СКРЕБКОВАЯ ПРОБКА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОРИЕНТАЦИИ КОЛОННЫ ОБСАДНЫХ ТРУБ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ
WIPER PLUG FOR DETERMINING ORIENTATION OF CASING STRING IN WELL BORES

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее раскрытие в целом относится к оборудованию, используемому в сочетании с операциями, осуществляемыми относительно подземных скважин, а более конкретно, к поддающемуся разбуриванию блоку скребковой пробки, содержащему настраиваемые компоненты, используемые для определения ориентации колонны обсадных труб в стволе скважины.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Уровень техники в отношении настоящего раскрытия будет описан относительно образования окна в колонне обсадных труб для многоствольной скважины в качестве примера, не ограничивая его объем.
В многоствольных скважинах обычно пробуривают ответвляющийся или боковой ствол скважины, отходящий по направлению наружу от пересечения с основным или первоначальным стволом скважины. Обычно после установки колонны обсадных труб первоначального ствола скважины и заканчивания первоначального ствола скважины клин-отклонитель располагают в первоначальной колонне обсадных труб ствола скважины на требуемом пересечении, а затем вращающуюся фрезу отклоняют вбок от клина-отклонителя для образования окна через боковую стенку обсадных труб первоначального ствола скважины.
После образования окна в колонне обсадных труб обеспечивается возможность бурения бокового ствола скважины. В некоторых боковых стволах скважины после завершения операции бурения колонну обсадных труб бокового ствола скважины устанавливают в боковой ответвляющийся ствол скважины. Обсаживание бокового ответвляющегося ствола скважины может быть осуществлено путем установки обсадной колонны хвостовика, поддерживаемой в первоначальном стволе скважины и проходящей на требуемое расстояние в боковой ствол скважины. После установки колонны обсадных труб бокового ствола скважины и заканчивания бокового ствола скважины, повторное установление доступа к основному стволу скважины может являться предпочтительным. В таких случаях вращающаяся фреза может быть использована для образования окна для доступа через боковую стенку обсадных труб бокового ствола скважины.
В некоторых многоствольных установках предпочтительным может являться бурение бокового ствола скважины в заранее заданном направлении от первоначального ствола скважины, например, из верхней стороны первоначального ствола скважины. В таких установках требуется образование окна с заранее заданной окружной ориентацией относительно обсадных труб первоначального ствола скважины. Для должного расположения и вращательного ориентирования клина-отклонителя, чтобы обеспечивать вырезание окна в требуемом направлении, блок защелки, относящийся к клину-отклонителю, может быть закреплен в защелочном соединении, соединенном в колонне обсадных труб первоначального ствола скважины, и вращательно ориентирован внутри него. Блок защелки обычно содержит множество ключей защелки с пружинным управлением, каждый из которых имеет профиль закрепления и ориентации, полученный в профиле защелки, образованном внутренним образом в защелочном соединении. Таким образом, при функциональном взаимодействии ключей защелки блока защелки с профилем защелки защелочного соединения обеспечивается осевое закрепление и окружная ориентация блока защелки и относящегося к нему оборудования в требуемом направлении внутри колонны обсадных труб первоначального ствола скважины. Следует отметить, что для получения надлежащей ориентации блока защелки сначала требуется расположение защелочного соединения колонны обсадных труб первоначального ствола скважины в требуемой ориентации. Один способ ориентации защелочного соединения заключается во вращении колонны обсадных труб первоначального ствола скважины бурильной колонной с использованием данных измерения во время бурения. Однако было установлено, что вращательная ориентация колонны обсадных труб первоначального ствола скважины таким способом может быть неточной и занимать много времени. Следовательно, существует необходимость в улучшенных системах и способах для ориентации колонны обсадных труб первоначального ствола скважины в стволе скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Для более полного понимания характерных особенностей и преимуществ настоящего изобретения приводится ссылка на подробное описание с сопроводительными чертежами, на которых одинаковые детали на разных чертежах обозначены одинаковыми цифровыми обозначениями, и на которых:
На фиг. 1 представлено схематическое изображение морской платформы для добычи нефти и газа с установленной колонной обсадных труб в подземном стволе скважины в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения;
На фиг. 2A-2B представлены виды в поперечном сечении системы для определения ориентации колонны обсадных труб в стволе скважины в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения во время процедуры ориентирования колонны обсадных труб;
На фиг. 3A-3B представлены виды в поперечном сечении системы для определения ориентации колонны обсадных труб в стволе скважины в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения во время процедуры подвешивания хвостовика;
На фиг. 4A-4B представлены виды в поперечном сечении системы для определения ориентации колонны обсадных труб в стволе скважины в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения перед процедурой цементирования;
На фиг. 5A-5B представлены виды в поперечном сечении системы для определения ориентации колонны обсадных труб в стволе скважины в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения во время процедуры цементирования;
На фиг. 6A-6B представлены виды в поперечном сечении системы для определения ориентации колонны обсадных труб в стволе скважины в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения во время процедуры выпуска;
На фиг. 7A-7C представлены различные виды скребковой пробки для использования в системе для определения ориентации колонны обсадных труб в стволе скважины в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения;
На фиг. 8A-8C представлены виды в поперечном сечении скребковой пробки для использования в системе для определения ориентации колонны обсадных труб в стволе скважины в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения, отправляющей сигналы импульсов давления;
На фиг. 9A представлена диаграмма подузла электронного оборудования и обмена данными для использования в системе для определения ориентации колонны обсадных труб в стволе скважины в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения; и
На фиг. 9B представлена диаграмма сенсорного модуля для использования в системе для определения ориентации колонны обсадных труб в стволе скважины в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Несмотря на то что далее более подробно описаны система, способ и другие варианты реализации, следует понимать, что настоящее изобретение предоставляет множество применимых идей изобретения, которые могут быть реализованы в разнообразных частных контекстах. Частные варианты реализации, описанные в настоящем описании, являются только иллюстративными и не ограничивают объем настоящего изобретения.
В первом аспекте настоящее изобретение обращено к системе для определения ориентации колонны обсадных труб в стволе скважины. Система содержит скважинный инструмент, расположенный внутри колонны обсадных труб в известной ориентации относительно по меньшей мере одного элемента колонны обсадных труб. Сенсорный модуль функционально соединен к скважинному инструменту и выполнен с возможностью получения данных, относящихся к ориентации колонны обсадных труб. Модуль передачи данных функционально соединен с сенсорным модулем. Модуль передачи данных выполнен с возможностью передачи данных участку на поверхности, причем указанные данные соответствуют данным, полученным сенсорным модулем относительно ориентации колонны обсадных труб.
В первом варианте реализации скважинный инструмент может являться скребковой пробкой, расположенной в известной ориентации внутри защелочного соединения, соединенного в колонне обсадных труб. В этом варианте реализации соединитель окна может быть соединен в колонне обсадных труб в известной ориентации относительно защелочного соединения. Во втором варианте реализации сенсорный модуль может содержать одно или большее количество из акселерометра, который может являться трехосевым акселерометром, гироскопа, который может являться трехосевым гироскопом, и магнитометра, который может являться трехосевым магнитометром. В третьем варианте реализации микроконтроллер может быть функционально присоединен к сенсорному модулю и модулю передачи данных. В четвертом варианте реализации источник электропитания может быть функционально присоединен к сенсорному модулю и модулю передачи данных. В пятом варианте реализации модуль передачи данных может являться генератором импульсов, выполненным с возможностью передачи импульсов давления участку на поверхности.
Во втором аспекте настоящее изобретение обращено к системе для определения ориентации колонны обсадных труб в стволе скважины. Система содержит защелочное соединение, соединенное в колонне обсадных труб. Скребковая пробка выполнена с возможностью размещения внутри защелочного соединения в известной ориентации. Сенсорный модуль расположен внутри скребковой пробки. Сенсорный модуль содержит по меньшей мере одно из акселерометра, гироскопа и магнитометра, выполненных с возможностью получения данных, относящихся к ориентации колонны обсадных труб. Модуль передачи данных функционально присоединен к сенсорному модулю. Модуль передачи данных выполнен с возможностью передачи данных участку на поверхности, причем указанные данные соответствуют данным, полученным сенсорным модулем относительно ориентации колонны обсадных труб. Микроконтроллер функционально присоединен к сенсорному модулю и модулю передачи данных. Источник электропитания функционально присоединен к сенсорному модулю, модулю передачи данных и микроконтроллеру.
В шестом варианте реализации скребковая пробка может взаимодействовать с колонной обсадных труб выше и ниже по скважине от защелочного соединения с созданием уплотнения. В седьмом варианте реализации скребковая пробка может взаимодействовать с защелочным соединением с возможностью освобождения. В восьмом варианте реализации скребковая пробка может являться поддающейся разбуриванию скребковой пробкой.
В третьем аспекте настоящее изобретение обращено к способу для ориентации колонны обсадных труб в стволе скважины. Способ содержит расположение скважинного инструмента внутри колонны обсадных труб в известной ориентации относительно по меньшей мере одного элемента колонны обсадных труб; получение данных, относящихся к ориентации колонны обсадных труб, сенсорным модулем, функционально присоединенным к скважинному инструменту; передачу данных об ориентации, соответствующей данным, полученным сенсорным модулем, участку на поверхности посредством модуля передачи данных, функционально присоединенного к сенсорному модулю; и ориентацию колонны обсадных труб к требуемой ориентации внутри ствола скважины на основании данных об ориентации, полученной на участке на поверхности.
Способ может также содержать расположение скважинного инструмента внутри колонны обсадных труб в известной ориентации относительно по меньшей мере одного элемента колонны обсадных труб перед введением колонны обсадных труб в ствол скважины; расположение скребковой пробки в известной ориентации внутри защелочного соединения, соединенного в колонне обсадных труб; взаимодействие с колонной обсадных труб выше и ниже по скважине от защелочного соединения посредством скребковой пробки с созданием уплотнения; получение данных об ориентации по меньшей мере одним из акселерометра, гироскопа и магнитометра; передачу импульсов давления участку на поверхности для передачи данных об ориентации и/или деструктивного убирания скважинного инструмента из колонны обсадных труб после задания колонне обсадных труб требуемой ориентации внутри ствола скважины на основании данных об ориентации, полученных на участке на поверхности.
Со ссылкой на фиг. 1, обсадную колонну хвостовика устанавливают в подземный ствол скважины из морской платформы для добычи нефти или газа, изображенной схематически и в целом обозначенной цифровым обозначением 10. Полупогружная буровая платформа 12 центрирована над погруженной нефтяной и газовой формацией 14, расположенной под морским дном 16. Подводный трубопровод 18 проходит от палубы 20 платформы 12 к оборудованию 22 устья скважины, содержащему противовыбросное оборудование 24. Платформа 12 содержит подъемное устройство 26, буровую вышку 28, талевый блок 30, крюк 32 и винтовую стяжку 34 для подъема и опускания колонны труб, например, обсадной колонны 36 хвостовика.
Основной ствол 38 скважины был пробурен через различные пласты почвы, включая формацию 14. Термины "первоначальный" и "основной" ствол скважины использованы в настоящем описании для обозначения ствола скважины, от которого пробуривают другой ствол скважины. Однако следует отметить, что первоначальный или основной ствол скважины не обязательно проходит непосредственно в земную поверхность, а вместо этого может являться ответвлением другого ствола скважины. Одна или большее количество поверхностных или промежуточных колонн 40 обсадных труб установлены в верхний и по существу вертикальный участок основного ствола 38 скважины, и закреплены в нем посредством цемента 42. Термин "обсадная труба" в настоящем описании использован для обозначения трубчатой колонны, используемой в стволе скважины или для прокладывания ствола скважины. Обсадная труба может быть известного специалистам в данной области техники типа "хвостовик", и может быть изготовлена из любого материала, такого как сталь или композитный материал, и может быть разделена на участки или непрерывна, например гибкие трубы.
В изображенном варианте реализации обсадная колонна 36 хвостовика установлена в по существу горизонтальном участке ствола 38 скважины. Обсадная колонна 36 хвостовика развернута на нижнем конце рабочей колонны 44. Обсадная колонна 36 хвостовика содержит подвесное устройство 46 хвостовика, соединение 48 окна и защелочное соединение 50. Подвесное устройство 46 хвостовика может быть известным подвесным гидравлически устанавливаемым или устанавливаем посредством давления устройством хвостовика с плашками, кольцевыми уплотнителями, пакерами и т.п. для обеспечения захватного и уплотняющего взаимодействия с внутренней частью колонны 40 обсадных труб после установки. Соединитель 48 окна может иметь известную конструкцию и может содержать или может не содержать заранее вырезанное окно. Защелочное соединение 50 содержит профиль защелки, выполненный с возможностью функционального взаимодействия с ключами защелки блока защелки таким образом, чтобы обеспечивать возможность закрепления блока защелки в осевом направлении в защелочном соединении 50 и его вращательной ориентации. В известной практике при функциональном взаимодействии первичного ключа защелки блока защелки функционально с первым профилем защелки защелочного соединения 50, отклонитель, такой как клин-отклонитель, располагают в требуемой окружной ориентации относительно соединителя 48 окна, обеспечивая возможность вырезания, пробуривания окна, или его образования другим образом в соединителе 48 окна в требуемом окружном направлении. После образования окна, ответвляющийся или боковой ствол скважины может быть пробурен от соединителя 48 окна основного ствола 38 скважины. Термины "ответвляющийся" и "боковой" ствол скважины использованы в настоящем описании для обозначения ствола скважины, пробуриваемого по направлению от его пересечения с другим стволом скважины, таким как первоначальный или основной ствол скважины. Ответвляющийся или боковой ствол скважины может содержать другой ответвляющийся или боковой ствол скважины, пробуренный по направлению наружу от него.
В изображенном варианте реализации обсадная колонна 36 хвостовика содержит систему для определения ориентации обсадной колонны 36 хвостовика в стволе 38 скважины. В соответствии с изображением пунктирными линиями скребковая пробка 52 расположена внутри обсадной колонны 36 хвостовика и предпочтительно размещена внутри защелочного соединения 50 в известной ориентации таким образом, чтобы обеспечивать уплотняющее взаимодействие уплотняющих элементов скребковой пробки 52 с обсадной колонной 36 хвостовика выше и ниже по стволу скважины от защелочного соединения 50 для защиты защелочного соединения 50 во время, например, операций цементирования. Скребковая пробка 52 может быть опущена вниз скважины путем расположения внутри обсадной колонны 36 хвостовика. В этом случае скребковая пробка 36 может быть механически присоединена внутри защелочного соединения 50 на поверхности или перед доставкой защелочного соединения 50. Альтернативно, скребковая пробка 52 может быть перемещена вниз скважины после расположения обсадной колонны 36 хвостовика внутри ствола 38 скважины. В любом из этих случаев один или большее количество элементов скребковой пробки 52 может быть сконфигурировано для расположения внутри соответствующего профиля или паза внутри защелочного соединения 50. Скребковая пробка 52 может дополнительно содержать один или большее количество элементов, обеспечивающих освобождение скребковой пробки 52 из защелочного соединения 50 при необходимости.
В соответствии со следующим подробным описанием скребковая пробка 52 содержит электронные компоненты и механические устройства, предоставляющие скребковой пробке 52 развитые логические возможности и возможность передачи данными. Например, скребковая пробка 52 может содержать сенсорный модуль, содержащий один или большее количество датчиков, например, один или большее количество акселерометров, один или большее количество гироскопов, один или большее количество магнитометров, датчики давления, датчики температуры и т.п. Сенсорный модуль выполнен с возможностью получения данных, относящихся к ориентации обсадной колонны 36 хвостовика, таким образом, чтобы обеспечивать возможность окружного расположения обсадной колонны 36 хвостовика внутри ствола 38 скважины, например, с первичным профилем защелки защелочного соединения 50, расположенного на верхней стороне ствола 38 скважины, что является предпочтительной ориентацией для выведения окна соединителя 48 окна для бурения бокового ответвляющегося ствола скважины. Информация, полученная сенсорным модулем, может быть передана к установке 54, находящейся на поверхности, посредством любой подходящей однонаправленной или двунаправленной проводной или беспроводной телеметрической системы, такой как электрический проводник, кабель из оптоволокна, акустическая телеметрия, электромагнитная телеметрия, телеметрия импульсов давления, их сочетания или т.п. После приема информации об ориентации и ее обработки установкой 54, находящейся на поверхности, рабочая колонна 44 выполнена с возможностью вращения, таким образом вращая обсадную колонну 36 хвостовика до достижения требуемой ориентации. Сбор информации сенсорным модулем и передача информации к установке 54, находящейся на поверхности, может осуществляться в режиме реального времени или по существу в реальном времени для обеспечения возможности эффективной ориентации обсадной колонны 36 хвостовика внутри ствола 38 скважины. Также, как обозначено пунктирными линиями, ведущий скребок 56 и ведомый скребок 58 расположены внутри обсадной колонны 36 хвостовика рядом с подвесным устройством 46 хвостовика. Вместе скребковая пробка 52, ведущий скребок 56 и ведомый скребок 58 могут быть именованы блоком скребковой пробки.
Несмотря на то, что на фиг. 1 изображена обсадная колонна хвостовика, установленная в горизонтальном участке ствола скважины, специалистам в данной области техники следует понимать, что настоящая система одинаково хорошо приспособлена для использования в стволах скважины, имеющих другие ориентации, содержащие вертикальные стволы скважины, наклоненные стволы скважины, отклоненные стволы скважины или т.п. Соответственно, специалистам в данной области техники следует понимать, что термины направления, такие как над, под, верхний, нижний, по направлению вверх, по направлению вниз, вверх по скважине, вниз по скважине и т.п., использованы относительно иллюстративных вариантов реализации в соответствии с их изображением на чертежах, причем направление вверх является направлением вверх соответствующего чертежа, а направление вниз является направлением вниз соответствующего чертежа, направление вверх по скважине является обращенным к поверхности скважины, направление вниз скважины является обращенным к забою скважины. Также, хотя на фиг. 1 изображена морская операция, специалистам в данной области техники следует понимать, что настоящая система одинаково хорошо приспособлена для использования в наземных операциях.
Со ссылкой на фиг. 2A-2B, на которых изображена скважинная система, в целом обозначенная цифровым обозначением 100. В изображенных участках скважинная система 100 содержит блок скребковой пробки, изображенный как скребковая пробка 52, ведущий скребок 56 и ведомый скребок 58. Скребковая пробка 52 установлена внутри обсадной колонны 36 хвостовика, а, более конкретно, скребковая пробка 52 размещена внутри защелочного соединения 50 в известной ориентации. Как лучше всего показано на фиг. 7A-7C, скребковая пробка 52 содержит наружный корпус 102, содержащий верхний элемент 104 корпуса и нижний элемент 106 корпуса. Снаружи верхнего элемента 104 корпуса расположен верхний скребок 108, выполненный с возможностью установления уплотняющего взаимодействия с внутренней частью обсадной колонны 36 хвостовика при установке скребковой пробки 52 внутри защелочного соединения 50. Верхний элемент 104 корпус содержит щель 110. Ключ 112 совмещения радиально проходит через щель 110 и выполнен с возможностью приема внутри профиля 114 щели защелочного соединения 50, как лучше всего показано на фиг. 2B. Профиль 114 щели предпочтительно ориентирован в окружном направлении в известном и предпочтительно центрированном взаимодействии с первичным профилем 116 защелки защелочного соединения 50. Таким образом, скребковая пробка 52 имеет известную ориентацию относительно по меньшей мере одного элемента обсадной колонны 36 хвостовика, а, более конкретно, известную ориентацию относительно защелочного соединения 50. Ключ 112 совмещения выполнен с возможностью скользящего приема внутри направляющей 118 для обеспечения возможности убирания ключа 112 совмещения из профиля 114 щели, как описано далее.
Снаружи нижнего элемента 106 корпуса расположен нижний скребок 120, выполненный с возможностью установления уплотняющего взаимодействия с внутренней частью обсадной колонны 36 хвостовика при установке скребковой пробки 52 внутри защелочного соединения 50. Нижний элемент 106 корпуса выполнен с возможностью приема крышки 122 привода и двух крышек 124, 126 электронных приборов, которые могут быть присоединены к нижнему элементу 106 корпуса посредством подходящего способа, такого как скрепление болтами, сварки, слоистости и т.п. Нижний элемент 106 корпуса также выполнен с возможностью приема заглушки 128, которая может быть посредством резьбы и с созданием уплотнения присоединена к нижнему элементу 106 корпуса.
Внутри верхнего элемента 104 корпуса расположена скользящая муфта 130, изначально прикрепленная к верхнему элементу 104 корпуса посредством множества ломких элементов, изображенных как срезаемые штифты 132. Скользящая муфта 130 содержит направляющую 118, описанную ранее. Внутри одной или большего количества камер нижнего элемента 106 корпус расположены электронные компоненты и механические устройства, предоставляющие скребковой пробке 52 развитые логические возможности и возможность передачи данных. В изображенном варианте реализации нижний элемент 106 корпуса содержит нижнюю цилиндрическую камеру, выполненную с возможностью приема множества топливных элементов, изображенных как батареи 134, например, щелочные или литиевые батареи, и соединителя 136 батареи. Несмотря на то, что настоящий вариант реализации был описан как содержащий батареи 134, специалистам в данной области техники будет понятно, что возможно альтернативное использование других источников электропитания для электропитания скребковой пробки 52, включая электропровод, проходящий от поверхности, скважинный электрогенератор и т.п., но не ограничиваясь ими.
Под крышкой 122 нижний элемент 106 корпуса содержит камеру передачи данных, выполненную с возможностью размещения в себе модуля передачи данных. В изображенном варианте реализации модуль передачи данных изображен как буровой насос 138, содержащий привод 140 и коромысло 142 клапана, функционально присоединенное к приводу 140 таким образом, чтобы перемещением привода 140 обеспечивать соответствующее перемещение коромысла 142 клапана. Привод 140 может являться любым подходящим приводным устройством, включая механический привод, электромеханический привод, гидравлический привод, пневматический привод, их сочетания и т.п., но не ограничиваясь ими. Как лучше всего показано на фиг. 8A-8C, коромысло 142 клапана может быть шарнирно присоединено к приводу 140 таким образом, чтобы при приведении привода 140 в действие обеспечивать поворот коромысла 142 клапана в путь 144 потока, определенный по центру внутри скребковой пробки 52. При повороте коромысла 142 клапана в путь 144 потока, обеспечивается по меньшей мере частичное закрывание пути 144 потока коромыслом 142 клапана и, таким образом, обеспечивается его возможность передачи импульсов давления к установке 54, находящейся на поверхности, через столб текучей среды внутри обсадной колонны 36 хвостовика и рабочей колонны 44. На установке 54, находящейся на поверхности, импульсы давления принимают посредством одного или большего количества датчиков компьютерной системы и преобразуют в амплитудно- или частотно-модулированную последовательность импульсов давления. Последовательность импульсов давления может затем быть преобразована компьютерной системой в конкретную информацию или данные, передаваемые от бурового насоса 138. Несмотря на то, что настоящий вариант реализации был описан как содержащий буровой насос 138, специалистам в данной области техники будет понятно, что возможно альтернативное использование других беспроводных или проводных систем обмена данными для передачи данных на поверхность, включая кабель связи, содержащий электрические и/или оптические проводники, электромагнитную телеметрическую систему, буровой насос, имеющий альтернативную конструкцию, акустическую телеметрическую систему, содержащую, например, акустический приемник, функционально присоединенный к установке 54, находящейся на поверхности, и любое количество повторителей акустических сигналов или узлов, расположенных на промежуточных участках вдоль обсадной колонны 36 хвостовика и колонна 40 обсадных труб, их сочетания и т.п., но не ограничиваясь ими.
Под крышкой 124 нижний элемент 106 корпуса содержит камеру сенсорного модуля, выполненную с возможностью размещения сенсорного модуля 146 в ней. Сенсорный модуль 146 выполнен с возможностью получения информации об ориентации, относящейся к окружному расположению скребковой пробки 52 и, таким образом, обсадной колонны 36 хвостовика. Например, как лучше всего показано на фиг. 9B, сенсорный модуль 146 может содержать один или большее количество акселерометров, изображенных как трехосевой акселерометр 148, один или большее количество гироскопов, изображенных как трехосевой гироскоп 150, и один или большее количество магнитометров, изображенных как трехосевой магнитометр 152. В частных вариантах реализации сенсорный модуль 146 являться микроэлектромеханическими системами (MEMS), такими как внутренние датчики микроэлектромеханической системы (MEMS), содержащими различные акселерометры, гироскопы и магнитометры. Дополнительно, сенсорный модуль 146 может содержать дополнительные датчики, включая датчики температуры, датчики давления, тензодатчики, датчики pH, датчики плотности, датчики вязкости, датчики химического состава, радиоактивные датчики, датчики сопротивления, акустические датчики, датчики напряжения, механические датчики, датчики каротажа ядерного магнитного резонанса и т.п., но не ограничиваясь ими.
Под крышкой 126 нижний элемент 106 корпуса содержит камеру компьютерных аппаратных средств, выполненную с возможностью размещения в себе микроконтроллера 154, а также других компонентов компьютерных аппаратных средств. Например, компьютерные аппаратные средства могут быть сконфигурированы для реализации различных способов, описанных в настоящем описании, и может содержать микроконтроллер 154, сконфигурированный для исполнения одной или большего количества последовательностей инструкций, программируемых положений, код, хранящийся на энергонезависимом машиночитаемом носителе. Микроконтроллер 154 может являться, например, микропроцессором общего назначения, процессором цифровой обработки сигналов, специализированной ИС, программируемой пользователем вентильной решеткой, программируемым логическим устройством, контроллером, машиной состояний, стробированной логикой, дискретными аппаратными средствами, искусственной нейронной сетью или любым подобным подходящим элементом, выполненным с возможностью осуществления вычислений или других операций с данными. В некоторых вариантах реализации компьютерные аппаратные средства могут содержать такие элементы как память, включая оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), флэш-память, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), программируемое постоянное запоминающее устройство (ППЗУ), электрически стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (ЭСППЗУ), регистры, жесткие диски, съемные диски, компакт-диски (CD ROM), цифровые универсальные диски (DVD) или любое другое подобное подходящее запоминающее устройство или носитель, но не ограничиваясь ими.
Как лучше всего показано на фиг. 9A, измерения, полученные сенсорным модулем 146, могут быть переданы в режиме реального времени или по существу реального времени к микроконтроллеру 154, который может быть сконфигурирован для приема и обработки этих измерений. В некоторых вариантах реализации микроконтроллер 154 может быть сконфигурирован для хранения предварительно обработанных или обработанных измерений. В других вариантах реализации микроконтроллер 154 может быть сконфигурирован для преобразования обработанных измерений в командные сигналы, передаваемые буровому насосу 138. Командные сигналы могут быть приняты буровым насосом 138 и обеспечивать приведение бурового насоса 138 в действие таким образом, чтобы обеспечивать частичное закрывание пути 144 потока коромыслом 142 клапана и, таким образом передачу импульсов давления установке 54, находящейся на поверхности, через столб текучей среды внутри обсадной колонны 36 хвостовика и рабочей колонны 44. На поверхности импульсы давления могут быть приняты компьютерной системой, содержащей один или большее количество датчиков, и повторно направлены назад в данные измерений таким образом, чтобы оператор скважины мог использовать информацию для ориентирования обсадной колонны 36 хвостовика.
Как лучше всего изображено на фиг. 2A верхний участок скважинной системы 100 содержит ведущий скребок 56 и ведомый скребок 58. Как показано, ведущий скребок 56 содержит элемент 160 корпуса. Снаружи элемента 160 корпуса расположен скребок 162, выполненный с возможностью установления уплотняющего взаимодействия с внутренней частью обсадной колонны 36 хвостовика. Внутри нижнего участка ведущего скребка 56 расположено седло 164 шарика, изначально прикрепленное к элементу 160 корпуса посредством множества ломких элементов, изображенных как срезаемые штифты 166. Нижний участок ведущего скребка 56 определяет сеть обхода текучей среды, содержащую отверстие 168, каналы 170 текучей среды и отверстия 172, функциональность которой описана далее. Внутри верхнего участка ведущего скребка 56 расположено седло 174 шарика, изначально прикрепленное к элементу 160 корпуса посредством множества ломких элементов, изображенных как срезаемые штифты 176. Верхний участок ведущего скребка 56 определяет сеть обхода текучей среды, содержащую отверстие 178, каналы 180 текучей среды и отверстия 182, функциональность которой описана далее.
Функционирование системы для определения ориентации колонны обсадных труб в стволе скважины далее будет описано со ссылкой на фиг. 2A-2B - 6A-6B. Как указано ранее, на фиг. 2A-2B изображен ведущий скребок 56 и ведомый скребок 58, расположенные в верхнем участке обсадной колонны 36 хвостовика, например, рядом с подвесным устройством 46 хвостовика (см. фиг. 1). Дополнительно, скребковая пробка 52 расположена в нижнем участке обсадной колонны 36 хвостовика, например, рядом с соединителем 48 окна (см. фиг. 1). После спуска обсадной колонны 36 хвостовика в ствол 38 скважины до положения, указанного на фиг. 1, в котором верхняя часть обсадной колонны 36 хвостовика, содержащая подвесное устройство 46 хвостовика, расположена рядом с низом колонны 40 обсадных труб, обсадная колонна 36 хвостовика требует окружной ориентации для обеспечения возможности бурения боковой скважины от первоначального ствола скважины в требуемом направлении. Это достигается путем использования развитых логических возможностей и возможности передачи данных скребковой пробки 52. В частности, сенсорный модуль 146 использует свои элементы акселерометра, гироскопа и/или магнитометра для определения надлежащей ориентации, например, относительно гравитации Земли. После сбора эти данные могут быть переданы к микроконтроллеру 154 через подходящий интерфейс, например проводное соединение. Микроконтроллер 154 может затем обрабатывать данные и направлять командные сигналы к буровому насосу 138, который передает данные к установке 54, находящейся на поверхности, через импульсы давления, как описано ранее. Установка 54, расположенная на поверхности, может принимать и преобразовывать импульсы давления в данные, которые оператор скважины может использовать для осуществления любых необходимых регулировок ориентации обсадной колонны 36 хвостовика посредством вращения рабочей колонны 44 на поверхности. Этот процесс может быть осуществлен в режиме реального времени или с использованием итеративного, пошагового подхода до достижения требуемой ориентации.
Во время спуска, расположения и ориентации обсадной колонны 36 хвостовика в стволе скважины 38, буровой раствор может быть расположен в и может циркулировать через ствол скважины 38 от поверхности через рабочую колонну 44 и обсадную колонну 36 хвостовика, а также через ведущий скребок 56, ведомый скребок 58 и скребковую пробку 52. Во время циркуляции текучей среды буровой раствор выходит снизу обсадной колонны 36 хвостовика в кольцевое пространство, окружающее обсадную колонну 36 хвостовика, через башмак с обратным клапаном и затем его нагнетают назад вверх по направлению к поверхности внутри кольцевого пространства. Невозвратный клапан может быть расположен внутри башмака с обратным клапаном для предотвращения обратного потока бурового раствора назад в обсадную колонну 36 хвостовика из кольцевого пространства.
После ориентации обсадной колонны 36 хвостовика в требуемом окружном направлении подвесное устройство 46 хвостовика может быть установлено. Как лучше всего показано на фиг. 3A-3B, это может быть осуществлено посредством опускания шарика 184 от поверхности в рабочую колонну 44. Под воздействием силы тяжести или циркуляции текучей среды шарик 184 перемещают вниз по скважине к седлу 164 шарика ведущего скребка 56. В этой конфигурации давление текучей среды может быть увеличено выше по скважине от шарика 184, а изменения давления в рабочей колонне 44 могут быть использованы для установки подвесного устройства 46 хвостовика известным способом. После установки подвесного устройства 46 хвостовика увеличение давления текучей среды в рабочей колонне 44 выше заранее заданного порога обеспечивает перемещение седла 164 шарика вниз. В этой конфигурации отверстия 168, каналы 170 текучей среды и отверстия 172 обеспечивают возможность циркуляции текучей среды через скважинную систему 100, как лучше всего показано на фиг. 4A. Например, разделительная текучая среда может быть нагнетена в рабочую колонну 44 и циркулировать через ствол 38 скважины для отделения бурового раствора от другой текучей среды, такой как цементный раствор, подлежащий циркуляции через ствол 38 скважины за разделительной текучей средой.
После начала операции цементирования, как лучше всего показано на фиг. 4A, второй шарик 186 может быть спущен от поверхности в рабочую колонну 44. Под воздействием силы тяжести или циркуляции текучей среды шарик 186 перемещают вниз по скважине к седлу 174 шарика ведущего скребка 56. В этой конфигурации увеличение давления выше по скважине от ведущего скребка 56 путем, например, нагнетания цементного раствора, приводит к разделению ведущего скребка 56 от ведомого скребка 58. Во время этого процесса текучая среда за ведущим скребком 56 толкает ведущий скребок 56 вниз по скважине, при этом ведущий скребок 56 толкает текучую среду вниз по скважине посредством скребковой пробки 52 и башмака с обратным клапаном в кольцевое пространство, окружающее обсадную колонну 36 хвостовика и назад вверх по направлению к поверхности. Процесс продолжается до достижения ведущим скребком 56 скребковой пробки 52, как лучше всего показано на фиг. 5B. Затем увеличение давления текучей среды в рабочей колонне 44 выше заранее заданного порога обеспечивает перемещение седла 174 шарика вниз. В этой конфигурации отверстия 178, каналы 180 текучей среды и отверстия 182 обеспечивают возможность циркуляции текучей среды через скважинную систему 100, как также показано на фиг. 5B. Цементный раствор может циркулировать через скребковую пробку 52 и башмак с обратным клапаном в кольцевое пространство, окружающее обсадную колонну 36 хвостовика, и назад вверх по направлению к верху обсадной колонны хвостовика.
После нагнетания требуемого количества цемента в ствол 38 скважины, другая разделительная текучая среда может быть нагнетена вниз рабочей колонны 44 за цементным раствором. Третий шарик 188 может затем быть спущен от поверхности в рабочую колонну 44. Под воздействием силы тяжести или циркуляции текучей среды шарик 188 перемещают вниз по скважине к седлу 190 шарика ведомого скребка 58. В этой конфигурации увеличение давления выше по скважине от ведущего скребка 58 путем, например, нагнетания разделительной текучей среды, обеспечивает перемещение ведомого скребка 58 вниз по скважине, обеспечивая возможность толкания ведомым скребком 58 текучей среды и/или цемента вниз по скважине через скребковую пробку 52 и башмак с обратным клапаном в кольцевое пространство, окружающее обсадную колонну 36 хвостовика, и назад вверх по направлению к верху обсадной колонны хвостовика. Этот процесс продолжается до достижения ведомым скребком 58 ведущего скребка 56, как лучше всего показано на фиг 6B. Затем увеличение давления текучей среды в рабочей колонне 44 выше заранее заданного порога обеспечивает воздействие ведомого скребка 58 на ведущий скребок 56 и, таким образом, обеспечивает воздействие ведущего скребка 56 на скользящую муфту 130 скребковой пробки 52. Это действие обеспечивает ломание срезаемых штифтов 132, обеспечивая возможность перемещения скользящей муфты 130 вниз по скважине относительно верхнего элемента 104 корпуса. Это обеспечивает радиальное убирание ключа 112 совмещения от профиля 114 щели. Затем, давление текучей среды на шарик 188 толкает ведомый скребок 58, ведущий скребок 56 и скребковую пробку 52 вниз по скважине в контакт с башмаком с обратным клапаном. При необходимости конец обсадной колонны 36 хвостовика может быть выбурен для обеспечения возможности установки, например, фильтров основной скважины. В этом случае ведомый скребок 58, ведущий скребок 56 и скребковая пробка 52 предпочтительно образованы из материалов, легко поддающихся фрезерованию или бурению, например, керамика, алюминий, полимеры или т.п.
Специалистам в данной области техники следует понимать, что иллюстративные варианты реализации, описанные в настоящем описании, не следует воспринимать в ограничивающем смысле. Различные изменения и сочетания иллюстративных вариантов реализации, а также другие варианты реализации будут очевидны специалистам в данной области техники после ознакомления с настоящим изобретением. Таким образом, следует понимать, что прилагаемая формула изобретения включает любые такие модификации или варианты реализации.