ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ ПЕРЕВОДНИК С МЕХАНИЗМОМ АКТИВАЦИИ И СООТВЕТСТВУЮЩИЙ СПОСОБ
CIRCULATION SUB WITH ACTIVATION MECHANISM AND CORRESPONDING METHOD

Область изобретения
Настоящее изобретение относится к активационному механизму для активирования циркуляционного переводника в бурильной колонне, содержащему датчик, измеряющий по меньшей мере давление бурового раствора, находящегося в первой трубе текучей среды в скважинном инструменте, когда установлен, клапанный элемент, расположенный относительно второй трубы текучей среды в скважинном инструменте, когда установлен, и блок управления, соединенный с датчиком и выполненный с возможностью мониторинга принятого сигнала и электронного управления перемещением клапанного элемента на основе принятого сигнала.
Настоящее изобретение также относится к циркуляционному переводнику для установки в стволе скважины, содержащему кожух, имеющий наружную боковую поверхность, обращенную к внутренней стенке ствола скважины, первую трубу текучей среды, соединенную с первым проемом в одном конце и вторым проемом в другом конце, для направления бурового раствора через циркуляционный переводник, и по меньшей мере вторую трубу текучей среды в сообщении текучей средой с первой трубой текучей среды, при этом циркуляционный переводник дополнительно содержит активационный механизм, как упомянуто.
Настоящее изобретение, наконец, относится к способу активирования циркуляционного переводника с применением активационного механизма, как упомянуто выше, где способ содержит этапы, на которых устанавливают циркуляционный переводник на заданной глубине в стволе скважины, увеличивают давление бурового раствора, находящегося в первой трубе текучей среды циркуляционного переводника, осуществляют мониторинг давления бурового раствора внутри первой трубы текучей среды, и активируют циркуляционный переводник, когда обнаружено некоторое событие, с применением блока управления.
Предпосылки изобретения
Сегодня применяют различные активационные системы для избирательного активирования скважинных инструментов, таких как циркуляционные переводники, разбуриватели и скважинные инструменты других типов, применяемые во время бурения. Известным является сброс шаров различных размеров в буровой раствор для активированияь или деактивирования циркуляционный переводник, имеющий соответствующее число шаровых гнезд для приема данных шаров. Такая активационная система может выполнить только ограниченное число операций активирования /деактивирования, обычно пять - семь, что определяется размерами шаровых гнезд. Когда циркуляционный переводник заполнен, он должен быть поднят и шаровые гнезда должны освобождаться от шаров перед возможым новым спуском в ствол скважиныовь. Кроме того, шар могут быть остановлены в проходе текучей среды накопленными твердыми частицами, при этом блокируя циркуляцию бурового раствора и вызывая увеличение давления выше блокировки, которое может повреждать скважинный инструмент или даже технологическое оборудование, установленное на нулевой отметке.
В другой активационной системе для решения данной проблемы применяют радиочастотный (RF) приемник или приемопередатчик, расположенный в циркуляционном переводнике для беспроводной связи с одной или несколькими метками радиочастотной идентификации (RFID), сбрасываемыми в буровой раствор. Находясь в пределах дальности связи с приемником /приемопередатчиком, прибор RFID способен поддерживать связь с циркуляционным переводником для активирования или деактивирования выбранного циркуляционного переводника. Примером решения раскрыт в патенте US 2013/0319767 A1 в котором активные или пассивные метки RFID применяют для активирования требуемой функции циркуляционного переводника на основе команды, принятой с метки RFID. В циркуляционном переводнике вместо этого можно применять датчик давления для обнаружения импульсов бурового раствора или сигналов расхода для активирования циркуляционного переводника.
Активационные системы обоих типов обеспечивают медленный и затратный по времени способ, поскольку каждый шар или метку RFID вначале требуется подать насосом с буровым раствором с нулевой отметки до выбранного скважинный инструмент перед до получения возможности активирования или деактивирования скважинного инструмента. Часто достижение меткой RFID или шаром скважинного инструмента, установленного на глубине около 3000 метров занимает больше одного часа, поскольку скорость перемещения метки RFID или шара зависит от скорости подачи насоса и внутреннего диаметра бурильной колонны.
В другом решении применяют активационную систему пошагового перемещения, в которой конфигурация скважинного инструмента измененяется каждый раз при включении и выключении насосов циркуляции бурового раствора. Недостаток данного решения состоит в том, что последовательность конфигураций определяется механизмом пошагового перемещения, таким образом оператор должен следить за последовательностьью пошагового перемещения для выбора требуемой конфигураци. Кроме того, общеизвестно, что такие механизмы пошагового перемещения имеют сложную конфигурацию подвержены механическим отказам.
В публикации WO 2013/103907 A1 раскрыт разбуриватель, имеющий активируемый давлением механизм переключения потока для активирования и деактивирования разбуривателя. Механизм переключения потока содержит поршень, выполненный с возможностью перемещения между открытым положением и закрытым положением на основе отличающихся давлений. Пружинный элемент толкает поршень в направлении к верхнему седлу кожуха для образования уплотнения в закрытом положении. Когда перепад давления проходящего бурового раствора превышает силу пружины, поршень аксиально перемещается в открытое положение где входит в контакт с нижним седлом кожуха. При этом, обеспечивая буровому раствору вход в верхнюю камеру и выпуск бурового раствора из нижней камеры через наружный проем. Буровой раствор в верхней камере дополнительно действует на другой поршень, который радиально перемещает режущий блок наружу из кожуха. Пружинный элемент поджимает поршень обратно в закрытое положение, когда сила пружины превышает объединенные силы перепада давления и трения кольцевого уплотнения, установленного между поршнем и окружающим кожухом. Данный активационный механизм имеет сложную конфигурацию и требует фактического потока, проходящего через разбуривающий инструмент для активирования режущего блока.
Существует необходимость создания улучшенного способа, который обеспечивает быструю и точную активацию скважинного инструмента, такого как циркуляционный переводник, без применения шара или метки RFID или сложной линии связи в скважине.
В патенте US 2013/0284424 A1 раскрыт циркуляционный переводник содержащий кожух, имеющий центральный путь текучей среды в сообщении текучей средой с байпасным путем в боковой стенке кожуха. Байпасный путь имеет впускной проем, обращенный в центральный путь текучей среды и выпускной проем, обращенный в кольцевое пространство, окружающее переводник. Подвижный поршень расположен внутри внутренней камеры относительно данного байпасного пути и содержит пробку, обращенную к седлу пробки, установленные в байпасном пути. Контроллер применяет датчик давления во внутренней камере для обнаруженияь активационного сигнала через импульсы бурового раствора или сигналы нисходящей линии связи, передаваемые через пропуск бурового раствора в центральном пути текучей среды. После активации контроллер воспламеняет воспламеняющийся агент, при этом газообразные продукты сгорания толкают поршень в байпасный путь до входа пробки в контакт в контакт со своим седлом. При этом байпасный путь. герметично закрывается. Данная конфигурация обеспечивает однократную активацию после которой циркуляционный переводник должен быть поднят из ствола скважины и перенастроен. Данный активационный механизм может стать доступен и перенастроен в результате разборки переводника, что увеличивает сложность и стоимость переводника.
Задача изобретения
Задачей данного изобретения является создание активационного механизма, который лишен недостатков существующей техники.
Задачей данного изобретения является создание активационного механизма, который обеспечивает быструю и точную активацию скважинного инструмента.
Задачей данного изобретения является создание активационного механизма с функциональными возможностями активирования скважинного инструмента, фактически, в отсутствие потока бурового раствора.
Задачей изобретения является создание скважинного инструмента с интегрированным активационным механизмом, который уменьшает риск выхода из строя уплотнения во время эксплуатации.
Описание изобретения
Задачу изобретения решают с помощью активационного механизма для активирования циркуляционного переводника в бурильной колонне, содержащего:
по меньшей мере один датчик, выполненный с возможностью измерения по меньшей мере давления бурового раствора, находящегося в первой трубе текучей среды в циркуляционном переводнике, когда установлен,
блок управления, соединенный с датчиком и выполненный с возможностью мониторинга принятого сигнала по меньшей мере одного датчика, при этом блок управления выполнен с возможностью электрoнного активирования перемещения по меньшей мере одного подвижного клапанного элемента в одном направлении на основе принятого сигнала,
при этом по меньшей мере один клапанный элемент выполнен с возможностью расположения относительно по меньшей мере второй трубы текучей среды в циркуляционном переводнике, когда установлен, по меньшей мере один клапанный элемент выполнен с возможностью перемещения между открытым положением и закрытым положением,
при этом вторая труба текучей среды сообщается текучей средой с первой трубой текучей среды, и по меньшей мере один клапанный элемент содержит по меньшей мере один свой конец, выполненный с возможностью закрытия второй трубы текучей среды в закрытом положении и открытия второй трубы текучей среды в открытом положении, отличающийся тем, что блок управления электрически соединен по меньшей мере с одним блоком исполнительного механизма, расположенным относительно по меньшей мере одного клапанного элемента, по меньшей мере один блок исполнительного механизма выполнен с возможностью возвратно-поступательного перемещения по меньшей мере одного клапанного элемента между открытым положением и закрытым положением, при этом блок управления дополнительно выполнен с возможностью электрoнного активирования перемещения по меньшей мере одного подвижного клапанного элемента в противоположном направлении.
Термин ʺзакрытʺ означает, что клапанный элемент перемещается в трубу и, по существу, блокирует (перекрывает) проход текучей среды так, что буровой раствор не может проходить через трубу. Термин ʺоткрытʺ означает, что клапанный элемент перемещается из трубы так, что буровой раствор может вновь проходить через трубу.
Указанное обеспечивает простой и точный активационный механизм, который не требует сброса шара или метки RFID в буровой раствор для активирования или деактивирования скважинного инструмента. Данное обеспечивает очень быстрый способ активации /деактивации в сравнении с активационными системами с применением шара или метки RFID. В примере данная конфигурация обеспечивает скважинному инструменту, установленному на глубине около 3000 метров, активирование через несколько минут, например, около трех минут. Кроме того, не требуется систем пошагового перемещения для выбора режима работы скважинного инструмента, поскольку режим работы можно выбрать в процесс ввода в действие насосной системы, таким образом не требуется совершения никаких циклов между пуском и остановкой насосной системы для выбора режима работы.
Данная конфигурация обеспечивает активационный механизм, подлежащий интегрированию в скважинный инструмент или расположенный, как автономный блок, выполненный с возможностью соединения со скважинным инструментом. Данная конфигурация хорошо подходит для циркуляционных переводников любого типа, в которых требуется перепуск по байпасу основного потока текучей среды. Буровой раствор может являться воздухом, нефтяной пылью, пеной, инертным газом, или даже любой смесью или комбинацией текучих сред или газов с отличающейся относительной плотностью любого типа.
Блок управления выполнен с возможностью управления блоком исполнительного механизма, например, первым блоком исполнительного механизма, который, в свою очередь, перемещает клапанный элемент, например, первый клапанный элемент, вперед или назад вдоль заданного направления. Направление перемещения может быть параллельным и/или ортогональным осевому /продольному направлению скважинного инструмента. Можно применять блок исполнительного механизма любого типа для перемещения клапанного элемента, например, линейный исполнительный механизм, поршень или другой подходящий блок исполнительного механизма. Блок исполнительного механизма может приводиться в действие электрическим, механическим или гидравлическим силовым приводом, интегрированным в блок управления или соединенным с ним. Данное обеспечивает блоку управления управление перемещением и/или скоростью клапанного элемента.
В одном варианте осуществления блок управления дополнительно выполнен с возможностью применения по меньшей мере первого временного окна для принятого сигнала, и определeния, остается ли принятый сигнал стабильным относительно по меньшей мере первой пороговой величины по меньшей мере первом временном окне, или нет, при этом по меньшей мере один клапанный элемент активируется если обнаружено стабильное давление.
Термины ʺстабильныйʺ, ʺстабильный уровеньʺ и ʺстабильное давлениеʺ определены заданным пороговым уровнем или полосой, имеющей верхнее и нижнее предельное значение, центрируемой относительно порогового значения, где измеренный параметр, например, давление, остается между верхней и нижней предельными величинами по меньшей мере во время временного окна.
Блок управления может являться аналоговой, цифровой или логической электронной схемой любого типа, подходящей для обработки и мониторинга электрических сигналов принятых с датчиков, например, датчика давления. Альтернативно, можно применять датчики другого типа для обнаружения сигнала, представляющего давление бурового раствора. В предпочтительной конфигурации блок управления содержит контроллер, например, микропроцессор, выполненный с возможностью по меньшей мере мониторинга измеренного давления в заданном /первом временном окне. Блок управления /контроллер дополнительно выполнен с возможностью сравнeния измеренного давления по меньшей мере с одной /первой пороговой величиной, определяющей по меньшей мере одну /первый режим работы. Данный режим работы может просто являться активированием или деактивированием скважинного инструмента. Блок управления /контроллер выполнен с возможностью определять остается ли давление бурового раствора стабильным в первом временном окне, т.e. в пределах верхней и нижней предельных величин соответствующей пороговой величины. Если обнаружен стабильный уровень, тогда блок управления /контроллер передает заданный управляющий сигнал или команду на скважинный инструмент для активации /деактивации инструмента или выбора режима его работы. Управляющий сигнал можно просто применять для активирования блока исполнительного механизма, который затем перемещает клапанный элемент в направлении вперед или назад, в зависимости от соответствующего управляющего сигнала. Обнаружение стабильного уровня измеренного параметра обеспечивает более простой и менее сложный способ активации в сравнении со скважинными системами передачи данных с применением импульсов бурового раствора или импульсов расхода.
Временное окно может быть выбрано на основе рабочего расхода, рабочего давления или размеров ствола скважины. Верхний и нижний пределы могут быть определены на основе соответствующей пороговой величины и/или допусков насосной системы. Рабочее давление может быть выбрано между 10 бар и 100 бар. Временные окна могут быть выбраны между 1 минутой и 10 минутами, например, между 3 минутами и 5 минутами. Верхние и нижние предельные величины могут быть выбраны между ±1% to ±10% выбранной активационной уровня /пороговой величины или рабочего уровня.
В одном варианте осуществления блок управления дополнительно выполнен с возможностью применения по меньшей мере второго временного окна для принятого сигнала, и блок управления дополнительно выполнен с возможностью определения, остается принятый сигнала стабильным относительно по меньшей мере второй пороговой величины по меньшей мере во втором временном окне или нет.
В данной конфигурации, блок управления/контроллер выполнен с возможностью сравнeния измеренного давления с двумя или больше пороговыми величинами, каждой образующей режим работы одного скважинного инструмента или активационного уровня для индивидуальных скважинных инструментов. Индивидуальные скважинные инструменты могут быть соединены с одинаковым активационным механизмом или, альтернативно, с индивидуальными активационными механизмами, каждым, разработанным для выбранной пороговой величины. Индивидуальные скважинные инструменты могут дополнительно иметь одинаковую конфигурацию или отличающиеся конфигурации в зависимости от требуемой работы и/или положения в стволе скважины. Данное обеспечивает многочисленным режимам работы и/или скважинным инструментам активирование или деактивирование посредством активационногой механизма.
Второе временное окно может быть одинаковым с первым окном или иметь отличающуюся длину и/или форму. Вторая пороговая величина может быть одинаковой с первой пороговой величиной или иметь величину, которая выше или ниже первой пороговой величины. Предельные величины для первой и второй пороговых величин могут быть одинаковыми, или могут отличаться для каждой пороговой величины, например, определяющими отличающиеся разбросы пороговых величин. Данное обеспечивает уровням активации оптимизацию для каждого скважинного инструмента и/или каждого режима работы для обеспечения лучшего управления многочисленным режимами работы и скважинными инструментами.
Две или больше пороговых величин можно применять для простого управления блоком исполнительного механизма, который избирательно выдвигает или втягивает клапанный элемент, например, избирательно закрывает или открывает вторую трубу текучей среды, в зависимости от измеренного давления. В данной конфигурации контроллер может осуществлять мониторинг принятого сигнала, например, в другом заданном временном окне, и избирательно активировать блок исполнительного механизма каждый раз, когда измеренное давление достигает одной из пороговых величин. Блок исполнительного механизма в свою очередь выполняет возвратно-поступательное перемещение клапанного элемента согласно данной избирательной активации. Блок управления может, если необходимо, содержать блок синхронизации, электрически соединенный с контроллером, при этом блок синхронизации может быть активирован, когда клапанный элемент перемещается в открытое или закрытое положение. По истечении заданного временного периода, контроллер может через блок исполнительного механизма перемещать клапанный элемент обратно в закрытое или открытое положение. Данное обеспечивает циркуляционному переводнику активирование с регулярными интервалами, если требуется, для обеспечения пульсирующего потока текучей среды кольцевом пространстве. Данный пульсирующий поток можно также применять для смещения или удаления любой накопленной выбуренной породы кольцевом пространстве.
Блок управления /контроллер может дополнительно быть выполнен с возможностью обнаружения временного падения или уменьшения в принятом сигнале, например, измеренном давлении. Падение или уменьшение может быть определено по заданной амплитуде и/или временному отрезку. Данное обеспечивает блоку управления подтверждение, что выбранный скважинный инструмент или режим работы активирован или деактивирован. Второе временное окно может быть применено после обнаружения данного временного падения или уменьшения, или после увеличения или уменьшения давления нагнетания до второй пороговой величины.
В примере осуществления блок исполнительного механизма содержит по меньшей мере один элемент в виде соленоида для индуктивного перемещения по меньшей мере одной толкающей штанги, механически соединенной по меньшей мере с одним клапанным элементом.
Блок исполнительного механизма предпочтительно содержит элемент в виде соленоида для индуктивного перемещения магнитной или магнитопроводной штанги или трубы, т.e. толкающей штанги, которая, в свою очередь, механически соединена с клапанным элементом. Элемент по типу соленоида расположен относительно толкающей штанги так, что магнитное поле направлено в материал, например, сталь или ферромагнитный материал толкающей штанги. Толкающая штанга может образовывать часть клапанного элемента. Можно применять внешний или внутренний блок питания, например, батарею, для питания соленоида. В зависимости от направления тока в обмотках соленоида, соленоид может перемещать клапанный элемент в одном или обоих направлениях и, таким образом, к открытому и/или закрытому положению. Блок управления/контроллер может регулировать ток в соленоиде, который в свою очередь регулирует скорость клапанного элемента. Данное обеспечивает простое и быстрое перемещение клапанного элемента с использованием минимума компонентов. Данное также обеспечивает лучшее управление перемещением в сравнении с другим активационным механизмом с применением воспламеняющихся агентов.
Если необходимо, пружинный элемент может быть расположен относительно толкающей штанги для поддержания перемещения к закрытому положению. Данное обеспечивает отказобезопасное функционирование активационного механизма, при котором клапанный элемент удерживается в закрытом положении так, что никакой буровой раствор не направляется для прохода через вторую трубу текучей среды.
В одном варианте осуществления по меньшей мере один уплотнительный элемент расположен в наружной поверхности проходного клапана, причем наружная поверхностью обращена к внутренней поверхности камеры, при этом по меньшей мере один уплотнительный элемент остается в контакте с внутренней поверхностью во время перемещения проходного клапана.
Клапанный элемент установлен внутри камеры, например, первой камеры, выполненной в активационном механизме или в скважинном инструменте, где клапанный элемент способен перемещаться относительно камеры, когда активирован. Камера может быть выполнена в боковой стенке кожуха скважинного инструмента. Клапанный элемент предпочтительно выполнен, как проходной клапан, где один конец соединен с толкающей штангой, упомянутой выше, или образует ее часть. Клапанный элемент может быть твердым или пустотелым элементом без внутренних труб текучей среды или проемов. Другой конец клапанного элемента /проходной клапан выполнен с формой для ввода в контакт с седлом, например, клапанным седлом, установленным относительно второй трубы текучей среды, например, ее ответвления. Данный клапанный конец выполнен с возможностью, по существу, закрытия второй трубы текучей среды, когда установлен в седло, например, в закрытое положение.
Камера содержит по меньшей мере одну внутреннюю поверхность, обращенную к соответствующей наружной поверхности клапанного элемента. Камера дополнительно имеет первый конец, обращенный ко второй трубе текучей среды и второй конец, обращенный от второй трубы текучей среды. Уплотнительные элементы, например, один, два или больше расположенные в выделенной наружной поверхности клапанного элемента /проходного клапана и контактируют с выделенной внутренней поверхностью камеры. Уплотнительный элемент может являться кольцами круглого сечения, сальниковыми кольцами или любым другим подходящим уплотнительным элементом. Указанное обеспечивает уплотнительным элементам сохранение контакта с данной внутренней поверхностью на всех этапах во время перемещения, таким образом образуя постоянное уплотнение, предотвращающее вход бурового раствора в камеру. Данное уменьшает риск отказа уплотнительного элемента в сравнении с обычными скважинными блоками, поскольку никакие периферийные края клапанного элемента не перемещаются по уплотнительным элементам, также как никакие уплотнительные элементы не перемещаются ни по какой периферийной кромке проема байпаса в кожухе.
В обычных скважинных инструментах байпасная труба в кожухе согласовывается с соответствующим байпасным проемом, обеспеченным в корпусе и установленным по центру клапана или муфты. Буровой раствор направляется через муфту или клапан и на выход через данный байпасный проем и далее через байпасную трубу кожуха. Уплотнительные элементы, установленные на кожухе или на клапане или муфте герметично уплотняют область между данными двумя блоками. Во время перемещения клапан или муфта перемещается относительно кожуха так, что периферийная кромка байпасной трубы или байпасного проема перемещается по одному или нескольким из уплотнительных элементов. Указанное увеличивает риск выхода из строя соответствующего уплотнительного элемента вследствие увеличенного износа; периферийная кромка может выдавливать соответствующий уплотнительный элемент из седла. Настоящее изобретение решает данную проблему, благодаря расположению активационного механизма и, таким образом, клапанного элемента в боковой стенке кожуха так, что никакие трубы текучей среды в клапанном элементе не требуются.
По меньшей мере второй клапанный элемент может быть расположен в первой камере или по меньшей мере во второй камере. Второй клапанный элемент может быть расположен относительно второй трубы текучей среды, например, другого ее ответвления, или по меньшей мере другой/третьей трубы текучей среды в сообщении текучей средой с первой трубой текучей среды. Если необходимо, второй блок исполнительного механизма может быть соединен со вторым клапанным элементом для перемещения клапанного элемента, где данным блоком исполнительного механизма управляет блок управления/контроллер. По меньшей мере два таких клапанных элемента и блока исполнительного механизма могут иметь динаковую конфигурацию или отличающиеся конфигурации. Индивидуальные клапанные элементы могут быть активированы при одинаковом давлении или при отличающихся давлениях. Данное обеспечивает активационный механизм для управления перепуском по байпасу текучей среды двух или больше труб текучей среды, таким образом обеспечивая улучшенное управление перепуском по байпасу бурового раствора.
Альтернативно, первый клапанный элемент, как описано выше, может быть расположен относительно двух или больше ответвлений второй трубы текучей среды и/или двух или больше труб текучей среды в сообщении текучей средой с первой трубой текучей среды. Данное обеспечивает увеличенный перепуск по байпасу бурового раствора. Индивидуальные ответвления и/или трубы текучей среды, применяемые для перепуска бурового раствора выполнены с возможностью уменьшения любых ʹтупиковыхʹ областей между соответствующими внутренними и наружными проемами. В примере седло может быть установлено параллельно или перпендикулярно направлению потока в ответвлении/трубе. Сторона или стороны седла могут быть наклонными или искривленными и/или иметь минимальную площадь поверхности для предотвращения скопления твердых частиц на седле, которые в ином случае делают клапанный элемент неработоспособным. Внутренние поверхности ответвления /труб и, если необходимо, седла предпочтительно выполняют так, что они не какого-либо значительных или больших сужений вдоль пути потока, которые в ином случае увеличивали бы скорость потока и, следовательно, ускоряли износ.
В одном варианте осуществления кожух клапана расположен внутри камеры, при этом проходной клапан проходит, по меньшей мере частично, в кожух клапана через проем в одном конце кожуха клапана.
Камера может содержать узкий участок и большой участок. Узкий участок, например, внутреннее отверстие, расположено на одном конце в сообщении с второй трубой текучей среды. Узкий участок расположен на другом конце в сообщении с большим участком. Внутренние размеры узкого участка, по существу, соответствуют наружным размерам клапанного элемента, таким образом, образуя относительный плотное прилегание вокруг клапанного элемента. Данное увеличивает конструктивную прочность боковой стенки кожуха вблизи второй трубы текучей среды, поскольку только минимальное количество материала удалено. Большой участок, например, полость, имеющая проем, расположенный в наружной боковой поверхности боковой стенки, выполнен с возможностью приема и удержания остальных компонентов активационного механизма.
Кожух клапана или стопор может быть расположен в камере, например, в большом участке, и содержит один конец, обращеный ко второй трубе текучей среды и другой конец, обращенный к блоку исполнительного механизма. Толкающая штанга может проходить, по меньшей мере частично, в кожух клапана через проем в данном другом конце. Данный проем может быть герметично уплотнен с применением подходящего уплотнительного средства. Клапанный элемент/проходной клапан может также проходить, по меньшей мере частично, в кожух клапана через проем в данном одном конце. Данный проем может быть также герметично уплотнен с применением подходящего уплотнительного средства. Кожух клапана может быть частично или полностью заполнен смазкой, например, маслом. Данное уменьшает количество воздуха внутри кожуха клапана и уменьшает энергию, требуемую для перемещения клапанного элемента. Данное также сохраняет уплотнительные элементы неповрежденными.
Кожух клапана может содержать направляющее средство, например, подшипник, для направления клапанного элемента при его перемещении относительно кожуха клапана. При установке в закрытом положении, контактная поверхность на клапанном элементе, например, утолщенный или утоненный участок, если необходимо, вводится в контакт с соответствующей контактной поверхностью на кожухе клапана, например, выступом. Аналогично, при установке в открытое положение, контактная поверхность на клапаннм элементе, например, утолщенный или утоненный участок, если необходимо, вводится в контакт с соответствующей контактной поверхностью на кожухе клапана, например, выступом. Данное ограничивает перемещение клапанного элемента относительно кожуха клапана.
Альтернативно, толкающая штанга может быть соединена с данным другим концом кожуха клапана и, таким образом, кожух клапана можно перемещать относительно камеры. Когда кожух клапана перемещается ко второй трубе текучей среды, контактная поверхность на кожухе клапана может вводиться в контакт с соответствующей контактной поверхностью на клапанном элементе. Кожух клапана и клапанный элемент затем перемещают вместе в направлении к закрытому положению. Аналогично, когда кожух клапана перемещают от второй трубы текучей среды, другая контактная поверхность на кожухе клапана может вводиться в контакт с другой соответствующей контактной поверхностью на клапанном элементе. Кожух клапана и клапанный элемент затем перемещают вместе к открытому положению.
В одном варианте осуществления блок управления дополнительно соединен с электрической схемой активации, например, мембранным переключателем, который выполнен с возможностью активирования блока управления при заданном давлении.
Блок управления электрически соединен с электрической схемой активации для уменьшения энергопотребления электрических компонентов. Активационная электрическая схема выполнена с возможностью выведения блока управления из спящего состояния, например, включением электропитания, когда давление внутри первой трубы текучей среды превышает заданный/третий порог. Можно применять любую подходящую активационную электрическую схему для выведения блока управления из спящего состояния, такую как простой мембранный переключатель. Блок управления/контроллер затем осуществляет мониторинг внутреннего давления бурового раствора в первой трубе текучей среды и активирует требуемый режим работы или скважинный инструмент или блок исполнительного механизма, как описано выше, если обнаружено стабильное давление. Когда активационная электрическая схема определила, например, просто с помощью обнаружения, что давление падает ниже третьей пороговой величины, блок управления входит в спящее состояние, например, отключается электропитание. Данное обеспечивает блоку управления активирование, только когда внутреннее давление бурового раствора достигает величины заданного давления, следовательно, уменьшается энергопотребление и увеличивается операционное время.
Блок управления может также быть выполнен с возможностью входа в спящий режим после завершения одной или нескольких операций, таких как активация выбраного режима работы или скважинного инструмента и, если необходимо, подтверждения активации, как описано выше. Блок управления может дополнительно быть выполнен с возможностью активирования скважинного инструмента или блока исполнительного механизма, когда неоторый случай обнаруживают, такой как чрезмерные вибрации или отказ взведения ясса.
В одном варианте осуществления активационный механизм выполнен с возможностью реализации в полости, расположенной в наружной боковой поверхности кожуха циркуляционного переводника.
Активационный механизм согласно изобретению имеет достаточно малогабаритную конфигурацию для исполненияя или установки в наружной полости, расположенной в кожухе скважинного инструмента, хотя большинство обычных активационных механизмов разрабатывают для исполнения /установки в центральной полости скважинного инструмента. Указанное обеспечивает более оптимальный проход потока текучей среды в центральном сквозном отверстии, т.e. первой трубе текучей среды, скважинного инструмента, поскольку отсутствуют дроссели потока или по меньшей мере уменьшено число дросселей потока в скважинном инструменте. Также, указанное обеспечивает быстрый и легкий доступ к различным компонентам активационного механизма, тогда как другие активационные механизмы становятся доступными только в результате полной разборки скважинного инструмента.
В одном варианте осуществления по меньшей мере один датчик содержит первый датчик, выполненный с возможностью измерения первого давления бурового раствора в первой трубе текучей среды, и второй датчик, выполненный с возможностью измерения второго давления бурового раствора в возвращающемся буровом растворе, когда установлен, при этом блок управления выполнен с возможностью определeния перепада давления с использованием первого и второго давлений.
Активационный механизм может содержать по меньшей мере два датчика давления, электрически соединенных с блоком управления /контроллером. Первый датчик давления расположен относительно первой трубы текучей среды для измерения внутреннего /первого давления бурового раствора, например, через проем во внутренней поверхности сквозного отверстия. Второй датчик давления расположен относительно кольцевого пространства для измерения наружного /второго давления возвращающегося бурового раствора, например, через проем в наружной боковой поверхности кожуха или в съемной крышке. Блок управления может быть выполнен с возможностью определeния перепада давления с использованием сигналов давления с первого и второго датчиков давления. Перепад давления можно сравнивать с заданной пороговой величиной, например, между 40 бар и 60 бар, например, 50 бар. Если измеренный перепад давления превышает данную пороговую величину, тогда блок управления может активировать скважинный инструмент или просто клапанный элемент. Данное обеспечивает скважинному инструменту поддержание заданного перепада давления вне зависимости от операционной глубины, гидростатического давления и веса бурового раствора. Данный перепад давления можно также использовать для определeния, имеется ли фактическое прохождение потока внутри бурильной колонны, например, с помощью обнаружения, является ли первое давление больше второго давления.
Задачу изобретения также решают с помощью циркуляционного переводника для установки в стволе скважины, содержащего:
кожух, имеющий наружную боковую поверхность, обращенную к внутренней стенке ствола скважины, где кожух выполнен с возможностью установки внутри ствола скважины,
первую трубу текучей среды, соединенную с первым проемом в одном конце циркуляционного переводника и вторым проемом в другом конце циркуляционного переводника для направления бурового раствора через циркуляционный переводник,
по меньшей мере вторую трубу текучей среды в сообщении текучей средой с первой трубой текучей среды по меньшей мере через один внутренний проем, и соединенную по меньшей мере с одним наружным проемом, расположенным в наружной боковой поверхности кожуха,
отличающегося тем, что
по меньшей мере одна полость обеспечена в наружной боковой поверхности кожуха, в которой расположен по меньшей мере один активационный механизм, как описано выше.
Данное обеспечивает скважинный инструмент простым и точным активационным механизмом, которые не требует сужения под шар для приема одного или нескольких сброшенных шаров, или радиочастотного приемопередатчика или приемника для связи со сброшенной меткой RFID. Указанное уменьшает сложность и число компонентов, требуемых для активирования скважинного инструмента. Активационный механизм, описанный выше, обеспечивает активацию скважинного инструмента или функции байпаса с помощью внутреннего давления бурового раствора; никакого потока текучей среды не требуеся. Скважинный инструмент активируется с помощью давления бурового раствора, данное обеспечивает гораздо более быструю активацию в сравнении с обычной системой пошагового перемещения и системами с шарами или метками RFID.
Скважинный инструмент содержит центральное сквозное отверстие, например, первую трубу текучей среды, проходящую от первого конца, например, верхнего конца, до второго конца, например, нижнего конца, для направления бурового раствора, нагнетаемого в бурильную колонну через скважинный инструмент. Кожух имеет диаметр меньше внутреннего диаметра ствола скважины, так что кольцевой зазор образован вдоль наружной поверхности для направления бурового раствора и выбуренной породы обратно к нулевой отметке. По меньшей мере одна байпасная труба, например, вторая труба текучей среды, обеспечена в кожухе и соединена с наружным проемом и внутренним проемом для перепуска по байпасу по меньшей мере некоторой части бурового раствора.
В наружной боковой поверхности выполнена полость, в котором установлен активационный механизм. Клапанный элемент относительно второй трубы текучей среды, и на второй трубе текучей среды установлено седло. Седло и вторая труба текучей среды расположены так, что клапанный элемент, когда установлен в седло, закрывает данную трубу текучей среды так, что, по существу, никакой буровой раствор не направляется через вторую трубу текучей среды. Благодаря установке активационного механизма в кожухе скважинного инструмента, например, между внутренней и наружной боковыми поверхностями, число элементов, дросселирующих поток в канале текучей среды может быть уменьшено или сведено к нулю, при этом можно получить, по существу, полнопроходный канал, т.e. работющий с максимальной мощностью или операционной скоростью.
В одном варианте осуществления, съемная крышка установлена на проеме по меньшей мере одной полости для герметичного закрытия по меньшей мере одной полости, при этом возможно обеспечение уплотнения между крышкой и кожухом.
Полость герметично закрывается с помощью крышки или лючка для предотвращения входа бурового раствора или выбуренной породы в активационный механизм и создания причины возможного отказа в активационном механизме. Крышка и поверхности полости образуют камеру в которой установлен активационный механизм. Крышка /лючок может быть закреплен на наружной боковой поверхности подходящим крепежным средством, таким болты, винты, защелкивающимся соединенителем или другим устройством. Уплотнение или уплотнительный элемент, например, резиновый элемент, кольцо круглого сечения или другое подходящее уплотнение, может быть установлено между крышкой /лючком и кожухом для герметизации камеры. Данное обеспечивает легкий доступ к активационному механизму в случае техобслуживания или замены активационного механизма. Данное также обеспечивает быструю и простую установку активационного механизма, поскольку активационный механизм может быть собран и смонтирован, как моноблок. Кроме того, никакие уплотнительные элементы нет необходимости направлять и затем устанавливать внутри внутреннего отверстия в котором клапанный элемент располагается. Данное значительно уменьшает время монтажа и его сложность. Данное также исключает потребность в специальном монтажном инструменте для установки уплотнительных элементов внутри внутреннего отверстия.
Одно или несколько уравновешивающих устройств, например, уравновешивающие поршни, могут быть установлены на верхнем конце или нижнем конце скважинного инструмента. Уравновешивающее устройство может быть выполнено с возможностью регулирования или уравновешивания давления внутри скважинного инструмента относительно давления бурового раствора, находящегося выше или ниже скважинного инструмента.
В одном варианте осуществления, по меньшей мере один из внутреннего и наружного проемов второй трубы текучей среды содержит сопло, выполненное с возможностью регулирования скорости бурового раствора входящего во вторую трубу или выходящего из нее.
Два или больше наружных проемов могут быть расположены в наружной боковой поверхности для распределения перепускаемой по байпасу текучей среда и/или оптимизации байпаса бурового раствора. Наружные проемы могут образовывать ответвления той же трубы текучей среды или отличающихся труб текучей среды, как описано выше. Альтернативно, две или больше полости могут быть расположены в наружной поверхности для размещения и удержания двух или больше активационных механизмов, каждого, расположенного относительно по меньшей мере второй или третьей трубы текучей среды.
Для регулирования скорости бурового раствора на внутреннем и/или наружном проеме второй трубы текучей среды обеспечено сопло. Внутреннее /первое сопло может быть выполнено с возможностью увеличения скорости бурового раствора, входящего в трубу. Наружное /второе сопло может быть выполнено с возможностью дополнительного увеличения скорости бурового раствора, выходящего из трубы. Сопла могут быть установлены под заданным углом относительно продольного направления скважинного инструмента, например, под углом 90 градусов или острым углом, когда сопло по меньшей мере частично обращено к первому /верхнему концу скважинного инструмента. Сопла могут быть установлены на проемах или интегрированы в проемы. Сопла могут быть выполнены из износостойкого материала, такого как карбид вольфрама или другой подходящий материал. Данное обеспечивает уменьшение давления бурового раствора внутри бурильной колонны, а также увеличение расхода циркулирующего бурового раствора, если требуется. Увеличение расхода в кольцевом пространстве можно применять для растворения или разрушения любых заполненных областей или удаления скопившейся выбуренной породы из таких областей, заполнение или блокирование выбуренной породой которых прогнозируют, таких как переходная область между двумя отличающимися хвостовиками.
Внутреннее /первое сопло может быть доступно и устанавливаться снаружи через избирательную трубу в кожухе. Данная избирательная труба может быть отдельной трубой или одной из труб текучей среды для обхода байпасом первой трубы текучей среды. Избирательную трубу можно герметично закрывать пробкой, установленной на наружном проеме. Альтернативно, сопло для регулирования скорости бурового раствора, выходящего из данной трубы текучей среды, может быть установлено на наружном проеме. Указанное дополнительно упрощает способы установки и техобслуживания, поскольку все сопла могут быть доступны снаружи скважинного инструмента. Одну или несколько данных байпасных труб можно, таким образом, применять для многих целей.
Скважинный инструмент может быть циркуляционным переводником или герметизирующей компоновкой (активным герметизатором) любого типа, применяемым в буровых работах, где требуется функция байпаса. Циркуляционный переводник или герметизирующую компоновку можно предпочтительно устанавливать в положениях вдоль ствола скважины, где вероятно образование закупоривания, например, в областях, где меняется диаметр ствола скважины, например, в переходной области между отличающимися хвостовиками. Альтернативно, активационный механизм, описанный выше можно соединять с яссом или интегрировать в него для высвобождения прихваченного или заклиненного скважинного инструмента, таким, как ясс, описанный в патенте US 2012/0227970 A1.
Задачу изобретения, наконец, решают способом активирования циркуляционного переводника с применением активационного механизма, описанного выше, где способ содержит этапы, на которых:
устанавливают циркуляционный переводник на заданной глубине в стволе скважины,
увеличивают давление бурового раствора, находящегося в первой трубе текучей среды циркуляционного переводника,
осуществляют мониторинг давления бурового раствора внутри первой трубы текучей среды применяя по меньшей мере один датчик давления,
активируют циркуляционный переводник, когда некоторое событие обнаружено, с применением блока управления,
отличающиеся тем, что
этап активирования циркуляционного переводника содержит перемещение клапанного элемента, расположенного в камере активационного механизма из закрытого положения в открытое положение так, что по меньшей мере вторая труба текучей среды открыта для направления по меньшей мере части бурового раствора через вторую трубу текучей среды.
Указанное обеспечивает способ быстрого и точного активирования или деактивирования скважинного инструмента без применять шаров или меток RFID, сбрасываемых в буровой раствор. Данный способ обеспечивает весьма быстрое действие в сравнении с активационными системами с применением шаров или меток RFID. Как пример, процесс для активирования скважинного инструмента на глубине около 3000 метров занимает несколько часов, например, больше одного часа, а настоящее изобретение обеспечивает процесс для активирования, занимающий минуты, например, три минуты. Кроме того, сложность а также число компонентов, требуемых для активирования скважинного инструмента, могут быть уменьшены в сравнении с обычными активационными системами, следовательно, уменьшены затраты.
Данная конфигурация обеспечивает активирование скважинного инструмента, не требующее фактического прохода потока через скважинный инструмент, таким образом обеспечивая его применение в закупоренных стволах скважины или ситуациях где никакой поток циркуляции не может быть установлен.
В одном варианте осуществления, мониторинг измеренного давления осуществляют по меньшей мере в одном временном окне, и блок управления активирует циркуляционный переводник, если определeно, что измеренное давление оставалось стабильным относительно по меньшей мере одной пороговой величины, по меньшей мере в одном временном окне.
Данное обеспечивает активирование скважинного инструмента по достижении давлением заданной величины активации для данного скважинногой инструмента или режима его работы. Когда блок управления определил, что стабильное давление обнаружено, управляющий сигнал передается в блок исполнительного механизма для инициирования перемещения клапанного элемента. Блок исполнительного механизма затем перемещает клапанный элемент из закрытого положения, где вторая труба текучей среды закрыта, в открытое положение, где вторая труба текучей среды открыта, или наоборот, если конфигурацию или инструмент деактивируют. Данное обеспечивает по меньшей мере некоторой части бурового раствора перепуск по байпасу из первой трубы текучей среды в камеру повышенного давления, расположенную внутри скважинного инструмента или в кольцевой зазор, расположенный на наружной поверхности кожуха скважинного инструмента. Данное также обеспечивает неограниченное число активаций или деактиваций без необходимости подъема скважинного инструмента для разгрузки шаровых седел или переустановки активационного механизма.
Блок управления может продолжать мониторинг измеренное давления для обнаружения изменения, например, падения давления которое указывает что скважинный инструмент или выбранная режим работы активированы. Давление нагнетаемого бурового раствора можно затем увеличить до рабочего уровня или другого давления активации для другой конфигурации или скважинного инструмента.
В одном варианте осуществления мониторинг измеренного давления осуществляют по меньшей мере во втором временном окне, и блок управления активирует второй скважинный инструмент или другой режим работы первого скважинного инструмента, если определeно, что давление оставалось стабильным относительно по меньшей мере второй пороговой величины, по меньшей мере во втором временном окне.
Данное обеспечивает простой и точный способ активирования или деактивирования многочисленных режимов работы скважинного инструмента и/или многочисленных скважинных инструментов с применением одинакового активационного механизма или индивидуальных активационных механизмов. Данная конфигурация обеспечивает многочисленным режимам работы и/или многочисленным скважинным инструментам активирование /деактивирование с помощью простого регулирования давления бурового раствора, никакой системы пошагового перемещения не требуется. Кроме того, режимы работы и/или скважинные инструменты можно активировать или деактивировать, применяя отличающиесяся пороговые уровни, как описано выше. Уровни активации или пороговые уровни можно выбрать так, что они не мешают работе других скважинных инструментов бурильной колонны.
Блок управления может осуществлять мониторинг вибраций, измеряемых по меньшей мере одним датчиком вибрации, и активировать скважинный инструмент если обнаружены чрезмерные вибрации, и/или осуществлять мониторинг измеренного давления для определения, взведен ли ясс, и не активировать ясс когда некоторое событие обнаружено.
В данной конфигурации скважинный инструмент дополнительно содержит по меньшей мере один датчик вибрации, соединенный с блоком управления, который осуществляет мониторинг вибраций скважинного инструмента и, частично, бурильной колонны. Блок управления сравнивает измеренные вибрации с однимн или несколькими пороговыми параметрами, например, опорной частототой, профилем, амплитудой или любыми другими релевантными параметрами. Если измеренные вибрации превышают пороговые параметры, тогда управляющий сигнал передается в блок исполнительного механизма для перемещения клапанный элемента так, что вторая труба текучей среды открывается. Данное обеспечивает уменьшение давления нагнетаемого бурового раствора с увеличением расхода. Указанное предупреждает оператора на нулевой отметки что вибрации бурения вышли за нормальные пределы без применения сигналов измерeний во время (MWD).
В другой конфигурации, скважинный инструмент выполнен, как ясс или соединен с яссом. Блок управления сравнивает измеренное давление с одним или несколькими переустановленными уровнями для определения, взведен ясс или нет. Блок управления может генерировать другой управляющий сигнал когда давление достигает выбранного переустановленного уровня или если измеренное давление остается стабильным при переустановленном уровне в другом временном окне. Блок управления может быть выполнен с возможностью обнаруживать падение заданной амплитуда и/или временного отрезка который указывает что ясс взведен.
В одном варианте осуществления, рабочая электрическая схема активирует блок управления когда давление бурового раствора превышает заданное давление.
Электрические компоненты питаются от внешнего или внутреннего источника элекроэнергии, такого как батарея. Питание электрических компонентов управляется возможной активационной электрической схемой, например, мембранным переключателем, который включает питание, когда давление бурового раствора превышает активационный уровень /третью пороговую величину. Блок управления тогда переключается из спящего режима в режим нормальной работы, в котором осуществляет мониторинг давления бурового раствора, находящегося в первой трубе текучей среды. Блок управления активирует или деактивирует выбранную режим работы или скважинный инструмент, если обнаружен стабильный уровень давления как описано выше. Блок управления входит в спящий режим вновь и питание отключается, когда процесс активации или деактивацию завершен или если измеренное давление падает ниже активационного уровня/третьего порогового уровня. При этом экономится электроэнергия, поскольку скважинный инструмент активируется только при заданном давлении, при этом уменьшается энергопотребление и увеличивается операционное время.
Описание чертежей
Изобретение описано только в качестве примера и со ссылками на чертежи, на которых показано следующее.
На фиг. 1 показан от верхнего конца активационный механизм по настоящему изобретению, интегрированный в скважинный инструмент,.
На фиг. 2 показан от верхнего конца скважинный инструмент с тремя активационными механизмами.
На фиг. 3 показано продольное сечение активационного механизма фиг. 1 в закрытом положении.
На фиг. 4 показано продольное сечение активационного механизма фиг. 1 в открытом положении.
На фиг. 5 показан пример применения скважинного инструмента, размещенного в стволе скважины в дeактивированном состоянии.
На фиг. 6 показан скважинный инструмент фиг. 5 в активированном состоянии.
В следующем тексте фигуры описаны одна за другой, и одинаковые части и позиции должны быть обозначены одинаковыми числами на разных фигурах, не обязательно все части и позиции, указанные на конкретной фигуре рассматриваются вместе с фигурой.
Перечень ссылочных позиций
1 Активационный механизм
2 Скважинный инструмент
3 Кожух
4 Наружная боковая поверхность
5 Полость
6 Первая труба текучей среды, первое отверстие
7 Вторая труба текучей среды
8 Внутренний проем
9 Внутренняя поверхность
10 Внутренняя стенка ствола скважины
11 Датчик давления
12 Блок управления
13 Мембранный переключатель
14 Блок исполнительного механизма
15 Клапанный элемент
16 Толкающая штанга
17 Камера
18 Кожух клапана
19 Седло для клапанного элемента
20 Уплотнительные элементы
21 Кольцевое пространство
22 Верхний конец
23 Нижний конец
24 Наружный проем
25 Пробка
26 Крышка
27 Бурильная колонна
28 Ствол скважины
29 Выбуренная порода
30 Переходная область
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На фиг. 1 показан пример варианта осуществления активационного механизма 1 по настоящему изобретению. Активационный механизм 1 интегрирован в скважинный инструмент 2 в виде циркуляционного переводника. Скважинный инструмент 2 и активационный механизм 1 показаны от верхнего конца (показано на фиг. 3-4), где верхний конец, нижний конец (показано на фиг. 3-4) и другие компоненты скважинного инструмента 2 исключены для иллюстративных целей.
Скважинный инструмент 2 содержит кожух 3, выполненный с возможностью размещения в стволе скважины, где наружная боковая поверхность 4 кожуха 3 обращена к внутренней стенке (показано на фиг. 3-4) ствола скважины. В наружной поверхности 4 выполнена полость 5 для размещения и удержания активационного механизма 1. Полость 5 закрыта крышкой (показано на фиг. 3-4) так, что буровой раствор в стволе скважины не входит в контакт с электрическими компонентами.
Внутри кожуха 3 образовано по центру, первое отверстие 6, проходящее в продольном направлении скважинного инструмента 2. Первое отверстие 6 образует первую трубу текучей среды для направления бурения от верхнего конца, через скважинный инструмент 2 и наружу из нижнего конца.
В стенке кожуха 3 выполнено и образует вторую трубу текучей среды второе отверстие 7 для перепуска по байпасу по меньшей мере некоторой части бурового раствора. Вторая труба 7 текучей среды сообщается текучей средой с первой трубой 6 текучей среды, проходящей через внутренний проем 8, и с кольцевым зазором (показано на фиг. 3-4) через наружный проем (показано на фиг. 3-4). Активационный механизм 1 расположен относительно второй трубы 7 текучей среды так, что клапанный элемент (показано на фиг. 3-4) способен управлять расходом текучей среды, проходящей через вторую трубу 7 текучей среды.
На фиг. 2 показан другой являющийся примером вариант осуществления скважинного инструмента 2ʹ, имеющий три активационных механизма 1, 1ʹ, 1ʹʹ расположенных в индивидуальных полостях 5, 5ʹ, 5ʹʹ в наружной поверхности 4. Каждый из активационных механизмов 1, 1ʹ, 1ʹʹ расположен относительно второй трубы 7 текучей среды, 7ʹ, 7ʹʹ для перепуска по байпасу по меньшей мере некоторой части бурового раствора, находящегося в первой трубе 6 текучей среды. Активационные механизмы 1, 1ʹ, 1ʹʹ могут каждый иметь одинаковую или отличающиеся конфигурации, например, их можно активировать одновременно или индивидуально.
На фиг. 3 показано продольное сечение активационного механизма 1 в дeактивированном состоянии. Активационный механизм 1 установлен в боковой стенке кожуха 3 между наружной поверхностью 4 и внутренней поверхностью 9. Внутренняя поверхностью 9 обращена к первой трубе 6 текучей среды. Наружная поверхностью 4 обращена к внутренней стенке 10 ствола скважины.
Активационный механизм 1 содержит датчик 11 давления, выполненный с возможностью измерения давления бурового раствора в первой трубе 6 текучей среды. Датчик 11 давления электрически соединен с блоком 12 управления, содержащим контроллер, например, микропроцессор, блок запоминающего устройства, связной интерфейс для поддержания связи с другими скважинными инструментами 2 или другими наружными приборами или инструментами, а также другими компонентами для управления внутренней связью между индивидуальными компонентами активационного механизма 1. Переключатель 13 давления, выполненный с возможностью измерения давления бурового раствора в первой трубе 6 текучей среды, дополнительно соединен с блоком 12 управления, например, его блоком питания. Переключатель 13 давления выполнен с возможностью включения или выключения питания электрических компонентов активационного механизма 1.
Блок 14 исполнительного механизма в виде соленоида электрически соединен с блоком 12 управления. Блок 14 исполнительного механизма выполнен с возможностью управления перемещением клапанного элемента 15 с помощью генерирования магнитного поля в своих проводах, которое влияет на толкающую штангу 16, механически соединенную с клапанным элементом 15. Толкающая штанга 16 выполнена из магнитопроводного материала, например, стали или ферромагнитного материала. Клапанный элемент 15 выполнен с возможностью перемещения внутри камеры 17, например, выполненной в активационном механизме или кожухе 3. Один конец клапанного элемента 15 установлен внутри клапанного кожуха 18, который образует стопор для клапанного элемента 15. Клапанный кожух 18 соединен с толкающей штангой 16. Другой конец клапанного элемента 15 выполнен с возможностью упираться в седло 19, расположенное относительно второй трубы 7 текучей среды, в закрытом положении как показано на фиг. 3, таким образом, закрывая вторую трубу 7 текучей среды так, что никакой буровой раствор не перепускается по байпасу по данной трубе. Данное обеспечивает буровому раствору прохождение от верхнего конца 22 скважинного инструмента 2 и на выход через нижний конец 23 скважинного инструмента 2 по первой трубе 6 текучей среды.
Один или несколько уплотнительных элементов 20, два показаны здесь, расположены в наружной поверхности клапанного элемента 15 как показано на фиг. 3-4, при этом образуется уплотнение между камерой 17 и второй трубой 7 текучей среды. Уплотнительные элементы 20, например, кольца круглого сечения, остаются в контакте с внутренней поверхностью камеры 17 на всех этапах перемещения клапанного элемента 15. Таким образом, никакие проемы байпаса проемы или периферийные края не перемещаются по какому-либо из уплотнительных элементов 20, при этом уменьшается риск выдавливания уплотнительных элементов 20 из их посадочных мест или получения иных повреждений.
Другая труба, соединенная с другим наружным проемом 24 в наружной боковой поверхности, 4 расположена в боковой стенке кожуха 3. Наружный проем 24 данной трубы совмещен с внутренним проемом 8. Здесь данная труба герметич закрыта крышкой 25. Данная труба обеспечивает доступ во внутренний проем 8 и обеспечивает установку сопла, как показано на фиг. 3-4. Пробку 25 можно заменить другим соплом, таким образом, обеспечивая действие данной трубы, как другой второй трубы 7 текучей среды для перепуска по байпасу текучей среды из первой трубы 6.
Камеру 17 герметизируют с помощью съемной крышки 26, которую скрепляют с кожухом 3. Крышка 26 герметично уплотняется с применением подходящего уплотнительного средства для предотвращения входа бурового раствора в камеру 17.
На фиг. 4 показан активационный механизм 1 в активированном состоянии, где блок 14 исполнительного механизма активируется для перемещения клапанного элемента, например, в продольном направлении, от закрытого положения, показанного на фиг. 3, до открытого положения, показанного на фиг. 4.
Блок 14 исполнительного механизма выполнен с возможностью втягивания клапанного элемента 15 дополнительно в камеру 17 так, что другой конец клапанного элемента 15 выводится из контакта с седлом 19. При этом открывается вторая труба 7 текучей среды, таким образом, обеспечивается по меньшей мере некоторой части бурового раствора обход по байпасу первой трубы 6 текучей среды и вход в кольцевой зазор 21. Данное обеспечивает буровому раствору прохождение от верхнего конца 22 скважинного инструмента 2 и частичный обход первой трубы 6 текучей среды по второй трубе 7 текучей среды.
На фиг. 5-6 показ пример применения скважинного инструмента 2 с активационным механизмом (показано на фиг. 3-4), установленным в бурильной колонне 27 или компоновке низа бурильной колонны (КНБК), которая установлена в стволе 28 скважины. В примере осуществления изобретения скважинный инструмент 2 установлен выше разбуривателя и/или бурового долота, которые выполнены с возможностью расширения ствола скважины и/или углубления ствола скважины.
Выбуренная порода 29 направляется к верху ствола 28 скважины через кольцевой зазор 21 между бурильной колонной 27 и стенкой 10 ствола скважины (здесь указано пунктирными линиями). Выбуренная порода 29 накапливается в переходной области 30, в которой скорость возвращающегося бурового раствора, содержащего выбуренную породу 29, замедляется, например, вследствие расширения диаметра ствола 28 скважины. Данное вызывает образование закупоривания выбуренной породой 29, как показано на фиг. 5.
Активационный механизм 1 и таким образом скважинный инструмент 2 остается не действующим до включения переключателем 13 давления подачи питания на электрические компоненты, в том числе, блок 12 управления. Буровой раствор затем направляется через первую трубу 6 текучей среды и обратно вверх через кольцевой зазор 21, как указано стрелками на фиг. 3-4.
Переключатель 13 давления активируется, когда внутреннее давление внутри первой трубы 6 текучей среды превышает заданное давление. Блок 12 управления затем просыпается и осуществляет мониторинг давления внутри первой трубы 6 текучей среды в одном или нескольких заданных временных окон. Если блок 12 управления определяет, что давление осталось стабильным по меньшей мере в одном временном окне, генерируется управляющий сигнал и передается в блок 14 исполнительного механизма. Блок 14 исполнительного механизма затем перемещает клапанный элемент 15 из закрытого положения в открытое положение, таким образом обеспечивая по меньшей мере некоторой части бурового раствора обход по байпасу первой трубы 6 текучей среды. Указанное активирует скважинный инструмент 2, и буровой раствор направляется через вторую трубу 7 текучей среды (указано стрелками на фиг. 6) и на выход в кольцевой зазор 21. Указанное увеличивает скорость возвращающегося бурового раствора, при этом пробивается закупоривание, так что циркуляция бурового раствора может быть восстановлена.
Настоящее изобретение не ограничено проиллюстрированным вариантом осуществления или описанными в данном документе вариантами осуществления, и может быть модифицировано или адаптировано без отхода от объема настоящего изобретения, определенного в формуле изобретения, приведенной ниже.