Узел предотвращения обратного потока для скважинных операций

Авторы патента:

РЕГЕНЕР, Торстен (US)

ХАРТМАН, Янник Пол (US)

ГАТЦЕН, Маттиас (US)

E21B34/12 - приводимые в действие движением обсадных или насосно-компрессорных труб

Владельцы патента RU 2751610:

БЕЙКЕР ХЬЮЗ, Э ДЖИИ КОМПАНИ, ЛЛК (US)

Группа изобретений относится к системам предотвращения обратного потока для скважинных инструментов. Скважинная система содержит внутреннюю колонну с расположенным на её конце первым породоразрушающим устройством, внешнюю колонну, имеющую второе породоразрушающее устройство на ее конце. Внутренняя колонна выполнена с возможностью перемещения внутри внешней колонны, первое породоразрушающее устройство выполнено с возможностью пробуривания ствола скважины первого размера в пласте забоя, второе породоразрушающее устройство выполнено с возможностью расширения ствола скважины в пласте забоя. Узел предотвращения обратного потока содержит: корпус, ограничивающий собой полость и являющийся частью внешней колонны, подвижную расходомерную трубку, расположенную внутри корпуса между внутренней колонной и внешней колонной. Подвижная расходомерная трубка включает один или более элементов сцепления, выполненных с возможностью вмещать часть внутренней колонны и содержащих резиновый материал и выполнена с возможностью перемещения в осевом направлении внутри внешней колонны. Устройство предотвращения обратного потока содержит: заслонку и седло уплотнения. Заслонка смещается в закрытое положение и поддерживается в открытом положении посредством подвижной расходомерной трубки и размещается внутри полости корпуса, когда находится в открытом положении. Заслонка и седло уплотнения образуют гидравлическое уплотнение, предотвращающее протекание флюида в подвижную расходомерную трубку или через нее в закрытом положении. Когда подвижная расходомерная трубка перемещается из первого положения, удерживающего заслонку в открытом положении, во второе положение, устройство предотвращения обратного потока срабатывает, чтобы сдвинуть заслонку к седлу уплотнения и герметично закрыть устройство предотвращения обратного потока. Во втором положении первое породоразрушающее устройство расположено вверх по стволу скважины относительно заслонки. Предложен способ работы узла предотвращения обратного потока скважинной системы. Достигается технический результат – повышение эффективности бурения ствола скважины и цементирования в течение одной спуско-подъемной операции. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 22 ил.

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

Данная заявка заявляет приоритет заявки на патент США № 15/209887, поданной 14 июля 2016 года, содержание которой полностью включено в данную заявку посредством ссылки.

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Область техники

Данное изобретение в целом относится к устройствам предотвращения обратного потока и системам предотвращения обратного потока для скважинных инструментов и/или скважинных компонентов.

2. Описание предшествующего уровня техники

Буровые скважины пробуривают глубоко в земле для множества вариантов применения, таких как секвестрация двуокиси углерода, добыча геотермальной энергии, разведка и добыча углеводородов. Во всех вариантах применения буровые скважины пробуривают так, чтобы они проходили сквозь или обеспечивали доступ к материалу (например, газу или флюиду), содержащемуся в пласте, расположенном ниже поверхности земли. Для выполнения различных задач и измерений в буровых скважинах может быть расположено оборудование и инструменты различных типов.

Более подробно, стволы скважин и буровые скважины для добычи углеводородов (таких как нефть и газ) пробуривают с использованием бурильной колонны, которая содержит трубу, состоящую, например, из соединенных трубчатых элементов или сплошной гибкой насосно-компрессорной трубы малого диаметра, которая содержит буровую компоновку, также называемую компоновкой низа бурильной колонны (КНБК), закрепленную на ее нижнем конце. КНБК обычно содержит несколько датчиков, инструментов оценки физико-механических свойств пласта и инструментов наклонно-направленного бурения. Для бурения скважины вращают буровое долото, закрепленное на КНБК, с помощью бурового двигателя в КНБК и/или путем вращения бурильной колонны. Во время бурения датчики могут определять несколько параметров движения и ориентации КНБК, которые могут использоваться, например, для определения того, как будет продвигаться бурильная колонна. Кроме того, такую информацию можно использовать для выявления или предотвращения режима работы бурильной колонны в условиях, которые являются менее благоприятными.

Как правило, заканчивание скважины, например, для добычи, осуществляют путем размещения обсадной колонны (также называемой в данной заявке «хвостовиком» или «трубой») в стволе скважины. Затем заполняют цементом зазор между хвостовиком и внутренней частью ствола скважины, называемый «кольцевым пространством». Чтобы обеспечить возможность протекания углеводородов из продуктивных пластов на поверхность через эксплуатационную колонну, установленную внутри хвостовика, может выполняться перфорирование хвостовика и цемента. Некоторые стволы скважин пробуривают с помощью бурильных колонн, которые содержат внешнюю колонну, которая выполнена с хвостовиком, и внутреннюю колонну, которая содержит буровое долото (называемое «направляющим долотом»), компоновку низа бурильной колонны и устройство управления направлением бурения. Внутреннюю колонну помещают внутри внешней колонны и надежно закрепляют в ней в подходящем месте. Чтобы пробурить наклонно-направленную скважину, направляющее долото, компоновка низа бурильной колонны и устройство управления направлением бурения выходят за пределы хвостовика для бурения наклонной скважины. Направляющее долото пробуривает направляющий ствол скважины, который расширяют посредством долота-расширителя, прикрепленного к нижнему концу хвостовика. Затем хвостовик закрепляют в стволе скважины. Внутреннюю колонну вытягивают из ствола скважины, а затем цементируют кольцевое пространство между стволом скважины и обсадной колонной.

Изобретение, описанное в данной заявке, обеспечивает усовершенствования бурильных колонн и способов их использования для бурения ствола скважины и цементирования ствола скважины в течение одной спуско-подъемной операции.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В данной заявке описаны системы и способы предотвращения обратного потока в скважинных системах, которые содержат внешнюю колонну и внутреннюю колонну, выполненную с возможностью перемещения внутри внешней колонны. Как описано в данной заявке, узел предотвращения обратного потока может содержать корпус, ограничивающий собой полость, причем корпус является частью внешней колонны, подвижную расходомерную трубку, расположенную внутри корпуса и расположенную между внутренней колонной и внешней колонной, причем подвижная расходомерная трубка перемещается в осевом направлении внутри внешней колонны, и устройство предотвращения обратного потока, содержащее заслонку и седло уплотнения, причем заслонка смещена в закрытое положение и удерживается в открытом положении с помощью подвижной расходомерной трубки, причем заслонка размещается внутри полости корпуса, когда находится в открытом положении, причем заслонка и седло уплотнения образуют гидравлическое уплотнение, чтобы предотвратить протекание флюида в подвижную расходомерную трубку или через нее. Когда подвижная расходомерная трубка перемещается из первого положения, которое удерживает заслонку в открытом положении, во второе положение, устройство предотвращения обратного потока срабатывает, чтобы сдвинуть заслонку к седлу уплотнения и герметично закрыть устройство предотвращения обратного потока.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Объект изобретения, который рассматривается как изобретение, конкретно обозначен и четко заявлен в формуле изобретения в конце описания изобретения. Вышеупомянутые и другие признаки и преимущества изобретения очевидны из следующего подробного описания, которое приводится вместе с прилагаемыми чертежами, где идентичные элементы пронумерованы одинаковыми цифрами, на которых:

на Фиг. 1 проиллюстрирована примерная буровая система;

на Фиг. 2 проиллюстрирована линейная схема примерной бурильной колонны, которая содержит внутреннюю колонну и внешнюю колонну, причем внутренняя колонна соединена с первым местоположением внешней колонны для бурения скважины первого размера;

на Фиг. 3А схематически проиллюстрирован узел колонны в соответствии с вариантом реализации данного изобретения;

на Фиг. 3B схематически проиллюстрирована увеличенная часть узла колонны, проиллюстрированной на Фиг. 3А, в первом положении;

на Фиг. 3С схематически проиллюстрирована часть узла колонны, проиллюстрированного на Фиг. 3А, во втором положении;

на Фиг. 4А схематически проиллюстрирована колонна и узел и предотвращения обратного потока в соответствии с вариантом реализации данного изобретения, иллюстрирующие конфигурацию во время буровых работ;

на Фиг. 4B схематически проиллюстрирован колонна и узел предотвращения обратного потока, проиллюстрированный на Фиг. 4А, где проиллюстрирована внутренняя колонна, втянутая во внешнюю колонну перед операцией цементирования;

на Фиг. 4C схематически проиллюстрирована колонна и узел предотвращения обратного потока, проиллюстрированный на Фиг. 4А, где проиллюстрировано вхождение в сцепление внутренней колонны с подвижной расходомерной трубкой в соответствии с вариантом реализации данного изобретения;

на Фиг. 4D схематически проиллюстрирована колонна и узел предотвращения противотока, проиллюстрированный на Фиг. 4А, где проиллюстрировано закрытие устройства предотвращения обратного потока в соответствии с вариантом реализации данного изобретения;

на Фиг. 4E схематически проиллюстрирована колонна и узел предотвращения обратного потока, проиллюстрированный на Фиг. 4А, где проиллюстрировано закрытое устройство предотвращения обратного потока в соответствии с вариантом реализации данного изобретения;

на Фиг. 5А схематически проиллюстрирован узел предотвращения обратного потока в соответствии с вариантом реализации данного изобретения в первом положении;

на Фиг. 5B схематически проиллюстрирован узел предотвращения обратного потока, проиллюстрированный на Фиг. 5А, во втором положении;

на Фиг. 6А схематически проиллюстрированы указатели положения в соответствии с вариантом реализации данного изобретения, показанные в первом положении;

на Фиг. 6B схематически проиллюстрированы указатели положения, проиллюстрированные на Фиг. 6А, показанные во втором положении;

на Фиг. 7А схематически проиллюстрирован элемент сцепления узла предотвращения обратного потока в соответствии с вариантом реализации данного изобретения;

на Фиг. 7B схематически проиллюстрирован элемент сцепления по данному изобретению в соответствии с другим вариантом реализации данного изобретения;

на Фиг. 8А схематически проиллюстрирован вид в поперечном разрезе расцепляющего узла предотвращения обратного потока в соответствии с вариантом реализации данного изобретения;

на Фиг. 8B показан вид в изометрии, иллюстрирующий расцепляющий узел, представленный на Фиг. 8А;

на Фиг. 9А схематически проиллюстрирован фиксирующий механизм, в соответствии с вариантом реализации данного изобретения, установленный на узле предотвращения обратного потока;

на Фиг. 9В схематически проиллюстрирована часть фиксирующего механизма, в соответствии с данным изобретением, в первом положении;

на Фиг. 9C проиллюстрирован частичный вид фиксирующего механизма, представленного на Фиг. 9В, показанный во втором положении; и

на Фиг. 10 проиллюстрирована блок-схема работы узла предотвращения обратного потока в соответствии с вариантом реализации данного изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предложены устройство и способы для узлов и систем предотвращения обратного потока, используемых в скважинных инструментах. Варианты реализации изобретения, предложенные в данной заявке, относятся к узлам предотвращения обратного потока и их эксплуатации, которые выполнены с возможностью предотвращения обратного потока в конфигурации колонны, которая содержит внутреннюю колонну и внешнюю колонну. Как описано в данной заявке, узлы предотвращения обратного потока могут содержать заслонки или другие устройства предотвращения обратного потока, которые приводятся в движение посредством перемещения подвижной расходомерной трубки. Дополнительные варианты реализации узлов предотвращения обратного потока, как описано в данной заявке, могут содержать указатели положения для определения положения, фиксирующие механизмы для предотвращения перемещения, расцепляющие элементы и т.д., проиллюстрированные и описанные в данной заявке.

На Фиг. 1 проиллюстрировано схематическое изображение буровой системы 10, которая содержит бурильную колонну 20, содержащую буровую компоновку 90, также называемую компоновкой низа бурильной колонны (КНБК), спускаемую в буровую скважину 26, проходящую через геологический пласт 60. Буровая система 10 содержит обычную буровую вышку 11, установленную на полу 12 буровой площадки, который поддерживает роторный стол 14, который вращается посредством первичного привода, такого как электродвигатель (не показан), с требуемой скоростью вращения. Бурильная колонна 20 содержит бурильную трубу 22, такую как бурильная труба, проходящая вниз от роторного стола 14 в ствол 26 скважины. Породоразрушающий инструмент 50, такой как буровое долото, прикрепленное к концу КНБК 90, которое раздробляет геологические пласты при его вращении для бурения ствола 26 скважины. Бурильная колонна 20 соединена с буровой лебедкой 30 посредством ведущей бурильной трубы 21, вертлюга 28 и талевого каната 29 через шкив 23. Во время буровых работ буровая лебедка 30 используется для управления осевой нагрузкой на долото, которая влияет на механическую скорость проходки. Принцип работы буровых лебедок 30 хорошо известен в данной области техники и поэтому в данной заявке не описывается подробно.

Во время буровых работ подходящую буровую жидкость 31 (также называемую «буровым раствором») из источника или резервуара 32 для бурового раствора прокачивают под давлением через бурильную колонну 20 посредством бурового насоса 34. Буровая жидкость 31 проходит в бурильную колонну 20 через поглотитель 36 гидравлического удара, линию 38 подачи жидкости и ведущую бурильную трубу 21. Буровая жидкость 31 выпускается на забое 51 буровой скважины через отверстие в породоразрушающем инструменте 50. Буровая жидкость 31 циркулирует вверх по стволу скважины через кольцевое пространство 27 между бурильной колонной 20 и стволом 26 скважины и возвращается в резервуар для бурового раствора 32 по возвратной линии 35. Датчик S1 в линии 38 предоставляет информацию о скорости потока жидкости. Датчик S2 поверхностного крутящего момента и датчик S3, связанные с бурильной колонной 20, соответственно предоставляют информацию о крутящем моменте и скорости вращения бурильной колонны. Кроме того, один или более датчиков (не показаны), связанных с линией 29, используются для обеспечения нагрузки на крюк бурильной колонны 20 и других требуемых параметров, относящихся к бурению ствола 26 скважины. Система может дополнительно содержать один или более скважинных датчиков 70, расположенных на бурильной колонне 20 и/или КНБК 90.

В некоторых случаях породоразрушающий инструмент 50 вращается только посредством вращения бурильной трубы 22. Однако в других вариантах применения буровой двигатель 55 (забойный двигатель), расположенный в буровой компоновке 90, используется для вращения породоразрушающего инструмента 50 и/или для совмещения или дополнения вращения бурильной колонны 20. В любом случае механическая скорость проходки (МСП) породоразрушающего инструмента 50 в стволе 26 скважины для данного пласта и буровой компоновки в значительной степени зависит от осевой нагрузки на долото и скорости вращения бурового долота. В одном аспекте варианта реализации изобретения на Фиг. 1, забойный двигатель 55 соединен с породоразрушающим инструментом 50 посредством приводного вала (не показан), расположенного в подшипниковом узле 57. Забойный двигатель 55 вращает породоразрушающий инструмент 50, когда буровая жидкость 31 под давлением проходит через забойный двигатель 55. Подшипниковый узел 57 выдерживает нагрузку радиальных и осевых сил, воздействующих на породоразрушающий инструмент 50, нагрузку вниз бурового двигателя и реактивную нагрузку вверх от приложенной осевой нагрузки на долото. Стабилизаторы 58, соединенные с подшипниковым узлом 57 и другими подходящими местами, действуют в качестве центраторов для самой нижней части узла забойного двигателя и других таких подходящих мест.

Наземный блок 40 управления принимает сигналы от скважинных датчиков 70 и устройств посредством датчика 43, расположенного в линии 38 подачи жидкости, а также от датчиков S1, S2, S3, датчиков нагрузки на крюк и любых других датчиков, используемых в системе, и обрабатывает такие сигналы в соответствии с запрограммированными командами, предоставленными наземному блоку 40 управления. Наземный блок 40 управления отображает требуемые параметры бурения и другую информацию на дисплее/мониторе 42 для использования оператором на буровой площадке для управления буровыми работами. Наземный блок 40 управления содержит компьютер, память для хранения данных, компьютерные программы, модели и алгоритмы, доступные для процессора в компьютере, записывающее устройство, такое как накопитель на магнитной ленте, блок памяти и т.д., для записи данных и другие периферийные устройства. Наземный блок 40 управления также может содержать имитационные модели для использования компьютером для обработки данных в соответствии с запрограммированными командами. Блок управления реагирует на команды пользователя, введенные через подходящее устройство, например клавиатуру. Блок 40 управления выполнен с возможностью активировать аварийную сигнализацию 44, когда возникают определенные небезопасные или нежелательные условия эксплуатации.

Буровая компоновка 90 также содержит другие датчики и устройства или инструменты для обеспечения различных измерений, касающихся пласта, окружающего ствол скважины, и для бурения ствола 26 скважины по требуемой траектории. Такие устройства могут включать устройство для измерения удельного сопротивления пласта вблизи и/или перед буровым долотом, зонд гамма-каротажа для измерения интенсивности гамма-излучения в пласте и устройства для определения наклона, азимута и положения бурильной колонны. Прибор 64 каротажа удельного сопротивления пласта, выполненный в соответствии с вариантом реализации изобретения, описанным в данной заявке, может быть присоединен в любом подходящем месте, в том числе над нижней секцией 62 изменения направления ствола скважины, для оценки или определения удельного сопротивления пласта вблизи или перед породоразрушающим инструментом 50 или в других подходящих местах. Инклинометр 74 и зонд 76 гамма-каротажа могут быть надлежащим образом расположены для соответствующего определения наклона КНБК и интенсивности гамма-излучения пласта. Может быть использован любой подходящий инклинометр и зонд гамма-каротажа. Кроме того, для определения азимута бурильной колонны может использоваться азимутальное устройство (не показано), такое как магнитометр или гироскопический прибор. Данные устройства известны в данной области техники и поэтому в данной заявке не описываются подробно. В вышеописанной примерной конфигурации забойный двигатель 55 передает мощность на породоразрушающий инструмент 50 посредством полого вала, который также обеспечивает прохождение бурового раствора от забойного двигателя 55 к породоразрушающему инструменту 50. В альтернативном варианте реализации бурильной колонны 20 забойный двигатель 55 может быть присоединен ниже устройства 64 каротажа удельного сопротивления или в любом другом подходящем месте.

Снова со ссылкой на Фиг. 1, другие устройства для каротажа в процессе бурения (КПБ) (как правило, обозначаемые в данной заявке позицией 77), такие как устройства для измерения пористости пласта, проницаемости, плотности, свойств породы, свойств флюида и т.д., могут быть размещены в подходящих местах буровой компоновки 90 для предоставления информации, используемой для оценки подземных пластов вдоль ствола 26 скважины. Такие устройства могут включать, но не ограничиваются этим, акустические приборы, приборы радиоактивного каротажа, приборы ядерно-магнитного каротажа, а также приборы для испытания пластов и отбора проб.

Вышеупомянутые устройства передают данные в скважинную телеметрическую систему 72, которая, в свою очередь, передает принятые данные вверх по стволу скважины на наземный блок 40 управления. Скважинная телеметрическая система 72 также принимает сигналы и данные от наземного блока 40 управления и передает такие принятые сигналы и данные к соответствующим скважинным устройствам. В одном аспекте для передачи данных между скважинными датчиками 70 и устройствами и наземным оборудованием во время операций бурения можно использовать систему телеметрии по гидроимпульсному каналу связи. Измерительный преобразователь 43, расположенный в линии 38 подачи бурового раствора, принимает гидроимпульсы в ответ на данные, передаваемые скважинной телеметрической системой 72. Измерительный преобразователь 43 генерирует электрические сигналы в ответ на изменения давления бурового раствора и передает данные сигналы через проводник 45 на наземный блок 40 управления. В других аспектах для двусторонней передачи данных между поверхностью и КНБК 90 может использоваться любая другая подходящая телеметрическая система, включая, но, не ограничиваясь этим, акустическую телеметрическую систему, электромагнитную телеметрическую систему, беспроводную телеметрическую систему с повторителями, расположенными в бурильной колонне или в стволе скважины, и трубу со встроенным кабелем для передачи сигналов. Труба со встроенным кабелем для передачи сигналов может быть изготовлена путем соединения сегментов бурильной трубы, причем каждый сегмент трубы содержит канал передачи данных, который проходит вдоль трубы. Соединение для передачи данных между сегментами трубы может быть выполнено любым подходящим способом, включая, но, не ограничиваясь этим, жесткие электрические или оптические соединения, индукционные, емкостные или резонансные способы соединения. В случае, когда в качестве бурильной трубы 22 используется гибкая насосно-компрессорная труба малого диаметра, линия передачи данных может проходить вдоль боковой поверхности гибкой насосно-компрессорной трубы малого диаметра.

Описанная выше буровая система относится к тем буровым системам, в которых для спуска буровой компоновки 90 в ствол 26 скважины используют бурильную трубу, в которой осевой нагрузкой на долото управляют с поверхности, как правило, посредством управления работой буровой лебедки. Однако в большинстве современных буровых систем, особенно для бурения сильно отклоненных и горизонтальных стволов скважин, для спуска буровой компоновки в ствол скважины используют гибкую насосно-компрессорную трубу малого диаметра. В случае такого применения для обеспечения требуемого усилия на буровом долоте иногда в бурильной колонне используют толкатель. Кроме того, при использовании гибкой насосно-компрессорной трубы малого диаметра гибкую насосно-компрессорную трубу не вращают посредством роторного стола, а вместо этого нагнетают в ствол скважины с помощью подходящего инжектора, при этом забойный двигатель, такой как забойный двигатель 55, вращает породоразрушающий инструмент 50. В случае шельфового бурения нефтяных скважин для поддержки бурового оборудования, включая бурильную колонну, используют морскую буровую установку или судно.

Снова со ссылкой на Фиг. 1, может быть предложен прибор 64 каротажа удельного сопротивления, который содержит, например, множество антенн, содержащих, например, передатчики 66a или 66b или приемники 68a или 68b. Удельное сопротивление может быть одним из свойств пласта, которое представляет интерес при принятии решений в отношении бурения. Для специалистов в данной области техники должно быть очевидно, что вместе с прибором 64 каротажа удельного сопротивления или вместо него могут использоваться другие инструменты для определения свойств пласта.

Бурение хвостовиком может быть одной конфигурацией или операцией, используемой для создания породоразрушающего устройства, которое становится все более и более привлекательным в нефтегазовой промышленности, поскольку оно имеет несколько преимуществ по сравнению с обычным бурением. Один пример такой конфигурации проиллюстрирован и описан в совместном патенте США № 9,004,195, озаглавленном «Устройство и способ бурения ствола скважины, установки хвостовика и цементирования ствола скважины в течение одной спуско-подъемной операции», содержание которого полностью включено в данную заявку посредством ссылки. Важно отметить, что, несмотря на относительно низкую механическую скорость проходки, время достижения хвостовиком цели сокращается, поскольку хвостовик спускается в скважину одновременно с бурением ствола скважины. Это может быть полезным в набухающих пластах, где сжатие пробуренной скважины может в дальнейшем препятствовать установке хвостовика. Кроме того, бурение с использованием хвостовика в истощенных и нестабильных продуктивных пластах сводит к минимуму риск того, что труба или бурильная колонна застрянут из-за обрушения скважины.

Со ссылкой на Фиг. 2, где проиллюстрирована линейная схема примерной колонны 200, которая содержит внутреннюю колонну 210, расположенную во внешней колонне 250. В этом варианте реализации изобретения внутренняя колонна 210 выполнена с возможностью проходить через внешнюю колонну 250 и соединяться с внутренней частью 250а внешней колонны 250 в нескольких расположенных на расстоянии друг от друга местах (также называемых в данной заявке «опоры» или «места посадки»). Проиллюстрированный вариант реализации внешней колонны 250 содержит три опоры, а именно нижнюю опору 252, среднюю опору 254 и верхнюю опору 256. Внутренняя колонна 210 содержит буровую компоновку или породоразрушающий узел 220 (также называемый «компоновка низа бурильной колонны»), соединенный с нижним концом трубчатого элемента 201, такого как колонна из соединенных труб или гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра. Буровая компоновка 220 на нижнем конце содержит первое породоразрушающее устройство 202 (также называемое в данной заявке «направляющим долотом») для бурения ствола скважины первого размера 292а (также называемого в данной заявке «направляющим стволом»). Буровая компоновка 220 дополнительно содержит устройство 204 управления направлением бурения, которое в некоторых вариантах реализации изобретения может содержать ряд элементов 205 приложения усилия, выполненных с возможностью переносить усилие от буровой компоновки 220 на стенку 292a' направляющего ствола 292a, пробуренного направляющим долотом 202, чтобы направить направляющее долото 202 в выбранном направлении, например, чтобы пробурить наклонно-направленный направляющий ствол. Буровая компоновка 220 может также содержать буровой двигатель 208 (также называемый «забойным двигателем») 208, выполненный с возможностью вращения направляющего долота 202, когда флюид 207 под давлением подается во внутреннюю колонну 210.

В конфигурации, проиллюстрированной на Фиг. 2, также показано, что буровая компоновка 220 содержит нижний скважинный расширитель 212, который, при желании, может быть расширен и отведен к корпусу буровой компоновки 220, чтобы расширить направляющий ствол 292а для формирования ствола 292b скважины по меньшей мере до размера внешней колонны. В различных вариантах реализации изобретения, например, как проиллюстрировано, буровая компоновка 220 содержит ряд датчиков (совместно обозначенных позицией 209) для подачи сигналов, относящихся к ряду скважинных параметров, включая, но, не ограничиваясь ими, различных свойств или характеристик пласта 295 и параметров, относящихся к работе колонны 200. Буровая компоновка 220 также содержит схему 224 управления (также называемую «контроллером»), которая может содержать схемы 225 для обработки сигналов от различных датчиков 209, процессор 226, например, микропроцессор, запоминающее устройство 227, такое как твердотельная память, и программы 228, доступные для процессора 226 для выполнения команд, содержащихся в программах 228. Контроллер 224 обменивается данными с наземным контроллером (не показан) через подходящее устройство 229a телеметрии, которое обеспечивает двусторонний обмен данными между внутренней колонной 210 и наземным контроллером. Блок 229a телеметрии может использовать любую подходящую технологию передачи данных, включая, но, не ограничиваясь этим, телеметрию по гидроимпульсному каналу связи, акустическую телеметрию, электромагнитную телеметрию и трубу со встроенным кабелем для передачи сигналов. Блок 229b генерирования электроэнергии во внутренней колонне 210 подает электрическую энергию к различным компонентам во внутренней колонне 210, включая датчики 209 и другие компоненты в буровой компоновке 220. Буровая компоновка 220 также может содержать второе устройство 223 генерирования электроэнергии, выполненное с возможностью вырабатывать электрическую энергию независимо от наличия энергии, вырабатываемой с использованием буровой жидкости 207 (например, третьим устройством 240b генерирования электроэнергии, которое описано ниже).

В различных вариантах реализации изобретения, таких как проиллюстрированные, внутренняя колонна 210 может дополнительно содержать уплотнительное устройство 230 (также называемое «уплотняющим элементом»), которое может включать уплотнительный элемент 232, такой как расширяемый и убирающийся пакер, выполненный с возможностью обеспечения гидравлического уплотнения между внутренней колонной 210 и внешней колонной 250, когда уплотняющий элемент 232 активирован, чтобы находиться в расширенном состоянии. Кроме того, внутренняя колонна 210 может содержать ведущий переводник 236 хвостовика, который содержит элементы 236а, 236b крепления (например, блокировочные элементы), которые могут быть съемно соединены с любым из мест посадки во внешней колонне 250. Внутренняя колонна 210 может дополнительно содержать устройство активации подвески или вспомогательный элемент 238, содержащий уплотнительные элементы 238а, 238b, выполненные с возможностью активации вращающейся подвески 270 во внешней колонне 250. Внутренняя колонна 210 может содержать третье устройство 240b генерирования электроэнергии, такое как устройство, приводимое в действие турбиной, управляемое флюидом 207, протекающим через внутреннюю колонну 210, выполненное с возможностью генерирования электроэнергии, и второе двустороннее устройство 240a телеметрии, использующее любую подходящую технологию передачи данных, включая, но, не ограничиваясь этим, телеметрию по гидроимпульсному каналу связи, акустическую, электромагнитную телеметрию и телеметрию с помощью трубы со встроенным кабелем для передачи сигналов. Внутренняя колонна 210 может дополнительно содержать четвертое устройство 241 генерирования электроэнергии, независимое от наличия источника генерирования электроэнергии, использующего буровой раствор 207, такое как аккумуляторные батареи. Внутренняя колонна 210 может дополнительно содержать короткие переводники 244 и мембранное предохранительное 246 устройство.

Снова со ссылкой на Фиг. 2, внешняя колонна 250 содержит на своем нижнем конце хвостовик 280, который может вмещать или содержать второе породоразрушающее устройство 251 (например, также упоминаемое здесь как долото-расширитель). Долото-расширитель 251 выполнено с возможностью увеличения оставшейся части ствола 292а, выполненного направляющим долотом 202. В некоторых аспектах закрепление внутренней колонны на нижней опоре 252 обеспечивает бурение внутренней колонной 210 направляющего ствола 292a и расширение его нижним расширителем 212 до ствола размером 292, который по меньшей мере равен размеру внешней колонны 250. Закрепление внутренней колонны 210 на средней опоре 254 обеспечивает возможность расширения посредством долота-расширителя 251 сегмента ствола 292а, не расширенного нижним скважинным расширителем 212 (также называемого в данной заявке «незаконченным стволом» или «оставшимся направляющим стволом»). Закрепление внутренней колонны 210 на верхней опоре 256 обеспечивает возможность цементирования кольцевого пространства 287 между хвостовиком 280 и пластом 295 без вытягивания внутренней колонны 210 на поверхность, то есть за одну операцию спуска-подъема колонны 200 вниз по стволу скважины. Нижняя опора 252 содержит внутренний шлиц 252а и кольцевую канавку 252b для крепления к элементам 236а и 236b крепления ведущего переводника 236 хвостовика. Аналогично, средняя опора 254 содержит внутренний шлиц 254а и кольцевую канавку 254b, причем верхняя опора 256 содержит внутренний шлиц 256а и кольцевую канавку 256b. В контексте данного изобретения могут быть использованы любые другие подходящие крепежные и/или блокировочные механизмы для соединения внутренней колонны 210 с внешней колонной 250.

Внешняя колонна 250 может дополнительно содержать устройство 262 управления потоком, такое как узел или устройство предотвращения обратного потока, размещенное на внутренней стороне 250а внешней колонны 250 вблизи ее нижнего конца 253. На Фиг. 2, устройство 262 управления потоком находится в деактивированном или открытом положении. В таком положении устройство 262 управления потоком обеспечивает сообщение по текучей среде между стволом 292 скважины и внутренней частью 250а внешней колонны 250. В некоторых вариантах реализации изобретения устройство 262 управления потоком может быть активировано (то есть закрыто), когда направляющее долото 202 извлекают внутри внешней колонны 250, чтобы предотвратить сообщение по текучей среде из ствола 292 скважины во внутреннее пространство 250а внешней колонны 250. Устройство 262 управления потоком деактивируется (то есть открывается), когда направляющее долото 202 выходит за пределы внешней колонны 250. В одном аспекте элементы 205 приложения усилия или другое подходящее устройство могут быть выполнены с возможностью активации устройства 262 управления потоком.

Устройство 266 управления обратным потоком, такое как заслонка обратного потока или другое устройство предотвращения обратного потока, также может быть предусмотрено для предотвращения сообщения по текучей среде из внутреннего пространства внешней колонны 250 к местам ниже по потоку от устройства 266 управления обратным потоком. Внешняя колонна 250 также содержит подвеску 270, которая может быть активирована элементом 238 активации подвески для фиксации внешней колонны 250 в обсадной колонне 290, к которой присоединяется хвостовик. Обсадную колонну 290, к которой присоединяется хвостовик, размещают в стволе 292 скважины до бурения ствола 292 скважины колонной 200. В одном аспекте внешняя колонна 250 содержит уплотнительное устройство 285 для обеспечения уплотнения между внешней колонной 250 и обсадной колонной 290, к которой присоединяется хвостовик. Внешняя колонна 250 на своем верхнем конце дополнительно содержит приемное гнездо 284, которое может содержать защитную гильзу 281, имеющую внутренний шлиц 282a и кольцевую канавку 282b. Также может быть предусмотрено защитное ограждение 283 для предотвращения попадания бурового шлама, образуемого вследствие работы направляющего долота 202, нижнего скважинного расширителя 212 и/или долота-расширителя 251 в пространство или кольцевое пространство между внутренней колонной 210 и внешней колонной 250.

Для бурения ствола 292 скважины внутреннюю колонну 210 помещают внутрь внешней колонны 250 и прикрепляют к внешней колонне 250 на нижней опоре 252 путем активации крепежных устройств 236a, 236b ведущего переводника 236 хвостовика, как проиллюстрировано. Этот ведущий переводник 136 хвостовика, при его активации, соединяет крепежное устройство 236а с внутренними шлицами 252а, а крепежное устройство 236b соединяет с кольцевой канавкой 252b в нижней опоре 252. В этой конфигурации направляющее долото 202 и нижний скважинный расширитель 212 проходят после долота-расширителя 251. Во время работы буровая жидкость 207 приводит в действие буровой двигатель 208, который вращает направляющее долото 202, чтобы вызвать бурение посредством него направляющего ствола 292a, в то время как нижний скважинный расширитель 212 расширяет направляющий ствол 292a до диаметра ствола 292 скважины. Направляющее долото 202 и нижний скважинный расширитель 212 также могут вращаться посредством вращения бурильной колонны 200 в дополнение к их вращению посредством двигателя 208.

В целом, существует три различных конфигурации и/или операции, которые выполняются с помощью колонны 200: бурение, расширение и цементирование скважины. В положении бурения скважины компоновка низа бурильной колонны (КНБК) полностью выдвигается из хвостовика, чтобы в полной мере обеспечить выполнение измерений и управление направлением бурения (например, как проиллюстрировано на Фиг. 2). В положении расширения скважины только первое породоразрушающее устройство (например, направляющее долото 202) находится за пределами хвостовика, чтобы уменьшить риск прихвата трубы или бурильной колонны в случае разрушения стенок скважины, при этом остальная часть КНБК размещается внутри внешней колонны 250. В положении цементирования скважины КНБК размещается внутри внешней колонны 250 на определенном расстоянии от второго породоразрушающего устройства (например, долота-расширителя 251), чтобы обеспечить надлежащий цементный стакан.

Для различных систем, таких как показаны и описаны выше со ссылкой на Фиг. 1-2, может понадобиться выполнить цементирование, как известно в данной области техники. Варианты реализации данного изобретения относятся к компонентам хвостовика, которые выполнены с возможностью герметизации внутреннего диаметра хвостовика от давления снизу, чтобы предотвратить попадание цемента из U-образной трубы обратно в хвостовик. То есть, варианты реализации изобретения, представленные в данной заявке, относятся к узлу или системе предотвращения обратного потока, которые обеспечивают нагнетание цемента в скважину через трубопровод и из его конца, но в то же время могут предотвращать обратный поток цемента в хвостовик. Системы, представленные в данной заявке, могут быть активированы посредством команд с поверхности. В узле предотвращения обратного потока может использоваться устройство предотвращения обратного потока, такое как заслонка, которая смещена в закрытое положение, и когда приложенное к ней давление флюида падает ниже поджимающего усилия, устройство предотвращения обратного потока закроется, чтобы предотвратить обратный поток цемента внутрь хвостовика, как описано в данной заявке.

Такие системы предотвращения обратного потока (например, системы и узлы заслонок) могут быть важным компонентом(ами) систем для буровых работ, которые выполнены с возможностью бурения и цементирования за одну спуско-подъемную операцию (например, аналогично проиллюстрированной на Фиг. 2). Узел предотвращения обратного потока в соответствии с вариантами реализации данного изобретения расположен вблизи нижней части обсадной колонны-хвостовика (например, колонны 200). Заслонка узла предотвращения обратного потока во время буровых работ может быть спрятана внутри полости в корпусе и может быть активирована путем выдвижения подвижной расходомерной трубки ниже устройства предотвращения обратного потока. При активации устройство предотвращения обратного потока работает как обратный клапан или устройство. Преимущественно такие узлы предотвращения обратного потока, которые представлены в данной заявке, могут использоваться во время операций цементирования, чтобы предотвратить попадание цемента из U-образной трубы обратно в хвостовик после завершения нагнетания цемента. Соответственно, в некоторых вариантах реализации изобретения узел предотвращения обратного потока может быть выполнен с возможностью активации непосредственно перед операцией цементирования (то есть включаться дистанционно и/или выборочно).

Со ссылкой на Фиг. 3А-3С показаны различные схематические изображения колонны 300 труб, содержащей первое породоразрушающее устройство 302 и второе породоразрушающее устройство 351, аналогичное показанному и описанному со ссылкой на Фиг. 2. Колонна 300 труб содержит внешнюю колонну 350 и внутреннюю колонну 310. На Фиг. 3А проиллюстрирован узел 314 предотвращения обратного потока, содержащий устройство 316 предотвращения обратного потока в закрытом положении, так что флюиды (например, цемент) не могут протекать обратно во внутреннюю часть внешней колонны 350. Как проиллюстрировано на Фиг. 3А, внутренняя колонна 310 втянута во внутреннюю часть внешней колонны 350. Кроме того, как проиллюстрировано, узел 314 предотвращения обратного потока в соответствии с вариантами реализации данного изобретения функционально прикреплен или связан с внешней колонной 350. На Фиг. 3B представлена более подробная иллюстрация конфигурации узла 314 предотвращения обратного потока, который сконфигурирован внутри корпуса 350a (например, части внешней колонны 350) в первом или открытом положении. На Фиг. 3C представлена подробная иллюстрация конфигурации, показанной на Фиг. 3В, в которой узел 314 предотвращения обратного потока находится во втором или закрытом положении.

Узел 314 предотвращения обратного потока содержит устройство 316 предотвращения обратного потока, подвижную расходомерную трубку 318a, 318b (совместно перемещаемую расходомерную трубку 318), элемент сцепления 320, указатель 322 первого положения и указатель 324 второго положения. Узел 314 предотвращения обратного потока может включать в себя другие компоненты, например, как описано ниже, при этом данные иллюстрации и сопровождающее описание не предназначены для ограничения. Подвижная расходомерная трубка 318, как показано, содержит первую части 318a расходомерной трубки на первом конце и вторую часть 318b расходомерной трубки на втором конце.

Подвижная расходомерная трубка 318 выполнена внутри корпуса 350а и может перемещаться в нем из первого положения во второе положение. Как показано, первая часть 318а расходомерной трубки расположена вблизи устройства 316 предотвращения обратного потока, а вторая часть 318b расходомерной трубки расположена на противоположном конце подвижной расходомерной трубки 318. Первая часть 318a расходомерной трубки, когда она находится в первом положении, удерживает или поддерживает устройство 316 предотвращения обратного потока в открытом положении. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения устройство 316 предотвращения обратного потока может быть размещено в полости, образованной между подвижной расходомерной трубкой 318 и корпусом 350a, причем, когда подвижная расходомерная трубка 318 удаляется, устройство 316 предотвращения обратного потока смещается так, что устройство предотвращения обратного потока 416 закроется. В некоторых вариантах реализации изобретения полость, в которой размещается узел 314 предотвращения обратного потока, может быть выполнена в конструкции внешней колонны 350 или корпуса 350a.

Первый указатель 322 положения прикреплен к подвижной расходомерной трубке 318 и/или перемещается с ней, как проиллюстрировано на Фиг. 3B-3C. Второй указатель 324 положения установлен неподвижно в положении внутри корпуса 350a. Указатели 322, 324 положения используются для определения положения подвижной расходомерной трубки 318 и срабатывания (или открытого/закрытого положения) устройства 316 предотвращения обратного потока, как описано в данной заявке. В некоторых неограничивающих вариантах реализации изобретения указатели 322, 324 положения могут быть выполнены в виде магнитных указателей, в которых обнаруживают и/или измеряют магнитные поля для определения относительного положения и/или расстояния между различными магнитами для определения положения различных компонентов, включая, но, не ограничиваясь этим, подвижной расходомерной трубки 318. В других вариантах реализации изобретения указатели 322, 324 положения могут быть выполнены в виде гамма-указателей, емкостных или проводящих элементов, тактильных и/или механических компонентов и т. д., которые могут использоваться для обнаружения и/или контроля положения двух компонентов, которые могут перемещаться относительно друг друга. Соответственно, для специалистов в данной области техники будет понятно, что указатели положения по данному изобретению не ограничиваются магнитными указателями и магнитными полями, но могут быть связаны с любым типом сигнала указателя, который основывается на типе используемого указателя.

Элемент 320 сцепления, как показано, расположен между первой и второй частями 318a, 318b подвижной расходомерной трубки 318 (хотя данное положение не должно быть ограничивающим). Элемент 320 сцепления обеспечивает вхождение в сцепление части внутренней колонны 310 с подвижной расходомерной трубкой 318 узла 314 предотвращения обратного потока, чтобы перемещать подвижную расходомерную трубку 318 из первого положения (Фиг. 3B) во второе положение (Фиг. 3C) и, таким образом, обеспечивать закрытие устройства 316 для предотвращения обратного потока.

Со ссылкой на Фиг. 4A-4E проиллюстрирована последовательность операций узла 414 предотвращения обратного потока в соответствии с вариантом реализации данного изобретения. Узел 414 предотвращения обратного потока, подобный проиллюстрированному и описанному со ссылкой на Фиг. 3A-3C, сконфигурирован внутри корпуса 450a (например, части внешней колонны 450 колонны 400), причем внешняя колонна 450 содержит второе породоразрушающее устройство 451. Внутренняя колонна 410 сконфигурирована внутри внешней колонны 450, причем внутренняя колонна содержит на своем конце первое породоразрушающее устройство 402. Узел 414 предотвращения обратного потока сконфигурирован так, что часть внутренняя колонна 410 может входить в сцепление с узлом 414 предотвращения обратного потока, чтобы перемещать узел 414 предотвращения обратного потока из первого положения (Фиг. 4А) во второе положение (Фиг. 4E).

На Фиг. 4А показана колонна 400 с первым породоразрушающим устройством 402, расположенным рядом со вторым породоразрушающим устройством 451, которое может быть положением расширения скважины. Когда требуется цементирование, внутренняя колонна 410 и первое породоразрушающее устройство 402 могут быть втянуты во внешнюю колонну 450 и внутрь нее. Положение внутренней колонны 410 может отслеживаться указателями положения, как описано выше. Например, в одном неограничивающем варианте реализации изобретения локатор 426 указателя положения внутренней колонны (например, магнитометр) блока 428 управления направлением бурения внутренней колонны 410 может взаимодействовать с магнитным указателем внешней колонны (например, первым магнитным указателем 322 узла 314 для предотвращения обратного потока, проиллюстрированного на Фиг. 3B-3C). Для специалистов в данной области техники должно быть очевидно, что могут быть использованы другие указатели положения, а также связанные с ними системы и конфигурации, не выходя за рамки объема данного изобретения. Когда требуемое положение обнаружено, внутренняя колонна 410 может быть остановлена. Требуемым положением может быть выравнивание компонентов внутренней колонны 410 (например, блока 428 управления направлением бурения) и узла 414 предотвращения обратного потока.

Когда внутренняя колонна 410 расположена произвольно, часть внутренней колонны 410 может приводиться в действие для вхождения в сцепление с частью узла 414 предотвращения обратного потока, как показано на Фиг. 4C. Например, один или более элементов управления направлением бурения (например, ребра, колодки, поршни или другие элементы приложения усилия, как известно в данной области техники) блока 428 управления направлением бурения могут приводиться в действие, чтобы входить в сцепление с подвижной расходомерной трубкой (например, подвижной расходомерной трубкой 318) узла 414 предотвращения обратного потока. В некоторых вариантах реализации изобретения рулевые ребра могут быть расположены так, чтобы они входили в сцепление с элементом сцепления (например, элементом сцепления 320) узла 414 предотвращения обратного потока.

Как проиллюстрировано на Фиг. 4D, внутренняя колонна 410 и, соответственно, блок 428 управления направлением бурения могут быть вытянуты дальше вверх по стволу скважины. В результате сцепления внутренней колонны 410 с подвижной расходомерной трубкой узла 414 предотвращения обратного потока подвижная расходомерная трубка может перемещаться вверх по стволу скважины, открывая, таким образом, узел 416 предотвращения обратного потока узла 414 предотвращения обратного потока. Как проиллюстрировано на Фиг. 4D, поскольку внутренняя колонна 410 и подвижная расходомерная трубка узла 414 предотвращения обратного потока перемещаются вверх по стволу скважины, устройство 416 предотвращения обратного потока сместится в закрытое положение.

Узел 414 предотвращения обратного потока выполнен с указателями положения (например, указателями 322, 324 положения), которые выполнены с возможностью обнаружения перехода подвижной расходомерной трубки во второе положение, что указывает на то, что устройство 416 предотвращения обратного потока может полностью закрыться. В этом положении, как определено указателями положения, внутренняя колонна 410 может быть отсоединена от узла 414 предотвращения обратного потока (например, рулевые ребра втянуты в блок 428 управления направлением бурения), причем внутренняя колонна 410 может быть вытянута дальше вверх по стволу скважины и устройство 416 для предотвращения обратного потока может быть закрыто для предотвращения обратного потока флюида в колонну 400, как проиллюстрировано на Фиг. 4E.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации данного изобретения для запуска активации устройства 416 предотвращения обратного потока требуется внутренняя колонна 410, содержащая прибор с возможностью передачи данных по нисходящему каналу связи. Этот прибор (например, блок 428 управления направлением бурения) выполнен с возможностью приложения осевого перемещения к подвижной расходомерной трубке (например, подвижной расходомерной трубке 318), которая находится внутри устройства 416 предотвращения обратного потока в определенном положении. Прибор, выполненный с возможностью передачи данных по нисходящему каналу связи, должен быть расположен настолько близко к направляющему долоту (например, первому породоразрушающему устройству 402), насколько это возможно. Блок 428 управления направлением бурения с выдвигаемыми рулевыми колодками или ребрами выполнен с возможностью осуществления таких операций. Рулевые колодки или ребра выполнены с возможностью приложения усилия к подвижной расходомерной трубке внутри узла предотвращения обратного потока, чтобы зафиксировать ее и переместить в осевом направлении (например, вверх по стволу скважины), путем вытягивания бурильной колонны (например, внутренней колонны 410) на поверхность (например, на буровой установке).

В одном неограничивающем примере точное положение для фиксации подвижной расходомерной трубки 318 может быть обнаружено с помощью локатора 426 указателя положения, расположенного внутри блока 428 управления направлением бурения. Во время буровых работ локаторы 426 указателей положения блока 428 управления направлением бурения используют для определения ориентации бурильной колонны 400 с помощью магнитного поля Земли. Локатор 426 указателя положения расположен на определенном расстоянии над рулевыми накладками или от них внутри блока 428 управления направлением бурения. Подвижная расходомерная трубка 318 узла 314, 414 предотвращения обратного потока проходит на ту же длину выше положения фиксации (например, элемента 320 сцепления). То есть расстояние между элементом 320 сцепления и первым указателем 322 положения определяется и устанавливается как расстояние между локатором 426 указателя положения и рулевыми колодками блока 428 управления направлением бурения. На верхнем конце подвижной расходомерной трубки 318 расположен указатель 324 второго положения. Когда первый указатель 322 положения перемещается в направлении второго указателя 324 положения, может быть измерена величина сигнала указателя и, таким образом, может быть измерено положение подвижной расходомерной трубки 318. В соответствии с некоторыми вариантами реализации данного изобретения положение зажима (например, сцепление внутренней колонны 410 с подвижной расходомерной трубкой 318) достигается, когда с помощью локатора 426 указателя положения блока 428 управления направлением бурения обнаруживается максимальная величина сигнала указателей 322, 324 положения.

Преимущество встраивания первого указателя 322 положения внутри подвижной расходомерной трубки 318 состоит в том, что сигнал положения не пропадает при перемещении подвижной расходомерной трубки 318 (например, из первого положения во второе положение). Преимущественно, в соответствии с вариантом реализации данного изобретения, в случае потери подвижной расходомерной трубки 318 при ее вытягивании точное положение фиксации может быть определено снова, и процедура может быть повторена.

Со ссылкой на Фиг. 5А-5В показано схематическое изображение устройства 516 для предотвращения обратного потока узла 514 для предотвращения обратного потока в соответствии с неограничивающим вариантом реализации данного изобретения. На Фиг. 5А проиллюстрировано устройство 516 для предотвращения обратного потока в первом открытом положении, причем на Фиг. 5В проиллюстрирован узел 516 предотвращения обратного потока во втором, закрытом положении. Устройство 516 для предотвращения обратного потока и узел 514 для предотвращения обратного потока могут функционировать, как описано выше и могут включать различные признаки, как описано в данной заявке.

Как показано, устройство 516 предотвращения обратного потока содержит заслонку 570, опорную часть 572, механизм 574 смещения, гильзу 576, уплотнительную втулку 578 и прокладку 580. Также показано углубление или полость 582, которые сформированы в корпусе 550a и выполнены с возможностью вмещать заслонку 570, когда устройство 516 предотвращения обратного потока находится в первом открытом положении. Заслонка 570 подвижно прикреплена к опорной части 572 с помощью механизма 574 смещения. В некоторых вариантах реализации изобретения механизм 574 смещения состоит из подпружиненного шарнира с силой смещения, отрегулированной для смещения заслонки 570 во второе закрытое положение (Фиг. 5B).

Гильза 576 и опорная часть 572 образуют камеру для уплотнительной втулки 578. По меньшей мере один из: уплотнительной втулки 578 и гильзы 576 содержит поверхность уплотнения или седло уплотнения, с которым заслонка 570 входит в контакт и образует герметичное уплотнение, когда заслонка 570 находится во втором закрытом положении. Прокладка 580 является необязательным элементом, который можно использовать для закрепления в требуемом положении других компонентов устройства 516 предотвращения обратного потока.

На Фиг. 5А проиллюстрирована подвижная расходомерная трубка 518, проходящая через устройство 516 предотвращения обратного потока так, чтобы заслонка 570 удерживалась открытой в первом положении. В такой конфигурации заслонка 570 расположена в полости 582 и не препятствует выполнению операций бурения, цементирования и/или других операций, которые выполняются в скважине с использованием колонны труб и/или компоновок низа бурильной колонны.

Однако, когда подвижная расходомерная трубка 518 вытягивается вверх, например, перед операцией цементирования, как проиллюстрировано на Фиг. 5B, подвижная расходомерная трубка 518 больше не толкает заслонку 570 в открытое, первое положение, и, таким образом (если давление жидкости достаточно низкое, чтобы быть меньше, чем сила смещения механизма 574 смещения), заслонка 570 может закрыться во второе положение. Заслонка 570 образует уплотнение с уплотнительной втулкой 578 и/или гильзой 576, тем самым предотвращается обратный поток цемента в колонну.

Следует отметить, что заслонка 570 имеет особую геометрическую форму, которая позволяет располагать заслонку 570 внутри полости 582 корпуса 550a, когда она открыта, а также обеспечивать уплотнение, когда она закрыта. Также, чтобы достичь этого, уплотнительная втулка 578 и гильза 576 выполнены в виде ответного элемента для заслонки 570 с целью обеспечения такого уплотнения и предотвращения обратного потока цемента.

Кроме того, в соответствии с вариантом реализации данного изобретения может быть достигнуто обнаружение успешной активации устройства предотвращения обратного потока (например, заслонки). Например, со ссылкой на Фиг. 6A-6B проиллюстрирован вид в разрезе колонны 600, содержащей узел 614 предотвращения обратного потока в корпусе 650а в соответствии с вариантом реализации данного изобретения. Узел 614 предотвращения обратного потока аналогичен вышеописанным узлам предотвращения обратного потока и содержит подвижную расходомерную трубку 618 с указателем 622 первого положения, прикрепленным к подвижной расходомерной трубке 618 или перемещаемым посредством ее перемещения. Кроме того, узел 614 предотвращения обратного потока содержит второй указатель 624 положения, который прикреплен к корпусу 650a. На Фиг. 6А проиллюстрирован узел 614 предотвращения обратного потока в первом положении (то есть, когда открыто устройство предотвращения обратного потока или заслонка), при этом на Фиг. 6B проиллюстрирован узел 614 предотвращения обратного потока во втором положении (то есть, когда закрыто устройство предотвращения обратного потока или заслонка).

Поскольку активация узла предотвращения обратного потока важна для системы в целом (например, необходимо знать, что предотвращен обратный поток цемента), необходима обратная связь, независимо от того, была ли процедура активации успешной или нет. Следовательно, указатель 624 второго положения расположен в самом верхнем положении перемещения подвижной расходомерной трубки 618. Когда подвижный указатель 622 первого положения приближается к фиксированному указателю 624 второго положения, уровень сигнала увеличивается. Измеряемое максимальное значение уровня сигнала становится выше максимального значения одного из отдельных указателей 622, 624 положения. Превышение определенного значения сигнала или напряженности поля может использоваться в качестве указания успешной активации устройства или заслонки предотвращения обратного потока.

Со ссылкой на Фиг. 7А-7В проиллюстрированы различные изображения элемента сцепления узлов предотвращения обратного потока в соответствии с данным изобретением. На Фиг. 7А проиллюстрирована первая конфигурация элемента сцепления 720 в соответствии с вариантом реализации данного изобретения. На Фиг. 7В проиллюстрирована альтернативная конфигурация элемента 721 сцепления в соответствии с вариантом реализации данного изобретения. Элементы 720, 721 сцепления и их вариации являются компонентами или элементами, которые выполнены с возможностью сцепления частью внутренней колонны так, чтобы обеспечить приложение усилия посредством внутренней колонны к узлу предотвращения обратного потока для перемещения подвижной расходомерной трубки и, таким образом, приводить в действие устройство для предотвращения обратного потока или заслонку. Соответственно, элементы 720, 721 сцепления могут быть выполнены из различных материалов, которые выбирают, чтобы обеспечить и улучшить сцепление между внутренней колонной и подвижной расходомерной трубкой. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения элемент сцепления может быть выполнен из резины, металла, композитных материалов и т. д.

Как проиллюстрировано на Фиг. 7А, элемент 720 сцепления выполнен внутри части подвижной расходомерной трубки 718 и, как показано, в конце первой части 718а расходомерной трубки. Как проиллюстрировано, первая часть 718а расходомерной трубки входит в сцепление со второй частью 718b расходомерной трубки и соединяется с ней, образуя подвижную расходомерную трубку 718. В варианте реализации изобретения на Фиг. 7А элемент 720 сцепления содержит гладкую внутреннюю поверхность, которая выполнена с возможностью сцепления посредством части внутренней колонны. В некоторых вариантах реализации изобретения элемент 720 сцепления может являться резиновым покрытием, которое наносят в требуемом месте на внутреннюю поверхность подвижной расходомерной трубки 718. В других вариантах реализации изобретения элемент 720 сцепления может являться отдельным элементом, который устанавливают в подвижную расходомерную трубку 718. В других вариантах реализации изобретения элемент 720 сцепления может являться обработанной поверхностью подвижной расходомерной трубки 718. Например, как проиллюстрировано на Фиг. 7B, элемент 721 сцепления содержит профилированный или рельефный рисунок, который может быть выбран для улучшения сцепления между внутренней колонной и подвижной расходомерной трубкой 718.

Элементы 720, 721 сцепления расположены на внутреннем диаметре подвижной расходомерной трубки 718. В некоторых вариантах реализации изобретения кольцевая канавка подвижной расходомерной трубки 718 может быть заполнена резиновым материалом. Элементы 720, 721 сцепления выполняют две функции. Во-первых, элементы сцепления по данному изобретению могут увеличивать передаваемое осевое усилие при фиксации или сцеплении с рулевыми колодками путем увеличения коэффициента трения. Во-вторых, элементы сцепления по данному изобретению могут компенсировать или сводить к минимуму влияние буртика или канавки, в которой могут защелкиваться рулевые колодки при вдавливании в элемент сцепления. Элемент сцепления в соответствии с различными вариантами реализации данного изобретения имеет такой же внутренний диаметр, что и подвижная расходомерная трубка. Следовательно, могут отсутствовать кромки, за которые может зацепиться бурильная колонна (например, внутренняя колонна) при прохождении через узел предотвращения обратного потока. Это предотвращает случайную активацию устройства предотвращения обратного потока или заслонки узла предотвращения обратного потока.

Со ссылкой на Фиг. 8A-8B проиллюстрирована дополнительная деталь узла предотвращения обратного потока в соответствии с данным изобретением. На Фиг. 8A-8B проиллюстрирован расцепляющий узел 830 узла 814 предотвращения обратного потока. Это может быть целесообразно для защиты узла предотвращения обратного потока (и устройства или заслонки предотвращения обратного потока) от непреднамеренной активации. Расцепляющий узел 830 содержит срезной элемент 832, который проходит через часть корпуса 850a (например, часть внешней колонны) и через часть подвижной расходомерной трубки 818 узла 814 предотвращения обратного потока.

Соответственно, как проиллюстрировано на Фиг. 8A-8B, подвижная расходомерная трубка 818 удерживается на месте посредством срезных элементов 832 (например, срезных винтов, срезных штифтов и т. д.) расцепляющего узла 830. Срезные элементы 832 предотвращают относительное перемещение между корпусом 850a и подвижной расходомерной трубкой 818 ниже конкретного срезывающего усилия, приложенного к подвижной расходомерной трубке 818. Во время бурения весь узел должен выдерживать вибрацию бурения и высокие изгибающие нагрузки. Такие вибрации и нагрузки могут вызывать относительные перемещения между подвижной расходомерной трубкой 818 и корпусом 850a, так что срезные элементы могут быть предварительно повреждены или случайно срезаны. Чтобы предотвратить предварительное повреждение или срезание срезного элемента 832, в канавку на наружном диаметре подвижной расходомерной трубки 818 вставлен элемент 834 расцепления. Элемент 834 расцепления окружает шпонку 836. Шпонка 836 имеет отверстие, в которое снаружи может быть вставлен срезной элемент 832.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации изобретения расцепляющий элемент 834 выполнен из эластомера и имеет сквозные отверстия для увеличения упругости. В некоторых неограничивающих вариантах реализации изобретения расцепляющий элемент 834 может компенсировать относительное перемещение примерно до 10 мм до того, как срезной элемент 832 будет поврежден. Кроме того, в соответствии с некоторыми вариантами реализации изобретения с помощью расцепляющего узла 830 могут быть компенсированы технологические допуски.

Со ссылкой на Фиг. 9A-9C проиллюстрирована еще одна дополнительная деталь, которая должна быть добавлена в узел предотвращения обратного потока по данному изобретению. На Фиг. 9А-9С проиллюстрирован фиксирующий механизм 990, который выполнен с возможностью блокировки подвижной расходомерной трубки 918 на месте, когда подвижная расходомерная трубка 918 отведена назад через устройство 916 предотвращения обратного потока. То есть функция фиксирующего механизма 990 состоит в том, чтобы блокировать обратное движение (например, движение вниз по стволу скважины) подвижной расходомерной трубки 918 после того, как устройство 916 предотвращения обратного потока было успешно активировано. Как проиллюстрировано на Фиг. 9А, фиксирующий механизм 990 выполнен около уплотнительной втулки 978 устройства 916 предотвращения обратного потока. На Фиг. 9А, подвижная расходомерная трубка 918 расположена в первом положении, а заслонка 970 устройства 916 предотвращения обратного потока размещена в полости 982 между подвижной расходомерной трубкой 918 и корпусом 950а.

Фиксирующий механизм 990 расположен насколько возможно ближе над заслонкой 970, чтобы поддерживать требуемое расстояние перемещения подвижной расходомерной трубки 918 как можно более коротким во время операции по закрытию устройства 916 предотвращения обратного потока. Соответственно, как проиллюстрировано на Фиг. 9А, фиксирующий механизм 990 выполнен в виде или устанавливается как кольцо регулировки буртика (то есть, фиксирующее кольцо), которое расположено непосредственно после уплотнительной втулки 978.

Со ссылкой на Фиг. 9B-9C проиллюстрированы примеры работы фиксирующего механизма 990. Как проиллюстрировано, фиксирующий механизм 990 содержит кольцо 992, в котором размещаются фиксирующее сегменты 994, которые с одного конца подвешены с помощью соединения 996, а с другого конца предварительно нагружены пружиной 996. Когда подвижная расходомерная трубка 918 вытягивается через устройство 916 предотвращения обратного потока и, таким образом, проходит через фиксирующий механизм 990, фиксирующие сегменты 994 поворачиваются внутрь и создают механический упор для подвижной расходомерной трубки 918. На Фиг. 9B фиксирующие сегменты 994 проиллюстрированы в открытом положении, в котором подвижная расходомерная трубка 918 может перемещаться относительно них, а на Фиг. 9C фиксирующие сегменты 994 проиллюстрированы в положении фиксации, предотвращающем перемещение подвижной расходомерной трубки 918 мимо фиксирующего механизма 990. В некоторых неограничивающих вариантах реализации изобретения фиксирующий механизм содержит два фиксирующих сегмента 994.

Со ссылкой на Фиг. 10 проиллюстрирована блок-схема 1000 в соответствии с вариантом реализации данного изобретения. Блок схема 1000 иллюстрирует процесс работы узла предотвращения обратного потока, аналогичного проиллюстрированному и описанному выше. Соответственно, блок-схема 1000 может выполняться с использованием одной или более конфигураций колонны труб, проиллюстрированных и описанных выше, или их вариаций. Блок-схема 1000 может выполняться с конфигурацией внутрискважинной колонны, содержащей внутреннюю колонну, расположенную и перемещаемую во внешней колонне. Конфигурация внутрискважинной колонны может использоваться для выполнения операций бурения и заканчивания за одну спуско-подъемную операцию, что будет очевидным для специалистов в данной области техники.

На этапе 1002 устройство предотвращения обратного потока узла предотвращения обратного потока посредством подвижной расходомерной трубки выдвигается в открытое положение. Устройство предотвращения обратного потока (например, заслонка) узла предотвращения обратного потока может размещаться или вводиться в полость корпуса. Корпус может быть частью внешней колонны, а внутренняя колонна может иметь меньший диаметр, чем подвижная расходомерная трубка так, чтобы внутренняя колонна могла перемещаться, скользить или поступательно двигаться внутри подвижной расходомерной трубки.

Когда требуется выполнить операцию цементирования, в блоке 1004 внутренняя колонна может быть вытянута вверх по стволу скважины и через устройство предотвращения обратного потока. Кроме того, внутренняя колонна протягивается через подвижную расходомерную трубку, но не перемещает подвижную расходомерную трубку.

На этапе 1006 определяется положение внутренней колонны относительно подвижной расходомерной трубки. Определение положения внутренней колонны относительно подвижной расходомерной трубки может быть обеспечено с помощью указателей положения. Например, в соответствии с одним примерным вариантом реализации изобретения локатор указателя положения (например, магнитометр) внутренней колонны может взаимодействовать с магнитным указателем положения, который расположен на подвижной расходомерной трубке. Для специалистов в данной области техники должно быть очевидно, что могут быть использованы другие типы обнаружения положения (например, гамма-указатели, емкостные или проводящие указатели, тактильные, механические указатели и т. д.), а также связанные с ними системы и конфигурации, не выходя за рамки объема данного изобретения. Соответственно, внутренняя колонна может быть произвольно расположена относительно подвижной расходомерной трубки.

На этапе 1008, когда внутренняя колонна расположена относительно подвижной расходомерной трубки, часть внутренней колонны (например, составной элемент) может приводиться в действие для сцепления с подвижной расходомерной трубкой. Например, подвижная расходомерная трубка может содержать элемент сцепления, который предназначен или выполнен с возможностью вмещать составной элемент или часть внутренней колонны. В одном неограничивающем примере составной элемент блока управления направлением бурения внутренней колонны (например, рулевая колодка) может приводиться в действие и проходить наружу из внутренней колонны и входить в контакт и сцепление с элементом сцепления подвижной расходомерной трубки.

На этапе 1010, когда внутренняя колонна вошла в сцепление с подвижной расходомерной трубкой, внутренняя колонна может быть вытянута вверх по стволу скважины, а подвижная расходомерная трубка может перемещаться совместно с внутренней колонной. Когда подвижная расходомерная трубка перемещается вверх по стволу скважины, подвижная расходомерная трубка может быть извлечена из устройства предотвращения обратного потока, таким образом, открывая заслонку устройства предотвращения обратного потока.

На этапе 1012 заслонка может быть смещена в закрытое положение, потому что подвижная расходомерная трубка больше не вызывает смещение заслонки в открытое положение. Например, усилие пружины может вызывать смещение устройства предотвращения обратного потока в закрытое положение, и, таким образом, когда подвижная расходомерная трубка извлечена, усилие пружины может закрывать заслонку так, чтобы заслонка была расположена на седле уплотнения.

На этапе 1014 фиксирующий механизм, который находится вверх по стволу скважины от устройства предотвращения обратного потока (или части устройства предотвращения обратного потока или узла предотвращения обратного потока), может входить в сцепление для фиксации подвижной расходомерной трубки в положении над заслонкой. Фиксирующий механизм может предотвращать перемещение подвижной расходомерной трубки в скважине и, таким образом, препятствовать открыванию заслонки посредством подвижной расходомерной трубки.

На этапе 1016 положение подвижной расходомерной трубки может быть определено с использованием указателей положения, как описано выше. Положение может быть определено таким образом, что, когда подвижная расходомерная трубка достигает определенного положения, известно, что заслонка не контактирует с подвижной расходомерной трубкой и, следовательно, закрыта. Например, в одном неограничивающем примере указатель первого положения может быть прикреплен к подвижной расходомерной трубке или перемещаться с ней, а указатель второго положения может быть прикреплен в определенном положении указателя первого положения вверх по стволу скважины. Когда первый указатель положения приближается ко второму указателю положения, обнаруживаемый и отслеживаемый параметр указателя положения (например, магнитное поле, излучение, ток и т. д.) может изменяться в зависимости от конфигурации указателя положения и когда параметр отслеживаемого указателя положения достигает заданного порогового значения, может быть известно, что первый указатель положения (и, следовательно, подвижная расходомерная трубка) находится в определенном месте (например, на определенном расстоянии от фиксированного второго указателя положения).

На этапе 1018, когда обнаруживается, что подвижная расходомерная трубка находится в определенном известном положении, внутренняя колонна может быть отсоединена от подвижной расходомерной трубки. Соответственно, внутренняя колонна может перемещаться внутри внешней колонны, не перемещая при этом подвижную расходомерную трубку.

Преимущественно, блок-схема 1000 обеспечивает герметизацию колонны для предотвращения обратного потока цемента во время и после процесса цементирования, выполняемого в скважине. Хотя элементы блок-схемы 1000 представлены в определенном числовом порядке и в определенном порядке выполнения процессов, для специалистов в данной области техники будет очевидным, что конкретные процессы могут выполняться в любом конкретном порядке, или некоторые из этапов могут выполняться одновременно или почти одновременно. Например, в одном неограничивающем примере все этапы 1010-1016 могут выполняться одновременно или почти одновременно во время процесса вытягивания внутренней колонны. Соответственно, хотя блок-схема 1000 представлена в конкретном формате, данная блок-схема 1000 не предназначена для ограничения.

Преимущественно, в вариантах реализации изобретения, представленных в данной заявке, предложен узел и/или система предотвращения обратного потока для скважинных инструментов и операций, которые обеспечивают предотвращение обратного потока цемента во время или после операции цементирования. Кроме того, варианты реализации изобретения, предоставленные в данной заявке, позволяют выполнять операции в течение одной спуско-подъемной операции, так что могут быть снижены затраты, связанные с формированием скважины и/или эксплуатационной скважины или другой структуры. Кроме того, предпочтительно, варианты реализации изобретения, представленные в данной заявке, позволяют отслеживать относительное перемещение между подвижной расходомерной трубкой и бурильной колонной внутри этой подвижной расходомерной трубки посредством подвижного указателя положения. Кроме того, варианты реализации изобретения, представленные в данной заявке, позволяют обнаруживать самое верхнее положение подвижной расходомерной трубки внутри корпуса посредством добавления сигнала двух разных указателей положения. Кроме того, предпочтительно, может быть предусмотрен внутренний контур с резиновым покрытием для увеличения трения при фиксации с помощью рулевых колодок и, таким образом, улучшения подвижности подвижной расходомерной трубки для обеспечения возможности активации устройства или заслонки предотвращения обратного потока. В некоторых таких вариантах реализации внутренний контур элемента сцепления может быть заполнен резиной, чтобы обеспечить неизменность формы при приложении радиального усилия. Кроме того, предпочтительно, расцепляющий элемент может защитить срезной штифт или срезной винт от вибрации и микросмещений, вызванных изгибающими нагрузками в системе колонны. Кроме того, фиксирующий механизм может содержать поворотные сегменты, которые блокируют обратное движение, когда подвижная расходомерная трубка протягивается через фиксирующий механизм и проходит мимо него.

Вариант реализации 1: Узел предотвращения обратного потока скважинной системы, содержащий внешнюю колонну и внутреннюю колонну, выполненную с возможностью перемещения внутри внешней колонны, причем узел предотвращения обратного потока содержит: корпус, ограничивающий собой полость, причем корпус является частью внешней колонны; подвижную расходомерную трубку, расположенную внутри корпуса и расположенную между внутренней колонной и внешней колонной, причем подвижная расходомерная трубка перемещается в осевом направлении внутри внешней колонны; и устройство предотвращения обратного потока, содержащее заслонку и седло уплотнения, причем заслонка смещена в закрытое положение и удерживается в открытом положении с помощью подвижной расходомерной трубки, причем заслонка размещается внутри полости корпуса, когда находится в открытом положении, причем заслонка и седло уплотнения образуют гидравлическое уплотнение, чтобы предотвратить протекание флюида в подвижную расходомерную трубку или через подвижную расходомерную трубку, когда находится в закрытом положении, причем когда подвижная расходомерная трубка перемещается из первого положения, в котором заслонка поддерживается в открытом положении, во второе положение, устройство предотвращения обратного потока срабатывает, чтобы сдвинуть заслонку к седлу уплотнения и герметично закрыть устройство предотвращения обратного потока.

Вариант реализации 2: Устройство в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающееся тем, что устройство предотвращения обратного потока дополнительно содержит опорную часть и механизм смещения, который смещает заслонку в закрытое положение.

Вариант реализации 3: Устройство в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающееся тем, что устройство предотвращения обратного потока дополнительно содержит фиксирующий механизм, выполненный с возможностью фиксации после перемещения подвижной расходомерной трубки во второе положение, при этом фиксирующий механизм предотвращает перемещение подвижной расходомерной трубки к первому положению после фиксации.

Вариант реализации 4: Устройство в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающееся тем, что фиксирующий механизм содержит один или более фиксирующих сегментов, которые подвешены с помощью соединения и предварительно нагружены пружиной, так что после того, как подвижная расходомерная трубка проходит мимо одного или более фиксирующих сегментов, пружина смещает соответствующий фиксирующий сегмент, чтобы повернуть его вокруг соединения для фиксации подвижной расходомерной трубки.

Вариант реализации 5: Устройство в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающееся тем, что подвижная расходомерная трубка содержит один или более элементов сцепления, выполненных с возможностью вмещать часть внутренней колонны, причем, когда часть внутренней колонны входит в сцепление с одним или более элементов сцепления движение внутренней колонны прикладывает усилие к подвижной расходомерной трубке и перемещает подвижную расходомерную трубку одновременно с перемещением внутренней колонны.

Вариант реализации 6: Устройство в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающееся тем, что один или более элементов сцепления содержат по меньшей мере один из: резиновый материал или профилированный материал.

Вариант реализации 7: Устройство в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, дополнительно содержащее первый указатель положения, прикрепленный к подвижной расходомерной трубке, причем первый указатель положения выполнен с возможностью взаимодействия с составным элементом внутренней колонны для контроля положения подвижной расходомерной трубки.

Вариант реализации 8: Устройство в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, дополнительно содержащее второй указатель положения, прикрепленный к корпусу и выполненный с возможностью изменения контролируемого параметра указателя положения, когда первый указатель положения перемещается в непосредственной близости от второго указателя положения, чтобы контролировать положение подвижной расходомерной трубки.

Вариант реализации 9: Устройство в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, дополнительно содержащее расцепляющий узел, выполненный с возможностью предотвращения относительного перемещения между корпусом и подвижной расходомерной трубкой, причем расцепляющий узел содержит срезной элемент, прикрепляющий подвижную расходомерную трубку к корпусу ниже места приложения заданного срезающего усилия к подвижной расходомерной трубке.

Вариант реализации 10: Устройство в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающееся тем, что расцепляющий узел содержит расцепляющий элемент, окружающий ключ, причем ключ определяет отверстие, через которое сдвиговый элемент проходит через корпус, расцепляющий элемент, обеспечивающий относительное перемещение подвижной расходомерной трубки и корпуса ниже пороговой величины, которая основана на заданном срезающем усилии.

Вариант реализации 11: Устройство в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающееся тем, что подвижная расходомерная трубка содержит: элемент сцепления, выполненный с возможностью вмещать исполнительную часть внутренней колонны, и первый указатель положения, прикрепленный к подвижной расходомерной трубке, причем первый указатель положения выполнен с возможностью взаимодействия с локатором указателя положения внутренней колонны.

Вариант реализации 12: Устройство в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающееся тем, что расстояние между элементом сцепления и первым указателем положения определяется как расстояние между локатором указателя положения и исполнительной частью внутренней колонны.

Вариант реализации 13: Способ работы узла предотвращения обратного потока колонны, содержащей: внешнюю колонну и внутреннюю колонну, выполненную с возможностью перемещения внутри внешней колонны для скважинных операций, узел предотвращения обратного потока, содержащий подвижную расходомерную трубку и устройство предотвращения обратного потока, причем способ включает: вытягивание внутренней колонны вверх по стволу скважины и через подвижную расходомерную трубку и устройство предотвращения обратного потока; сцепление составного элемента внутренней колонны с подвижной расходомерной трубкой; перемещение подвижной расходомерной трубки вверх по стволу скважины, путем вытягивания внутренней колонны вверх по стволу скважины; и герметизацию колонны с помощью устройства предотвращения обратного потока.

Вариант реализации 14: Способ в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, дополнительно включающий определение положения внутренней колонны относительно подвижной расходомерной трубки до сцепления составного элемента внутренней колонны с подвижной расходомерной трубкой.

Вариант реализации 15: Способ в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что обнаружение выполняют с использованием локатора указателя положения на внутренней колонне и указателя первого положения на подвижной расходомерной трубке.

Вариант реализации 16: Способ в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, дополнительно включающий определение положения подвижной расходомерной трубки после перемещения подвижной расходомерной трубки совместно с внутренней колонной.

Вариант реализации 17: Способ в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что обнаружение выполняют с использованием указателя первого положения на подвижной расходомерной трубке и указателя второго положения, который расположен на внешней колонне вверх по стволу скважины от подвижной расходомерной трубки.

Вариант реализации 18: Способ в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, дополнительно включающий сцепление фиксирующего механизма после того, как подвижная расходомерная трубка вытянута вверх по стволу скважины посредством внутренней колонны, причем фиксирующий механизм предотвращает перемещение подвижной расходомерной трубки вниз по стволу скважины.

Вариант реализации 19: Способ в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, дополнительно включающий расцепление составного элемента внутренней колонны и подвижной расходомерной трубки после перемещения подвижной расходомерной трубки вверх по стволу скважины совместно с внутренней колонной.

Вариант реализации 20: Способ в соответствии с любым из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что составной элемент внутренней колонны является элементом рулевого управления блока управления направлением бурения внутренней колонны.

Для обеспечения осуществления идей, изложенных в данной заявке, могут быть использованы различные компоненты для анализа, включая цифровые и/или аналоговые системы. Например, контроллеры, системы компьютерной обработки данных и/или системы для направленного бурения, представленные в данной заявке и/или используемые с вариантами реализации изобретения, описанными в данной заявке, могут включать цифровые и/или аналоговые системы. Системы могут содержать такие компоненты как процессоры, носители данных, память, устройства ввода, устройства вывода, каналы связи (например, проводные, беспроводные, оптические или другие), пользовательские интерфейсы, программы, процессоры обработки сигналов (например, цифровые или аналоговые) и другие такие компоненты (например, такие как резисторы, конденсаторы, катушки индуктивности и другие) для обеспечения работы и анализа устройств и способов, описанных в данной заявке, с помощью любого из нескольких способов, хорошо известных в данной области техники. Считается, что эти идеи могут быть, но не обязательно, реализованы в сочетании с набором исполняемых компьютером команд, хранящихся на постоянном машиночитаемом носителе, включая память (например, ПЗУ, ОЗУ), оптическую (например, CD-ROM), или магнитную (например, диски, жесткие диски), или любого другого типа, которые при их выполнении вызывает реализацию посредством компьютера способов и/или процессов, описанных в данной заявке. Данные команды могут обеспечивать работу оборудования, управление, сбор данных, анализ и другие функции, которые будут признаны необходимыми разработчиком системы, владельцем, пользователем или другим подобным персоналом, в дополнение к функциям, раскрытым в данном описании. Обработанные данные, такие как результат реализованного способа, могут передаваться в виде сигнала через выходной интерфейс процессора на устройство приема сигналов. Устройство приема сигналов может быть монитором или принтером для представления результата пользователю. В качестве варианта или как дополнение, устройство приема сигнала может быть памятью или носителем данных. Очевидно, что сохранение результата в памяти или на носителе данных может перевести память или носитель данных в новое состояние (то есть, содержащее результат) из предыдущего состояния (то есть, не содержащего результат). Кроме того, в некоторых вариантах реализации изобретения, если результат превышает пороговое значение, из процессора на интерфейс пользователя может передаваться сигнал тревоги.

Кроме того, различные другие компоненты могут быть включены и призваны обеспечивать аспекты идей, описанных в данной заявке. Например, датчик, передатчик, приемник, приемопередатчик, антенна, контроллер, оптический блок, электрический блок и/или электромеханический блок могут быть включены для обеспечения осуществления различных аспектов, обсуждаемых в данной заявке, или для обеспечения осуществления других функций, выходящих за рамки данного изобретения.

Использование терминов «а» и «an» и «the» и аналогичных ссылок в контексте описания изобретения (особенно в контексте нижеследующей формулы изобретения) должно истолковываться как охватывающее как единственное, так и множественное число, если только в данной заявке не указано иное или явно противоречит контексту. Кроме того, следует дополнительно отметить, что термины «первый», «второй» и т.п. в данном документе не обозначают какой-либо порядок, количество или важность, а скорее используются для различения одного элемента от другого. Модификатор «около», используемый в связи с количеством, включает в себя указанное значение и имеет значение, определяемое контекстом (например, включает степень ошибки, связанную с измерением конкретного количества).

Блок-схема(ы), проиллюстрированные в данной заявке, приводятся только в качестве примера. Может быть много вариаций этой схемы или этапов (или операций), описанных в ней, не выходя за рамки объема данного изобретения. Например, этапы могут быть выполнены в различном порядке, или этапы могут быть добавлены, удалены или изменены. Все эти вариации считаются частью данного изобретения.

Следует помнить о том, что различные компоненты или технологии могут обеспечивать определенные необходимые или полезные функциональные возможности или признаки. Соответственно, эти функции и признаки, которые могут потребоваться для поддержки прилагаемой формулы изобретения и ее вариаций, признаются как неотъемлемо включенные в качестве части данного описания и части данного изобретения.

Идеи данного изобретения могут быть использованы в различных скважинных операциях. Эти операции могут включать использование одного или более обрабатывающих составов для обработки пласта, флюидов, находящихся в пласте, ствола скважины и/или оборудования в стволе скважины, такого как эксплуатационная насосно-компрессорная колонна. Обрабатывающие составы могут быть в виде жидкостей, газов, твердых веществ, полутвердых веществ и их смесей. Иллюстративные обрабатывающие составы включают, но не ограничиваются ими, жидкости для гидроразрыва, кислоты, пар, воду, рассол, антикоррозийные составы, цемент, модификаторы проницаемости, буровые растворы, эмульгаторы, деэмульгаторы, трассеры, химреагенты для снижения гидравлических потерь и т. д. Иллюстративные скважинные операции включают, но, не ограничиваясь ими: гидроразрыв пласта, интенсификацию скважин, впрыск трассера, очистку, подкисление, впрыск пара, заводнение пласта, цементирование и т. д.

Хотя варианты реализации изобретения, описанные в данной заявке, были описаны со ссылкой на различные варианты реализации изобретения, следует понимать, что могут быть сделаны различные изменения и их эквиваленты могут быть заменены, не выходя за рамки объема данного изобретения. Кроме того, будет принято во внимание множество модификаций для адаптации конкретного инструмента, ситуации или материала к идеям данного изобретения, не выходя за рамки его объема. Следовательно, предполагается, что изобретение не ограничивается конкретными вариантами реализации, описанными как лучший способ, рассматриваемый для переноса описанных признаков, но что настоящее изобретение будет включать все варианты реализации, подпадающие под объем правовой охраны изобретения, определенный в прилагаемой формуле изобретения.

Соответственно, варианты реализации данного изобретения не должны рассматриваться как ограниченные вышеприведенным описанием, а ограничиваются только объемом прилагаемой формулы изобретения.

1. Скважинная система, содержащая:

внутреннюю колонну (410), имеющую конец, на котором расположено первое породоразрушающее устройство (402);

внешнюю колонну (450), имеющую второе породоразрушающее устройство (451), расположенное на ее конце, причем внутренняя колонна выполнена с возможностью перемещения внутри внешней колонны и первое породоразрушающее устройство выполнено с возможностью пробуривания ствола скважины первого размера в пласте забоя, а второе породоразрушающее устройство выполнено с возможностью расширения ствола скважины в пласте забоя; и

узел предотвращения обратного потока, содержащий:

корпус (350a, 450a, 550a, 650a, 850a), ограничивающий собой полость (582, 982), причем корпус (350a, 450a, 550a, 650a, 850a) является частью внешней колонны (250, 350, 450);

подвижную расходомерную трубку (318a, 318b), расположенную внутри корпуса (350a, 450a, 550a, 650a, 850a) между внутренней колонной (210, 310, 410) и внешней колонной (250, 350, 450), причем подвижная расходомерная трубка включает один или более элементов (320, 720, 721) сцепления, выполненных с возможностью вмещать часть внутренней колонны и содержащих резиновый материал, и подвижная расходомерная трубка (318a, 318b) выполнена с возможностью перемещения в осевом направлении внутри внешней колонны (250, 350, 450); и

устройство (316, 416, 516, 916) предотвращения обратного потока, содержащее: заслонку (570) и седло уплотнения, причем заслонка (570) смещается в закрытое положение и поддерживается в открытом положении посредством подвижной расходомерной трубки (318a, 318b), причем заслонка (570) размещается внутри полости (582, 982) корпуса (350а, 450а, 550а, 650а, 850а), когда находится в открытом положении, причем заслонка (570) и седло уплотнения образуют гидравлическое уплотнение, чтобы

предотвратить протекание флюида в подвижную расходомерную трубку (318a, 318b) или через нее, когда находится в закрытом положении,

причем когда подвижная расходомерная трубка (318a, 318b) перемещается из первого положения, которое удерживает заслонку (570) в открытом положении, во второе положение, устройство предотвращения обратного потока (316, 416, 516, 916) срабатывает, чтобы сдвинуть заслонку (570) к седлу уплотнения и герметично закрыть устройство (316, 416, 516, 916) предотвращения обратного потока, причем во втором положении первое породоразрушающее устройство расположено вверх по стволу скважины относительно заслонки.

2. Скважинная система по п. 1, отличающаяся тем, что устройство (316, 416, 516, 916) предотвращения обратного потока дополнительно содержит опорную часть и механизм смещения, который смещает заслонку (570) в закрытое положение.

3. Скважинная система по п. 1, отличающаяся тем, что устройство (316, 416, 516, 916) предотвращения обратного потока дополнительно содержит фиксирующий механизм (990), выполненный с возможностью фиксации после перемещения подвижной расходомерной трубки (318a, 318b) во второе положение, при этом фиксирующий механизм (990) предотвращает перемещение подвижной расходомерной трубки (318a, 318b) к первому положению после фиксации.

4. Скважинная система по п. 1, отличающаяся тем, что когда часть внутренней колонны (210, 310, 410) входит в сцепление с одним или более элементов сцепления, движение внутренней колонны (210, 310, 410) прикладывает усилие к подвижной расходомерной трубке (318a, 318b) и перемещает подвижную расходомерную трубку (318a, 318b) одновременно с перемещением внутренней колонны (210, 310, 410).

5. Скважинная система по п. 1, дополнительно содержащая первый указатель (322, 622) положения, прикрепленный к подвижной расходомерной трубке (318a, 318b), причем первый указатель (322, 622) положения выполнен с возможностью взаимодействия с составным элементом внутренней колонны (210, 310, 410) для контроля положения подвижной расходомерной трубки (318a, 318b).

6. Скважинная система по п. 1, дополнительно содержащая расцепляющий узел (830), выполненный с возможностью предотвращения относительного перемещения между корпусом (350a, 450a, 550a, 650a, 850a) и подвижной расходомерной трубкой (318a, 318b), причем расцепляющий узел (830) содержит срезной элемент, прикрепляющий подвижную расходомерную трубку (318a, 318b) к корпусу (350a, 450a, 550a, 650a, 850a) ниже места приложения заданного срезающего усилия к подвижной расходомерной трубке (318a, 318b).

7. Скважинная система по п. 1, отличающаяся тем, что подвижная расходомерная трубка (318a, 318b) содержит:

один элемент (320, 720) сцепления, выполненный с возможностью вмещать исполнительную часть внутренней колонны (210, 310, 410), и

первый указатель (322, 622) положения, прикрепленный к подвижной расходомерной трубке (318a, 318b), причем первый указатель (322, 622) положения выполнен с возможностью взаимодействия с локатором (426) указателя положения внутренней колонны (210, 310, 410).

8. Способ работы узла (314, 414, 514, 614, 814) предотвращения обратного потока скважинной системы, содержащей: внешнюю колонну (250, 350, 450) и внутреннюю колонну (210, 310, 410), выполненную с возможностью перемещения внутри внешней колонны (250, 350 450) для скважинных операций, причем первое породоразрушающее устройство (402) расположено на конце внутренней колонны, а второе породоразрушающее устройство (451) расположено на конце внешней колонны и первое породоразрушающее устройство выполнено с возможностью пробуривания ствола скважины первого размера в пласте забоя, а второе породоразрушающее устройство выполнено с возможностью расширения ствола скважины в пласте забоя, при этом узел (314, 414, 514, 614, 814) предотвращения обратного потока содержит подвижную расходомерную трубку (318a, 318b) и устройство (316, 416, 516, 916) предотвращения обратного потока, причем подвижная расходомерная трубка включает один или более элементов (320, 720, 721) сцепления, выполненных с возможностью вмещать часть внутренней колонны и содержащих резиновый материал, и способ включает:

вытягивание внутренней колонны вверх по стволу скважины и через подвижную расходомерную трубку (318a, 318b) и устройство (316, 416, 516, 916) предотвращения обратного потока так, чтобы породоразрушающее устройство было расположено вверх по стволу скважины относительно устройства предотвращения обратного потока;

сцепление составного элемента внутренней колонны (210, 310, 410) с подвижной расходомерной трубкой (318a, 318b);

перемещение подвижной расходомерной трубки (318a, 318b) вверх по стволу скважины путем вытягивания внутренней колонны вверх по стволу скважины; и

герметизацию колонны с помощью устройства предотвращения обратного потока (316, 416, 516, 916).

9. Способ по п. 8, дополнительно включающий определение положения внутренней колонны (210, 310, 410) относительно подвижной расходомерной трубки (318a, 318b) до сцепления составного элемента внутренней колонны (210, 310, 410) с подвижной расходомерной трубкой (318a, 318b).

10. Способ по п. 8, дополнительно включающий определение положения подвижной расходомерной трубки (318a, 318b) после перемещения подвижной расходомерной трубки (318a, 318b) совместно с внутренней колонной (210, 310, 410).

11. Способ по п. 8, дополнительно включающий сцепление фиксирующего механизма (990) после того, как подвижная расходомерная трубка (318a, 318b) вытянута вверх по стволу скважины посредством внутренней колонны (210, 310, 410), причем фиксирующий механизм (990) предотвращает перемещение подвижной расходомерной трубки (318a, 318b) вниз по стволу скважины.

12. Способ по п. 8, дополнительно включающий расцепление составного элемента внутренней колонны (210, 310, 410) и подвижной расходомерной трубки (318a, 318b) после перемещения подвижной расходомерной трубки (318a, 318b) вверх по стволу скважины совместно с внутренней колонной (210, 310, 410).

13. Способ по п. 8, отличающийся тем, что составной элемент внутренней колонны (210, 310, 410) является элементом рулевого управления блока управления направлением бурения внутренней колонны (210, 310, 410).

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для герметичного разобщения межколонного пространства при проведении технологических операций в нефтяных и газовых скважинах. Скважинный инструмент с уравнительным клапаном состоит из корпуса, представляющего собой полый цилиндр с верхним глухим торцом, положение которого фиксировано внутри скважинного инструмента.

Клапан уравнительный механический // 2739002

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для выравнивания давления затрубного надпакерного пространства с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Клапан уравнительный механический содержит корпус с радиальными отверстиями, внутри которого расположен шток, установленный с возможностью осевого перемещения, цангу, установленную в корпусе, уплотнительный элемент круглого сечения.

Глубинный клапан-переключатель потоков жидкости в скважине для разных способов эксплуатации (варианты) // 2713819

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может найти применение на новых и уже эксплуатируемых, наклонных и горизонтальных, автономных, шельфовых, не обустроенных скважинах и месторождениях. Глубинный клапан-переключатель потоков жидкости в скважине содержит цилиндрический корпус, имеющий разноразмерный по участкам внутренний диаметр.

Клапан для герметизации перекрытия канала, соединяющего межтрубное пространство, устанавливаемый в колонне подъёмных труб // 2705451

Изобретение относится к герметизации насосно-компрессорных труб. Клапан для герметизации перекрытия канала, соединяющего межтрубное пространство, установлен в колонне подъемных труб и содержит внутреннюю трубу, муфту, верхнюю крышку, соединенную с муфтой, и нижнюю крышку, выполненную с возможностью накручивания на муфту и удержания внутренней трубы за счет подшипника.

Подверженное коррозии скважинное изделие // 2695691

Изобретение относится к скважинным изделиям из магниевых сплавов и может быть использовано в нефте- и газодобывающей промышленности. Подверженное коррозии скважинное изделие выполнено из магниевого сплава, содержащего, мас.%: 0,01-10 одного или более из Ni, Co, Ir, Au, Pd или Cu, 1-10 Y, 1-15 по меньшей мере одного редкоземельного металла, отличного от Y, и 0-1 Zr.

Компрессионный перепускной клапан и способ управления компрессионным перепускным клапаном // 2689356

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования скважинного флюида. Компрессионный перепускной клапан содержит: клапанный диск, содержащий клапан сброса давления, содержащий впускное отверстие клапана сброса давления на всасывающей стороне клапанного диска и выпускное отверстие клапана сброса давления на нагнетательной стороне клапанного диска, причем клапан сброса давления выполнен с возможностью приведения в действие для пропускания флюида из впускного отверстия клапана сброса давления в выпускное отверстие клапана сброса давления, когда давление на всасывающей стороне клапанного диска превышает давление на нагнетательной стороне клапанного диска, посредством давления открытия клапана; и обратный клапан, содержащий впускное отверстие обратного клапана на нагнетательной стороне клапанного диска и выпускное отверстие обратного клапана на всасывающей стороне клапанного диска, причем обратный клапан выполнен с возможностью приведения в действие для пропускания флюида из впускного отверстия обратного клапана в выпускное отверстие обратного клапана, когда давление на второй стороне клапанного диска превышает давление на первой стороне клапанного диска; причем перепускной клапан дополнительно содержит поршень, всасывающий резервуар между поршнем и всасывающей стороной клапанного диска, уравновешивающий поршень и нагнетательный резервуар между нагнетательной стороной клапанного диска и балансировочным поршнем.

Мандрель для компрессионного перепускного клапана // 2688829

Изобретение относится к горному делу и может быть применено в качестве мандрели для компрессионного перепускного клапана. Мандрель содержит: первый цилиндр, содержащий: продольную ось, расположенную вдоль продольного размера первого цилиндра, и радиальную шарикоподшипниковую опору; второй цилиндр, установленный с возможностью скольжения относительно первого цилиндра, причем второй цилиндр содержит: канавку, расположенную по окружности второго цилиндра.

Компрессионный перепускной клапан и способ управления им (варианты) // 2667952

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в компрессионных перепускных клапанах. Компрессионный перепускной клапан содержит корпус основной секции.

Скважинный комплекс защиты пласта // 2663757

Изобретение относится к устройствам для эксплуатации нефтяных и газовых скважин и может быть применено для герметичного перекрытия ствола скважины при проведении ремонтных работ. В комплексе применены два шаровых запорных органа, рабочие поверхности которых защищены сильфонными протекторами-компенсаторами, заполненными маслом под избыточным давлением.

Устройство для испытания пласта // 2656644

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин, в частности к испытаниям продуктивных горизонтов нефтяных и газовых скважин, а также сверхглубоких и горизонтальных скважин. Устройство для испытания пласта содержит цилиндрический корпус, состоящий из верхней, средней и нижней корпусных деталей, концентрично установленный в цилиндрическом корпусе шток со шлицевым соединением, снабженный буртом с уплотнительными кольцами, ниже которых выполнены радиальные отверстия, впускной клапан, золотниковая втулка телескопически связана с дополнительным штоком и установлена с возможностью осевого перемещения при вращении колонны труб, дополнительный шток, на наружной поверхности которого выполнена бесконечная винтовая канавка, в которой размещена скоба, жестко связанная с пальцем, размещенным непосредственно в средней части цилиндрического корпуса, дополнительный шток установлен подвижно относительно штока со шлицевым соединением и цилиндрического корпуса, дополнительный впускной клапан, состоящий из редукционного клапана и дифференциальной втулки, расположенной в цилиндрическом корпусе, уравнительный клапан, упорный подшипник, установленный между цилиндрическом корпусом и переводником.