Регулирующий проходное сечение статор, управляемый приводом, для разделения потока в забойных инструментах

Группа изобретений относится к области добычи углеводородов. Система для разделения потока в стволе скважины включает основной трубопровод, определяющий основную линию тока через него, разделитель потока, расположенный в гидравлическом сообщении с основным трубопроводом ниже по течению основной линии тока, определяющий первую и вторую линии тока флюида, проходящую от основной линии тока, и содержащий передний край трубчатого элемента в пределах основного трубопровода, и при этом статор, по меньшей мере, частично расположен в пределах внутренней части трубчатого элемента, турбину в сборе в гидравлическом сообщении с первой линией тока ниже по течению от разделителя потока, состоящую из статора, расположенного на первой линии тока, содержащего множество лопастей статора, выполненных с возможностью поддерживать в целом неподвижное положение относительно основного трубопровода во время прохождения флюида по первой линии тока, ротора, вращающегося относительно статора вследствие прохождения потока флюида по первой линии тока; и привода, соединенного с по меньшей мере одной лопастью статора и выполненного с возможностью перемещать по меньшей мере одну лопасть статора для регулирования гидравлического сопротивления по первой линии тока. Обеспечивается избирательное ограничение потока по первой линии тока, проходящий через турбину, и тем самым регулирование взаимосвязанного потока, проходящего по одной из вторых линий тока. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Данное изобретение относится в целом к разделению потока флюида на две или больше линий тока в стволе скважины. Более конкретно, варианты реализации изобретения относятся к системам и способам, которые используют привод для избирательного ограничения потока по первой линии тока, проходящей через турбину, и тем самым регулируют взаимосвязанный поток, проходящий по меньшей мере по одной из вторых линий тока.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Операции бурения и добычи углеводородов часто требуют установки систем потока флюида в подземной части ствола скважины. Например, буровые системы часто обеспечивают циркуляцию бурового раствора (т.н. «глинистого бурового раствора») в забое скважине для обеспечения смазки бурового долота и для переноса геологического шлама из забоя ствола скважины. Обычно глинистый буровой раствор циркулирует по нисходящей в стволе скважины через бурильную колонну, затем выводится через буровое долото, и в конце возвращается обратно к поверхности через межтрубное пространство, находящееся между бурильной колонной и стенкой ствола скважины. Системы потока жидкости также устанавливаются для операций заканчивания, таких как добыча и/или закачка. Как правило, системы добычи получают углеводороды, воду или другие флюиды из подземного пласта через забойные клапаны-отсекатели или другие устройства управления потоком, а затем доставляют флюиды в положение на поверхности скважины через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну. Как правило, системы закачки транспортируют флюиды в стволе скважины из положения на поверхности в забой скважины, а затем вводят флюиды в подземный пласт.

Часто часть флюида в забойной системе потока флюида отделяют от основного трубопровода и используют для достижения различных целей в забое скважины. Например, часто из этих флюидов извлекают энергию для выработки электроэнергии, теплопередачи, механического открытия или закрытия забойных клапанов-отсекателей или приведения в действие других типов забойных инструментов. Во многих случаях для извлечения энергии часть флюида, отделяемую от основного трубопровода, отводят через забойную турбину. Турбина может иметь ротор, выполненный с возможностью вращения вследствие проходящего через него потока флюида. Вращательное движение может быть перенесено на забойный инструмент, такой как сверло, электрический генератор, гидравлический насос, клапанный механизм или другое устройство, которое может приводиться в действие вращательным движением. Во многих случаях основной трубопровод, для разделения потока от основного трубопровода, может содержать перепускной клапан, чтобы распределить соответствующую часть потока на первую линию тока, проходящую через турбину, и по меньшей мере одну вторую линию тока, которая обходит турбину. В некоторых случаях перепускной клапан может привнести излишнюю сложность в систему потока.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Далее данное изобретение подробно описано на основе вариантов реализации изобретения, представленных на прилагаемых чертежах, на которых:

фиг. 1А изображает схематический вид системы бурения, в которой используется механизм разделения потока в соответствии с одним или несколькими типовыми вариантами реализации изобретения;

фиг. 1B изображает схематический вид системы заканчивания скважины, включающей механизм разделения потока, показанный на фиг. 1A;

фиг. 2 изображает вид в поперечном разрезе механизма разделения потока, показанного на фиг. 1A, иллюстрируя первую линию тока, проходящую через турбину и вторую линию тока, обходящую турбину;

фиг. 3 изображает схематический вид механизма разделения потока, показанного на фиг. 1A, иллюстрируя привод для управления лопастями статора, установленными перед ротором турбины, показанными на фиг. 2; и

фиг. 4 представляет собой блок-схему, изображающую последовательность операций использования механизма разделения потока, показанного на фиг. 1A в соответствии с типовыми вариантами реализации изобретения.

ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В данном описании номера позиций и/или буквенные обозначения могут повторяться в различных примерах или фигурах. Такое повторение применено с целью упрощения и большей ясности и само по себе не определяет отношение между различными рассматриваемыми вариантами реализации изобретения и/или конфигурациями. Кроме того, термины пространственного расположения, такие как внизу, ниже, нижний, сверху, верхний, вверх по стволу скважины, вниз по стволу скважины, выше по течению, ниже по течению и т.п., могут быть использованы в данном документе с целью облегчить описание взаимосвязи одного проиллюстрированного элемента или признака с другим(и) элементом(ами) или признаком(ами), причем направление вверх является направлением вверх соответствующей фигуры, а направление вниз является направлением вниз соответствующей фигуры, направление вверх по скважине является обращенным к поверхности ствола скважины, а направление вниз скважины является обращенным к забою ствола скважины. Если не указано иное, термины пространственного расположения также охватывают различные ориентации устройства во время его применения или эксплуатации в дополнение к ориентации, проиллюстрированной на фигурах. Например, если устройство проиллюстрировано на фигурах в перевернутом положении, элементы, описанные как находящиеся «под» другими элементами или признаками, или «ниже» их, в таком случае будут находиться «выше» других элементов или признаков. Таким образом, приведенный в качестве примера термин «ниже» может охватывать обе ориентации: выше и ниже. Устройство может быть ориентировано иначе (повернуто на 90 градусов или установлено в другие положения), и применяемые в данном документе характеристики пространственного расположения также могут быть интерпретированы соответствующим образом.

Кроме того, хотя фигура может иллюстрировать вертикальный ствол скважины, то, если не указано иначе, специалистам в данной области следует понимать, что устройство в соответствии с настоящим изобретением так же хорошо приспособлено для применения в стволах скважины, ориентированных иначе, в том числе в вертикальных стволах скважины, наклонных стволах скважины, многоствольных стволах скважины и т.п. Подобным образом, если не отмечено иное, хотя фигура может иллюстрировать буровые работы на морской платформе, специалистам в данной области должно быть ясно, что устройство в соответствии с настоящим изобретением так же хорошо приспособлено для применения в наземных буровых работах. Кроме того, если не отмечено иное, хотя фигура может иллюстрировать обсаженную скважину, специалистам в данной области должно быть ясно, что устройство в соответствии с настоящим изобретением так же хорошо приспособлено для применения при буровых работах в не обсаженных стволах.

1. ОПИСАНИЕ ТИПОВЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Согласно фиг. 1A, система 10 направленного бурения представляет собой одни типовые условия эксплуатации, в которых могут быть реализованы аспекты настоящего изобретения. Согласно одному или нескольким вариантам реализации данного изобретения система 10 направленного бурения содержит забойный механизм 100 разделения потока. Хотя система направленного бурения 10 проиллюстрирована в контексте операции наземного бурения, специалистам в данной области техники будет понятно, что аспекты изобретения также могут быть реализованы на практике с таким же успехом в отношении морских платформ и других типов систем разведки и добычи углеводородов (см., например, фиг. 1B).

Система 10 направленного бурения частично расположена в пределах направленного ствола 12 скважины, пересекающего геологический пласт «G». Направленный ствол 12 скважины проходит от положения «S» на поверхности скважины вдоль изогнутой продольной оси X1. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения продольная ось X1 содержит вертикальный участок 12a, участок 12b набора угла и участок 12c набора кривизны. Участок 12c набора кривизны является самым глубоким участком ствола 12 скважины, и обычно имеет более низкие показатели набора угла (изменения наклона ствола 12 скважины) чем участок 12b набора угла. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения Участок 12c набора кривизны, является большей частью горизонтальным (см., напр., фиг. 1B). Кроме того, в одном или нескольких других типовых вариантах реализации изобретения ствол 12 скважины содержит широкий спектр вертикальных, направленных, отклоненных, наклонных и/или горизонтальных участков в нем и может проходить вдоль любой траектории через геологический пласт «G».

В забойном положении ствола 12 скважины (проиллюстрировано на участке 12c набора кривизны) для прорезания геологического пласта «G» предусмотрено долото 14 для роторного бурения. При вращении буровое долото 14 функционирует с возможностью раскрошить на мелкие части и в целом раздробить геологический пласт «G». В положении «S» на поверхности скважины для облегчения вращения бурового долота 14 и бурения ствола12 скважины предусмотрена буровая установка 22. Буровая установка 22 содержит стол бурового ротора 28 который обычно вращает совместно бурильную колонну 18 и буровое долото 14 вокруг продольной оси X1. Стол 28 бурового ротора избирательно приводится в действие двигателем 30, цепным приводом или другим устройством. Совместное вращение бурильной колонны 18 и бурового долота 14 обычно называют бурением в «роторном режиме», которое поддерживает направленное движение долота 14 для роторного бурения и служит для получения прямого участка 12 ствола скважины, напр., вертикального участка 12a и участка 12c набора кривизны.

Напротив, для изменения направления долота 14 для роторного бурения и, таким образом, создания криволинейного участка ствола 12 скважины, напр., участка набора угла 12b, можно использовать «режим скольжения». Чтобы работать в режиме скольжения, стол 28 бурового ротора может быть заблокирован так, что бурильная колонна 18 не вращается вокруг продольной оси X1, а долото 14 для роторного бурения может вращаться относительно бурильной колонны 18. Чтобы облегчить вращение долота 14 для роторного бурения относительно бурильной колонны 18, в бурильной колонне 18 в забойном положении ствола 12 скважины предусмотрена компоновка низа бурильной колонны или КНБК 32. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения КНБК 32 содержит забойный механизм 100 разделения потока и гидравлический забойный двигатель 34, который вращает буровое долото 14 относительно бурильной колонны 18 вследствие проходящего через него бурового раствора, такого как глинистый буровой раствор 36.

Для приведения в действие гидравлический забойный двигатель 34, отведения шлама от бурового долота 14, обеспечения опоры стенок ствола 12 скважины и по другим причинам, понятным специалистам в данной области техники, буровой раствор 36 можно закачивать в забой. Буровой насос 38 нагнетает глинистый буровой раствор 36 через внутреннюю часть бурильной колонны 18, где глинистый буровой раствор 36 проходит через механизм 100 разделения потока. Первая часть глинистого бурового раствора 36 может использоваться для приведения в действие гидравлического забойного двигателя 34, а вторая часть глинистого бурового раствора 36 может быть направлена непосредственно к буровому долоту 14 для промывки геологических шламов, или к подшипникам (явно не показаны) для смазки, или к любым другим забойным инструментам. Затем глинистый буровой раствор 36 возвращается через межтрубное пространство 40, находящееся между бурильной колонной 18 и геологическим пластом «G». Геологические шламы и другие обломки переносятся глинистым буровым раствором 36 в положение «S» на поверхности скважины, где шламы и обломки могут быть удалены из потока глинистого бурового раствора.

Согласно фиг. 1B, механизм 100 разделения потока может также использоваться в других забойных условиях эксплуатации, таких как система 50 заканчивания скважины. Система 50 заканчивания скважины расположена в стволе 52 скважины, которая проходит через геологический пласт «G». Ствол 52 скважины имеет в значительной степени вертикальный участок 54, верхняя часть которого зацементирована в обсадной колонне 56. Ствол 52 скважины также имеет в значительной степени горизонтальный участок 58, который проходит через содержащий углеводороды геологический пласт «G». Как проиллюстрировано, в значительной степени горизонтальный участок 58 ствола 52 скважины представляет собой открытый забой, например, не содержащий в себе обсадную колонну 56.

Насосно-компрессорная колонна 62 расположена в пределах ствола 52 скважины и проходит от положения «S» на поверхности скважины. Насосно-компрессорная колонна 62 обеспечивает трубопровод для пластовых флюидов для перемещения из геологического пласта «G» в положение «S» на поверхности скважины или для закачки флюидов для перемещения из положения «S» на поверхности скважины в геологический пласт «G». В своем нижнем конце, насосно-компрессорная колонна 62 соединена с колонной 64 заканчивания скважины, которая установлена в стволе 52 скважины. Колонна 64 заканчивания скважины делится на множество промежутков с помощью трубных пакеров 66, которые герметизируют пространство между колонной 64 заканчивания скважины и геологическим пластом «G». Колонна 64 заканчивания скважины содержит множество систем 68 управления потоком флюида, которые могут содержать клапаны, экраны или другие механизмы для управления потоком флюидов в колонну 64 заканчивания скважины или из нее.

В проиллюстрированном варианте реализации изобретения механизм 100 разделения потока расположен рядом с каждой из систем 68 управления потоком. В других вариантах реализации изобретения предусматриваются другие расположения, такие как расположения, когда в стволе 52 скважины предусмотрен только один механизм 100, или несколько механизмов 100 разделения потока примыкают к каждой системе 68 управления потоком, в зависимости от эксплуатационных целей системы 50 заканчивания. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения пластовые флюиды поступают в колонну 64 заканчивания скважины через системы 68 управления потоком, а затем поток через механизмы 100 разделения потока перемещается вверх по стволу скважины по направлению к насосно-компрессорной колонне 62. Механизм 100 разделения потока может отводить часть пластовых флюидов через турбину (неявно проиллюстрировано на фиг. 1B) для обеспечения энергии для функционирования системы 68 управления потоком. В других вариантах реализации изобретения механизм 100 разделения потока может быть функционально связан с трубными пакерами 66 или с другими забойными инструментами, как будет понятно специалистам в данной области техники.

Теперь, согласно фиг. 2, проиллюстрирован механизм 100 разделения потока в соответствии с аспектами данного изобретения. Механизм 100 разделения потока расположен в основном трубопроводе 102 для разделения основного потока в основной линии тока (представленной стрелкой A0) на различные или отдельные линии тока. Как описано выше, в некоторых типовых вариантах реализации изобретения основной трубопровод 102 может содержать бурильную колонну 18 (фиг. 1A), насосно-компрессорную колонну 62, колонну 64 заканчивания скважины (фиг. 1B) или любой другой забойный трубопровод для флюидов, как будет понятно специалистам в данной области техники. Механизм 100 разделения потока разделяет поток флюида основной линии тока A0 на первый поток по первой линии тока (представлено стрелками A1) который проходит через турбину в сборе 104, и вторую линию тока (представлено стрелками A2), которая обходит турбину в сборе 104. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения турбина в сборе 104 может содержать любой механизм, который вследствие циркуляции через него флюида генерирует вращательное движение. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения турбина в сборе 104 может быть механизмом бурового двигателя, а в некоторых типовых вариантах реализации изобретения турбина в сборе 104 может быть объемным забойным двигателем, иногда называемым двигателем типа Муано.

Турбина в сборе 104 состоит из статора 108 и ротора 110. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения статор 108 монтируют неподвижно относительно основного трубопровода 102 и выполняют с возможностью оставаться неподвижным при прохождении потока флюидов. Типовой статор 108 содержит как правило цилиндрический корпус 112 с конической головной частью 114. Множество лопастей 116 статора выступает из, как правило, цилиндрического корпуса 112 и спиралеобразно изгибается по направлению к заднему концу 118 статора 108. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения лопасти статора 116 пригодны для поддержания, как правило, неподвижного положения относительно основного трубопровода 102. Например, лопасти статора 116 могут поддерживать положение без вращения (например, около продольной оси X2 турбины в сборе 104) относительно основного трубопровода 102 вследствие проходящего потока флюида.

В других вариантах реализации изобретения лопасти статора (не показаны) могут быть предусмотрены в других конфигурациях, таких как большей частью прямые конфигурации и/или конфигурации, в которых предусмотрены лопасти статора (не показаны), которые выступают внутрь от внутренней стенки основного трубопровода 102. Лопасти статора 116 определяют проточные каналы между ними и функционируют с возможностью направления потока флюида через первую линию тока (A1) на ротор 110. Положение и ориентация лопастей 116 статора определяют угол атаки для зацепления ротора 110 с флюидом. Ротор 110 содержит обычно цилиндрический корпус 122 с коническим задним концом 124. Множество лопастей 126 ротора выступают из цилиндрического корпуса 122 ротора 110 и изгибаются спирально по направлению к заднему концу 124. Лопасти 126 ротора изгибаются в противоположном направлении, чем лопасти 116 статора 108, и таким образом, флюид, направляемый лопастями 116 статора 108 входит в зацепление с лопастями 126 ротора 110 и передает энергию лопастям 126 ротора, чтобы заставить ротор 110 вращаться вокруг продольной оси X2 турбины в сборе 104.

Разделитель потока 130 расположен внутри основного трубопровода 102 и определяет первую и вторую линии тока флюида (A1 и A2) проходящие от основной линия тока A0 в основном трубопроводе 102. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения разделитель потока 130 содержит трубчатый элемент, выполненный с возможностью по меньшей мере частично ограничивать статор 108 и ротор 110. Головная часть 130a разделителя потока 130 является конусообразной, чтобы направлять часть потока флюида в каждую из линий тока флюида A1, A2, и тем самым делить поток флюида на первую и вторую линии тока A1, A2. Первая линия тока A1 проходит через внутреннюю часть разделителя потока 130 и через турбину в сборе 104. Вторая линия тока A2 проходит через межтрубное пространство, находящееся между внешней стороной разделителя потока 130 и основным трубопроводом 102 так, что флюид проходит по второй линии тока A2 флюида, обходя статор 108 и ротор 110. Разделитель потока 130 определяет границу между первой и второй линиями тока A1, A2 флюида, и, таким образом, характеристики потока (гидравлическое сопротивление, давление, объем, вязкость, и т.д.), поддерживаемые в каждой из линий тока A1, A2 флюида, могут быть различными и отличаться друг от друга. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения отсутствует взаимодействие флюида между первой и второй линиями тока A1, A2 флюида ниже по течению от головной части 130a разделителя потока 130. В других типовых вариантах реализации изобретения в разделителе 130 потока могут быть предусмотрены отверстия (не показаны), или могут быть предусмотрены трубопроводы (не показаны), которые проходят между первой и второй линиями тока A1, A2 флюида, обеспечивая некоторую степень взаимодействия флюида между первой и второй линиями тока A1, A2 флюида.

На заднем конце 124 ротора 110 первая и вторая линии тока A1, A2 снова соединяются в основном трубопроводе 102. В других типовых вариантах реализации изобретения вторая линия тока A2 может проходить до вспомогательного инструмента 132 (фиг. 3), непосредственно до бурового долота 14 (фиг. 1A) для удаления шламов, или может проходить до других забойных положений. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения вспомогательный инструмент 132 может содержать вспомогательную турбину в сборе, гидроприводные инструменты и/или буровое долото 14 (фиг. 1A).

Ротор 110 функционально связан с забойным инструментом 134. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения забойный инструмент 134 непосредственно соединен с ротором 110 для приема крутящего момента или вращательного движения от ротора 110. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения забойный инструмент 134 может содержать электрический генератор, гидравлический насос, эксцентриковый виброинструмент, режущий инструмент, клапанный механизм или инструменты, известные в данной области техники. В некоторых эксплуатационных вариантах реализации изобретения забойный инструмент 134 может иметь специальные требования к скорости или оптимальные рабочие диапазоны, которые могут быть установлены с помощью определенного диапазона скоростей потока или других характеристик потока, проходящего по первой линии тока A1. Таким образом, скорость потока через первую линию тока A1 может быть выборочно отрегулирована в конкретном диапазоне без ущерба эксплуатационным характеристикам забойного инструмента 134. Таким образом, регулируя характеристики потока через первую линию тока A1, можно также регулировать характеристики потока через вторую линию тока A2 (и соответственно, соотношение потоков между первой и второй линями тока A1 и A2).

Теперь, согласно фиг. 3, механизм 100 разделения потока содержит регулировочное устройство 142. Регулировочное устройство 142 функционально связано с одной или несколькими лопастями 116 статора 108 для регулировки высоты, ориентации или положения лопастей 116 статора относительно обычно цилиндрического корпуса 112 статора 108. Таким образом, регулировочное устройство 142 работает для управления проходным сечением первой линии тока A1, а также для управления соотношением потоков между первой и второй линиями тока A1 и A2. Регулировочное устройство 142 работает, чтобы избирательно лимитировать или ограничивать поток через первую линию тока A1, а в некоторых типовых вариантах реализации изобретения регулировочное устройство 142 работает, чтобы полностью перекрыть первую линию тока A1. Например, первая линия тока A1 может быть перекрыта путем зацепления лопастей 116 статора с разделителем потока 130 и/или друг с другом. Управляя потоком по линии тока A1, можно управлять скоростью забойного инструмента 134. Аналогичным образом, управляя потоком по первой линии тока A1, можно также управлять взаимосвязанным потоком по второй линии тока A2. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения вторая линия тока A2 соединена с помощью флюида со вспомогательным инструментом 132, и, таким образом, управляя взаимосвязанным потоком по второй линии тока A2, можно также управлять взаимосвязанным потоком к вспомогательному инструменту 132.

Регулировочное устройство 142 содержит контроллер 144, который связан функционально с возможностью передачи информации одному или нескольким приводам 148. Как показано, каждый отдельный привод 148 соединен с отдельной лопастью 116 статора, и, таким образом, каждая отдельная лопасть 116 статора может регулироваться независимо от любых других лопастей 116 статора. В других типовых вариантах реализации изобретения (не показано), единственный привод 148 может быть выполнен с возможностью одновременного или последовательного регулирования множества лопастей 116 статора. В других вариантах реализации изобретения одна или несколько лопастей 116 статора могут быть установлены фиксировано или неподвижно относительно обычно цилиндрического корпуса 112 статора 108, в то время как одна или несколько других лопастей 116 статора функционально связаны с приводом 148 для избирательного перемещения относительно цилиндрического корпуса 112. В типовых вариантах реализации изобретения регулировочное устройство 142 может быть выполнено с возможностью регулировки положения любого поднабора лопастей 116 статора. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения приводы 148 могут содержать пневматические или гидравлические поршни, коническую шестерню в сборе, реечную передачу или направляющую планку. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения привод может содержать двигатель, такой как электрический роторный двигатель или линейный двигатель. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения двигатель может быть непосредственно соединен с лопастью 116 статора муфтой вала или другим механизмом, известным в данной области техники. В любом случае, контроллер 144 соединен функционально и с возможностью передачи информации с приводами 148 так, что контроллер 144 может выборочно выдавать команду приводам 148 и получать от них обратную связь. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения привод 148 может быть выполнен с возможностью предоставления контроллеру 144 данных о положении, таким образом может быть проверена предполагаемая регулировка.

В некоторых вариантах реализации изобретения контроллер 144 может содержать компьютер, имеющий процессор 144a и считываемый компьютером носитель данных 144b, функционально связанный с ним. Считываемый компьютером носитель данных 144b может содержать энергонезависимое или долговременное запоминающее устройство с данными и командами доступными для процессора 144a и исполняемые им. В одном или нескольких вариантах реализации изобретения считываемый компьютером носитель данных 144b предварительно запрограммирован заранее заданными последовательностями команд для управления исполнительными механизмами 148 с целью достижения различных целей, как описано ниже более подробно. В одном или нескольких вариантах реализации изобретения команды могут быть переданы контроллеру 144 в реальном времени из положения «S» на поверхности скважины или из другого забойного положения.

В одном или нескольких вариантах реализации изобретения регулировочное устройство 142 необязательно содержит одно или несколько устройств 150 обратной связи. Контроллер 144 соединен с возможностью передачи информации с устройствами 150 обратной связи, которые выполнены с возможностью обнаруживать и/или реагировать на характеристики условий эксплуатации и обеспечивать сигнал обратной связи, представляющий характеристики условий эксплуатации контроллеру 144. В одном или нескольких вариантах реализации изобретения одно или несколько устройств 150 обратной связи являются устройствами обратной связи скорости потока, предназначенными для обнаружения и/или реагирования на характеристики условий эксплуатации, из чего определяется или оценивается скорость потока. Используемый в данном документе, термин «представляющий» означает, что по меньшей мере одно сигнальное давление или значение напрямую коррелирует, связано математической функцией и/или может быть определено или оценено другим сигнальным давлением или значением. В одном или нескольких вариантах реализации изобретения одно или несколько устройств 150 обратной связи могут быть расположены для измерения скорости потока на первой линии тока A1, и одно или несколько устройств 150 обратной связи могут быть расположены для измерения скорости потока на второй линии тока A2. Среди других операций устройства 150 обратной связи предоставляют информацию контроллеру 144, в соответствии с которой контроллер 144 может определять положение лопастей 116 статора.

В некоторых типовых вариантах реализации изобретения устройства 150 обратной связи могут содержать температурные датчики, выполненные с возможностью определения температуры флюида, проходящего по первой и второй линиях тока A1, A2 и/или температуры забойного оборудования, находящегося в тепловом контакте с флюидом, проходящим по первой и второй линиях тока A1 и A2. Например, устройства 150 обратной связи могут функционировать с возможностью определения температуры корпуса (явно не показано) турбины в сборе 104, разделителя потока 130 и/или основного трубопровода 102. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения контроллер 144 может быть предварительно запрограммирован с пороговой температурой, выше или ниже которой больше или меньше флюида может быть направлено по линиям тока A1 и A2. Таким образом, большее количество флюида может быть направлено по конкретной линии тока A1 или A2 в тепловом контакте с компонентами, которые могут требовать дополнительного охлаждения.

Модуль 152 связи может быть предусмотрен в функциональной взаимосвязи с контроллером 144. В некоторых вариантах реализации изобретения модуль 152 связи может служить и как передатчик, и как приемник для сигналов связи между контроллером 144 и наземным модулем 154, или для сигналов связи между контроллером 144 и другим забойным компонентом. Например, модуль 152 связи может передавать сигналы данных от устройств 150 обратной связи к наземному модулю 154 для оценки оператором. Модуль 152 связи может также служить в качестве приемника для приема данных или команд от наземного модуля 154. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения наземный модуль 154 и модуль 152 связи соединены друг с другом с возможностью передачи информации любым типом телеметрической системы или любой комбинацией телеметрических систем, таких как электромагнитные, акустические и/или проводные системы телеметрии для двусторонней связи между наземным модулем 154 и модулем 152 связи. Модуль 152 связи может передавать данные, собранные устройствами 150 обратной связи или информацию от контроллера 144 в направлении вверх по стволу скважины к наземному модулю 154 для интерпретации им, а наземный модуль 154 может передавать команды для контроллера 144 в направлении забоя скважины к модулю 152 связи.

2. Типовой вариант реализации изобретения

Теперь, согласно фиг. 4, и со ссылкой на фигуры.с1A по 3, описаны некоторые типовые варианты реализации последовательности операций 200, которые используют механизм 100 разделения потока. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения последовательность операций 200 служит для управления интенсивностью изнашивания внутри турбины в сборе 104 или на внешней стороне турбины в сборе, напрмер, путем выборочного уменьшения доли основного потока A0, проходящего через или около турбины в сборе 104, соответственно. В других типовых вариантах реализации изобретения последовательность операций 200 служит для отвода части основного потока A0 для охлаждения частей турбины в сборе 104 или другого забойного оборудования, для приведения в действие вспомогательного инструмента 132, для работы дополнительной турбины в сборе или для достижения других целей разделения потока, известных в данной области техники.

Первоначально на этапе 202 определяется распределение целевого потока на первую и вторую забойную линию тока A1 и A2. Распределение целевого потока может быть определено на основе функций, которые должны выполняться потоком на первой и второй линиях тока A1 и A2. Например, когда механизм 100 разделения потока размещен в буровой системе 10 (фиг. 1A), распределение целевого потока может быть основано на потоке, необходимом на первой линии тока A1, проходящей через турбину в сборе 104 для привода в действие бурового долота 14, а также потоке, необходимом на второй линии тока A2, чтобы обеспечить достаточную промывку шламов с бурового долота 14. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения поле допуска относительно распределения целевого потока может быть определено и предварительно запрограммировано на контроллер до размещения регулировочного устройства 142 в ствол 12 скважины.

На этапе 204 основной поток A0 разделяют на первую линию тока A1 и вторую линию тока A2, чтобы установить между ними первое распределение потока. Распределение потока на первую и вторую линии тока A1 и A2 установлено, по меньшей мере частично, из-за сопротивления прохождению через трубчатый элемент разделителя 130 потока. Например, действительное проходное сечение потока через разделитель 130 потока и угол атаки, установленный лопастями статора 108, влияют на гидравлическое сопротивление через разделитель 130 потока, и таким образом, влияют на поток по первой и второй линиях тока A1 и A2.

Далее, в решении 206 определяется, выходит ли разница между первым распределением потока и распределением целевого потока за пределы заранее заданного поля допуска. Это определение может быть сделано на основе информации, предоставленной устройствами 150 обратной связи, или другими способами, известными в данной области техники. Например, когда распределение целевого потока определено для обеспечения достаточной промывки шламов из бурового долота 14, и когда реализуется более низкая скорость бурения, чем ожидалось, можно определить, что шламы эффективно не промываются из бурового долота 14 из-за недостаточного потока по второй линии тока A2. Соответственно, можно определить, что разница между первым распределением потока и распределением целевого потока выходит за пределы заранее заданного поля допуска. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения определение выполняется оператором в положении «S» на поверхности скважины, а в некоторых вариантах реализации изобретения определение осуществляется контроллером 144.

В некоторых типовых вариантах реализации изобретения определение того, что разница между первым распределением потока и распределением целевого потока выходит за пределы заранее заданного поля допуска, включает в себя определение того, что температура компонента в тепловом контакте с одной из: первая и вторая линии тока A1 и A2, больше чем заранее заданная пороговая температура. Заранее заданная пороговая температура может быть предварительно запрограммирована на контроллере 144, а данные из устройств 150 обратной связи могут помочь в определении того, может ли температура конкретного забойного компонента выходить за пределы значений поля допуска. Забойный компонент может быть нагрет или охлажден посредством большего или меньшего потока флюида около него или через него.

В случае превышения поля допуска процедура переходит к этапу 208, на котором может быть инициирована регулировка лопастей 116 статора, как описано ниже. Если поле допуска не превышено, например, когда в решении 208 определено, что разница между первым распределением потока и распределением целевого потока не выходит за пределы заранее заданного поля допуска, операции могут продолжаться без немедленных корректировок лопастей 116 статора и технологический процесс 200 возвращается к этапу 202, где может быть определено новое распределение целевого потока.

На этапе 208 активируется один или несколько приводов 148. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения оператор в положении "S" на поверхности скважины передает сигнал от наземного модуля 154 в забой к модулю 152 связи, который принимает сигнал и преобразует сигнал в форму, считываемую контроллером 144. Контроллер 144, в свою очередь, считывает и интерпретирует сигнал, а затем, на основе сигнала, выдает команду одному или нескольким приводам 148 для перемещения одной или нескольких лопастей 116 статора относительно цилиндрического корпуса 112 статора 108. Движение лопастей 116 статора регулирует сопротивление потока через турбину в сборе 104, регулируя проходное сечение потока через разделитель 130 потока, или регулируя шаг одной или нескольких лопаток 116 статора для препятствования или облегчения прохождения потока по второй линии тока A1. Путем регулировки сопротивления потока по первой линии тока A1 установлено второе распределение потока на первую и вторую линии тока A1 и A2.

Далее, в решении 210 определяется, находится ли разница между вторым распределением потока и распределением целевого потока в пределах заранее заданного поля допуска. Это определение может быть опять сделано на основе информации, предоставленной устройствами 150 обратной связи, или другими способами, известными в данной области техники. Например, если скорость бурения увеличивается со вторым распределением потока, может быть сделано определение, что второе распределение потока подходит для продолжения операций. Затем технологический процесс 200 может снова вернуться к этапу 202, где может быть определено новое распределение целевого потока. Если второе распределение потока не является подходящим, например, когда разница между вторым распределением потока и распределением целевого потока выходит за пределы заранее заданного поля допуска, технологический процесс 200 возвращается к этапу 208, где могут быть сделаны дополнительные регулировки лопастей статора.

3. Аспекты изобретения

В одном аспекте, целью изобретения является система для разделения потока в стволе скважины. Система содержит основной трубопровод, определяющий канал основного потока через него, и разделитель потока, установленный при взаимодействии флюида с основным трубопроводом вниз по течению основной линии тока. Разделитель потока определяет первую и вторую различные линии тока флюида, проходящие из основной линии тока. Система также содержит турбину в сборе при взаимодействии флюида с первой линией тока вниз по течению от разделителя потока. Турбина в сборе содержит статор, расположенный в пределах первой линии тока и имеющий множество лопастей статора, выполненных с возможностью поддержания в целом неподвижного положения относительно основного трубопровода во время прохождения флюида по первой линии тока. Турбина также содержит ротор, вращающийся относительно статора вследствие прохождения потока флюида по первой линии тока и привод, соединенный с по меньшей мере одной из лопастей статора. Привод выполнен с возможностью перемещения по меньшей мере одной лопасти статора для регулирования гидравлического сопротивления по первой линии тока.

В одном или нескольких типовых вариантах реализации изобретения статор содержит удлиненный корпус, расположенный в пределах первой линии тока, и множество лопастей статора выступает в радиальном направлении наружу от удлиненного корпуса, чтобы образовывать проточные каналы между ними. В некоторых вариантах реализации изобретения удлиненный корпус содержит обычно цилиндрический корпус, и множество лопастей статора выступает в радиальном направлении от обычно цилиндрического корпуса, чтобы образовывать проточные каналы между ними. В некоторых вариантах реализации изобретения лопасти статора изгибаются спиралеобразно по направлению к заднему концу статора. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения большей частью неподвижное положение лопастей статора может включать положение без вращения около продольной оси турбины в сборе.

В типовом варианте реализации изобретения разделитель потока содержит передний край трубчатого элемента, расположенный в пределах основного трубопровода, и при этом статор по меньшей мере частично расположен в пределах внутренней части трубчатого элемента. Вторая линия тока флюида может проходить через межтрубное пространство, находящееся между внешней стороной трубчатого элемента и основным трубопроводом так, что флюид проходит по второй линии тока флюида, обходя статор и ротор. В одном или нескольких типовых вариантах реализации изобретения система дополнительно содержит вспомогательный инструмент при взаимодействии флюида со второй линией тока флюида, и вспомогательный инструмент содержит, по меньшей мере один элемент из: турбина в сборе, гидроприводной инструмент и буровое долото.

В одном или нескольких типовых вариантах реализации изобретения привод содержит по меньшей мере один элемент из группы, включающей: коническую шестерню в сборе, реечную передачу и направляющую планку. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения одна или несколько лопастей статора монтируются фиксировано относительно корпуса статора. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения по меньшей мере одна лопасть статора регулируется независимо от другой лопасти статора.

В другом аспекте целью данного изобретения является способ разделения потока в стволе скважины. Способ включает (а) размещение основного трубопровода в стволе скважины, (b) разделение основного потока флюида в основном трубопроводе на первую линию тока и вторую линию тока, (c) прохождение флюида по первой линии тока для сцепления с по меньшей мере одной лопастью статора и ротором турбины в сборе, (d) поддержание по меньшей мере одной лопасти статора в первом неподвижном положении относительно основного трубопровода для установления первого распределения потока на первую и вторую линии тока, (e) перемещение по меньшей мере одной лопасти статора во второе неподвижное положение относительно основного трубопровода для регулирования сопротивления потока на первой линии тока, и (f) поддержание по меньшей мере одной лопасти статора во втором неподвижном положении относительно основного трубопровода для установления второго распределения потока на первую и вторую линии тока.

В одном или нескольких типовых вариантах реализации изобретения перемещение по меньшей мере одной лопасти статора во второе неподвижного положения включает активизацию привода, функционально связанного с по меньшей мере одной лопастью статора. В некоторых вариантах реализации изобретения активизация привода содержит передачу сигнала к контроллеру, функционально связанному с приводом и предварительно запрограммированного набором команд для перемещения по меньшей мере одной лопасти статора.

В некоторых вариантах реализации изобретения способ дополнительно содержит определение того, что разница между первым распределением потока и распределением целевого потока выходит за пределы заранее заданного поля допуска. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения заранее заданное поле допуска предварительно запрограммировано на контроллер до размещения основного трубопровода в ствол скважины. В одном или нескольких типовых вариантах реализации изобретения определение того, что разница между первым распределением потока и распределением целевого потока выходит за пределы заранее заданного поля допуска, включает в себя определение того, что температура компонента в тепловом контакте с одной из первой линии тока и имеет большее значение, чем заранее заданная пороговая температура.

В другом аспекте целью данного изобретения является система забойного потока, включающая в себя основной трубопровод, проходящий через подземный пласт и определяющий основную линию тока через него. Разделитель потока расположен ниже по течению основной линии тока и выполнен с возможностью разделять поток основной линии тока на первую и вторую линии тока флюида, просходящего от основной линии тока. Ротор расположен на первой линии тока и вращается на первой линии тока вследствие прохождения потока флюида по первой линии тока. Статор расположен на первой линии тока. Статор состоит из корпуса и множества лопастей статора, выступающих из корпуса, чтобы направлять поток флюида в ротор. Забойная система потока также содержит регулировочное устройство, выполненное с возможностью регулировать проходное сечение потока, определенного первой линией тока. Регулировочное устройство содержит привод и контроллер. Привод функционально связан с по меньшей мере одной лопастью статора, чтобы перемещать по меньшей мере одну лопасть статора между первым неподвижным положением относительно корпуса, при этом первое проходное сечение потока определено на первой линии тока, и вторым неподвижным положением относительно корпуса, при этом второе проходное сечение потока определено на первой линии тока, которое отличается от первого проходного сечения потока. Контроллер функционально связан с приводом, вынуждая привод выборочно перемещать по меньшей мере одну лопасть статора между первым и вторым положением.

В некоторых типовых вариантах реализации изобретения основной трубопровод содержит по меньшей мере один элемент из группы, состоящей из: бурильной колонны, насосно-компрессорной колонны и колонны для закачивания. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения забойная система потока дополнительно содержит забойный модуль связи, функционально связанный с контроллером. Забойный модуль связи может быть выполнен с возможностью передачи информации с наземным модулем, расположенным в положении на поверхности скважины за пределами подземного пласта. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения контроллер выполнен с возможностью определять положение лопасти, а в некоторых типовых вариантах реализации изобретения модуль связи выполнен с возможностью передавать информацию о положении лопасти в наземный модуль.

В одном или нескольких типовых вариантах реализации изобретения разделитель потока содержит трубчатый элемент, ограничивающий по меньшей мере часть статора и ротора так, что первая линия тока определена на внутренней части трубчатого элемента, а вторая линия тока определена на внешней стороне трубчатого элемента. В некоторых вариантах реализации изобретения второе проходное сечение потока через трубчатый элемент полностью перекрыто когда по меньшей мере одна лопасть статора находится во втором неподвижном положении. В некоторых типовых вариантах реализации изобретения регулировочное устройство выполнено с возможностью перемещать выборку из множества лопастей статора.

Более того, любой из описанных в данном документе способов может быть воплощен в системе, включающей в себя электронную схему обработки для реализации любого из способов, или в компьютерно-программном продукте, включающем команды, которые, при выполнении по меньшей мере одним процессором, заставляют процессор выполнять любой из описанных в данном документе способов.

Реферат настоящего изобретения предоставлен исключительно для передачи его в Бюро регистрации патентов и торговых марок США и широкой аудитории для быстрого определения, после беглого прочтения, характера и сущности технического описания и отражает лишь один или несколько вариантов реализации изобретения.

Хотя различные варианты реализации изобретения проиллюстрированы подробно, изобретение не ограничивается представленными вариантами реализации изобретения. Для специалистов в данной области техники будут очевидны возможные усовершенствования и доработки представленных выше вариантов реализации изобретения. Эти усовершенствования и доработки не отступают от сущности и входят в объем настоящего изобретения.

1. Система для разделения потока в стволе скважины, включающая:

основной трубопровод, определяющий основную линию тока через него;

разделитель потока, расположенный в гидравлическом сообщении с основным трубопроводом ниже по течению основной линии тока, определяющий первую и вторую линии тока флюида, проходящую от основной линии тока;

при этом разделитель потока содержит передний край трубчатого элемента в пределах основного трубопровода, и при этом статор по меньшей мере частично расположен в пределах внутренней части трубчатого элемента,

турбину в сборе в гидравлическом сообщении с первой линией тока ниже по течению от разделителя потока, состоящую из:

статора, расположенного на первой линии тока, причем статор содержит множество лопастей статора, выполненных с возможностью поддерживать в целом неподвижное положение относительно основного трубопровода во время прохождения флюида по первой линии тока;

ротора, вращающегося относительно статора вследствие прохождения потока флюида по первой линии тока; и

привода, соединенного с по меньшей мере одной лопастью статора, причем привод выполнен с возможностью перемещать по меньшей мере одну лопасть статора для регулирования гидравлического сопротивления по первой линии тока.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что статор содержит удлиненный корпус в пределах первой линии тока, и при этом множество лопастей статора выступает от удлиненного корпуса в радиальном направлении наружу, чтобы образовывать проточные каналы между ними.

3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что вторая линия тока флюида проходит через межтрубное пространство, находящееся между внешней стороной трубчатого элемента и трубопроводом так, что флюид проходит по второй линии тока флюида, обходя статор и ротор.

4. Система по п. 1, отличающаяся тем, что привод содержит по меньшей мере один элемент из группы, включающей: коническую шестерню в сборе, реечную передачу, направляющую планку, и напрямую присоединен к двигателю.

5. Система по п. 1, отличающаяся тем, что одна или несколько лопастей статора монтируются фиксированно относительно корпуса статора.

6. Система по п. 1, при этом по меньшей мере одна лопасть статора является независимо регулируемой от другой лопасти статора.

7. Система по п. 1, дополнительно включающая вспомогательный инструмент в гидравлическом сообщении со второй линией тока флюида, и при этом вспомогательный инструмент содержит по меньшей мере один элемент из: турбина в сборе, гидроприводной инструмент и буровое долото.

8. Способ разделения потока в стволе скважины, включающий:

размещение основного трубопровода в стволе скважины;

разделение основного потока флюида в основном трубопроводе на первую линию тока и вторую линию тока с помощью разделителя потока, содержащего передний край трубчатого элемента в пределах основного трубопровода, и при этом статор по меньшей мере частично расположен в пределах внутренней части трубчатого элемента;

прохождение флюида по первой линии тока для контактирования с по меньшей мере одной лопастью статора и ротором турбины в сборе;

поддержание по меньшей мере одной лопасти статора в первом неподвижном положении относительно основного трубопровода для установления первого распределения потока на первую и вторую линии тока;

перемещение по меньшей мере одной лопасти статора во второе неподвижное положение относительно основного трубопровода для регулирования сопротивления потока в первой линии тока; и

поддержание по меньшей мере одной лопасти статора во втором неподвижном положении относительно основного трубопровода для установления второго распределения потока на первую и вторую линии тока.

9. Способ по п. 8, при этом перемещение по меньшей мере одной лопасти статора во второе неподвижное положение включает активизацию привода, функционально связанного с по меньшей мере одной лопастью статора.

10. Способ по п. 9, при этом активизация привода содержит передачу сигнала к контроллеру, функционально связанному с приводом и предварительно запрограммированному набором команд для перемещения по меньшей мере одной лопасти статора.

11. Способ по п. 10, дополнительно включающий определение того, что разница между первым распределением потока и целевым распределением потока выходит за пределы заранее заданного поля допуска.

12. Способ по п. 11, при этом определение того, что разница между первым распределением потока и целевым распределением потока выходит за пределы заранее заданного поля допуска, включает в себя определение того, что температура компонента в тепловом контакте с одной из первой линии тока имеет большее значение, чем заранее заданная пороговая температура.

13. Забойная система потока, состоящая из:

основного трубопровода, проходящего через подземный пласт и определяющего основную линию тока через него;

разделителя потока, расположенного ниже по течению основной линии тока и выполненного с возможностью разделять поток основной линии тока на первую и вторую линии тока флюида, проходящие от основной линии тока, при этом разделитель потока содержит трубчатый элемент, ограничивающий по меньшей мере часть статора и ротора так, что первая линия тока определена на внутренней части трубчатого элемента, а вторая линия тока определена на внешней стороне трубчатого элемента;

ротора, расположенного на первой линии тока и вращающегося на первой линии тока вследствие прохождения потока флюида по первой линии тока;

статора на первой линии тока, причем статор состоит из корпуса и множества лопастей статора, выступающих из корпуса, чтобы направлять поток флюида в ротор; и

регулировочного устройства, выполненного с возможностью регулировать проходное сечение потока, определенного первой линией тока, причем регулировочное устройство состоит из:

привода, функционально связанного с по меньшей мере одной лопастью статора, чтобы перемещать по меньшей мере одну лопасть статора между первым неподвижным положением относительно корпуса, при этом первое проходное сечение потока определено на первой линии тока, и вторым неподвижным положением относительно корпуса, при этом второе проходное сечение потока определено на первой линии тока, которая отличается от первого проходного сечения потока; и

контроллера, функционально связанного с приводом, чтобы вынуждать привод выборочно перемещать по меньшей мере одну лопасть статора между первым и вторым положениями.

14. Забойная система потока по п. 13, при этом основной трубопровод содержит по меньшей мере один элемент из группы, состоящей из: бурильной колонны, насосно-компрессорной колонны и колонны для закачивания.

15. Забойная система потока по п. 13, дополнительно включающая забойный модуль связи, функционально связанный с контроллером, при этом забойный модуль связи выполнен с возможностью передачи информации наземному модулю в положении на поверхности скважины за пределами подземного пласта.

16. Забойная система потока по п. 15, при этом контроллер выполнен с возможностью определять положение лопасти статора, и при этом модуль связи выполнен с возможностью передавать информацию о положении лопасти статора в наземный модуль.

17. Забойная система потока по п. 13, при этом второе проходное сечение потока через трубчатый элемент полностью перекрыто, когда по меньшей мере одна лопасть статора находится во втором неподвижном положении.

18. Забойная система потока по п. 13, при этом регулировочное устройство выполнено с возможностью перемещать поднабор из множества лопастей статора.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области бурения скважин забойными двигателями. Гидравлический инструмент содержит статор, имеющий отверстие, выполненное в виде множества зубьев, ротор, имеющий по меньшей мере один зубец на наружной поверхности, причем ротор выполнен с возможностью вращения внутри статора в ответ на поток жидкости через статор, при этом по меньшей мере один из статора и ротора содержит упругий материал, и удаляемое покрытие, расположенное на поверхности по меньшей мере одного из ротора и статора, при этом удаляемое покрытие имеет толщину, выбираемую таким образом, чтобы компенсировать по меньшей мере одно из ожидаемого набухания упругого материала во время операции бурения или ожидаемого уменьшения зазора между ротором и статором за счет теплового расширения ротора и статора, причем удаляемое покрытие разработано с возможностью удаления во время работы гидравлического инструмента.

Изобретение относится к гидравлическим приводам для вращательного бурения, размещаемым в скважине, а именно для фрезерной вырезки окна в обсадной колонне в стволе скважины и бурения боковых каналов для перфорации продуктивного интервала.

Изобретение относится к области бурения скважин и может быть использовано в гидравлических забойных двигателях, работающих в скважинах сверхмалого диаметра и радиуса кривизны.

Группа изобретений относится к области бурения скважин забойными двигателями. Двигатель содержит статор силовой секции, содержащий непрерывный корпус, имеющий первый конец, второй конец и внутреннюю полость, проходящую через них, и роторный узел, расположенный во внутренней полости.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к винтовым забойным двигателям. Винтовой забойный двигатель для бурения скважин содержит шпиндель, в вал которого ввинчен породоразрушающий инструмент, карданный вал, регулятор угла изгиба двигателя, рабочий орган, состоящий из ротора и статора, причем статор состоит из цилиндрической металлической гильзы и снабжен внутри гильзы эластичной обкладкой с внутренними винтовыми зубьями для взаимодействия с ротором, размещенным внутри статора и снабженным наружными винтовыми зубьями, количество которых на единицу меньше числа зубьев статора.

Изобретение относится к получению эластомерного материала для буровой техники и может быть использовано при изготовлении обкладки статора винтового забойного двигателя, предназначенного для бурения наклонно-направленных, глубоких, вертикальных, горизонтальных и других скважин, разбуривания песчаных пробок, цементных мостов в нефтегазовой и нефтегазодобывающей областях, и винтового насоса, предназначенного для перекачки жидкостей различной плотности.

Изобретение относится к гидравлическим приводам для вращательного бурения, размещаемым в скважинах. Гидравлический двигатель содержит трубчатый корпус, размещенный внутри него винтовой героторный механизм, включающий соосно расположенную в корпусе обкладку из эластомера и установленный внутри обкладки в корпусе винтовой ротор, вращение которого осуществляется насосной подачей текучей среды, корпус шпиндельной секции с размещенным внутри него валом шпиндельной секции, установленным на осевой опоре, выполненной в виде шарикового упорно-радиального многорядного подшипника, а также на верхней и нижней радиальных опорах скольжения, состоящих из наружной и внутренней втулок, размещенных в корпусе шпиндельной секции и, соответственно, на валу шпиндельной секции, вал шпиндельной секции скреплен на входе приводным валом с винтовым ротором двигателя, а на выходе скреплен с долотом, корпусы двигателя и шпиндельной секции скреплены между собой резьбовым переводником, нижняя радиальная опора шпиндельной секции закреплена ниппелем, а корпус шпиндельной секции и ниппель скреплены общей резьбой.

Изобретение относится к гидравлическим забойным двигателям для вращательного бурения, размещаемым в скважинах. Двигатель содержит трубчатый корпус 1 с внутренней поверхностью, выполненной в форме геликоида с внутренними многозаходными винтовыми зубьями.

Изобретение относится к гидравлическим приводам для вращательного бурения, размещаемым в скважинах. Забойный двигатель содержит трубчатый корпус, размещенный внутри него винтовой героторный механизм, включающий соосно расположенную в корпусе обкладку из эластомера и установленный внутри корпуса ротор, вращение которого осуществляется насосной подачей текучей среды, корпус шпиндельной секции с размещенным внутри него валом, установленным на осевой опоре, выполненной в виде шарикового упорно-радиального многорядного подшипника, а также на верхней и нижней радиальных опорах скольжения, состоящих из наружной и внутренней втулок, размещенных в корпусе шпиндельной секции и, соответственно, на валу шпиндельной секции, вал шпиндельной секции скреплен на входе приводным валом с ротором двигателя, а на выходе скреплен с долотом, корпусы двигателя и шпиндельной секции скреплены между собой резьбовым переводником, а нижняя радиальная опора шпиндельной секции закреплена ниппелем, при этом корпус шпиндельной секции и ниппель скреплены общей резьбой.

Гидропульсационное устройство для скважинного бурения содержит корпус, ограничивающий проточный канал для потока промывочной жидкости от верхнего по потоку конца к нижнему по потоку концу, турбинный узел, расположенный в указанном проточном канале и имеющий верхнюю по потоку кольцевую кулачковую поверхность и нижнюю по потоку кольцевую кулачковую поверхность, по меньшей мере один турбинный элемент, функционально соединенный с верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и с нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью и приводимый в действие потоком промывочной жидкости с обеспечением вращения турбинного узла, и поршень, прикрепленный к верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхности, при этом проточный канал имеет суженную часть, расположенную выше по потоку от турбинного узла с обеспечением возможности расположения поршня в суженной части проточного канала, по меньшей мере один верхний по потоку кулачковый следящий элемент, прикрепленный к корпусу для взаимодействия с верхней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью, и по меньшей мере один нижний по потоку кулачковый следящий элемент, прикрепленный к корпусу для взаимодействия с нижней по потоку кольцевой кулачковой поверхностью.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к бурильным инструментам ударного действия. Бурильная штанга содержит первый соединительный интерфейс на первом конце и второй соединительный интерфейс на втором конце.

Изобретение относится к области бурения с эрлифтной обратной циркуляцией, например, водяных скважин. Технический результат – упрощение в изготовлении штанг для бурения скважин с эрлифтной обратной циркуляцией.

Группа изобретений относится к бурению и обработке стволов нефтегазодобывающих скважин. Двойная бурильная колонна содержит наружную трубу, внутреннюю трубу, установленную в наружной трубе, компоновку низа бурильной колонны, гидравлически соединяющуюся с наружной трубой и внутренней трубой, отводящий переводник, соединенный с внутренней трубой.

Группа изобретений относится к обсадному модулю, входящему в состав скважинной обсадной системы. Технический результат – повышение прочности обсадного модуля и защита от разрушения.

Группа изобретений относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к очистке буровых скважин. Устройство включает приводную головку, прикрепленную к насосно-компрессорной трубе для создания противотока в стволе скважины, сепараторный блок, сепараторный элемент и съемный субблок.

Изобретение относится к технологии проходки скважин и образования выработок в осадочных горных породах и мерзлых грунтах путем разрушения минеральной среды формируемыми струями рабочего агента.

Изобретение относится к бурению геологоразведочных скважин с использованием двойных бурильных колонн, а также к чистке песчаных пробок в скважинах нефтяных месторождений посредством встроенных аппаратов, спускаемых на двойных насосно-компрессорных трубах.

Изобретение относится к бурению геологоразведочных скважин с использованием двойных бурильных колонн, а также к чистке песчаных пробок в скважинах нефтяных месторождений посредством встроенных аппаратов, спускаемых на двойных насосно-компрессорных трубах.

Изобретение относится к бурению геолого-разведочных скважин с использованием двойных бурильных колонн, а также к чистке песчаных пробок в скважинах нефтяных месторождений посредством встроенных аппаратов, спускаемых на двойных насосно-компрессорных трубах.

Изобретение относится к устройствам для бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к циркуляционным клапанам бурильной колонны. Устройство содержит трубчатый корпус, золотниковую втулку внутри корпуса, имеющую седло в центральном канале, направляющее кольцо во входной части корпуса, пружину, прижимающую золотниковую втулку к направляющему кольцу.

Группа изобретений относится к области добычи углеводородов. Система для разделения потока в стволе скважины включает основной трубопровод, определяющий основную линию тока через него, разделитель потока, расположенный в гидравлическом сообщении с основным трубопроводом ниже по течению основной линии тока, определяющий первую и вторую линии тока флюида, проходящую от основной линии тока, и содержащий передний край трубчатого элемента в пределах основного трубопровода, и при этом статор, по меньшей мере, частично расположен в пределах внутренней части трубчатого элемента, турбину в сборе в гидравлическом сообщении с первой линией тока ниже по течению от разделителя потока, состоящую из статора, расположенного на первой линии тока, содержащего множество лопастей статора, выполненных с возможностью поддерживать в целом неподвижное положение относительно основного трубопровода во время прохождения флюида по первой линии тока, ротора, вращающегося относительно статора вследствие прохождения потока флюида по первой линии тока; и привода, соединенного с по меньшей мере одной лопастью статора и выполненного с возможностью перемещать по меньшей мере одну лопасть статора для регулирования гидравлического сопротивления по первой линии тока. Обеспечивается избирательное ограничение потока по первой линии тока, проходящий через турбину, и тем самым регулирование взаимосвязанного потока, проходящего по одной из вторых линий тока. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 5 ил.

Наверх