среды (например, жидкости для ремонта скважин), предназначенные для нагнетания в подземный пласт. Вспомогательная текучая среда, как правило, находит применение в какой-либо скважинной операции, не относящейся просто к смазке бурового долота и/или выносу бурового шлама на поверхность.
Термин «компонент (компоненты)» означает один или более скважинных инструментов либо один или более модулей скважинного инструмента, в частности, когда такие инструменты либо модули применяются внутри колонны со скважинными инструментами.
Термины «электрический» и «электро-» относятся к соединению (соединениям) и/или шине (шинам) для передачи электронных сигналов.
Термин «электронные сигналы» означает сигналы, способные передавать электрическую энергию и/или данные (например, двоичные данные).
Термин «модуль» означает секцию скважинного инструмента, в частности многофункционального или интегрального скважинного инструмента, имеющего два или более взаимно соединенных модулей, предназначенную для выполнения отдельной или дискретной функции.
Термин «модульный» означает «приспособленный для (взаимного) соединения модулей и/или инструментов» или возможно - «составленный из стандартных блоков или имеющий стандартные размеры для обеспечения гибкости и разносторонности при эксплуатации».
Краткое изложение сущности изобретения
По меньшей мере, в одном аспекте настоящее изобретение относится к соединителю для соединения вспомогательных проточных каналов, которые проходят по двум соответствующим компонентам колонны со скважинными инструментами и оканчиваются на противоположных концах таких компонентов или около этих концов. Соединитель имеет корпусной узел для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов соответствующих двух компонентов, а также узел регулирования длины корпусного узла.
Два компонента могут быть дискретными модулями унитарного инструмента или, в альтернативном варианте, являются различными инструментами. Между противоположными концами этих двух компонентов может быть расположена в осевом направлении существенная часть корпусного узла. Корпусной узел может включать в себя соединяемые первый и второй трубные элементы. Первый и второй трубные элементы могут включать соответствующие трубные ниппельные и муфтовые части, а более конкретно, могут включать в себя соседние утяжеленные бурильные трубы в пределах бурильной колонны. Вспомогательные проточные каналы двух компонентов могут быть ориентированы, по существу, в осевом направлении. Проточные каналы, ориентированные, по существу, в осевом направлении, могут быть расположены внутри соответствующих двух компонентов, по существу, по центру или могут быть расположены не по центру (т.е. вне центра).
Корпусной узел может образовывать, по меньшей мере, одну трубу для текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов двух компонентов. Первый и второй трубные элементы могут взаимодействовать, образуя, по меньшей мере, одну трубу для текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов двух компонентов. Труба для текучей среды может быть ориентирована в осевом направлении сквозь первый и второй трубные элементы, и в этом случае труба для текучей среды может содержать, например, гидравлический центрирующий элемент, ориентированный в осевом направлении сквозь первый и второй трубные элементы. В альтернативном варианте труба для текучей среды может быть ориентирована в радиальном направлении сквозь первый и второй трубные элементы, и в этом случае первый и второй трубные элементы могут, например, взаимодействовать, образуя кольцевую часть трубы текучей среды сквозь первый и второй трубные элементы. Первый и второй трубные элементы могут быть введены в резьбовое зацепление друг с другом внутри или около узла регулирования длины, а узел регулирования длины облегчает относительное вращение между первым и вторым трубными элементами для регулирования длины корпусного узла. По меньшей мере, один из первого и второго трубных элементов может иметь поршень, выполненный с возможностью движения через камеру внутри этого элемента для закрывания вспомогательных проточных каналов одного или обоих компонентов при разъединении первого и второго трубных элементов.
В еще одном аспекте, в настоящем изобретении предложен соединитель для соединения вспомогательных проточных каналов и электрических шин, которые проходят по двум соответствующим компонентам колонны со скважинными инструментами и оканчиваются на противоположных концах таких компонентов или около этих концов. Этот соединитель имеет корпусной узел для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов и электрического соединения электрических шин соответствующих двух компонентов, а также узел регулирования длины корпусного узла.
Два компонента могут быть дискретными модулями унитарного инструмента или, в альтернативном варианте, различными инструментами. Между противоположными концами этих двух компонентов может быть расположена в осевом направлении существенная часть корпусного узла. Корпусной узел может включать соединяемые первый и второй трубные элементы. Первый и второй трубные элементы могут включать в себя соответствующие трубные ниппельные и муфтовые части, а более конкретно могут включать соседние утяжеленные бурильные трубы в пределах бурильной колонны. Вспомогательные проточные каналы двух компонентов могут быть ориентированы, по существу, в осевом направлении. Проточные каналы, ориентированные, по существу, в осевом направлении, могут быть расположены внутри соответствующих двух компонентов, по существу, по центру или могут быть расположены не по центру (т.е. вне центра). Корпусной узел может образовать, по меньшей мере, одну трубу для текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов двух компонентов. Первый и второй трубные элементы могут взаимодействовать, ограничивая, по меньшей мере, одну трубу текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов двух компонентов. Труба текучей среды может быть ориентирована в осевом направлении сквозь первый и второй трубные элементы, и в этом случае труба текучей среды может содержать, например, гидравлический центрирующий элемент, ориентированный в осевом направлении сквозь первый и второй трубные элементы. В альтернативном варианте труба текучей среды может быть ориентирована в радиальном направлении сквозь первый и второй трубные элементы, и в этом случае первый и второй трубные элементы могут, например, взаимодействовать, образуя кольцевую часть трубы текучей среды сквозь первый и второй трубные элементы.
Электрические шины двух компонентов могут быть ориентированы, по существу, в осевом направлении. Электрические шины двух компонентов могут быть расположены, по существу, по центру или расположены не по центру (т.е. вне центра). Корпусной узел может ограничивать, по меньшей мере, один проводящий тракт для электрического соединения электрических шин двух компонентов. Первый и второй трубные элементы могут взаимодействовать, образуя, по меньшей мере, один проводящий тракт для электрического соединения электрических шин двух компонентов. Проводящий тракт может быть ориентирован в радиальном направлении сквозь первый и второй трубные элементы, как в случае дополняющих друг друга радиальных электрических контактов, штепсельных разъемов или дополняющих друг друга контактов типа центрирующих элементов, проводящих ток и установленных на ниппельных и муфтовых частях соответствующих первого и второго трубных элементов. В альтернативном варианте проводящий тракт может быть ориентирован в осевом направлении сквозь первый и второй трубные элементы, как в случае дополняющих друг друга осевых электрических контактов, установленных на соответствующих первом и втором трубных элементах. Такие осевые электрические контакты могут содержать электрические центрирующие элементы, индуктивные соединительные средства или их комбинацию.
Первый и второй трубные элементы могут быть введены в резьбовое зацепление друг с другом внутри или около узла регулирования длины, а узел регулирования длины облегчает относительное вращение между первым и вторым трубными элементами для регулирования длины корпусного узла. По меньшей мере, один из первого и второго трубных элементов может иметь поршень, выполненный с возможностью движения через камеру внутри этого элемента для закрывания вспомогательных проточных каналов одного или обоих компонентов при разъединении первого и второго трубных элементов.
В еще одном аспекте в настоящем изобретении предложен способ соединения вспомогательных проточных каналов и электрических шин, которые проходят по двум соответствующим компонентам колонны со скважинными инструментами и оканчиваются на противоположных концах таких компонентов или около этих концов. Способ включает этапы, на которых определяют расстояние между противоположными концами двух компонентов и устанавливают гидравлическое соединение между вспомогательными проточными каналами и электрическое соединение между электрическими шинами соответствующих двух компонентов в соответствии с определенным расстоянием.
Этап установления может предусматривать применение, по меньшей мере, одной трубы для текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов двух компонентов, а также регулирование длины трубы для текучей среды при необходимости в соответствии с определенным расстоянием. Труба для текучей среды может быть ориентирована, по существу, в осевом направлении (например, вдоль почти всей своей габаритной длины) между двумя компонентами, а также может быть, по меньшей мере, частично ориентирована в радиальном направлении (например, может включать в себя сегмент, который ориентирован в радиальном направлении). Этап установления может предусматривать применение, по меньшей мере, одного проводящего тракта для электрического соединения электрических шин двух компонентов, а также регулирование длины проводящего тракта при необходимости в соответствии с определенным расстоянием. Проводящий тракт может быть ориентирован, по существу, в радиальном направлении (например, может включать в себя сегмент, который ориентирован в радиальном направлении), между двумя компонентами, а также может быть, по меньшей мере, частично ориентирован в осевом направлении (например, вдоль почти всей своей габаритной длины) между двумя компонентами. Способ может дополнительно предусматривать закрывание вспомогательных проточных каналов одного или обоих компонентов при разъединении гидравлического соединения между двумя компонентами.
В еще одном аспекте в настоящем изобретении предложена система для передачи текучей среды и электронных сигналов по колонне с инструментами, содержащая первый компонент колонны с инструментами, имеющий, по меньшей мере, один вспомогательный проточный канал и, по меньшей мере, одну электрическую шину, которые проходят по первому компоненту и оканчиваются на его конце или около этого конца, и второй компонент колонны с инструментами, имеющий, по меньшей мере, один вспомогательный проточный канал и, по меньшей мере, одну электрическую шину, которые проходят по второму компоненту и оканчиваются на его конце или около этого конца. Конец второго компонента расположен напротив конца первого компонента. Для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов и электрического соединения электрических шин соответствующих двух компонентов применяется корпусной узел. Применяется также узел регулирования длины корпусного узла. Первый и второй компоненты могут быть дискретными модулями унитарного инструмента.
В еще одном аспекте изобретения создан модульный инструмент для использования в подземных пластах, содержащий первый модуль, включающий в себя первую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично ограничивающую пространство снаружи инструмента и включающую в себя первый зацепляющий механизм, расположенный на первом конце утяжеленной бурильной трубы, и второй зацепляющий механизм, расположенный на втором конце утяжеленной бурильной трубы, и канал для бурового раствора, второй модуль, включающий в себя вторую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично ограничивающую пространство снаружи инструмента и включающую в себя первый зацепляющий механизм, расположенный на первом конце этой утяжеленной бурильной трубы для зацепления со вторым концом первой утяжеленной бурильной трубы, и второй зацепляющий механизм, расположенный на втором конце этой утяжеленной бурильной трубы, и канал для бурового раствора, по меньшей мере, один соединитель, предназначенный для соединения первого и второго модулей и соединяющий, по меньшей мере, один проточный канал первого модуля и второго модуля для протекания вспомогательной текучей среды между первым и вторым модулями и соединяющий, по меньшей мере, один провод из первого модуля и один провод из второго модуля для передачи питания и/или данных между модулями, при этом, по меньшей мере, один соединитель обеспечивает прохождение бурового раствора между первым и вторым модулями.
Зацепляющие механизмы первого и второго модулей могут включать в себя ниппельную резьбовую часть на первом конце утяжеленных бурильных труб и муфтовую резьбовую часть на втором конце утяжеленных бурильных труб.
Канал бурового раствора может проходить от первого конца до второго конца модулей.
Зацепляющие механизмы первого и второго модулей могут быть противоположными резьбовыми частями.
Первый модуль может быть модулем зонда, включающим в себя узел для изоляции участка стенки ствола скважины. Модуль зонда может быть расположен вблизи бурового долота.
Упомянутый узел может иметь вход, гидравлически соединенный с пространством снаружи инструмента, и, по меньшей мере, один проточный канал гидравлически соединен с входом.
В еще одном аспекте настоящего изобретения создана система для бурения ствола скважины, содержащая бурильную колонну для обеспечения потока бурового раствора с поверхности, инструмент для испытания пласта, имеющий первый конец, соединенный с бурильной колонной и содержащий множество модулей, каждый из которых включает в себя, по меньшей мере, один проточный канал и канал для бурового раствора, причем первый из множества модулей оперативно соединен с первым или вторым концом второго из множества модулей для перемещения текучей среды в проточном канале и канале для бурового раствора между первым и вторым модулями, и буровое долото, соединенное со вторым концом инструмента для испытания пласта и принимающее буровую текучую среду из бурильной колонны посредством первого и второго модулей.
В данной системе первый модуль может быть модулем зонда, соединенным посредством резьбы со вторым модулем.
Проточный канал может быть гидравлически соединен с пространством снаружи инструмента.
Система может дополнительно включать в себя, по меньшей мере, одно электрическое соединение между первым и вторым модулями.
В еще одном аспекте настоящего изобретения создан способ сборки скважинного инструмента на рабочей площадке, включающий обеспечение первого модуля, имеющего первую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично ограничивающую пространство снаружи инструмента и включающую в себя первую резьбовую часть, расположенную на первом конце утяжеленной бурильной трубы, и вторую резьбовую часть, расположенную на втором конце утяжеленной бурильной трубы, и канал для бурового раствора, проходящий по длине модуля, обеспечение второго модуля, имеющего вторую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично ограничивающую пространство снаружи инструмента и включающую в себя первую резьбовую часть, расположенную на первом конце утяжеленной бурильной трубы, и вторую резьбовую часть, расположенную на втором конце утяжеленной бурильной трубы, и канал для бурового раствора, проходящий по длине модуля, соединение проточных каналов первого и второго модулей.
При осуществлении способа проточный канал первого модуля гидравлически можно соединить с одним из пространства снаружи инструмента и пространства внутри инструмента.
Способ может дополнительно включать соединение электрических каналов первого и второго модулей, приспособленных для передачи питания или данных.
Способ может дополнительно включать соединение второго проточного канала первого модуля с пространством снаружи инструмента.
В еще одном аспекте настоящего изобретения создан способ переконфигурирования множества модулей для инструмента, применяемого при бурении, для получения множества инструментов, включающий обеспечение множества модулей, каждый из которых включает в себя, по меньшей мере, один проточный канал и канал для бурового раствора, соединение множество модулей в первой конфигурации для получения первого скважинного инструмента и соединение множества модулей во второй конфигурации для получения второго скважинного инструмента.
Обеспечение множества модулей может включать в себя обеспечение модуля зонда и модуля бутыли для сбора проб.
Краткое описание чертежей
Чтобы вышеуказанные признаки и преимущества настоящего изобретения можно было понять во всех подробностях, приводится более конкретное описание изобретения, вкратце охарактеризованного выше, со ссылками на варианты его осуществления, которые проиллюстрированы на прилагаемых чертежах. Вместе с тем, следует отметить, что прилагаемые чертежи иллюстрируют лишь типичные варианты осуществления этого изобретения, так что их не следует считать ограничивающими объем его притязаний, поскольку изобретение равно применимо и к другим, столь же эффективным вариантам осуществления.
На фиг.1 представлено перспективное изображение, частично - в поперечном сечении, обычной бурильной колонны, проходящей от буровой вышки в ствол скважины, причем бурильная колонна имеет узел испытателя пласта, включающий множество модулей, соединенных между собой соединителем (соединителями).
На фиг.2 приведено схематическое представление части бурильной колонны согласно фиг.1, подробнее изображающее узел испытателя пласта и некоторые взаимно соединенные модули этого узла.
На фиг.3 приведено схематическое представление в поперечном сечении двух компонентов колонны скважинного инструмента, соединенных характерным модульным соединителем.
На фиг.4 представлено схематическое поперечное сечение двух компонентов колонны скважинного инструмента, соединенных соединителем, имеющим центральную ориентированную в осевом направлении трубу текучей среды и центральный ориентированный в осевом направлении электропроводный тракт.
На фиг.5 представлено схематическое поперечное сечение двух компонентов колонны скважинного инструмента, соединенных соединителем, имеющим ориентированную в осевом направлении кольцевую трубу текучей среды и центральный ориентированный в радиальном направлении электропроводный тракт.
На фиг.6 представлено схематическое поперечное сечение двух скважинных компонентов, соединенных соединителем, аналогичным соединителю согласно фиг.5, подробнее иллюстрирующее границу раздела между соединителем и соединенными компонентами.
На фиг.7 представлено схематическое поперечное сечение двух компонентов колонны со скважинными инструментами, соединенных соединителем, имеющим узел регулирования длины соединителя.
На фиг.8 представлено схематическое поперечное сечение двух компонентов колонны со скважинными инструментами, соединенных соединителем, снабженным альтернативным узлом регулирования длины соединителя.
На фиг.9 представлено схематическое поперечное сечение двух компонентов колонны со скважинными инструментами, соединенных соединителем, имеющим внутреннюю ориентированную в радиальном направлении трубу текучей среды и центральный ориентированный в радиальном направлении электропроводный тракт.
На фиг.10 представлено схематическое поперечное сечение двух компонентов колонны со скважинными инструментами, соединенных соединителем, имеющим центральную ориентированную в осевом направлении трубу текучей среды и нецентральный ориентированный в осевом направлении электропроводный тракт.
На фиг.11А-В представлены схематические поперечные сечения части системы монтажных бурильных труб, используемой ориентированным в осевом направлении электропроводным трактом соединителя согласно фиг.10.
На фиг.12 представлено схематическое поперечное сечение двух компонентов колонны со скважинными инструментами, соединенных соединителем, имеющим внешнюю радиально-симметричную трубу текучей среды и центральный ориентированный в радиальном направлении электропроводный тракт.
На фиг.13 представлено схематическое поперечное сечение двух компонентов колонны со скважинными инструментами, соединенных соединителем, имеющим нецентральную ориентированную в осевом направлении трубу текучей среды и ориентированный в осевом направлении электропроводный тракт.
На фиг.14А-В представлены поперечные сечения соединителя, имеющего клапаны для автоматической блокировки проточных каналов взаимно соединенных компонентов при разъединении первого и второго трубных элементов корпусного узла соединителя.
Подробное описание изобретения
В настоящем изобретении предложены соединитель и система, которые обеспечивают передачу текучей среды, а также электрических сигналов, между соседними инструментами или модулями во время проведения стандартных операций бурения. Таким образом, с помощью настоящего изобретения можно соединять два инструмента или модуля для КвПБ либо инструмента или модуля, спускаемых в скважину на тросе, с целью обеспечения соединения посредством текучей среды (гидравлического сообщения) и электрического соединения между ними.
Фиг.1 иллюстрирует обычную буровую вышку и бурильную колонну, в которой можно применить настоящее изобретение. Узел 110 наземной платформы и вышки расположен над стволом С скважины, пронизывающим подземный пласт П. В иллюстрируемом варианте осуществления ствол С скважины образован посредством бурения хорошо известным образом. Вместе с тем, обычные специалисты в данной области техники, ознакомившиеся с этим описанием, поймут, что настоящее изобретение также находит применение в приложениях, связанных с направленным бурением, а также в роторном бурении, и не ограничивается наземными буровыми вышками.
Внутри ствола С скважины вывешена бурильная колонна 112, включающая в себя буровое долото 115, находящееся на ее нижнем конце. Бурильная колонна 112 вращается роторным столом 116, питание которого осуществляют средства, не показанные на чертеже, причем этот стол введен в зацепление с ведущей бурильной трубой 117 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 112 свисает с крюка 118, прикрепленного к талевому блоку (который тоже не показан) через посредство ведущей бурильной трубы 117 и вертлюга 119, который обеспечивает вращение бурильной колонны относительно крюка.
Буровая текучая среда или буровой раствор 126 хранится в отстойнике 127, предусмотренном на буровой площадке. Насос 129 подает буровую текучую среду 126 (также известную под названием «буровой раствор») внутрь бурильной колонны 112 через отверстие в вертлюге 119, заставляя буровую текучую среду течь вниз по бурильной колонне 112, как показано направленной стрелкой 109. Буровая текучая среда 126 выходит из бурильной колонны 112 через отверстия в буровом долоте 115, а затем циркулирует вверх по кольцевому пространству между внешней поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины, как показано направленными стрелками 132. Таким образом, буровая текучая среда смазывает бурильный инструмент 115 и выносит пластовый шлам вверх на поверхность, когда возвращается в отстойник 126 для рециркуляции.
Бурильная колонна 112 дополнительно включает оборудование низа бурильной колонны, которое как единое целое обозначено позицией 100, около бурового долота 115 (иными словами, оборудование в пределах нескольких секций утяжеленных бурильных труб от бурового долота). Оборудование низа бурильной колонны, или ОНБК, обозначенное позицией 100, обладает возможностями измерения, обработки и хранения информации, а также связи с поверхностью. ОНБК 100 дополнительно включает транспортируемые на бурильных трубах инструменты, стабилизаторы и т.д. для выполнения различных других измерительных функций, а также субузел 150 связи с поверхностью и локальной связи, предназначенный для выполнения телеметрических функций.
В варианте осуществления согласно фиг.1 бурильная колонна 112 дополнительно оснащена утяжеленной бурильной трубой 130, в которой заключен инструмент для испытания пласта, имеющий различные соединенные модули 130а, 130b и 130с для выполнения различных соответствующих функций, таких как обеспечение электрической или гидравлической энергии, регулирование расхода, отбор проб текучих сред, анализ текучих сред и хранение проб текучих сред. Модуль 130b является модулем зонда, имеющим зонд 232 для контакта со стенкой ствола С скважины и извлечения характерных проб из пласта П, что в общем известно обычным специалистам в данной области техники. Другой из модулей (например, модуль 130с) оснащен камерами (известными также как баки или цилиндры) качества ОДТ («объем - давление температура»), которые предназначены для хранения характерных или «чистых» проб текучей среды, передаваемых посредством модуля 130b зонда.
На фиг.2 подробнее показан узел 130 испытателя пласта согласно фиг.1, в частности модуль 130b зонда и модуль 130 хранения проб. Модуль 130b зонда оснащен узлом 232 зонда для контакта со стенкой ствола С скважины и нагнетания текучей среды из пласта П в центральный проточный канал 236 через канал 234 зонда. Для гидравлического соединения зонда 232 с модулем регулирования расхода (не показан) с целью нагнетания текучей среды в проточный канал 236 и перекачивания отбираемой текучей среды в соответствующие модули внутри испытателя 130 пласта для анализа, выпуска в кольцевое пространство ствола скважины или хранения и т.д. предусмотрены манипуляции клапанами 238, 240 и 242 (помимо прочих). Модуль 130с зонда оснащен одной или более камерами хранения проб, предназначенными для приема и хранения проб текучей среды качества ОДТ с целью последующего анализа на поверхности.
Для проведения отобранной текучей среды между соседними модулями (которые на самом деле могут и не контактировать друг с другом, как предложено на фиг.2, и это дополнительно поясняется ниже) и для проведения электрических сигналов по электрической шине 250, которая также проходит через модули для передачи энергии, а возможно, и данных, между различными модулями (130а, b, с) испытателя 130 пласта применяются соединители 210. Можно использовать один или более манометров 232, взаимодействующих с одним или более зондами для отбора проб (показан только один такой зонд 232), чтобы облегчить отбор проб текучих сред и измерение давления, а также определение градиента давления и другие операции испытания коллекторов. Кроме того, путем надлежащего использования датчиков, таких как манометры 246, можно удостовериться в целостности соединителей 210. Соответственно, предлагаемый соединитель адаптируем к различным конфигурациям, а кроме того, его применение не ограничивается инструментами для испытания пластов, что будет очевидно для специалистов в данной области техники, обладающих преимуществом знания этого описания.
На фиг.3 изображен характерный модульный соединитель 310, используемый для соединения вспомогательных проточных каналов 362, 382 и электрических шин 364a/b, 384a/b, которые проходят по двум соответствующим компонентам 360, 380 колонны со скважинными инструментами (представленной соединенными утяжеленными бурильными трубами 306, 308), расположенной в стволе С скважины, пронизывающем подземный пласт П, и оканчиваются на противоположных концах 361, 381 таких компонентов или около этих концов. Компоненты 360, 380 могут быть различающимися скважинными инструментами, а не обязательно дискретными модулями унитарного инструмента, как описано выше применительно к фиг.2.
Соединитель 310 содержит корпусной узел 312 для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов 362, 382 и электрического соединения электрических шин 365а/b, 384а/b соответствующих двух компонентов 360, 380. Корпусной узел может быть, по существу, унитарным или может включать два или более дополняющих друг друга частей, как описано ниже в различных вариантах осуществления. Корпусной узел 312 ограничивает, по меньшей мере, одну трубу 322 текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов 362, 382 двух компонентов. Различные другие решения, связанные с проточными каналами, представлены в вариантах осуществления, приводимых ниже. Корпусной узел, как правило, оснащен уплотнениями 324a/b, 326a/b в виде уплотнительных колец, предназначенных для уплотнения гидравлического соединения сквозь концы 361, 381 соединенных компонентов 360, 380. Следует понять, что уплотнительные кольца можно точно также использовать в любом другом месте для поддержания целостности потока текучей среды, как известно в данной области техники. Следует также понять, что хотя по всему этому описанию речь идет об уплотнительных кольцах, предназначенных для облегчения создания уплотнений сквозь различные гидравлические соединения, можно с выгодой применять и другие уплотнительные механические средства (например, насадочные кольца). Кроме того, по меньшей мере, в некоторых вариантах осуществления корпусной узел соединителя будет выполнять функцию герметической перегородки, которая предотвращает, например, распространение затопления одного из взаимно соединенных компонентов на другой взаимно соединенный компонент (другие взаимно соединенные компоненты).
Корпусной узел дополнительно оснащен, по меньшей мере, одним проводящим трактом (не показан на фиг.3) для электрического соединения электрических шин 364a/b, 384a/b двух компонентов 360, 380. Такой электрический тракт полезен для проведения электрических сигналов через корпусной узел и может быть определен многочисленными способами, примеры которых приведены в различных вариантах осуществления, описываемых ниже.
Корпусной узел соединителя может быть выполнен, по существу, из металла с применением стекла для герметизации соединительных штырей, контактов и т.д. В альтернативном варианте корпусной узел соединителя может быть выполнен из изолирующего термопласта (например, термопластмассы PEEK™), или он может быть выполнен из подходящей комбинации металла, изолирующего термопластового материала и стекла.
Узел 314 регулирования длины может включать гильзовый элемент (не показан) и предназначен для регулирования длины корпусного элемента 312 с возможностью согласования с различающимися расстояниями d между концами 361, 381 подлежащих соединению компонентов 360, 380 колонны с инструментами. Как подробнее описано ниже, корпусной узел 312 может включать в себя первый и второй элементы, которые взаимно соединены посредством резьбы (например, соединены друг с другом посредством общей гильзы или переводника). В таких случаях, узел 314 регулирования длины может работать, обеспечивая вращение одного или обоих, первого и второго, элементов корпусного узла с целью регулирования габаритной длины корпусного узла. Следует понять, что работу узла регулирования длины в таких случаях упрощают за счет смещения большой части корпусного узла 312 в осевом направлении между противоположными концами 361, 381 двух компонентов 360, 380, хотя это и не существенно.
Фиг.4-14 иллюстрируют различные версии соединителя, применимого при соединении компонентов, таких как ближайшие друг к другу модули и/или инструменты колонны со скважинными инструментами. Каждый соединитель имеет корпусной узел, который в общем случае содержит соединяемые первый и второй трубные элементы. Эти первый и второй трубные элементы могут содержать соответствующие трубные ниппельные и муфтовые части, а в некоторых вариантах осуществления может содержать соседние утяжеленные бурильные трубы в пределах бурильной колонны, как описано ниже.
На фиг.4 показано схематическое представление соединителя 410, полезного в ориентированных в осевом направлении и расположенных по центру вспомогательных проточных каналах 462, 482 двух компонентов 460, 480, заключенных внутри соответствующих утяжеленных бурильных труб 406, 408. Корпусной узел 412 соединителя 410 содержит соединяемые первый и второй трубные элементы 412а/b. Первый трубный элемент 412а установлен для движения с верхним компонентом 460 (который движется с верхней утяжеленной бурильной трубой 406) и ограничивает ниппельную часть корпусного узла 412. Второй трубный элемент 412b установлен для движения с нижним компонентом 480 (который движется с нижней утяжеленной бурильной трубой 408) и ограничивает муфтовую часть корпусного узла 412. Поскольку утяжеленные бурильные трубы 406, 408 выполнены с возможностью вращения друг относительно друга, муфтовая и ниппельная части корпусного узла 412 также вращаются и приводятся в соединительное зацепление, ограничивая ориентированную в осевом направлении трубу 422 для текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов 462, 482 двух компонентов 460, 480. Вокруг гильзовой части 413 первого трубного элемента 412а в типичном случае установлены уплотнительные кольца 415а/b, а вокруг гильзовой части 417 второго трубного элемента 412b в типичном случае установлены уплотнительные кольца 419а/b, предназначенные для уплотнения гидравлического соединения сквозь концы 461, 481 соединенных компонентов 460, 480.
Первый и второй трубные элементы 412а, 412b также взаимодействуют, ограничивая, по меньшей мере, один проводящий тракт 474 для электрического соединения электрических шин 464a/b, 484а/b двух компонентов 460, 480. Эти электрические шины подсоединены к проводящему тракту 474 корпусного узла 412 посредством штырей 485, но могут быть также либо припаяны, либо обжаты по месту, помимо использования других возможных средств подсоединения. Проводящий тракт 474 ориентирован в радиальном направлении (т.е. он включает в себя сегмент, который ориентирован в радиальном направлении) сквозь первый и второй трубные элементы 412а, 412b посредством дополняющих друг друга радиальных (кольцевых) электрических контактов 490а (внутренних), 490b (внешних), установленных на ниппельной и муфтовой частях соответствующих первого и второго трубных элементов.
Хотя узел регулирования длины корпусного узла 412 и не показан на фиг.4 из соображений упрощения, специалисты в данной области техники должны понять, что такой дополнительный узел будет, по меньшей мере, желателен в ряде приложений. Конкретные примеры таких узлов рассматриваются ниже со ссылками на фиг.7-8.
На фиг.5 приведено изображение в сечении конкретного варианта осуществления соединителя 510, полезного в ориентированных в осевом направлении кольцевых вспомогательных проточных каналах 562, 582 двух компонентов 560, 580, заключенных внутри соответствующих утяжеленных бурильных труб 506, 508. Корпусной узел 512 соединителя 510 содержит соединяемые первый и второй трубные элементы 512а/b. Первый трубный элемент 512а установлен для движения с верхним компонентом 560 (который движется с верхней утяжеленной бурильной трубой 506) и ограничивает ниппельную часть корпусного узла 512. Второй трубный элемент 512b установлен для движения с нижним компонентом 580 (который движется с нижней утяжеленной бурильной трубой 508) и ограничивает муфтовую часть корпусного узла 512. Соответственно, поскольку утяжеленные бурильные трубы 506, 508 выполнены с возможностью вращения друг относительно друга, муфтовая и ниппельная части корпусного узла 512 также вращаются и приводятся в соединительное зацепление, ограничивая ориентированную в осевом направлении кольцевую трубу 522 текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов двух компонентов 560, 580. Вокруг ниппельной части корпусного узла 512 в типичном случае установлены уплотнительные кольца 515а/b, предназначенные для уплотнения гидравлического соединения сквозь первый и второй трубные элементы 512а/b. Следует понять, что уплотнительные кольца или другие уплотнительные средства можно аналогичным образом использовать и в других местах для поддержания целостности потока текучей среды, как известно в данной области техники.
Первый и второй трубные элементы 512а, 512b также взаимодействуют, образуя, по меньшей мере, один проводящий тракт 574 для электрического соединения электрических шин 564, 584 двух компонентов 560, 580. Электрические шины 564, 584 подсоединены в осевом направлении к проводящему тракту 574 корпусного узла 512 посредством дополняющих друг друга радиальных (кольцевых) электрических контактов 583а (внутренних), 583b (внешних), а также штырей 585 в конструкции типа разъема (аналогичной центрирующему элементу, проводящему ток), но могут быть также либо припаяны, либо обжаты по месту, помимо использования других возможных средств подсоединения. Проводящий тракт 574 ориентирован в радиальном направлении (т.е. он включает в себя сегмент, который ориентирован в радиальном направлении) сквозь первый и второй трубные элементы 512а, 512b посредством дополняющих друг друга радиальных (кольцевых) электрических контактов 590а (внутренних), 590b (внешних), установленных на ниппельной и муфтовой частях соответствующих первого и второго трубных элементов 512а/b.
Хотя узел регулирования длины корпусного узла 512 и не показан на фиг.5 из соображений упрощения, специалисты в данной области техники должны понять, что такой дополнительный узел будет, по меньшей мере, желателен в ряде приложений. Конкретные примеры таких узлов рассматриваются ниже со ссылками на фиг.7-8.
На фиг.6 приведено изображение в сечении альтернативного соединителя 610, полезного в ориентированных в осевом направлении кольцевых вспомогательных проточных каналах 662, 682 двух компонентов 660, 680, заключенных внутри соответствующих утяжеленных бурильных труб 606, 608. Корпусной узел 612 соединителя 610 содержит соединяемые первый и второй трубные элементы 612а/b. Первый трубный элемент 612а установлен для движения с верхним компонентом 660 (который движется с верхней утяжеленной бурильной трубой 606) и ограничивает ниппельную часть корпусного узла 612. Второй трубный элемент 612b установлен для движения с нижним компонентом 680 (который движется с нижней утяжеленной бурильной трубой 608) и ограничивает муфтовую часть корпусного узла 612. Соответственно, поскольку утяжеленные бурильные трубы 606, 608 выполнены с возможностью вращения друг относительно друга, муфтовая и ниппельная части корпусного узла 612 также вращаются и приводятся в соединительное зацепление, ограничивая ориентированную в осевом направлении кольцевую трубу 622 текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов 662, 682 двух компонентов 660, 680. Вокруг ниппельной части корпусного узла 612 в типичном случае установлены уплотнительные кольца 615а/b, предназначенные для уплотнения гидравлического соединения сквозь первый и второй трубные элементы 612а/b. Следует понять, что уплотнительные кольца или другие уплотнительные средства можно аналогичным образом использовать и в других местах для поддержания целостности потока текучей среды, как известно в данной области техники.
Первый и второй трубные элементы 612а, 612b также взаимодействуют, образуя, по меньшей мере, один проводящий тракт 674 для электрического соединения электрических шин 664, 684 двух компонентов 660, 680. Электрические шины 664, 684 подсоединены к проводящему тракту 674 корпусного узла 612 посредством штырей 685, 687 в конструкциях типа разъемов, но могут быть также либо припаяны, либо обжаты по месту, помимо использования других возможных средств подсоединения. Проводящий тракт 674 ориентирован в радиальном направлении (т.е. он включает в себя сегмент, который ориентирован в радиальном направлении) сквозь первый и второй трубные элементы 612а, 612b посредством верхней и нижней пар дополняющих друг друга радиальных (кольцевых) электрических контактов 690а (внутренних), 690b (внешних), установленных на ниппельной и муфтовой частях соответствующих первого и второго трубных элементов 612а/b.
Хотя узел регулирования длины корпусного узла 612 и не показан на фиг.6 из соображений упрощения, специалисты в данной области техники должны понять, что такой дополнительный узел будет, по меньшей мере, желателен в ряде приложений. Конкретные примеры таких узлов рассматриваются ниже со ссылками на фиг.7-8.
На фиг.7 показано представление в сечении конкретного варианта осуществления соединителя 710, полезного в ориентированных в осевом направлении вспомогательных проточных каналах (не показаны) двух компонентов 760, 780, заключенных внутри соответствующих утяжеленных бурильных труб 706, 708. Корпусной узел 712 соединителя 710 содержит соединяемые первый и второй трубные элементы 712а/b. Первый трубный элемент 712а установлен для движения с верхним компонентом 760 (который движется с верхней утяжеленной бурильной трубой 706) и ограничивает ниппельную часть корпусного узла 712. Второй трубный элемент 712b установлен для движения с нижним компонентом 780 (который движется с нижней утяжеленной бурильной трубой 708) и ограничивает муфтовую часть корпусного узла 712. Соответственно, поскольку утяжеленные бурильные трубы 706, 708 выполнены с возможностью вращения друг относительно друга, муфтовая и ниппельная части корпусного узла 712 также вращаются и приводятся в соединительное зацепление, ограничивая ориентированную в осевом направлении кольцевую трубу текучей среды, имеющую линейные части 722а и кольцевые части 722b для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов (не показаны) двух компонентов 760, 780. Вокруг ниппельной части корпусного узла 712 в типичном случае установлены уплотнительные кольца 715a/b, предназначенные для уплотнения гидравлического соединения сквозь первый и второй трубные элементы 712а/b. Следует понять, что уплотнительные кольца или другие уплотнительные средства можно аналогичным образом использовать и в других местах для поддержания целостности потока текучей среды, как известно в данной области техники.
Первый и второй трубные элементы 712а, 712b также взаимодействуют, образуя, по меньшей мере, один проводящий тракт 774 для электрического соединения электрических шин 764, 784 двух компонентов 760, 780. Электрические шины 764, 784 проходят, в частности, по проточной трубе 722 и подсоединены в осевом направлении к проводящему тракту 774 корпусного узла 712 посредством конструкции типа разъема (аналогичной центрирующему элементу, проводящему ток), но могут быть также либо припаяны, либо обжаты по месту, помимо использования других возможных средств подсоединения. Проводящий тракт 774 ориентирован в радиальном направлении (т.е. он включает в себя сегмент, который ориентирован в радиальном направлении) сквозь первый и второй трубные элементы 712а, 712b посредством дополняющих друг друга розеточной части 785а (внутренней) электрического разъема и вилочной части 785b (наружной) электрического разъема, установленных на муфтовой и ниппельной частях соответствующих первого и второго трубных элементов 712а/b.
На фиг.7 также с некоторой долей подробности показан узел 714 регулирования длины соединителя. Процесс регулирования длины, по существу, включает в себя этапы определения расстояния между противоположными концами двух компонентов 760, 780 и укорачивания или удлинения гидравлического соединения между вспомогательными проточными каналами и электрического соединения между электрическими шинами соответствующих двух компонентов в соответствии с определенным расстоянием. Узел 714 регулирования длины включает гильзу 730, которая закреплена с возможностью снятия вокруг нижнего компонента 780 посредством множества стопорных винтов 732. Нижний компонент 780 имеет верхнюю часть 780а уменьшенного диаметра, которая установлена внутри нижней части (не обозначенной отдельной позицией) второго трубного элемента 712b корпусного узла 712 соединителя. Часть 780а нижнего компонента и второй трубный элемент 712b снабжены дополняющими друг друга резьбовыми поверхностями для резьбового зацепления, что обозначено позицией 734. Второй трубный элемент 712b включает в себя шпоночный паз 736 в области своей резьбовой поверхности, предназначенный для приема шпонки 738, которая (во взаимодействии с гильзой 730) предотвращает вращение второго трубного элемента 712b. Таким образом, когда гильза 730 и шпонка 738 удалены, второй трубный элемент 712 может свободно вращаться под действием прикладываемого крутящего момента.
Регулирование длины соединителя 710 предпочтительно проводят перед размещением первого и второго трубных элементов 712а, 712b, компонентов 760, 780 и узла 714 регулирования длины внутри утяжеленных бурильных труб 706, 708. По существу, вращение нижнего компонента 780 предотвращается во время приложения крутящего момента ко второму трубному элементу 712b, что приводит к вращению второго трубного элемента 712b относительно нижнего компонента 780. Такое относительное вращение обладает эффектом движения второго трубного элемента 712b относительно нижнего компонента 780 в осевом направлении (вверх или вниз) части 780а нижнего компонента в соответствии с потребностью надлежащего контакта между вторым трубным элементом 712b и первым трубным элементом 712а, когда оба элемента установлены в своих соответствующих утяжеленных бурильных трубах 706, 708 и собраны воедино за счет вращения этих утяжеленных бурильных труб друг относительно друга. Поэтому регулирование длины проводят путем манипулирования положением второго трубного элемента 712b вдоль нижнего компонента 780. Первый трубный элемент 712а в типичном случае удерживается в одном положении вдоль верхнего компонента 760, хотя розеточная часть 785а электрического разъема может быть подпружинена в направлении вниз для облегчения ее контакта с вилочной частью 785b электрического разъема. Следует понять, что для обеспечения целостности потока текучей среды в различных местах (не обозначенных позициями) можно использовать уплотнительные кольца или другие уплотнительные средства.
На фиг.8 приведено изображение в сечении альтернативного соединителя 810, полезного в ориентированных в осевом направлении кольцевых вспомогательных проточных каналах 862, 882 двух компонентов 860, 880, заключенных внутри соответствующих утяжеленных бурильных труб 806, 808. Корпусной узел 812 соединителя 810 содержит соединяемые первый, второй и третий трубные элементы 812а/b/с. Первый и второй трубные элементы 812а/b установлены для движения с верхним компонентом 860, который прикреплен к верхней утяжеленной бурильной трубе 806 и движется вместе с ней. Первый трубный элемент 812а включает трубные части, которые ограничивают внешнюю муфтовую часть 812a1 и внутреннюю ниппельную часть 812а2 корпусного узла 812. Второй трубный элемент 812b соединен с возможностью скольжения с третьим трубным элементом 812с (т.е. допускается их вращение друг относительно друга) с помощью уплотнительных колец 815с и включает концентрические трубные части, которые ограничивают внешнюю ниппельную часть 812b1 и внутреннюю муфтовую часть 812b2 корпусного узла 812. Третий трубный элемент 812с установлен для движения с нижним компонентом 880, который прикреплен к нижней утяжеленной бурильной трубе 808 и движется вместе с ней. Следовательно, поскольку верхняя и нижняя бурильные трубы 806, 808 выполнены с возможностью вращения друг относительно друга, муфтовая и ниппельная части корпусного узла 812 (ограниченные вторым и третьим трубными элементами 812b/с, соответственно) также вращаются и приводятся в соединительное зацепление, ограничивая ориентированную в осевом направлении кольцевую трубу 822 текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов 862, 882 двух компонентов 860, 880. Вокруг соответствующих ниппельных частей корпусного узла 812 в типичном случае установлены уплотнительные кольца 815а/b, предназначенные для уплотнения гидравлического соединения сквозь первый и второй трубные элементы 812а/b. Следует понять, что уплотнительные кольца или другие уплотнительные средства можно аналогичным образом использовать и в других местах для поддержания целостности потока текучей среды, как известно в данной области техники.
Первый и второй трубные элементы 812 a, 812b также взаимодействуют, образуя, по меньшей мере, один проводящий тракт 874 для электрического соединения электрических шин 864, 884 двух компонентов 860, 880. Электрические шины 864, 884 подсоединены к проводящему тракту 874 корпусного узла 812 посредством соответствующих верхнего и нижнего центрирующих элементов 885а/b, проводящих ток, но могут быть также либо припаяны, либо обжаты по месту, помимо использования других возможных средств подсоединения. Проводящий тракт 874 частично обеспечивается избыточной длиной проводника (проводников) 890 (отметим спиральную область 890с) внутри центральной трубы 891, образованной первым и вторым трубными элементами 812а, 812b.
На фиг.8 также с некоторой долей подробности показан узел 814 регулирования длины соединителя 810. Процесс регулирования длины, по существу, включает в себя этапы определения расстояния между противоположными концами двух компонентов 860, 880 и укорачивания или удлинения гидравлического соединения между вспомогательными проточными каналами и электрического соединения между электрическими шинами соответствующих двух компонентов в соответствии с определенным расстоянием. Узел 814 регулирования длины включает хомут или крышку 830, которая неподвижно крепится вокруг нижнего компонента 880 посредством стопорной шайбы 831 и клиновидного кольца 832, которые выполнены с возможностью введения посредством вращения хомута 830 (см. резьбовую область 829) в блокирующий контакт с нижним буртиком внешней муфтовой части 812a1. Вокруг участка меньшего диаметра внешней штыревой части 812b1 установлено разрезное кольцо 827 с внутренней резьбой. Внешняя штыревая часть 812b1 и кольцо 827 установлены внутри внешней муфтовой части 812a1, которая снабжена внутренней резьбой, дополняющей резьбу кольца 827. Таким образом, когда клиновидное кольцо 832 выводится из блокирующего зацепления с внешней муфтовой частью 812a1, первый трубный элемент 812а может свободно вращаться под действием прикладываемого крутящего момента.
Регулирование длины соединителя 810 предпочтительно проводят перед размещением первого, второго и третьего трубных элементов 812а/b/с, компонентов 860, 880 и узла 814 регулирования длины внутри утяжеленных бурильных труб 806, 808. Приложение крутящего момента к первому трубному элементу 812а приведет к вращению первого трубного элемента 812а относительно резьбового кольца 827. Такое относительное вращение обладает эффектом движения второго трубного элемента 812b в осевом направлении (вверх или вниз) вдоль первого трубного элемента 812а в соответствии с потребностью в надлежащем зацеплении между вторым трубным элементом 812b и третьим трубным элементом 812с, когда оба элемента установлены в своих соответствующих утяжеленных бурильных трубах 806, 808 и собраны воедино за счет вращения этих утяжеленных бурильных труб друг относительно друга. Поэтому регулирование длины проводят путем манипулирования положением второго трубного элемента 812b вдоль первого трубного элемента 812а. Третий трубный элемент 812с в типичном случае удерживается в одном положении вдоль нижнего компонента 880.
В вариантах осуществления, проиллюстрированных на фиг.7-8, применяются узлы 714, 814 регулирования длины, которые в основном облегчают вращение первого и второго трубных элементов друг относительно друга для регулирования длины корпусных узлов 712, 812. Вместе с тем, обычные специалисты в данной области техники поймут, что можно с выгодой использовать и другие узлы регулирования длины. Примеры включают узлы, которые облегчают относительное скольжение, телескопическое выдвижение или другое поступательное движение между первым и вторым трубными элементами, подходящее для регулирования длины корпусного узла соединителя.
На фиг.9 приведено изображение в сечении альтернативного соединителя 910, полезного в ориентированных в осевом направлении кольцевых вспомогательных проточных каналах 962, 982 двух компонентов 960, 980, заключенных внутри соответствующих утяжеленных бурильных труб 906, 908. Корпусной узел 912 соединителя 910 содержит соединяемые первый и второй трубные элементы 912а/b. Первый трубный элемент 912а установлен для движения с верхним компонентом 960 (который движется с верхней утяжеленной бурильной трубой 906) и ограничивает ниппельную часть корпусного узла 912. Второй трубный элемент 912b установлен для движения с нижним компонентом 980 (который движется с нижней утяжеленной бурильной трубой 908) и ограничивает муфтовую часть корпусного узла 912. Соответственно, поскольку утяжеленные бурильные трубы 906, 908 выполнены с возможностью вращения друг относительно друга, муфтовая и ниппельная части корпусного узла 912 также вращаются и приводятся в соединительное зацепление, ограничивая ориентированную в осевом направлении кольцевую трубу 922а/b текучей среды, имеющую кольцевой зазор 922с между первым и вторым трубными элементами 912а/b (т.е. на поверхности раздела соединяемых элементов) для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов 962, 982 двух компонентов 960, 980. Вокруг ниппельной части корпусного узла 912 в типичном случае установлены уплотнительные кольца 915, а вокруг концевых частей первого и второго трубных элементов 912а/b в типичном случае установлено одно или более торцевых уплотнений 917, которые ограничивают кольцевое пространство 922с, для уплотнения гидравлического соединения сквозь первый и второй трубные элементы 912а/b. Следует понять, что уплотнительные кольца или другие уплотнительные средства можно аналогичным образом использовать и в других местах для поддержания целостности потока текучей среды, как известно в данной области техники.
Первый и второй трубные элементы 912а, 912b также взаимодействуют, ограничивая, по меньшей мере, один проводящий тракт 974 для электрического соединения электрических шин 964, 984 двух компонентов 960, 980. Электрические шины 964, 984 подсоединены к проводящему тракту 974 корпусного узла 912 посредством дополняющих друг друга радиальных (кольцевых) электрических контактов 991а (внутренних), 991b (внешних), дополняющих друг друга радиальных (кольцевых) электрических контактов 993а (внутренних), 993b (внешних), штырей 985 и конструкции типа разъема (аналогичной центрирующему элементу, проводящему ток), но могут быть также либо припаяны, либо обжаты по месту, помимо использования других возможных средств подсоединения. Более конкретно, проводящий тракт 974 ориентирован в радиальном направлении (т.е. он включает участок, который ориентирован в радиальном направлении) сквозь первый и второй трубные элементы 912а, 912b посредством верхней и нижней пар дополняющих друг друга радиальных (кольцевых) электрических контактов 990а (внутренних), 990b (внешних), установленных на ниппельной и муфтовой частях соответствующих первого и второго трубных элементов 912а/b.
Хотя узел регулирования длины корпусного узла 912 и не показан на фиг.9 из соображений упрощения, специалисты в данной области техники должны понять, что такой дополнительный узел будет, по меньшей мере, желателен в ряде применений. Конкретные примеры таких узлов рассматриваются ниже со ссылками на фиг.7-8.
На фиг.10 приведено изображение в сечении альтернативного соединителя 1010, полезного в ориентированных в осевом направлении кольцевых вспомогательных проточных каналах 1062, 1082 двух компонентов 1060, 1080, заключенных внутри соответствующих утяжеленных бурильных труб 1006, 1008. Корпусной узел 1012 соединителя 1010 содержит единственный гидравлический центрующий элемент 1013, снабженный уплотнительными кольцами 1015. Гидравлический центрующий элемент 1013 снабжен двумя или более уплотнительными кольцами 1015 для достижения гидравлического контакта обоих компонентов 1060, 1080 (которые движутся с соответствующими утяжеленными бурильными трубами 1006, 1008). Соответственно, поскольку утяжеленные бурильные трубы 1006, 1008 выполнены с возможностью вращения друг относительно друга, компоненты 1060, 1080 также вращаются и приводятся в гидравлический контакт посредством гидравлического центрирующего элемента 1013 и центральных каналов 1061, 1081 в соответствующих концах этих компонентов, ограничивая ориентированную в осевом направлении трубу 1022 текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов 1062, 1082 двух компонентов 1060, 1080. Следует понять, что уплотнительные кольца или другие уплотнительные средства можно аналогичным образом использовать и в других местах для поддержания целостности потока текучей среды, как известно в данной области техники.
Корпусной узел 1012 соединителя 1010 дополнительно содержит проводящий тракт 1120 для электрического соединения электрических шин 1064, 1084 бурильных труб 1006, 1008, связанных с двумя соответствующими компонентами 1060, 1080.
На фиг.11А-В показаны подробные схематические представления в сечениях ориентированного в осевом направлении электропроводного тракта 1120 соединителя согласно фиг.10. Соединения 1110 монтажных бурильных труб (МВТ) представляют собой подходящую конфигурацию для встраивания электропроводного тракта 1120 согласно фиг.10 в утяжеленные бурильные трубы 1006, 1008. Соединения 1110 аналогичны соединениям того типа, которые описаны в патенте США №6641434 (Бойль и др.), переуступленном обладателю прав на настоящее изобретение, и используют соединительные средства связи, в частности индуктивные средства связи, для передачи сигналов через соединения МВТ. В соответствии с патентом Бойля и др., индуктивное средство связи в соединениях МВТ содержит трансформатор, который имеет тороидальный сердечник, выполненный из обладающего высокой проницаемостью материала с малыми потерями, такого как Supermalloy (который является железо-никелевым сплавом, обработанным для достижения исключительно высокой исходной проницаемости и пригодным для приложений трансформаторов, связанных с низкоуровневыми сигналами). Вокруг тороидального сердечника намотана обмотка, состоящая из множества витков изолированного провода, для образования тороидального трансформатора. В одной конфигурации, тороидальный трансформатор заключен в резину или другие изолирующие материалы, а трансформатор в сборе помещен в паз, находящийся в соединении бурильных труб.
Более конкретно, соединение 1110 МВТ показано имеющим соединительные средства 1121, 1131 связи, в частности индуктивные соединительные элементы, на соответствующем торце 1141 муфтового конца 1122 и торце 1134 ниппельного конца 1132 этого соединения. По первому кабелепроводу 1113 проходит первый кабель 1114, соединяя соединительные средства 1121, 1131 связи так, как подробно описано ниже.
Соединение 1110 МБТ оснащено удлиненным полым телом 1111, имеющим осевое отверстие 1112, муфтовый конец 1122, ниппельный конец 1132 и первым кабелем 1114, проходящим от муфтового конца 1122 к ниппельному концу 1132. На муфтовом конце 1122 и ниппельном конце 1132 соответственно расположены первый индуктивный соединительный элемент 1121 токового контура (например, тороидальный трансформатор) и аналогичный второй индуктивный соединительный элемент 1131 токового контура. Первый индуктивный соединительный элемент 1121 токового контура, второй индуктивный соединительный элемент 1131 токового контура и первый кабель 1114 вместе обеспечивают канал связи по длине каждого соединения МБТ. Индуктивное средство связи (или обеспечивающее связь соединение) 1120 на сопрягаемой поверхности раздела между двумя соединениями МБТ показано состоящим из первого индуктивного соединительного элемента 1121 от соединения 1110 МБТ и второго индуктивного соединительного элемента 1131' токового контура от следующего трубного элемента, который может быть еще одним соединением МБТ. Специалисты в данной области техники поймут, что в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения индуктивные соединительные элементы можно заметить другими соединительными средствами связи, выполняющими аналогичную функцию связи, например, такими как непосредственные соединения электрических контактов того типа, которые описаны в патенте США №4126848.
На фиг.11В подробнее показано индуктивное соединительное средство связи или обеспечивающее связь соединение 1120 связи согласно фиг.11А. Муфтовый конец 1122 включает внутреннюю резьбу 1123 и кольцевой внутренний контактный буртик 1124, имеющий первую выемку 1125, в которой расположен первый тороидальный трансформатор 1126. Тороидальный трансформатор 1126 соединен с кабелем 1114. Аналогично, ниппельный конец 1132' соседнего трубного элемента (например, еще одной МБТ) включает внешнюю резьбу 1133' и кольцевой внутренний контактный трубный конец 1134', имеющий вторую выемку 1135', в которой расположен второй тороидальный трансформатор 1136'. Второй тороидальный трансформатор 1136' соединен со вторым кабелем 1114' соседнего трубного элемента 9а. Выемки 1125 и 1135' могут быть плакированы обладающим высокой проводимостью и низкой проницаемостью материалом (например, медью) для повышения эффективности индуктивной связи. Когда муфтовый конец 1122 одного соединения МБТ собирают воедино с ниппельным концом 1132' соседнего трубного элемента (например, еще одного соединения МБТ), образуется обеспечивающее связь соединение. Так, на фиг.11В показано поперечное сечение части получаемой поверхности раздела, на которой торцевая пара индуктивных соединительных элементов (например, тороидальных трансформаторов 1126, 1136') состыкованы друг с другом, образуя обеспечивающее связь соединение в рамках линии оперативной связи. Это поперечное сечение также показывает, что замкнутые тороидальные каналы 1140 и 1140' ограждают тороидальные трансформаторы 1126 и 1136', соответственно, и кабелепроводы 1113, 1113' образуют каналы для внутренних электрических кабелей 1114 и 1114' (находящих применение в качестве проводников 1064, 1084, как показано на фиг.10), которые соединяют два индуктивных соединительных элемента, расположенных у обоих торцов каждого соединения МБТ.
Вышеописанные индуктивные соединительные средства связи включают в себя электрическое средство связи, выполненное с двойным тороидом. В средстве связи с двойным тороидом внутренние буртики ниппельного и муфтового концов используются в качестве электрических контактов. Внутренние буртики введены в контакт под экстремальным давлением при сборке ниппельного и муфтового концов, гарантируя электрическую неразрывность между ниппельным и муфтовым концами. Посредством тороидальных трансформаторов, размещенных в выемках, в металле соединения индуцируются токи. На заданной частоте (например, 100 кГц) эти токи ограничиваются поверхностью упомянутых выемок за счет эффектов глубины проникновения поля. Ниппельный и муфтовый концы образуют вторичные цепи соответствующих трансформаторов, и обе вторичные цепи соединяются встречно-параллельно посредством сопряжения внутренних поверхностей буртиков.
Хотя на фиг.11А-В изображены соединительные средства связи определенных типов, специалист в данной области техники поймет, что для передачи сигналов через взаимно соединенные трубные элементы можно использовать множество соединительных средств. Например, такие системы могут предусматривать магнитные соединительные средства, такие как те, которые описаны в международной публикации WO 02/06716. Можно также предусмотреть другие системы и/или соединительные средства.
Кроме того, хотя узел регулирования длины корпусного узла 1012 и не показан на фиг.10 или фиг.11А-В из соображений упрощения, специалисты в данной области техники должны понять, что такой дополнительный узел будет, по меньшей мере, желателен в ряде приложений. Конкретные варианты таких узлов рассматриваются ниже со ссылками на фиг.7-8.
На фиг.12 приведено изображение в сечении альтернативного соединителя 1210, полезного в ориентированных в осевом направлении кольцевых вспомогательных проточных каналах 1262, 1282 двух компонентов 1260, 1280, заключенных внутри соответствующих утяжеленных бурильных труб 1206, 1208. Корпусной узел 1212 соединителя 1210 содержит соединяемые первый и второй субузлы 1212а/b.
Первый субузел 1212а установлен для движения с верхним компонентом 1260 и включает утяжеленную бурильную трубу 1206 и верхнюю оправку 1213а, закрепленную (например, посредством резьбового зацепления) внутри утяжеленной бурильной трубы 1206. Верхняя оправка 1213а включает проточный канал 1221а, который проходит в осевом направлении через оправку (от верхнего соединенного компонента 1260) перед тем, как отклоняется наружу, попадая в кольцевую область 1223аr проточного канала 1223а внутри утяжеленной бурильной трубы 1206. Когда осуществляют сборку первого субузла 1212а путем введения верхней оправки 1213а в зацепление внутри верхней бурильной трубы 1206 (например, посредством их вращения друг относительно друга с помощью резьбы), отклоняющийся в радиальном направлении конец проточного канала 1221а окажется в вертикальном сопряжении с кольцевой областью 1223ar проточного канала 1223а, устанавливая верхнюю проточную магистраль.
Второй субузел 1212b установлен для движения с нижним компонентом 1280 и включает утяжеленную бурильную трубу 1208 и нижнюю оправку 1213b, закрепленную (например, посредством резьбового зацепления) внутри утяжеленной бурильной трубы 1208. Нижняя оправка 1213b включает проточный канал 1221b, который проходит в осевом направлении через оправку (от нижнего соединенного компонента 1280) перед тем, как отклоняется наружу, попадая в кольцевую область 1223br проточного канала 1223b внутри утяжеленной бурильной трубы 1208. Когда осуществляют сборку второго субузла 1212b путем зацепления нижней оправки 1213b внутри нижней бурильной трубы 1208 (например, посредством их вращения друг относительно друга с помощью резьбы), отклоняющийся в радиальном направлении конец проточного канала 1221b окажется в вертикальном сопряжении с кольцевой областью 1223br проточного канала 1223b, устанавливая нижнюю проточную магистраль.
Поскольку утяжеленные бурильные трубы 1206, 1208 собраны путем вращения их друг относительно друга, буровой раствор 109 проходит по каналу 1207, проходящему через утяжеленные бурильные трубы 1206, 1208, как показано стрелками. Первый и второй субузлы 1212а/b корпусного узла 1212 также вращаются и приводятся в соединительное зацепление, ограничивая ориентированную в радиальном направлении (а более конкретно, радиально-симметричную) трубу 1222 текучей среды для гидравлического соединения верхней и нижней проточных магистралей соответствующих первого и второго корпусных субузлов. Этот процесс обеспечивает взаимное гидравлическое соединение двух компонентов 1260, 1280. Вокруг верхней и нижней оправок 1213а/b в типичном случае установлены уплотнительные кольца 1215, предназначенные для уплотнения гидравлического соединения сквозь первый и второй корпусные субузлы 1212а/b. Следует понять, что уплотнительные кольца или другие уплотнительные средства можно аналогичным образом использовать и в других местах для поддержания целостности потока текучей среды, как известно в данной области техники.
Первый и второй корпусные субузлы 1212а, 1212b также взаимодействуют, ограничивая, по меньшей мере, один проводящий тракт 1274 для электрического соединения электрических шин 1264, 1284 двух компонентов 1260, 1280. Электрические шины 1264, 1284 подсоединены в осевом направлении к проводящему тракту 1274 корпусного узла 1212 посредством дополняющих друг друга радиальных (кольцевых) электрических контактов 1291а (внутренних), 1291b (внешних), дополняющих друг друга радиальных (кольцевых) электрических контактов 1293а (внутренних), 1293b (внешних), конструкции 1285 типа разъема (аналогичной центрирующему элементу, проводящему ток) и дополняющих друг друга радиальных (кольцевых) электрических контактов 1290а (внутренних), 1290b (внешних). Следует понять, что можно использовать и другие известные средства электрического подсоединения. Проводящий тракт 1274 ориентирован в радиальном направлении (т.е. он включает участок, который ориентирован в радиальном направлении) сквозь первый и второй трубные элементы 1212а, 1212b посредством верхней и нижней пар дополняющих друг друга радиальных (кольцевых) электрических контактов 1290а (внутренних), 1290b (внешних), установленных на соответствующих ниппельном и муфтовом компонентах конструкции 1285.
Хотя узел регулирования длины корпусного узла 1212 и не показан на фиг.12 из соображений упрощения, специалисты в данной области техники должны понять, что такой дополнительный узел будет, по меньшей мере, желателен в ряде приложений. Конкретные примеры таких узлов рассматриваются ниже со ссылками на фиг.7-8.
На фиг.13 приведено изображение в сечении альтернативного соединителя 1310, полезного в ориентированных в осевом направлении кольцевых вспомогательных проточных каналах 1362, 1382 двух компонентов 1360, 1380, заключенных внутри соответствующих утяжеленных бурильных труб 1306, 1308. Корпусной узел 1312 соединителя 1310 содержит единственный гидравлический центрующий элемент 1313, снабженный уплотнительными кольцами 1315. Гидравлический центрующий элемент 1313 снабжен двумя или более уплотнительными кольцами 1315 для достижения гидравлического контакта обоих компонентов 1360, 1380 (которые движутся с соответствующими утяжеленными бурильными трубами 1306, 1308). Следует понять, что уплотнительные кольца или другие уплотнительные средства можно аналогичным образом использовать и в других местах для поддержания целостности потока текучей среды, как известно в данной области техники.
Между утяжеленными бурильными трубами 1306, 1308 расположен соединительный переводник 1307 для взаимного соединения этих утяжеленных бурильных труб. Переводник 1307 использует совокупности витков резьбы ниппельного и муфтового концов, приспособленные для введения в зацепление с совокупностями витков резьбы противоположных концов утяжеленных бурильных труб 1306, 1308 и для подтягивания обеих утяжеленных бурильных труб к переводнику 1307 с введением в резьбовое зацепление по мере вращения переводника. Таким образом, вращение переводника 1307 после того, как витки его резьбы вошли в начальное зацепление с витками резьбы соответствующих утяжеленных бурильных труб и предотвращено вращение этих утяжеленных бурильных труб у соответствующего настила буровой установки, приведет к эффекту сборки утяжеленных бурильных труб 1306, 1308 без вращения (а только за счет поступательного движения) самих бурильных труб. Это необходимо, поскольку проточные каналы 1362, 1382 не являются радиально-симметричными (т.е. их контакт зависит от надлежащей ориентации (выравнивания) в радиальном направлении).
Соответственно, поскольку сборка утяжеленных бурильных труб 1306, 1308 осуществляется посредством вращения соединительного переводника 1307, компоненты 1360, 1380 вводятся в гидравлический контакт посредством гидравлического центрирующего элемента 1313 и центральных каналов 1361, 1381 в соответствующих концах этих компонентов, ограничивая ориентированную в осевом направлении трубу 1322 текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов 1362, 1382 двух компонентов 1360, 1380.
Корпусной узел 1312 дополнительно содержит несколько дополняющих друг друга штепсельных электрических контактов 1390а (верхних штырьковых частей разъемов), 1390b (нижних розеточных частей разъемов), которые взаимодействуют, ограничивая, по меньшей мере, один проводящий тракт 1374 для электрического соединения электрических шин 1364, 1384 двух компонентов 1360, 1380. Электрические шины 1364, 1384 подсоединены в осевом направлении к проводящему тракту 1374 корпусного узла 1312 посредством штырьковых частей 1385 в конструкции типа разъема, но могут быть также либо припаяны, либо обжаты по месту, помимо использования других возможных средств подсоединения. Проводящий тракт 1374 ориентирован в радиальном направлении (т.е. он включает в себя сегмент, который ориентирован в радиальном направлении) сквозь верхнюю и нижнюю пары дополняющих друг друга штепсельных электрических контактов 1390а (верхних штырьковых частей разъемов), 1390b (нижних розеточных частей разъемов).
Хотя узел регулирования длины корпусного узла 1312 и не показан на фиг.13 из соображений упрощения, специалисты в данной области техники должны понять, что такой дополнительный узел будет, по меньшей мере, желателен в ряде приложений. Конкретные примеры таких узлов рассматриваются ниже со ссылками на фиг.7-8.
На фиг.14А-В изображены последовательные представления в сечениях конкретного варианта соединителя 1410, имеющие средства для автоматической блокировки проточных каналов взаимно соединенных компонентов при разъединении друг от друга первого и второго трубных элементов корпусного узла 412. Вариант осуществления 1410 полезен в ориентированных в осевом направлении вспомогательных проточных каналах (не показаны) двух компонентов (не показаны), заключенных внутри соответствующих утяжеленных бурильных труб 1406, 1408. Корпусной узел соединителя 1410 содержит соединяемые первый и второй трубные элементы 1412а/b. Первый трубный элемент 1412а установлен для движения с верхним компонентом (не показан), который прикреплен к верхней утяжеленной бурильной трубе 1406 и движется вместе с ней, и включает концентричные трубные части, которые ограничивают внешнюю муфтовую часть 1412a1 и внутреннюю ниппельную часть 1412а2 корпусного узла.
Второй трубный элемент 1412b установлен для движения с нижним компонентом (не показан), который движется с нижней утяжеленной бурильной трубой 1408 и включает концентричные трубные части, которые ограничивают внешнюю муфтовую часть 1412b1 и внутреннюю ниппельную часть 1412b2 корпусного узла 1412. Следовательно, поскольку верхняя и нижняя бурильные трубы 1406, 1408 выполнены с возможностью вращения друг относительно друга (состояние, в котором они введены в зацепление, показано на фиг.14В), муфтовая и ниппельная части корпусного узла 1412 также вращаются и приводятся в соединительное зацепление, ограничивая ориентированную в осевом направлении кольцевую трубу для текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов (не показаны) двух компонентов (не показаны).
Кольцевая труба для текучей среды включает первую часть 1422а трубы, образованную в первом трубном элементе 1412а, вторую часть 1422b трубы, образованную во втором трубном элементе 1412b, и промежуточную третью часть трубы 1422с, образующуюся при введении в зацепление первого и второго трубных элементов 1412а/b корпусного узла 1412. Каждый из первого и второго трубных элементов 1412а/b содержит клапан, ограниченный в этом варианте осуществления соответствующим кольцевым поршнем 1423а/b, выполненным с возможностью движения через камеру, образованную кольцевым зазором 1425а/b (см. фиг.14А) в таком элементе, для автоматического открывания третьей части 1422с трубы вспомогательного проточного канала при соединении первого и второго трубных элементов 1412а/b и автоматического закрывания третьей части 1422с трубы при разъединении первого и второго трубных элементов 1412а/b.
Таким образом, поршень 1423а, который движется за счет контакта с внешней ниппельной частью 1412b1 из положения закрывания в положение открывания (см. последовательность на фиг.14А и 14В), автоматически возвратится обратно в положение закрывания за счет приложения давления текучей среды (или альтернативного средства приложения силы, такого как цилиндрическая пружина) в первой части 1422а трубы и четвертой части 1422а трубы при отсоединении разъединении первого и второго трубных элементов 1412а/b. Аналогично, поршень 1423b, который движется за счет контакта с внутренней муфтовой частью 1412а2 из положения закрывания в положение открывания (см. последовательность на фиг.14А и 14В), автоматически возвратится обратно в положение закрывания за счет приложения давления текучей среды (или альтернативного средства приложения силы, такого как цилиндрическая пружина) во второй части 1422b трубы и пятой части 1422е трубы при расцеплении первого и второго трубных элементов 1412а/b. Вокруг соответствующих ниппельных частей корпусного узла 1412 в типичном случае установлены уплотнительные кольца (не обозначенные позициями на рассматриваемых чертежах), предназначенные для уплотнения гидравлического соединения сквозь первый и второй трубные элементы 1412а/b. Следует понять, что уплотнительные кольца или другие уплотнительные средства можно аналогичным образом использовать и в других местах для поддержания целостности потока текучей среды, как известно в данной области техники.
Первый и второй трубные элементы 1412а, 1412b также взаимодействуют, образуя, по меньшей мере, один проводящий тракт 1474 для электрического соединения электрических шин 1464, 1484 (см. фиг.14А) двух компонентов (не обозначенные позициями на рассматриваемых чертежах). Электрические шины 1464, 1484 подсоединены к проводящему тракту 1474 корпусного узла 1412 посредством соответствующих верхнего (муфтового) и нижнего (ниппельного) центрирующих элементов 1485а/b, проводящих ток, но могут быть также либо припаяны, либо обжаты по месту, помимо использования других возможных средств подсоединения.
Хотя узел регулирования длины корпусного узла 1412 и не показан на фиг.14 из соображений упрощения, специалисты в данной области техники должны понять, что такой дополнительный узел будет, по меньшей мере, желателен в ряде приложений. Конкретные примеры таких узлов рассматриваются ниже со ссылками на фиг.7-8.
Из вышеизложенного описания будет ясно, что в рамках существа предлагаемого технического решения можно провести различные модификации и изменения предпочтительных и альтернативных вариантов осуществления настоящего изобретения.
Это описание предназначено лишь для целей иллюстрации, и его не следует считать имеющим ограничительный смысл. Объем притязаний этого изобретения должен определяться только формулировками нижеследующей формулы изобретения. Термин «содержащий (содержащая, содержащее)» в рамках формулы изобретения следует считать означающим «включающий (включающая, включающее) в себя, по меньшей мере...», так что перечни элементов, приводимые в каком-либо пункте формулы изобретения, представляют собой открытое множество или открытую группу. Аналогичным образом, все термины «вмещающий (вмещающая, вмещающее)», «имеющий (имеющая, имеющее)», «включающий (включающая, включающее) в себя» следует считать охватывающими формы множественного числа этих терминов, если это не исключено специальной оговоркой.
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| МОДУЛЬНОЕ СОЕДИНИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО И СПОСОБ | 2008 |
|
RU2477364C2 |
| СКВАЖИННЫЙ ИНСТРУМЕНТ И СПОСОБ УМЕНЬШЕНИЯ КРУТЯЩЕГО МОМЕНТА | 2013 |
|
RU2645043C2 |
| МОНТАЖНОЕ СОЕДИНЕНИЕ ДЛЯ СКВАЖИННОГО ИНСТРУМЕНТА | 2008 |
|
RU2468179C2 |
| СКВАЖИННЫЕ ЗВЕНЬЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА И СПОСОБ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ | 2014 |
|
RU2682281C2 |
| СИСТЕМЫ И СПОСОБ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СВЯЗИ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ | 2006 |
|
RU2432446C2 |
| МНОГОЗАХОДНОЕ РЕЗЬБОВОЕ СОЕДИНЕНИЕ ДЛЯ СКВАЖИННЫХ ИНСТРУМЕНТОВ | 2017 |
|
RU2725440C1 |
| СИСТЕМА ДВУСТОРОННЕЙ ТЕЛЕМЕТРИИ ПО БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЕ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЙ И УПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЕМ | 2006 |
|
RU2413841C2 |
| СКВАЖИННЫЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ СОЕДИНИТЕЛЬ | 2014 |
|
RU2627782C1 |
| ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ВЫПОЛНЕНИЯ СПУСКА-ПОДЪЕМА ТРУБ | 2018 |
|
RU2774268C2 |
| УДЕРЖИВАЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО, ВСТАВЛЯЕМОЕ В ЦЕНТРАЛЬНЫЙ КАНАЛ ТРУБНОГО КОМПОНЕНТА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ, И СООТВЕТСТВУЮЩИЙ ТРУБНЫЙ КОМПОНЕНТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ | 2009 |
|
RU2490417C1 |
Изобретение относится к соединениям для перемещения вспомогательных текучих сред, а также передачи электронных сигналов и питания между компонентами. Техническим результатом является создание соединителя, приспособленного для передачи вспомогательной текучей среды и/или электрических сигналов между модулями инструмента и/или инструментами в колонне со скважинными инструментами. Соединитель содержит корпусной узел для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов и электрического соединения электрических шин соответствующих двух компонентов, а также узел регулирования длины корпусного узла. В конкретных вариантах осуществления два компонента являются дискретными модулями унитарного инструмента или, в альтернативном варианте, являются различающимися инструментами. Кроме того, соединитель может включать в себя механизм для закрывания вспомогательных проточных каналов одного или обоих компонентов при разъединении гидравлического соединения между двумя компонентами. 7 н. и 43 з.п. ф-лы, 14 ил.
1. Соединитель для соединения вспомогательных проточных каналов, проходящих по двум соответствующим компонентам колонны скважинного инструмента, размещаемой в проходящем через подземный пласт стволе скважины, и оканчивающихся на противоположных концах компонентов или вблизи этих концов, содержащий корпусной узел для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов соответствующих двух компонентов и узел регулирования длины корпусного узла.
2. Соединитель по п.1, в котором корпусной узел содержит соединяемые первый и второй трубные элементы.
3. Соединитель по п.2, в котором первый и второй трубные элементы включают соседние утяжеленные бурильные трубы в бурильной колонне.
4. Соединитель по п.1, в котором вспомогательные проточные каналы двух компонентов ориентированы в, по существу, осевом направлении.
5. Соединитель по п.1, в котором корпусной узел образует, по меньшей мере, одну трубу для текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов двух компонентов.
6. Соединитель по п.2, в котором первый и второй трубные элементы взаимодействуют, образуя, по меньшей мере, одну трубу для текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов двух компонентов.
7. Соединитель по п.6, в котором труба для текучей среды ориентирована в осевом направлении сквозь первый и второй трубные элементы.
8. Соединитель по п.6, в котором труба для текучей среды ориентирована в радиальном направлении сквозь первый и второй трубные элементы.
9. Соединитель по п.8, в котором первый и второй трубные элементы взаимодействуют с образованием кольцевой части трубы для текучей среды сквозь первый и второй трубные элементы.
10. Соединитель по п.2, в котором первый и второй трубные элементы введены в резьбовое зацепление друг с другом внутри или вблизи узла регулирования длины, способствующего относительному вращению первого и второго трубных элементов для регулирования длины корпусного узла.
11. Соединитель по п.2, в котором, по меньшей мере, один из первого и второго трубных элементов содержит поршень, способный перемещаться через камеру внутри этого элемента для закрывания вспомогательных проточных каналов одного или обоих компонентов при разъединении первого и второго трубных элементов.
12. Соединитель для соединения вспомогательных проточных каналов и электрических шин, проходящих по двум соответствующим компонентам колонны со скважинными инструментами и оканчивающихся на противоположных концах таких компонентов или вблизи этих концов, содержащий корпусной узел для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов и электрического соединения электрических шин соответствующих двух компонентов и узел регулирования длины корпусного узла.
13. Соединитель по п.12, в котором корпусной узел содержит соединяемые первый и второй трубные элементы.
14. Соединитель по п.13, в котором первый и второй трубные элементы включают соседние утяжеленные бурильные трубы в бурильной колонне.
15. Соединитель по п.12, в котором вспомогательные проточные каналы двух компонентов ориентированы в, по существу, осевом направлении.
16. Соединитель по п.12, в котором корпусной узел образует, по меньшей мере, одну трубу для текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов двух компонентов.
17. Соединитель по п.13, в котором первый и второй трубные элементы взаимодействуют с образованием, по меньшей мере, одной трубы для текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов двух компонентов.
18. Соединитель по п.17, в котором труба для текучей среды ориентирована в осевом направлении сквозь первый и второй трубные элементы.
19. Соединитель по п.17, в котором труба для текучей среды ориентирована в радиальном направлении сквозь первый и второй трубные элементы.
20. Соединитель по п.19, в котором первый и второй трубные элементы взаимодействуют с образованием кольцевой части трубы для текучей среды сквозь первый и второй трубные элементы.
21. Соединитель по п.12, в котором электрические шины двух компонентов ориентированы в, по существу, осевом направлении.
22. Соединитель по п.12, в котором корпусной узел образует, по меньшей мере, один проводящий канал для электрического соединения электрических шин двух компонентов.
23. Соединитель по п.12, в котором первый и второй трубные элементы взаимодействуют с образованием, по меньшей мере, одного проводящего канала для электрического соединения электрических шин двух компонентов.
24. Соединитель по п.23, в котором проводящий канал ориентирован в радиальном направлении сквозь первый и второй трубные элементы.
25. Соединитель по п.24, в котором проводящий канал содержит дополняющие друг друга радиальные электрические контакты, установленные на ниппельных и муфтовых частях соответствующих первого и второго трубных элементов.
26. Соединитель по п.23, в котором проводящий канал ориентирован в осевом направлении сквозь первый и второй трубные элементы.
27. Соединитель по п.26, в котором проводящий канал содержит дополняющие друг друга осевые электрические контакты, установленные на соответствующих первом и втором трубных элементах.
28. Соединитель по п.13, в котором первый и второй трубные элементы введены в резьбовое зацепление друг с другом внутри или вблизи узла регулирования длины, способствующего относительному вращению первого и второго трубных элементов для регулирования длины корпусного узла.
29. Соединитель по п.21, в котором, по меньшей мере, один из первого и второго трубных элементов содержит поршень, способный перемещаться через камеру внутри этого элемента для закрывания вспомогательных проточных каналов одного или обоих компонентов при разъединении первого и второго трубных элементов.
30. Способ соединения вспомогательных проточных каналов и электрических шин, проходящих по двум соответствующим компонентам колонны со скважинными инструментами и оканчивающихся на противоположных концах компонентов или вблизи этих концов, включающий определение расстояния между противоположными концами двух компонентов и установление гидравлического соединения между вспомогательными проточными каналами и электрического соединения между электрическими шинами соответствующих двух компонентов в соответствии с определенным расстоянием.
31. Способ по п.30, в котором установление гидравлического соединения включает применение, по меньшей мере, одной трубы для текучей среды для гидравлического соединения вспомогательных проточных каналов двух компонентов и, при необходимости, регулировку длины трубы текучей среды в соответствии с определенным расстоянием.
32. Способ по п.30, в котором установление гидравлического соединения дополнительно включает применение, по меньшей мере, одного проводящего канала для электрического соединения электрических шин двух компонентов и, при необходимости, регулировку длины проводящего канала в соответствии с определенным расстоянием.
33. Способ по п.30, дополнительно включающий закрывание вспомогательных проточных каналов одного или обоих компонентов при разъединении гидравлического соединения между двумя компонентами.
34. Модульный инструмент для использования в подземных пластах, содержащий первый модуль, включающий в себя первую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично ограничивающую пространство снаружи инструмента и включающую в себя первый зацепляющий механизм, расположенный на первом конце утяжеленной бурильной трубы, и второй зацепляющий механизм, расположенный на втором конце утяжеленной бурильной трубы, и канал для бурового раствора, второй модуль, включающий в себя вторую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично ограничивающую пространство снаружи инструмента и включающую в себя первый зацепляющий механизм, расположенный на первом конце этой утяжеленной бурильной трубы для зацепления со вторым концом первой утяжеленной бурильной трубы, и второй зацепляющий механизм, расположенный на втором конце этой утяжеленной бурильной трубы, и канал для бурового раствора, по меньшей мере, один соединитель, предназначенный для соединения первого и второго модулей и соединяющий, по меньшей мере, один проточный канал первого модуля и второго модуля для протекания вспомогательной текучей среды между первым и вторым модулями и соединяющий, по меньшей мере, один провод из первого модуля и один провод из второго модуля для передачи питания и/или данных между модулями, при этом, по меньшей мере, один соединитель обеспечивает прохождение бурового раствора между первым и вторым модулями.
35. Модульный инструмент по п.34, в котором зацепляющие механизмы первого и второго модулей включают в себя ниппельную резьбовую часть на первом конце утяжеленных бурильных труб и муфтовую резьбовую часть на втором конце утяжеленных бурильных труб.
36. Модульный инструмент по п.34, в котором канал бурового раствора проходит от первого конца до второго конца модулей.
37. Модульный инструмент по п.34, в котором зацепляющие механизмы первого и второго модулей являются противоположными резьбовыми частями.
38. Модульный инструмент по п.37, в котором первый модуль является модулем зонда, включающим в себя узел для изоляции участка стенки ствола скважины.
39. Модульный инструмент по п.38, в котором модуль зонда расположен вблизи бурового долота.
40. Модульный инструмент по п.38, в котором упомянутый узел имеет вход, гидравлически соединенный с пространством снаружи инструмента, и, по меньшей мере, один проточный канал гидравлически соединен с входом.
41. Система для бурения ствола скважины, содержащая бурильную колонну для обеспечения потока бурового раствора с поверхности, инструмент для испытания пласта, имеющий первый конец, соединенный с бурильной колонной и содержащий множество модулей, каждый из которых включает в себя, по меньшей мере, один проточный канал и канал для бурового раствора, причем первый из множества модулей оперативно соединен с первым или вторым концом второго из множества модулей для перемещения текучей среды в проточном канале и канале для бурового раствора между первым и вторым модулями, и буровое долото, соединенное со вторым концом инструмента для испытания пласта и принимающее буровую текучую среду из бурильной колонны посредством первого и второго модулей.
42. Система по п.41, в которой первый модуль является модулем зонда, соединенным посредством резьбы со вторым модулем.
43. Система по п.41, в которой проточный канал гидравлически соединен с пространством снаружи инструмента.
44. Система по п.41, дополнительно включающая в себя, по меньшей мере, одно электрическое соединение между первым и вторым модулями.
45. Способ сборки скважинного инструмента на рабочей площадке, включающий обеспечение первого модуля, имеющего первую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично ограничивающую пространство снаружи инструмента и включающую в себя первую резьбовую часть, расположенную на первом конце утяжеленной бурильной трубы, и вторую резьбовую часть, расположенную на втором конце утяжеленной бурильной трубы, и канал для бурового раствора, проходящий по длине модуля, обеспечение второго модуля, имеющего вторую утяжеленную бурильную трубу, по меньшей мере, частично ограничивающую пространство снаружи инструмента и включающую в себя первую резьбовую часть, расположенную на первом конце утяжеленной бурильной трубы и вторую резьбовую часть, расположенную на втором конце утяжеленной бурильной трубы, и канал для бурового раствора, проходящий по длине модуля, соединение проточных каналов первого и второго модулей.
46. Способ по п.45, в котором проточный канал первого модуля гидравлически соединяют с одним из пространства снаружи инструмента и пространства внутри инструмента.
47. Способ по п.45, дополнительно включающий соединение электрических каналов первого и второго модулей, приспособленных для передачи питания или данных.
48. Способ по п.45, дополнительно включающий соединение второго проточного канала первого модуля с пространством снаружи инструмента.
49. Способ переконфигурирования множества модулей для инструмента, применяемого при бурении, для получения множества инструментов, включающий обеспечение множества модулей, каждый из которых включает в себя, по меньшей мере, один проточный канал и канал для бурового раствора, соединение множество модулей в первой конфигурации для получения первого скважинного инструмента и соединение множества модулей во второй конфигурации для получения второго скважинного инструмента.
50. Способ по п.49, в котором обеспечение множества модулей включает в себя обеспечение модуля зонда и модуля бутыли для сбора проб.
| ПЫЛЕОТДЕЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО И СОДЕРЖАЩИЙ ЕГО ПЫЛЕСОС | 2006 |
|
RU2322175C2 |
| УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОТБОРА ПРОБ ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ | 1990 |
|
RU2054541C1 |
| Контрольный стрелограф | 1983 |
|
SU1157155A1 |
| US 4043575 A, 23.08.1977 | |||
| DE 4114061 C1, 22.10.1992. | |||
