Конструкция соединителя телескопического



Конструкция соединителя телескопического
Конструкция соединителя телескопического

Владельцы патента RU 2752197:

Общество с ограниченной ответственностью "Русские Универсальные Системы" (RU)

Изобретение относится к оборудованию для исследования скважин, в частности к приборам, осуществляющим оперативную передачу данных между скважиной и наземной частями комплекса. Технический результат - упрощение и сокращение времени обслуживания соединителя после каждого спуска-подъема телесистемы, исключение утечек, упрощение и сокращение времени электрической стыковки модулей телесистемы между собой, а также облегчение процесса монтажа/демонтажа телесистемы на устье и уменьшение времени простоя телесистемы, повышение надежности и удобства использования телесистемы в целом. Соединитель телескопический для электрической стыковки модулей телесистемы содержит верхний и нижний стыковочные узлы, выполненные для стыковки к верхнему и нижнему модулям соответственно, внешний кожух, соединенный с верхним стыковочным узлом, внутренний кожух, соединенный с нижним стыковочным узлом, по меньшей мере один провод, проходящий от верхнего стыковочного узла к нижнему стыковочному узлу. При этом внешний и внутренний кожухи сориентированы между собой и выполнены с возможностью перемещения друг в друге и изменения длины соединителя телескопического. Внутри указанных кожухов расположена по меньшей мере одна трубка, изогнутая по винтовой линии, одним концом герметично зафиксированная к верхнему стыковочному узлу, а другим концом герметично зафиксированная к нижнему стыковочному узлу. Причем в указанной по меньшей мере одной трубке расположен по меньшей мере один провод, проходящий от верхнего стыковочного узла к нижнему стыковочному узлу. 4 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к оборудованию для исследования скважин, в частности, к приборам, осуществляющих оперативную передачу данных, между скважиной и наземной частями комплекса, измеренных скважинной частью комплекса на поверхность, модуляцией потока промывочной жидкости импульсами положительного давления, а более конкретно, - к конструкции соединителя телескопического, предназначенного для электрической и механической стыковки модулей скважиной части комплекса.

Уровень техники

Известны различные соединители телескопические. Наиболее близким по технической сущности к настоящему изобретению является соединитель телескопический фирмы APS Technology (US 10184301 В2, 22.01.2019). Известный соединитель телескопический состоит из нижнего неподвижного и верхнего подвижного стыковочных узлов, предназначенных для скручивания с нижним и верхним модулями, соответственно (нижние и верхние модули могут меняться местами). Нижний стыковочный узел скручивается с внешним корпусом соединителя телескопического, верхний стыковочный узел скручивается с внутренним корпусом. Данные внешний и внутренний корпуса перемещаются друг в друге, что позволяет изменять длину соединителя телескопического. Внутренняя полость нижнего корпуса заполнена газом либо жидкостью (например, машинным маслом), находящимся под предварительно созданным давлением, которое воздействует на внутренний корпус. Благодаря этому давлению соединитель телескопический находится всегда в выдвинутом положении. При стыковки верхнего модуля, происходит сжатие газа либо жидкости, в результате повышается давление во внутренней полости, что обеспечивает жесткую фиксацию в осевом направлении нижней и верхней частей соединителя телескопического. Избыток давления стравливается клапаном. Для герметизации внутренней полости имеются уплотнительные элементы. Провода, от верхней головки к нижней, проходят через внутреннюю полость верхнего и внутреннего корпусов, где изогнуты по винтовой линии, для компенсации длины провода при изменении длины соединителя телескопического. Недостатками указанного ближайшего технического решения являются:

- постоянная необходимость наличия на складе большого количества запасных частей, особенно уплотнительных элементов, так как при работе, буровой раствор, движущийся с большой скоростью, изнашивает поверхности элементов конструкции;

- сложность обслуживания из-за наличия полости, залитой газом либо жидкостью;

- возможные утечки газа либо жидкости из-за повреждений самих уплотнений, либо уплотнительных поверхностей;

- большие затраты времени на обслуживание данного изделия после каждого спуска-подъема аппаратуры;

- сложность процесса сборки аппаратуры на устье и увеличение времени простоя. Заявленное изобретение устраняет указанные недостатки и позволяет достичь заявленный технический результат.

Раскрытие изобретения

Технической задачей, которую решает предлагаемое решение, является создание герметичного телескопического соединителя для электрической стыковки между собой модулей телесистемы, обеспечивающего значительное упрощение и сокращение времени обслуживания соединителя после каждого спуска-подъема телесистемы, исключение утечек газа либо жидкости, упрощение и сокращение времени электрической стыковки модулей телесистемы между собой, а также облегчающего процесс монтажа/демонтажа телесистемы на устье и уменьшающего время простоя телесистемы, повышая надежность и удобство использования телесистемы в целом.

Технический результат заключается в упрощении и сокращении времени обслуживания соединителя после каждого спуска-подъема телесистемы, исключении утечек, упрощении и сокращении времени электрической стыковки модулей телесистемы между собой, а также облегчении процесса монтажа/демонтажа телесистемы на устье и уменьшении времени простоя телесистемы, повышении надежности и удобства использования телесистемы в целом.

Для решения поставленной задачи с достижением заявленного технического результата соединитель телескопический для электрической стыковки модулей телесистемы содержит верхний и нижний стыковочный узлы, выполненные для стыковки к верхнему и нижнему модулям соответственно, внешний кожух, соединенный с верхним стыковочным узлом, внутренний кожух, соединенный с нижним стыковочным узлом, при этом внешний и внутренний кожухи сориентированы между собой и выполнены с возможностью перемещения друг в друге и изменения длины соединителя телескопического, по меньшей мере один провод, проходящий от верхнего стыковочного узла к нижнему стыковочному узлу, причем внутри указанных кожухов расположена по меньшей мере одна трубка, изогнутая по винтовой линии, одним концом герметично зафиксированная к верхнему стыковочному узлу, а другим концом герметично зафиксированная к нижнему стыковочному узлу, причем в указанной по меньшей мере одной трубке расположен по меньшей мере один провод, проходящий от верхнего стыковочного узла к нижнему стыковочному узлу.

В верхнем и нижнем стыковочных узлах установлены верхний и нижний герметичные вводы соответственно, причем верхний герметичный ввод расположен сверху трубки, а нижний герметичный ввод расположен снизу трубки, при этом по меньшей мере один провод, проходящий от верхнего стыковочного узла к нижнему стыковочному узлу и расположенный в трубке, одним своим концом соединен с верхним герметичным вводом, а другим концом соединен с нижним герметичным вводом.

По меньшей мере одна трубка частично или полностью заполнена изоляционным материалом.

Стенки по меньшей мере одной трубки выполнены с возможностью выдерживания внешнего гидростатического давления бурового раствора.

По меньшей мере одна трубка выполнена металлической.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 - известный из уровня техники аналог соединителя телескопического;

Фиг. 2 - соединитель телескопический в сдвинутом положении (продольный разрез), согласно изобретению;

Фиг. 3 - соединитель телескопический в раздвинутом положении (продольный разрез), согласно изобретению.

Осуществление изобретения

Соединитель телескопический предназначен для электрической стыковки между собой модулей (верхнего и нижнего) скважинной телесистемы, когда невозможна их непосредственно прямая стыковка.

Соединитель телескопический состоит из верхнего стыковочного узла, в который установлен разъем для подключения к верхнему модулю. К разъему стыкуется по меньшей мере один провод, второй конец которого фиксируется на верхнем герметичном вводе, предназначенном для аварийной защиты разъема и верхних модулей от внешнего гидростатического давления бурового раствора. К другому концу верхнего герметичного ввода стыкуется по меньшей мере один провод, который соединяется с нижним герметичным вводом, предназначенным для аварийной защиты нижних модулей от внешнего гидростатического давления бурового раствора.

По меньшей мере один провод расположен внутри трубки, например, металлической, изогнутой по винтовой линии (спирали), стенки которой выдерживают либо не выдерживают внешнее гидростатическое давление бурового раствора (таких трубок может быть несколько, и в каждой могут находиться по меньшей мере один провод). Трубка (трубки) одним концом герметично фиксируется к верхнему стыковочному узлу, а другим концом герметично фиксируется к нижнему стыковочному узлу. Такая конструкция трубки позволяет изменять длину соединителя в требуемом диапазоне.

Нижний стыковочный узел непосредственно стыкуется механически и электрически (через разъем) с нижним модулем. К разъему нижнего стыковочного узла стыкуется по меньшей мере один провод, второй конец которого фиксируется на нижнем герметичном вводе, предназначенном для аварийной защиты разъема и нижних модулей от внешнего гидростатического давления бурового раствора.

К верхнему стыковочному узлу стыкуется внешний защитный кожух трубки (трубок), а к нижнему стыковочному узлу стыкуется внутренний защитный кожух трубки (трубок). Данные внешний и внутренний кожухи сориентированы друг относительно друга, что не позволяет верхнему и нижнему стыковочным узлам вращаться друг относительно друга, что предотвращает закручивание трубки, а также защищает ее от возможных внешних механических повреждений. Трубка, путем своего удлинения и сжатия, позволяет стыковать модули, расположенные на расстоянии друг от друга. Трубка может быть частично или полностью заполнена какими-либо защитными материалами, например, маслом, компаундом, либо другим изоляционным материалом.

На фиг. 1 показан известный из уровня техники аналог соединителя телескопического. Известный соединитель телескопический состоит из нижнего неподвижного и верхнего подвижного стыковочных узлов, предназначенных для скручивания с нижним и верхним модулями, соответственно (нижние и верхние модули могут меняться местами). Нижний стыковочный узел скручивается с внешним корпусом соединителя телескопического, верхний стыковочный узел скручивается с внутренним корпусом. Данные внешний и внутренний корпуса перемещаются друг в друге, что позволяет изменять длину соединителя телескопического. Внутренняя полость нижнего корпуса заполнена газом либо жидкостью (например, машинным маслом), находящимся под предварительно созданным давлением, которое воздействует на внутренний корпус. Благодаря этому давлению соединитель телескопический находится всегда в выдвинутом положении. При стыковки верхнего модуля, происходит сжатие газа либо жидкости, в результате повышается давление во внутренней полости, что обеспечивает жесткую фиксацию в осевом направлении нижней и верхней частей соединителя телескопического. Избыток давления стравливается клапаном. Для герметизации внутренней полости имеются уплотнительные элементы. Провода, от верхней головки к нижней, проходят через внутреннюю полость верхнего и внутреннего корпусов, где изогнуты по винтовой линии, для компенсации длины провода при изменении длины соединителя телескопического. Недостатками указанного ближайшего технического решения являются:

- постоянная необходимость наличия на складе большого количества запасных частей, особенно уплотнительных элементов, так как при работе, буровой раствор, движущийся с большой скоростью, изнашивает поверхности элементов конструкции;

- сложность обслуживания из-за наличия полости, залитой газом либо жидкостью;

- возможные утечки газа либо жидкости из-за повреждений самих уплотнений, либо уплотнительных поверхностей;

- большие затраты времени на обслуживание данного изделия после каждого спуска-подъема аппаратуры.

Наличие по крайней мере одной трубки, изогнутой по винтовой линии (спирали), в которой проходит по меньшей мере один провод, защищенной от внешних механических повреждений защитными кожухами, не требующей проведения технического обслуживания после каждого цикла работ, является отличительной особенностью заявленного изобретения. При наличии данной трубки в конструкции соединителя, нет необходимости в заполнении внутренней полости кожухов газом либо жидкостью, соответственно исключаются утечки газа либо жидкости из-за повреждений самих уплотнений, либо уплотнительных поверхностей, а также отсутствует необходимость в использовании большого количества уплотнительных элементов.

На фиг. 2 показан продольный разрез соединителя телескопического согласно настоящему изобретению. Соединитель телескопический состоит из верхнего стыковочного узла 1, в который установлен разъем 2 для подключения к верхнему модулю. К разъему (с внутренней его стороны) стыкуется по меньшей мере один провод 3, второй конец которого фиксируется на верхнем герметичном вводе 4 (на внешнем его конце), предназначенном для аварийной защиты разъема и верхних модулей от внешнего гидростатического давления бурового раствора. К другому концу (внутреннему) верхнего герметичного ввода стыкуется по меньшей мере один провод 5, который соединяется с нижним герметичным вводом 6, предназначенным для аварийной защиты нижних модулей от внешнего гидростатического давления бурового раствора.

По меньшей мере один провод 5 расположен внутри трубки 7, например, металлической, изогнутой по винтовой линии (спирали), стенки которой выдерживают либо не выдерживают внешнее гидростатическое давление бурового раствора (таких трубок 7 может быть несколько, и в каждой могут находиться по крайней мере один провод 5). Трубка 7 одним концом герметично фиксируется к верхнему стыковочному узлу 1, а другим концом герметично фиксируется к нижнему стыковочному узлу 8. Такая конструкция трубки позволяет изменять длину соединителя в требуемом диапазоне.

Нижний стыковочный узел 8 непосредственно стыкуется механически и электрически (через разъем) с нижним модулем. К разъему (с внутренней его стороны) нижнего стыковочного узла стыкуется по меньшей мере один провод, второй конец которого фиксируется на нижнем герметичном вводе (на внешнем его конце), предназначенном для аварийной защиты разъема и нижних модулей от внешнего гидростатического давления бурового раствора.

К верхнему стыковочному узлу 1 стыкуется внешний защитный кожух 9 трубки (трубок) 7, а к нижнему стыковочному узлу стыкуется внутренний защитный кожух 10 трубки (трубок) 7. Данные внешний 9 и внутренний 10 кожухи сориентированы друг относительно друга, что не позволяет верхнему 1 и нижнему стыковочным узлам 8 вращаться друг относительно друга, что предотвращает закручивание трубки 7, а также защищают ее от возможных внешних механических повреждений. Одна или несколько трубок 7, путем своего удлинения и сжатия, позволяет стыковать модули, расположенные на расстоянии друг от друга (фиг. 3). Трубка может быть выполнена как металлической, так и из другого материала, способного выдерживать или не выдерживать внешнее гидростатическое давление бурового раствора. Трубка может быть частично или полностью заполнена какими-либо защитными материалами, например, маслом, компаундом, либо другим изоляционным материалом. Нижние и верхние модули могут меняться местами. У соединителя телескопического нижний и верхний стыковочные узлы с внешним и внутренним кожухами могут меняться местами.

Выполнение соединителя вышеуказанным образом обеспечивает упрощение и сокращение времени обслуживания соединителя после каждого спуска-подъема телесистемы, исключение утечек, упрощение и сокращение времени электрической стыковки модулей телесистемы между собой, а также облегчение процесса монтажа/демонтажа телесистемы на устье и уменьшение времени простоя телесистемы, повышение надежности и удобства использования телесистемы в целом.

1. Соединитель телескопический для электрической стыковки модулей телесистемы, содержащий верхний и нижний стыковочные узлы, выполненные для стыковки к верхнему и нижнему модулям соответственно, внешний кожух, соединенный с верхним стыковочным узлом, внутренний кожух, соединенный с нижним стыковочным узлом, при этом внешний и внутренний кожухи сориентированы между собой и выполнены с возможностью перемещения друг в друге и изменения длины соединителя телескопического, по меньшей мере один провод, проходящий от верхнего стыковочного узла к нижнему стыковочному узлу, отличающийся тем, что внутри указанных кожухов расположена по меньшей мере одна трубка, изогнутая по винтовой линии, одним концом герметично зафиксированная к верхнему стыковочному узлу, а другим концом герметично зафиксированная к нижнему стыковочному узлу, причем в указанной по меньшей мере одной трубке расположен по меньшей мере один провод, проходящий от верхнего стыковочного узла к нижнему стыковочному узлу.

2. Соединитель по п. 1, отличающийся тем, что в верхнем и нижнем стыковочных узлах установлены верхний и нижний герметичные вводы соответственно, причем верхний герметичный ввод расположен сверху трубки, а нижний герметичный ввод расположен снизу трубки, при этом по меньшей мере один провод, проходящий от верхнего стыковочного узла к нижнему стыковочному узлу и расположенный в трубке, одним своим концом соединен с верхним герметичным вводом, а другим концом соединен с нижним герметичным вводом.

3. Соединитель по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере одна трубка частично или полностью заполнена изоляционным материалом.

4. Соединитель по п. 1, отличающийся тем, что стенки по меньшей мере одной трубки выполнены с возможностью выдерживания внешнего гидростатического давления бурового раствора.

5. Соединитель по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере одна трубка выполнена металлической.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к оборудованию для исследования скважин. Узел привода скважинного пульсатора, содержащий редуктор, который соединен с исполнительным органом - клапаном, через вал, установленный на подшипниках качения и узле, обеспечивающем герметизацию редуктора относительно внешней среды, расположенного в первой камере, заполненной жидкостью и отделенной от окружающей среды герметичным разделителем сред, и электрический двигатель, расположенный в первой камере, заполненной жидкостью, для обеспечения достаточного охлаждения, причем с одной стороны электрический двигатель состыкован непосредственно с редуктором, а с другой стороны электрического двигателя установлен узел магнитов, расположенный также в первой камере, который создает магнитное поле, предназначенное для работы в паре с датчиками положения, расположенными во второй герметичной камере, герметично отделенной от первой камеры, что позволяет обеспечить выдерживание внешнего давления бурового раствора магнитами и датчиками положения.

Изобретение относится к области анализа данных в нефтяной промышленности и может быть использовано для прогнозирования расходных характеристик потока в стволе скважины с использованием методов машинного обучения. Предложен компьютерный способ прогнозирования расходных характеристик потока в стволе скважины, проникающей в подземный углеводородный пласт, включающий: сохранение в базе данных первичных скважинных данных, полученных из множества действующих скважин и содержащих накопленные для эксплуатируемых скважин исторические статические параметры и измеренные на поверхности динамические параметры и накопленные исторические характеристики потока в стволе по меньшей мере одной скважины, измеренные во время запуска и добычи одной или многими единицами полевого оборудования, установленных на поверхности или внутри скважин; сохранение в базе данных знаний вторичных скважинных данных, содержащих полученные путем численного моделирования статические и выходные устьевые динамические параметры и расходные характеристики потока в стволе скважины для различных сценариев набора статических и входных динамических параметров скважины; выполнение системой машинного обучения анализа указанных первичных скважинных данных; выполнение системой машинного обучения анализа указанных вторичных скважинных данных; ввод в систему машинного обучения статических параметров скважины, характеризующих исследуемую скважину, и динамические параметры исследуемой скважины, измеренные на поверхности; прогнозирование с помощью системы машинного обучения расходных характеристик потока в стволе скважины в указанной исследуемой скважине на основе полученных первой и второй взаимосвязей; оценку того, удовлетворяют ли прогнозируемые расходные характеристики потока в стволе скважины требованиям безопасности рабочих параметров при запуске и добыче исследуемой скважины, и на основе указанной оценки корректировку, при необходимости, параметров управления наземным оборудованием для удовлетворения требованиям безопасной эксплуатации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления/увеличения продуктивности добывающих и нагнетательных скважин. Способ гидроимпульсной имплозионной обработки скважин путем воздействия на призабойную зону пласта с использованием эффекта имплозии включает спуск в скважину имплозионного устройства на насосно-компрессорных трубах, содержащего имплозионную камеру с расширенной частью, концентраторы давления, плунжер и клапан.

Изобретение относится к области эксплуатации и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для исследования условий подъема газа в вертикальных или горизонтальных скважинах, заполненных различными технологическими жидкостями. Техническим результатом является создание стенда, повышающего эффективность глушения нефтяных и газовых скважин при их подземном ремонте.

Настоящее изобретение относится к скважинному каротажному зонду, выполненному с возможностью расположения на одной линии в колонне насосных штанг. Скважинное устройство контроля, расположенное на одной линии с колонной насосных штанг, содержит корпус, расположенный на одной линии с колонной насосных штанг, множество датчиков, расположенных внутри корпуса и выполненных с возможностью восприятия по меньшей мере одного из условий эксплуатации колонны насосных штанг и окружающих условий эксплуатации колонны насосных штанг.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. В частности, настоящее изобретение относится к способу, позволяющему детектировать зоны выноса твердых частиц в скважине, выносимых потоком жидкости и газа в случае, когда интервал выноса твердых частиц находится за непроницаемым для частиц берьером и нет непосредственного контакта измерительного прибора с твердыми частицами.

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано при контроле за разработкой продуктивного пласта. Способ включает получение флюоресцентного маркера в виде полимерных микросфер с приготовлением дисперсии смолы и люминесцирующих веществ, объединение полученного маркера с несущей средой, подаваемой в скважину.

Группа изобретений относится к области исследования буровых скважин и включает системы для определения объема жидкости в кольцевом пространстве скважины и способ определения объема жидкости в кольцевом пространстве скважины. Система для определения объема жидкости в кольцевом пространстве скважины содержит генератор волны давления, первый и второй приемник волны давления и контроллер.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для обоснования технологических режимов газовых промыслов, включающих системы добычи и подготовки газа к транспорту. В способе определения параметров технологического режима газового промысла, на котором добываемый газ последовательно проходит системы добычи и подготовки газа к транспорту, определяют их газодинамические характеристики (ГДХ), ограничивающие рабочие области данных систем в виде зависимостей давления газа на входе системы подготовки газа к транспорту от объема добычи газа, после чего определяют возможный диапазон технологических режимов промысла, который находится в зоне пересечения рабочих областей систем добычи и подготовки газа.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию объектов нефтедобычи и может быть использовано для автоматического измерения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа. Установка для определения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, содержащая по меньшей мере один переключатель 3 потока продукции скважины, один выходной патрубок которого соединен с линией замера, а другой - с выкидной линией 19.

Изобретение относится к области бурового оборудования для поглощения вредных вибраций долота и бурильной колонны. Технический результат - повышение эффективности бурения скважин.
Наверх