СПОСОБ ОТСОЕДИНЕНИЯ КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ В МЕСТЕ ПОЛИРОВАННОГО ПРИЕМНОГО ГНЕЗДА ПАКЕРА И СКВАЖИННАЯ КОМПОНОВКА ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ НА СЕКЦИИ КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ Российский патент 2023 года по МПК E21B23/10 E21B17/06 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[001] Аспекты данного изобретения относятся к заканчиванию стволов скважин для добычи углеводородов из геологических пластов. Более конкретно, аспекты данного изобретения относятся к компоновке и способу, которые обеспечивают разделение ствола скважины на разные секции колонны насосно-компрессорных труб посредством использования активированной линии управления, которая срезает набор штифтов, соединяющих вместе разные секции колонны насосно-компрессорных труб.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[002] Добыча углеводородов из стволов скважин со временем становится все более сложной задачей, поскольку легкодоступные запасы углеводородов истощаются/исчерпываются. Для достижения новых запасов операторы буровых должны бурить глубже или через более сложные пласты, чтобы добраться до альтернативных источников углеводородов. Кроме того, из сланцев извлекают новые запасы углеводородов, что ставит под угрозу традиционные технологии бурения, поскольку новые технологии добычи сланцев становятся более рентабельными.

[003] Однако достижение источников углеводородов буровым долотом является лишь первым этапом в добыче углеводородов из этих источников. Ствол скважины должен быть «закончен», чтобы обеспечить успешное извлечение углеводородов для долгосрочной добычи. Например, после остановки бурения в месте источника углеводородов операторы спускают в скважину обсадную колонну, которая «подвешена» к буровой платформе или поверхности. Обсадная колонна предназначена для предотвращения обрушения стенок ствола скважины на себя, что приведет к разрушению скважины. Обсадная колонна может иметь различные размеры диаметра, специально предназначенные для вставки секций друг в друга, поскольку обсадную колонну постепенно спускают в ствол скважины до положения, в котором бурение остановлено. Поскольку требуется герметичная добывающая скважина, необходимо выполнить дальнейшую обработку в скважине, чтобы создать ствол скважины, не имеющий дефектов и являющийся герметичным.

[004] Во время операций по заканчиванию ствола скважины обсадная колонна свободно свисает с поверхности и должна быть закреплена, чтобы обеспечить большую устойчивость ствола скважины. Такая устойчивость может включать как вертикальную, так и поперечную устойчивость. Для достижения этой устойчивости зазор между обсадной колонной и геологическим пластом должен быть заполнен материалом, который обеспечит воздействие на обсадную колонну силами сдвига и момента изгиба. Такие силы могут возникать во время добычи (извлечения углеводородов), и поэтому операторы хотят обеспечить устойчивость к ожидаемым ударам и рабочим силам, которые могут возникнуть. Следует понимать, что по мере углубления скважин запасы углеводородов находятся под большим давлением, и, следовательно, возрастает возможность воздействия большей силы на обсадную колонну и сопутствующие конструкции. Смесь цементирующего материала закачивают в ствол скважины, и цементирующий материал вытекает из нижней части подвешенной обсадной колонны и заполняет кольцевое пространство между наружной поверхностью обсадной колонны и пробуренной шероховатой стенкой ствола скважины. Затем цементирующему материалу дают высохнуть, что создает наружную муфту из анкерного материала между стенкой ствола скважины и подвешенной обсадной колонной.

[005] После затвердевания в ствол скважины спускают второй набор труб, называемый эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб. Назначение эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб состоит в том, чтобы принимать углеводороды, выходящие из пластов, и доставлять эти углеводороды на поверхность. Эксплуатационная колонна насосно-компрессорных труб может удерживаться на месте с помощью пакеров, размещенных внутри обсадной колонны и вокруг эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб. Это обеспечивает извлечение углеводородов только через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, при этом предотвращается попадание углеводородов только в обсадную колонну скважины.

[006] Для того чтобы запустить поток углеводородов в скважину, в скважину может быть спущена компоновка, которая будет перфорировать как колонну насосно-компрессорных труб, так и цементирующий материал, а также геологический пласт. Данную компоновку, называемую скважинным перфоратором, используют в определенной области, где ожидается наличие углеводородов рядом со стволом скважины. Перфорационные отверстия, возникающие в результате работы перфоратора, обеспечивают свободный поток углеводородов из пласта с относительно более высоким давлением в среду с более низким давлением внутри обсадной колонны и эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб, в результате чего возникает поток углеводородов в обсадную колонну и эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб. Поскольку эксплуатационная колонна насосно-компрессорных труб «загерметизирована» внутри обсадной колонны, углеводороды попадают только в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб и перемещаются на поверхность, где их добывают операторы. Следует понимать, что количество перфорационных отверстий, выполненных скважинным перфоратором, может варьироваться в зависимости от размера ствола скважины, давления запасов углеводородов, ожидаемой добычи количеств углеводородов и других переменных.

[007] Поскольку в процессе бурения могут возникать гидростатические силы, в некоторых случаях в стволе скважины необходимо создавать давление во время процесса бурения, чтобы предотвращать непосредственное попадание в ствол скважины углеводородов с относительно более высоким давлением. В этих случаях используют полированное приемное гнездо пакера (PBR; polished bore receptacle). Полированное приемное гнездо пакера обеспечивает герметизацию и обеспечивает изоляцию давления колонны-хвостовика. Полированное приемное гнездо пакера выполняет две основные функции. PBR действует как компенсатор и обеспечивает длину хода для крайних перемещений колонны насосно-компрессорных труб во время обработки скважины и добычи из нее. PBR также обеспечивает удаление эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб, оставляя при этом полированное приемное гнездо пакета и анкерный уплотнительный узел, установленный в пакере. При использовании в качестве компенсатора PBR закрепляют в положении «среза вверх» при сборке на колонне насосно-компрессорных труб, а затем спускают в ствол скважины над пакером. Количество используемых штифтов определяется весом насосно-компрессорных труб ниже PBR. Таким образом, штифты должны иметь достаточную прочность, чтобы выдержать вес скользящего соединения труб при спуске пакера. Штифты срезаются путем приложения верхних сил в обычных вариантах применения. Например, в случае штифтовой системы требуется приложение силы к колонне насосно-компрессорных труб для среза штифтов. Оно может быть выполнено в виде перегрузки или ослабления натяжения. В других вариантах реализации разделение насосно-компрессорных трубок может происходить с помощью системы защелок, зависящей от перепада давления. В таких вариантах реализации колонна насосно-компрессорных труб должна быть изолирована или должен быть установлен пакер для обеспечения приложения давления, чтобы активировать процесс отсоединения защелок. В случаях перегрузки или ослабления натяжения к насосно-компрессорным трубам прикладываются большие силы, и такие сотрясения могут причинять повреждения. Поэтому насосно-компрессорные трубы должны быть «перепроектированы», чтобы выдерживать такую структурную нагрузку, что приводит к дорогостоящим затратам на заканчивание ствола скважины.

[008] Вышеописанные способы, компоновки и системы известны, например, US 9869157 B2, US 5526888 A.

[009] Существует потребность в устройстве и способах, которыми легче управлять, чем обычным устройством, и способах, в которых не требуются перегрузки или ослабление натяжения для операций отсоединения защелок.

[010] Существует дополнительная потребность в обеспечении устройства и способов, которые не имеют недостатков сложной конфигурации колонны насосно-компрессорных труб, используемых с обычными конструкциями штифтов.

[011] Существует дополнительная потребность в предотвращении других чрезмерных действий, связанных с действиями давления изоляции колонны насосно-компрессорных труб.

[011] Существует дополнительная потребность в устройстве и способах отсоединения колонны насосно-компрессорных труб в стволе скважины, которые просты в эксплуатации, чтобы операторы могли выборочно отсоединять колонну насосно-компрессорных труб.

[012] Также существует потребность в обеспечении конструкции, которую можно использовать с обычными системами отсоединения защелок в качестве отказоустойчивой системы, которая позволит выполнять отсоединение по усмотрению оператора, если не сработали другие способы отсоединения.

[013] Существует еще дополнительная потребность в снижении экономических затрат, связанных с операциями и устройством, описанными выше, в связи с обычными инструментами.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[014] Для того чтобы обеспечить лучшее понимание вышеприведенных признаков данного изобретения, далее будет представлено более конкретное описание данного изобретения, сущность которого кратко изложена ниже, со ссылками на варианты реализации, некоторые из которых проиллюстрированы в прилагаемых графических материалах. Следует отметить, что в графических материалах проиллюстрированы только типичные варианты реализации данного изобретения, и, следовательно, их не следует рассматривать в качестве ограничивающих его объем, при этом допускается, что существуют и другие столь же эффективные варианты реализации без конкретного упоминания. Соответственно, нижеследующее изложение сущности изобретения предоставляет лишь несколько аспектов описания, и его не следует использовать для ограничения описанных вариантов реализации одной концепцией.

[015] В одном варианте реализации раскрыт способ отсоединения эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб в месте полированного приемного гнезда пакера. Способ может включать размещение полированного приемного гнезда пакера внутри ствола скважины, причем полированное приемное гнездо пакера имеет первую секцию колонны насосно-компрессорных труб, вторую секцию колонны насосно-компрессорных труб и систему защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб, соединяющую первую секцию колонны насосно-компрессорных труб и вторую секцию колонны насосно-компрессорных труб. Способ может также включать одно из нагнетания флюида в линию управления, причем линия управления соединена с поршнем, выполненным с возможностью перемещения из нерасширенного положения в расширенное положение, и отправки электрического сигнала через электрическую линию управления, соединенную с поршнем, причем поршень выполнен с возможностью перемещения из нерасширенного положения в расширенное положение. Способ может также включать расширение поршня из нерасширенного положения в расширенное положение внутри полированного приемного гнезда пакера за счет одного из давления флюида и электрического привода, соединенного с поршнем. Способ может дополнительно включать срезание набора штифтов, соединяющих цангу с одной из первой секции колонны насосно-компрессорных труб и второй секции колонны насосно-компрессорных труб. Способ также может обеспечивать отсоединение системы защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб. Способ может также включать отделение первой секции колонны насосно-компрессорных труб от второй секции колонны насосно-компрессорных труб.

[016] В другом варианте реализации описана компоновка. Компоновка содержит полированное приемное гнездо пакера и первую секцию колонны насосно-компрессорных труб внутри полированного приемного гнезда пакера. Компоновка дополнительно обеспечивает вторую секцию колонны насосно-компрессорных труб внутри полированного приемного гнезда пакера. Компоновка дополнительно выполнена с цангой, выполненной с возможностью перемещения из первого положения во второе положение, и системой защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб, соединяющей первую секцию колонны насосно-компрессорных труб со второй секцией колонны насосно-компрессорных труб, причем система защелок выполнена с возможностью перемещения из защелкнутого положения в незащелкнутое положение при контакте с цангой в первом положении. Компоновка дополнительно выполнена с поршнем, выполненным с возможностью расширения из нерасширенного положения в расширенное положение, причем поршень выполнен внутри полированного приемного гнезда пакера, и линией управления, соединенной с поршнем, причем линия управления выполнена с возможностью приведения в действие поршня. Компоновка дополнительно выполнена с набором штифтов, выполненных с возможностью обеспечения сопротивления поршню при расширении из нерасширенного положения в расширенное положение и перемещения цанги из первого положения во второе положение, и при этом набор штифтов выполнен с возможностью среза с заданным значением среза.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[017] Для того чтобы обеспечить лучшее понимание вышеперечисленных признаков данного изобретения, далее будет представлено более конкретное описание данного изобретения, сущность которого кратко изложена выше, со ссылками на варианты реализации, некоторые из которых проиллюстрированы в прилагаемых графических материалах. Однако следует отметить, что в прилагаемых графических материалах проиллюстрированы только типичные варианты реализации данного изобретения, и поэтому их не следует рассматривать в качестве ограничивающих его объем, при этом допускается, что существуют и другие столь же эффективные варианты реализации.

[018] На Фиг. 1 представлена буровая установка, выполняющая операцию по добыче углеводородов, в соответствии с одним аспектом данного изобретения.

[019] На Фиг. 2 представлен вид в поперечном разрезе законченной скважины в одном аспекте данного изобретения.

[020] На Фиг. 3 представлен вид в поперечном разрезе пакерной установки, соединенной с колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб.

[021] На Фиг. 4 представлен вид в поперечном разрезе скважинной секции активируемой линией управления системы защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб в соответствии с одним приведенным в качестве примера вариантом реализации данного изобретения.

[022] На Фиг. 5 представлен вид в поперечном разрезе находящейся выше по стволу скважины секции активируемой линией управления системы защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб в соответствии с одним приведенным в качестве примера вариантом реализации данного изобретения.

[023] На Фиг. 6 представлена блок-схема способа отсоединения колонны насосно-компрессорных труб в скважинной среде.

[024] В целях облегчения понимания идентичные ссылочные позиции, где это возможно, используют для обозначения идентичных элементов, которые являются общими для фигур (Фиг.). Предполагается, что элементы, раскрытые в одном варианте реализации, могут быть успешно использованы в других вариантах реализации без конкретного упоминания.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[025] Далее делается ссылка на варианты реализации данного изобретения. Однако следует понимать, что данное изобретение не ограничивается конкретными описанными вариантами реализации. Вместо этого предполагается любая комбинация следующих признаков и элементов, независимо от того, относятся ли они к различным вариантам реализации или нет, для реализации и практического применения данного изобретения. Кроме того, хотя варианты реализации данного изобретения могут обеспечивать преимущества по сравнению с другими возможными решениями и/или по сравнению с предшествующим уровнем техники, независимо от того, достигается ли конкретное преимущество данным вариантом реализации, это не ограничивает данное изобретение. Таким образом, следующие аспекты, признаки, варианты реализации и преимущества являются просто иллюстративными и не считаются элементами или ограничениями формулы изобретения, за исключением случаев, когда это явно указано в пункте формулы изобретения. Аналогично, ссылка на «данное изобретение» не должна толковаться как обобщение объекта изобретения, раскрытого в данном документе, и не должна рассматриваться как элемент или ограничение формулы изобретения, за исключением случаев, когда это прямо указано в пункте формулы изобретения.

[026] Хотя термины «первый», «второй», «третий» и т. д. могут использоваться в данном документе для описания различных элементов, компонентов, областей, слоев и/или секций, эти элементы, компоненты, области, слои и/или секции не должны ограничиваться этими терминами. Данные термины могут использоваться только для того, чтобы отличить один элемент, компонент, область, слой или секцию от другой области, слоя или секции. Такие термины, как «первый», «второй» и другие числовые термины, используемые в данном документе, не подразумевают последовательность или порядок, если это явно не указано в контексте. Таким образом, первый элемент, компонент, область, слой или секция, рассмотренные в данном документе, могут быть названы вторым элементом, компонентом, областью, слоем или секцией без отклонения от идей приведенных в качестве примера вариантов реализации.

[027] Когда элемент или слой упоминается как находящийся «на», «находящийся в зацеплении с», «соединенный с» или «связанный с» другим элементом или слоем, он может быть непосредственно на, находиться в зацеплении, быть соединенным, связанным с другим элементом или слоем, или могут присутствовать перемежающиеся элементы или слои. И напротив, когда элемент упоминается как находящийся «непосредственно на», «непосредственно входящий в зацепление с», «непосредственно соединенный с» или «непосредственно связанный с» другим элементом или слоем, могут отсутствовать перемежающиеся элементы или слои. Аналогичным образом следует истолковывать и другие слова, используемые для описания отношений между элементами. Используемый в данном документе термин «и/или» включает все возможные комбинации одного или более связанных перечисленных терминов.

[028] Некоторые варианты реализации далее будут описаны со ссылкой на фигуры. Для обеспечения последовательности аналогичные элементы на разных фигурах могут быть обозначены аналогичными ссылочными позициями. В последующем описании изложены многочисленные подробности, чтобы обеспечить понимание различных вариантов реализации и/или признаков. Однако специалистам в данной области техники будет понятно, что некоторые варианты реализации можно применять на практике без этих подробностей и что возможны многочисленные вариации или модификации описанных вариантов реализации. Используемые в данном документе термины «выше» и «ниже», «вверх» и «вниз», «верхний» и «нижний», «по направлению вверх» и «по направлению вниз» и другие аналогичные термины, обозначающие относительные положения выше или ниже данного точки используются в данном описании для более четкого описания определенных вариантов реализации.

[029] Аспекты данного изобретения относятся к системе защелкивания и отсоединения защелки, которую используют при заканчивании стволов скважин, предназначенных для добычи углеводородов. Сначала описан процесс создания ствола скважины с помощью буровой установки. После создания ствола скважины описан ряд этапов для «заканчивания» ствола скважины, чтобы запустить поток углеводородов в стволе скважины. В этой деятельности по заканчиванию могут использовать различные типы технологий, и описанные варианты реализации не должны рассматриваться как ограничивающие. Стволы скважин могут заканчивать, когда ствол скважины находится в полностью вертикальной ориентации, или могут заканчивать в горизонтальной ориентации. Могут быть выполнено заканчивание и других вариантов наклонных скважин. Описанные аспекты данного изобретения обеспечивают способ активации разделения колонны насосно-компрессорных труб через линию регулирования. Использование линии управления дает операторам возможность выборочно определять, когда может произойти отсоединение защелки. Такая активация линии управления предотвращает перегрузку или ослабление натяжения, которые требуются для обычного устройства. Устранение перегрузки или ослабления натяжения предотвращает повреждение эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб и ограничивает экономические затраты.

[030] Хотя линия управления описана как автономная система, использование линии управления для целей отсоединения защелки может быть модернизировано в обычном устройстве. При модернизации полученное устройство обеспечивает вторичный способ отсоединения колонны насосно-компрессорных труб, обеспечивая большую степень безопасности для операторов. Таким образом, модернизированное устройство может быть обеспечено аварийным отсоединением, если компоненты застревают внутри ствола скважины и требуется разъединение между верхней и нижней секциями эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб. Также очевидно, что описанные устройство и способы применимы к трубам большего размера, поэтому термин «колонна насосно-компрессорных труб» используется просто как условное обозначение для описания труб меньшего диаметра.

[031] В автономных компоновках, описанных в соответствии с графическими материалами, описанные аспекты относятся к системе заканчивания с однократным спуском-подъемом. Как правило, системы заканчивания с однократным спуском-подъемом/однократной активацией не выбирают для стволов скважин, поскольку системы многократного действия обеспечивают большую избыточность и безопасность. Тем не менее, такие системы многократного действия могут быть дорогостоящими в создании и эксплуатации, что приводит к экономической неэффективности. Описанные в данном документе аспекты обеспечивают упрощенную конструкцию заканчивания, которая сводит к минимуму риски операторов и повышает эффективность эксплуатации.

[032] Со ссылкой на Фиг. 1 проиллюстрирована буровая установка 100. Буровая установка 100 предназначена для добычи углеводородов, расположенных под поверхностью 110. Различные пласты 104 могут встречаться во время создания ствола 102 скважины. На Фиг. 1 обеспечен один слой пласта 104. Понятно, что может встречаться несколько слоев пласта 104. В вариантах реализации пласт 104 может представлять собой горизонтальные слои. В других вариантах реализации пласт 104 может иметь вертикальную конфигурацию. В других дополнительных вариантах реализации пласт 104 может иметь как горизонтальные, так и вертикальные слои. Пласт 104 под поверхностью 110 может иметь разный состав и может содержать песок, глину, мелкопесчанистый ил, скальную породу и/или их комбинации. Таким образом, операторам необходимо оценить состав пласта 104 для максимального проникновения бурового долота 106, которое будет использовано в процессе бурения. Ствол 102 скважины образован внутри пласта 104 буровым долотом 106. В вариантах реализации буровое долото 106 вращается таким образом, что контакт между буровым долотом 106 и пластом 104 вызывает разрыхление участков («выбуренной породы») пласта 104 в забое ствола 102 скважины. Различные типы буровых долот 106 могут использовать для проходки различных типов пласта 104. Таким образом, типы встречающегося пласта 104 являются важной характеристикой для операторов. Типы буровых долот 106 могут широко варьироваться. В некоторых вариантах реализации могут использоваться буровые долота с поликристаллическими алмазными вставками (PDC; polycrystalline diamond compact). В других вариантах реализации могут использовать шарошечные долота, долота с вставными алмазами или ударные долота. В вариантах реализации во время процесса бурения на буровое долото 106 может воздействовать вибрация, чтобы способствовать разрушению пласта 104, с которым сталкивается буровое долото 106. Такая вибрация может увеличить общую скорость проходки (ROP; overall rate of penetration), повышая эффективность операций бурения.

[033] По мере дальнейшего проникновения ствола 102 скважины в пласт 104 операторы могут добавлять участки трубы 114 бурильной колонны для образования бурильной колонны 112. Как проиллюстрировано на Фиг. 1, бурильная колонна 112 может проходить в пласт 104 в вертикальной ориентации. В других вариантах реализации бурильная колонна 112 и ствол 102 скважины могут отклоняться от вертикальной ориентации. В некоторых вариантах реализации ствол 102 скважины может быть пробурен на определенных участках в горизонтальном направлении параллельно поверхности 110.

[034] Буровое долото 106 имеет больший диаметр, чем у бурильной колонны 112 таким образом, что, когда буровое долото 106 образует отверстие для ствола 102скважины, между бурильной колонной 112 и внутренней поверхностью ствола 102 скважины образуется кольцевое пространство. Это кольцевое пространство обеспечивает путь для удаления выбуренной породы из ствола 102 скважины. Буровые растворы включают воду и специальные химические вещества, способствующие образование ствола скважины. Могут быть добавлены другие добавки, такие как пеногасители, ингибиторы коррозии, средства контроля щелочности бурового раствора, бактерициды, эмульгаторы, смачивающие агенты, понизители водоотдачи бурового раствора, флокулянты, пенообразователи, смазочные материалы, средства для очистки труб, ингибиторы образования отложений, поглотители, поверхностно-активные вещества, стабилизаторы температуры, ингибиторы образования отложений, разбавители, диспергаторы, маркерные элементы, загустители и смачивающие агенты.

[035] Буровые растворы могут храниться в резервуаре 127, расположенном на буровой. Резервуар 127 может быть обсажен для предотвращения попадания буровых растворов в поверхностные грунтовые воды и/или контакта с поверхностными грунтами. В других вариантах реализации буровые растворы могут храниться в емкости, что устраняет необходимость в резервуаре 127. Резервуар 127 может иметь линию 126 рециркуляции, которая соединяет резервуар 127 с вибрационным ситом 109, выполненным с возможностью обработки буровых растворов после прохождения из скважинной среды.

[036] Буровой раствор из резервуара 127 закачивается насосом 129 для бурового раствора, соединенным с вертлюгом 119. Бурильная колонна 112 подвешена приводом 118 к буровой вышке 120. В проиллюстрированном варианте реализации привод 118 может представлять собой узел, установленный на верху бурильной колонны 112 и известный в отрасли как «верхний привод». Верхний привод выполнен с возможностью обеспечения вращательного движения бурильной колонны 112 и прикрепленного к ней бурового долота 106. Хотя проиллюстрировано, что бурильная колонна 112 вращается верхним приводом, возможны и другие конфигурации. Привод ротора, расположенный на поверхности 110 или рядом с ней, могут использовать операторы для обеспечения вращательной силы. Питание для привода ротора или верхнего привода может обеспечиваться дизельными генераторами.

[037] Буровой раствор подается в бурильную колонну 112 через вертлюг 119, подвешенный к буровой вышке 120. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 112 через буровое долото 106 и выполняет несколько функций в процессе бурения. Буровой раствор используют для охлаждения бурового долота 106 и удаления выбуренной породы, образованной буровым долотом 106. Буровой раствор с разрыхленной выбуренной породой поступает в кольцевую зону снаружи бурильной колонны 112 и проходит вверх по стволу 102 скважины к вибрационному ситу 109. Буровой раствор предоставляет дополнительную информацию о пласте 104, который встречается, и может быть протестирован с помощью вискозиметра, например, для определения свойств пласта. Такие свойства пласта дают возможность инженерам определять, следует ли продолжать бурение или прекратить его.

[038] Вибрационное сито 109 выполнено с возможностью отделения выбуренной породы от бурового раствора. Выбуренная порода после отделения может быть проанализирована операторами для определения того, содержит ли пласт 104, проходимый в настоящее время, углеводороды, хранящиеся в пределах уровня пласта, который в настоящее время проходят с помощью бурового долота 106. Затем буровой раствор рециркулируется в резервуар 127 по линии 126 рециркуляции. Вибрационное сито 109 отделяет выбуренную породу от бурового раствора, обеспечивая ускорение потока жидкости до просеивающей поверхности. Понятно, что вибрационное сито 109 может обеспечивать линейное или цилиндрическое ускорение материалов, обрабатываемых посредством вибрационного сита 109. В некоторых вариантах реализации вибрационное сито 109 может быть выполнено с одной рабочей скоростью. В других вариантах реализации вибрационное сито 109 может быть выполнено с несколькими рабочими скоростями. В вариантах реализации вибрационное сито 109 может работать на нескольких рабочих скоростях. Вибрационное сито 109 может быть выполнено с настройкой низкой скорости 6,5 g и настройкой высокой скорости 7,5 g, где g определяется как ускорение силы свободного падения. Крупная выбуренная порода задерживается на сетчатых фильтрах, а буровой раствор проходит через сетчатые фильтры и улавливается для повторного использования. После прохождения через вибрационное сито 109 могут быть выполнены тесты бурового раствора, чтобы определить, подходит ли буровой раствор для повторного использования. Для проведения таких тестов можно использовать вискозиметры.

[039] Как будет понятно, выбуренная порода меньшего размера может полностью проходить через сетчатые фильтры вибрационного сита 109 таким образом, что флюиды могут содержать много выбуренной породы меньшего размера. Поэтому общее качество бурового раствора может ухудшиться из-за такой выбуренной породы меньшего размера. Буровой раствор может представлять собой, например, типы флюидов на водной основе, на нефтяной основе или на синтетической основе. Раствор выполняет несколько функций, таких как способность приостанавливать и высвобождать выбуренную породу в потоке флюида, контролировать пластовые давления (давления в скважине), поддерживать устойчивость ствола скважины, сводить к минимуму повреждение пласта, охлаждать, смазывать и поддерживать долото и буровую компоновку, передачу энергии на инструменты и долото, контролировать коррозию и способствовать заканчиванию ствола скважины. В вариантах реализации буровой раствор может также сводить к минимуму воздействие процесса строительства скважины на окружающую среду.

[040] Со ссылкой на Фиг. 2, проиллюстрирован вид в поперечном разрезе законченной скважины 200 при бурении, как описано выше. Законченная скважина 200 имеет несколько секций обсадной колонны, которые обеспечивают поддержку всей скважины 200, позволяя углеводородам 212 быть захваченными ниже поверхностного геологического пласта 214. Углеводороды 212 могут представлять собой нефть, газ или смесь газа и нефти. Основание или направляющая труба 202 проходит от поверхности 216 и обеспечивает прочную точку соединения остальной части скважины 200. Под направляющей трубой 202 проходит секция кондукторной обсадной колонны 204, за которой следует промежуточная обсадная колонна 206 и эксплуатационная обсадная колонна 208. В забое скважины 200 перфорированный интервал 210 позволяет углеводородам 212 поступать в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, описанную в связи с Фиг. 3, которая находится внутри эксплуатационной обсадной колонны 208. Как будет видно, цементирующий слой 218 покрывает наружные участки направляющей трубы 202, кондукторной обсадной колонны 204, промежуточной обсадной колонны 206 и эксплуатационной обсадной колонны 208 в зонах, не включающих 210 перфорированный интервал.

[041] PBR 410, см. Фиг. 4, могут использовать на внутреннем диаметре обсадной колонны для предотвращения перемещения флюидов вверх по стволу скважины во время процесса бурения, описанного выше в связи с Фиг. 1. PBR 410 обеспечено хонингованными внутренним и наружным диаметрами для обеспечения уплотняющих поверхностей. Уплотнительные узлы эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб могут быть спущены на полированном приемном гнезде пакера для соединения колонны насосно-компрессорных труб ниже по стволу скважины от PBR 410. PBR 410 изолирует внутренний диаметр хвостовика от пластового давления, которое вытесняет цемент во время процесса цементирования, описанного выше. Поскольку PBR 410 используют для уплотнительных узлов эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб, отсоединение колонны насосно-компрессорных труб от или по отношению к PBR 410 осуществляется с помощью аспектов, описанных ниже.

[042] Со ссылкой на Фиг. 3, проиллюстрирован вид в поперечном разрезе гравийной набивки, используемой в связи с законченной скважиной 200. Внутри эксплуатационной обсадной колонны 208 спускают эксплуатационную колонну 300 насосно-компрессорных труб для приема углеводородов 212 (см. Фиг. 2). В неограничивающих вариантах реализации эксплуатационная колонна 300 насосно-компрессорных труб может иметь диаметр от 1-7/8 дюйма (4,76 см) до 2-7/8 дюйма (7,3 см). Чтобы ограничить количество песка и мелких частиц, попадающих в ствол скважины, пакер 302 для гравийной набивки может быть расположен в непосредственной близости от перфорированного интервала 210 (см. Фиг. 2). Сетчатый фильтр 304 гравийной набивки может быть расположен внутри скважины 200 для обеспечения фильтрации более крупных материалов от попадания в скважину 200. Зумпф-пакер 306 также может быть размещен в забое скважины 200, чтобы сетчатый фильтр 304 гравийной набивки мог располагаться в перфорированном интервале 210 (см. Фиг. 2). Гравийная набивка может быть размещена в обсадной колонне и перфорационных отверстиях 308 в перфорированном интервале 210 (см. Фиг. 2). Следует понимать, что в нижней части эксплуатационной колонны 300 насосно-компрессорных труб могут использовать различные конфигурации.

[043] Со ссылкой на Фиг. 4, вид в частичном поперечном разрезе компоновки 401, имеющей систему 400 защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб, проиллюстрирован как часть PBR 410. Система 400 защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб активируется через линию 502 регулирования (см. Фиг. 5), которая прикладывает давление флюида к высвобождающему поршню 402 в защелке 400, чтобы срезать набор штифтов 404, таким образом расцепляя систему 400 защелок, когда цанга 412 входит в зацепление с системой 400 защелок. Высвобождающий поршень 402 имеет набор уплотнительных колец 403 для поддержания давления внутри поршня 402 при его движении. В проиллюстрированном варианте реализации обеспечены 2 уплотнительных кольца. Эксплуатационная колонна 300 насосно-компрессорных труб могут быть отсоединены без необходимости изоляции колонны насосно-компрессорных труб для повышения давления и создания перепада давления в кольцевом пространстве колонны насосно-компрессорных труб. Такая компоновка защелки 400 также устраняет необходимость в установочном пакере для создания перепада давления, используемого в обычном устройстве. Давление флюида, создаваемое через линию 502 управления, может создаваться через насос 550 или аккумулятор 560, которым управляет оператор (см. Фиг. 5). Следует понимать, что давление, обеспечиваемое в линии 502 управления, может быть снижено или устранено после того, как будет срезан набор штифтов 404. В вариантах реализации операторы заметят снижение давления в линии управления после того, как набор штифтов 404 будет срезан, а гидравлический объем поршня 402 увеличится. В этот момент операторы могут снизить давление в линии 502 управления, что обеспечит продолжение отсоединения защелки. Следует понимать, что материалы, используемые для PBR 410, цанги 412 и высвобождающего поршня 402, могут быть изготовлены из нержавеющей стали.

[044] Аспекты данного изобретения обеспечивают способ отсоединения системы 400 защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб, которая работает независимо от сил колонны насосно-компрессорных труб, при этом вес хвостовой трубы и манипулирование колонной насосно-компрессорных труб не приводят в действие механизм высвобождения. Высвобождающий поршень 402 удерживается в своем положении набором штифтов 404. Штифты 404 предотвращают преждевременную активацию высвобождающего поршня 402. Как только набор штифтов 404 срезан, поршень 402 расширяется, и давление сбрасывается. Цанга 412 высвобождается и перемещается, чтобы расцепить систему 400 защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб, таким образом отделяя колонну 408 насосно-компрессорных труб в полированном приемном гнезде 410 пакера. Первая секция колонны 420 насосно-компрессорных труб отсоединяется от второй секции колонны 430 насосно-компрессорных труб. Система 400 защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб может быть заключена в полированное приемное гнездо 410 пакера, как проиллюстрировано.

[045] Со ссылкой на Фиг. 5, камера 500 с атмосферным давлением обеспечена внутри полированного приемного гнезда 410пакера. Камера 500 с атмосферным давлением может быть предназначена для обеспечения аварийного сброса абсолютного давления в кольцевом пространстве. Давление может подаваться в полированное приемное гнездо 410 пакера по линии 502 управления через отверстие снаружи полированного приемного гнезда 410 пакера. Давление может исходить от первой среды, а именно от буровой установки 100, и закачиваться в систему 400 защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб.

[046] Поскольку перепад давления не создается за счет использования пакера, приведение в действие системы 400 защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб происходит быстрее и экономичнее, чем в обычном устройстве. Изготовление системы 400 защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб, содержащей цангу 412 и камеру 500 с атмосферным давлением, является экономичным. Изменение прочности, необходимой для расцепления первой секции колонны 420 насосно-компрессорных труб со второй секцией колонны 430 насосно-компрессорных труб, может быть достигнуто путем обеспечения различных материалов в наборе штифтов 404 или путем увеличения или уменьшения размера штифтов 404. Как будет понятно, аспекты системы 400 защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб могут быть увеличены или уменьшены в размерах в соответствии с потребностями скважины 200 в потоке. Как показано на Фиг. 5, набор штифтов 404 по меньшей мере частично утоплен в первой секции колонны 420 насосно-компрессорных труб. На Фиг. 4 и Фиг. 5 набор штифтов 404 соединяет первую секцию колонны 420 насосно-компрессорных труб и цангу 412.

[047] В других вариантах реализации со ссылкой на Фиг. 4, приведение в действие может осуществляться посредством подачи электрического сигнала по электрической линии 499 управления на привод 498, который приводит в действие поршень 402. Привод 498 может быть расположен в забойной части бурильной колонны 112. Привод 498 может быть соединен с поршнем 402 таким образом, что при получении сигнала привод 498 перемещает поршень 402 в положение, соответствующее полученному сигналу. В одном неограничивающем варианте реализации поршень 402 может находиться в полностью открытом положении и в полностью закрытом положении. В другом неограничивающем варианте реализации поршень 402 может располагаться в различных положениях от полностью открытого до полностью закрытого. В некоторых вариантах реализации привод 498 может генерировать сигналы, таким образом определяя для оператора точное положение поршня 402 для предоставления операторам обновлений в режиме реального времени. Такие данные о положении могут быть полезны, например, для определения того, произошла ли ошибка или неисправность в системе во время работы. В некоторых вариантах реализации могут использовать как приведение в действие электрической системы, так и приведение в действие давлением флюида. Такая конфигурация обеспечила бы создание единой отказоустойчивой конструкции, которая обеспечивала бы приведение в действие поршня 402 в экстремальных условиях ствола скважины. В вариантах реализации привод 498 может представлять собой электрический линейный привод, который управляется реле или модулем управления, который может быть расположен либо в расположенной выше по стволу скважины среде, либо в глубине скважины. Энергия может подаваться на электрический линейный привод через источник питания, подаваемый через буровую установку или вспомогательный источник электроэнергии. В других вариантах реализации питание от батареи может подаваться в качестве источника электроэнергии для предотвращения непреднамеренной потери энергии.

[047] Со ссылкой на Фиг. 6, проиллюстрирован способ 600 отсоединения эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб от полированного приемного гнезда пакера. На этапе 602способ включает размещение полированного приемного гнезда пакера внутри ствола скважины, причем полированное приемное гнездо пакера имеет первую секцию колонны насосно-компрессорных труб, вторую секцию колонны насосно-компрессорных труб и систему защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб. На этапе 604 способ дополнительно включает одно из нагнетания флюида в линию управления, причем линия управления соединена с поршнем, выполненным с возможностью перемещения из нерасширенного положения в расширенное положение, и отправки электрического сигнала через электрическую линию управления, соединенную с поршнем, причем поршень выполнен с возможностью перемещения из нерасширенного положения в расширенное положение. На этапе 606 способ обеспечивает расширение поршня из нерасширенного положения в расширенное положение внутри полированного приемного гнезда пакера за счет одного из давления флюида и электрического привода, соединенного с поршнем. На этапе 608 способ обеспечивает срезание набора штифтов, соединяющих цангу с одной из первой секции колонны насосно-компрессорных труб и второй секции колонны насосно-компрессорных труб. На этапе 610 способ обеспечивает отсоединение системы защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб. На этапе 612 способ обеспечивает отделение первой секции колонны насосно-компрессорных труб от второй секции колонны насосно-компрессорных труб.

[048] Изложенное выше описание вариантов реализации предоставлено для целей иллюстрации и описания. Оно не претендует на исчерпывающий или ограничивающий данное изобретение характер. Отдельные элементы или признаки конкретного варианта реализации, как правило, не ограничиваются этим конкретным вариантом реализации, но, где это применимо, являются взаимозаменяемыми и могут использоваться в выбранном варианте реализации, даже если это специально не показано или не описано. Указанное может быть изменено многими способами. Такие изменения не следует рассматривать как отклонение от данного изобретения, и предполагается, что все такие модификации включены в объем данного изобретения.

[049] В одном варианте реализации раскрыт способ отсоединения эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб в месте полированного приемного гнезда пакера. Способ может включать размещение полированного приемного гнезда пакера внутри ствола скважины, причем полированное приемное гнездо пакера имеет первую секцию колонны насосно-компрессорных труб, вторую секцию колонны насосно-компрессорных труб и систему защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб, соединяющую первую секцию колонны насосно-компрессорных труб и вторую секцию колонны насосно-компрессорных труб. Способ может также включать одно из нагнетания флюида в линию управления, причем линия управления соединена с поршнем, выполненным с возможностью перемещения из нерасширенного положения в расширенное положение, и отправки электрического сигнала через электрическую линию управления, соединенную с поршнем, причем поршень выполнен с возможностью перемещения из нерасширенного положения в расширенное положение. Способ может также включать расширение поршня из нерасширенного положения в расширенное положение внутри полированного приемного гнезда пакера за счет одного из давления флюида и электрического привода, соединенного с поршнем. Способ может дополнительно включать срезание набора штифтов, соединяющих цангу с одной из первой секции колонны насосно-компрессорных труб и второй секции колонны насосно-компрессорных труб. Способ также может обеспечивать отсоединение системы защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб. Способ может также включать отделение первой секции колонны насосно-компрессорных труб от второй секции колонны насосно-компрессорных труб.

[050] В еще одном приведенном в качестве примера варианте реализации может быть выполнен способ, в котором флюид представляет собой жидкость.

[051] В еще одном приведенном в качестве примера варианте реализации может быть выполнен способ, в котором набор штифтов представляет собой два штифта.

[052] В еще одном приведенном в качестве примера варианте реализации может быть выполнен способ, в котором давление флюида в линии управления создается в среде выше по стволу скважины.

[053] В еще одном приведенном в качестве примера варианте реализации раскрыта компоновка. Компоновка может содержать полированное приемное гнездо пакера, первую секцию колонны насосно-компрессорных труб внутри полированного приемного гнезда пакера и вторую секцию колонны насосно-компрессорных труб внутри полированного приемного гнезда пакера. Компоновка может дополнительно содержать цангу, выполненную с возможностью перемещения из первого положения во второе положение, и системой защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб, соединяющей первую секцию колонны насосно-компрессорных труб со второй секцией колонны насосно-компрессорных труб, причем система защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб выполнена с возможностью перемещения из защелкнутого положения в незащелкнутое положение при контакте с цангой в первом положении. Компоновка может дополнительно содержать поршень, выполненный с возможностью расширения из нерасширенного положения в расширенное положение, причем поршень выполнен внутри полированного приемного гнезда пакера, и линию управления, соединенную с поршнем, причем линия управления выполнена с возможностью передачи флюида из первой среды к поршню. Компоновка может также содержать набор штифтов, выполненных с возможностью обеспечения сопротивления поршню при расширении из нерасширенного положения в расширенное положение и перемещения цанги из первого положения во второе положение, и при этом набор штифтов выполнен с возможностью среза с заданным значением среза.

[054] В еще одном приведенном в качестве примера варианте реализации компоновка может быть выполнена таким образом, что набор штифтов содержит два штифта.

[055] В еще одном приведенном в качестве примера варианте реализации компоновка может также дополнительно содержать камеру с атмосферным давлением, расположенную внутри полированного приемного гнезда пакера, причем камера с атмосферным давлением соединена с поршнем.

[056] В еще одном приведенном в качестве примера варианте реализации компоновка может дополнительно содержать насос, соединенный с линией управления, выполненной с возможностью передачи флюида из первой среды к поршню.

[057] В еще одном приведенном в качестве примера варианте реализации устройство может дополнительно содержать аккумулятор, соединенный с линией управления, выполненной с возможностью передачи флюида из первой среды к поршню.

[058] В еще одном приведенном в качестве примера варианте реализации компоновка также может быть выполнена таким образом, что поршень выполнен с набором уплотнительных колец.

[059] В еще одном приведенном в качестве примера варианте реализации компоновка также может быть выполнена таким образом, что линия управления представляет собой одну из гидравлической линии управления и электрической линии управления.

[060] В еще одном приведенном в качестве примера варианте реализации компоновка также может быть выполнена таким образом, что поршень выполнен с возможностью контакта с по меньшей мере частью первой секции колонны насосно-компрессорных труб.

[061] В еще одном приведенном в качестве примера варианте реализации компоновка также может быть выполнена таким образом, что набор штифтов соединяет первую секцию колонны насосно-компрессорных труб и цангу.

[062] В еще одном приведенном в качестве примера варианте реализации компоновка может быть выполнена таким образом, что набор штифтов по меньшей мере частично утоплен в первую секцию колонны насосно-компрессорных труб.

[063] Хотя в данном документе были описаны варианты реализации, специалистам в данной области техники при ознакомлении с данным изобретением будет понятно, что предусмотрены другие варианты реализации, не отступающие от объема изобретения. Соответственно, объем данной формулы изобретения или любых последующих пунктов формулы изобретения не должен быть ненадлежащим образом ограничен описанием вариантов реализации, описанных в данном документе.

Группа изобретений относится к способу отсоединения колонны насосно-компрессорных труб в месте полированного приемного гнезда пакера и скважинной компоновке для разделения ствола скважины на секции колонны насосно-компрессорных труб. Техническим результатом является упрощение конструкции, управления и эксплуатации, а также повышение отказоустойчивости. Способ включает размещение полированного приемного гнезда пакера внутри ствола скважины. Полированное приемное гнездо пакера имеет первую секцию колонны насосно-компрессорных труб, вторую секцию колонны насосно-компрессорных труб и систему защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб, соединяющую первую секцию колонны насосно-компрессорных труб и вторую секцию колонны насосно-компрессорных труб. Также способ включает нагнетание флюида в линию управления, соединенную с поршнем, выполненным с возможностью перемещения из нерасширенного положения в расширенное положение, и отправки электрического сигнала через электрическую линию управления, соединенную с поршнем, выполненным с возможностью перемещения из нерасширенного положения в расширенное положение. Также способ включает расширение поршня из нерасширенного положения в расширенное положение внутри полированного приемного гнезда пакера за счет одного из давления флюида и электрического привода, соединенного с поршнем. Поршень соединен с камерой с атмосферным давлением, расположенной в полированном приемном гнезде пакера. Также способ включает срезание набора штифтов, соединяющих цангу с одной из первой секции колонны насосно-компрессорных труб и второй секции колонны насосно-компрессорных труб. Также способ включает отсоединение системы защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб. Также способ включает отделение первой секции колонны насосно-компрессорных труб от второй секции колонны насосно-компрессорных труб. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил.

1. Способ отсоединения эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб в месте полированного приемного гнезда пакера, включающий:

размещение полированного приемного гнезда пакера внутри ствола скважины, причем полированное приемное гнездо пакера имеет первую секцию колонны насосно-компрессорных труб, вторую секцию колонны насосно-компрессорных труб и систему защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб, соединяющую первую секцию колонны насосно-компрессорных труб и вторую секцию колонны насосно-компрессорных труб;

одно из нагнетания флюида в линию управления, соединенную с поршнем, выполненным с возможностью перемещения из нерасширенного положения в расширенное положение, и отправки электрического сигнала через электрическую линию управления, соединенную с поршнем, выполненным с возможностью перемещения из нерасширенного положения в расширенное положение;

расширение поршня из нерасширенного положения в расширенное положение внутри полированного приемного гнезда пакера за счет одного из давления флюида и электрического привода, соединенного с поршнем;

причем поршень соединен с камерой с атмосферным давлением, расположенной в полированном приемном гнезде пакера;

срезание набора штифтов, соединяющих цангу с одной из первой секции колонны насосно-компрессорных труб и второй секции колонны насосно-компрессорных труб;

отсоединение системы защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб; и

отделение первой секции колонны насосно-компрессорных труб от второй секции колонны насосно-компрессорных труб.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что флюид представляет собой жидкость.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что набор штифтов представляет собой два штифта.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нагнетание флюида в линии управления выполняют в расположенной выше по стволу скважины среде.

5. Скважинная компоновка для разделения ствола скважины на секции колонны насосно-компрессорных труб, содержащая:

полированное приемное гнездо пакера;

первую секцию колонны насосно-компрессорных труб внутри полированного приемного гнезда пакера;

вторую секцию колонны насосно-компрессорных труб внутри полированного приемного гнезда пакера;

цангу, выполненную с возможностью перемещения из первого положения во второе положение;

систему защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб, соединяющую первую секцию колонны насосно-компрессорных труб со второй секцией колонны насосно-компрессорных труб, причем система защелок для отсоединения колонны насосно-компрессорных труб выполнена с возможностью перемещения из защелкнутого положения в незащелкнутое положение при контакте с цангой в первом положении;

поршень, выполненный с возможностью расширения из нерасширенного положения в расширенное положение, причем поршень выполнен внутри полированного приемного гнезда пакера;

камеру с атмосферным давлением, расположенную внутри полированного приемного гнезда пакера и соединенную с поршнем;

линию управления, соединенную с поршнем, причем линия управления выполнена с возможностью приведения в действие поршня; и

набор штифтов, выполненных с возможностью обеспечения сопротивления поршню при расширении из нерасширенного положения в расширенное положение и перемещения цанги из первого положения во второе положение, и при этом набор штифтов выполнен с возможностью среза с заданным значением среза.

6. Компоновка по п. 5, отличающаяся тем, что набор штифтов содержит два штифта.

7. Компоновка по п. 5, дополнительно содержащая:

насос, соединенный с линией управления, выполненной с возможностью передачи флюида из первой среды к поршню.

8. Компоновка по п. 5, дополнительно содержащая:

аккумулятор, соединенный с линией управления, выполненной с возможностью передачи флюида из первой среды к поршню.

9. Компоновка по п. 5, отличающаяся тем, что поршень выполнен с набором уплотнительных колец.

10. Компоновка по п. 5, отличающаяся тем, что линия управления представляет собой одну из гидравлической линии управления и электрической линии управления.

11. Компоновка по п. 10, отличающаяся тем, что поршень выполнен с возможностью контакта с по меньшей мере частью первой секции колонны насосно-компрессорных труб.

12. Компоновка по п. 11, отличающаяся тем, что набор штифтов соединяет первую секцию колонны насосно-компрессорных труб и цангу.

13. Компоновка по п. 12, отличающаяся тем, что набор штифтов по меньшей мере частично утоплен в первой секции колонны насосно-компрессорных труб.

14. Компоновка по п. 5, отличающаяся тем, что цанга изготовлена из нержавеющей стали.