УСТРОЙСТВО И СПОСОБЫ ГЕРМЕТИЗАЦИИ СТВОЛА ПОДЗЕМНОЙ СКВАЖИНЫ И ВЫПОЛНЕНИЯ НА ТРОСЕ ДРУГИХ СКВАЖИННЫХ ОПЕРАЦИЙ ВРАЩЕНИЯ
DEVICE AND METHODS OF PACK-OFF OF UNDERGROUND WELL BORE AND EXECUTION ON CABLE OF OTHER BOREHOLE ROTATION OPERATIONS

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится, в общем, к устройствам, системам и способам, применяющимся с плетеным тросом гладкой проволокой или с использованием других способов установки для профилактического ремонта и/или технических мероприятий в трубах, и устройствах, связанных с трубами, с вращающимися устройствами с использованием гидравлического двигателя при подъеме и/или выбивании труб или соответствующего устройства в стволах скважины, райзерах на буровых платформах, трубопроводах или других трубах большого диаметра.
Настоящее изобретение также относится, в общем, к герметизации трубы с использованием винтового пакера с креплением к трубе с использованием вращающейся подвески, аксиальной резке трубы и/или резке трубы по окружности с использованием дисковых режущих устройств с низким крутящим моментом с приводом от любого вала, такого как приводные валы винтовых гидравлических двигателей, двигателей внутреннего сгорания, пневматических двигателей и электродвигателей.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В обычной практике для работы скважинного вращающегося оборудования, в общем, используют буровые установки с высоким крутящим моментом или высокой производительностью насосов с применением гибких насосно-компрессорных труб и/или электрокабеля.
Применение скважинного вращающегося оборудования с высоким крутящим моментом, в общем, требует использования больших буровых установок для подъема колонн снабженных замками свинченных труб при спускоподъемных операциях в скважине, с использованием вращающегося оборудования для вращения колонн снабженных замками свинченных труб или гидравлического двигателя на конце колонн снабженных замками свинченных труб с подачей текучей среды для вращения скважинного оборудования. В данных типах обычных работ, в общем, обеспечивают самую высокую грузоподъемность и крутящий момент для вращения скважинного оборудования.
Альтернативно, можно выполнять операции на гибкой насосно-компрессорной трубе, включающие в себя использование крупногабаритных катушек гибких насосно-компрессорных труб, что требует использования крупногабаритного грузоподъемного оборудования, несущего инжекторную головку, для спускоподъемных операций с гибкой насосно-компрессорной трубой в скважине, при этом используют насосы для создания циркуляции текучих сред через гидравлический двигатель и вращения оборудования в скважине. В работах на гибкой насосно-компрессорной трубе, в общем, обеспечивают крутящий момент и грузоподъемность с величиной меньше, чем при работе обычными буровыми установками.
Наконец, обычная техника может также предусматривать использование установки с электрическим кабелем для размещения электродвигателя в скважине для работы вращающегося оборудования с относительно низким крутящим моментом, такой как резка насосно-компрессорных труб острыми ножами. Работы на электрокабеле, в общем, не подходят для подъема или выбивания тяжелого оборудования при спускоподъеме в скважине, поскольку соединение со скважинным оборудованием или электрические провода в применяемых устройствах с плетеным тросом могут выходить из строя.
Обычные варианты применения не передающего электроэнергию плетеного троса и гладкой проволоки, в общем, не поддерживают вращения скважинного оборудования, поскольку проволока может обрываться при перекручивании, и предназначены в основном для спускоподъемных операций со скважинным оборудованием и/или выбивания оборудования аксиально вверх или вниз, если требуется.
Дополнительно, поскольку головки лубрикатора могут не обеспечивать достаточного уплотнения на плетеных тросах, варианты с применением гладкой проволоки, в общем, больше подходят для работы в скважинах с более высоким давлением, чем варианты с применением плетеного троса.
Обычные буровые установки обеспечивают большой запас по грузоподъемности и крутящему моменту, они являются наиболее дорогими в эксплуатации и затратными по времени среди обычных вариантов, эксплуатация установок с гибкой насосно-компрессорной трубой в общем, дешевле эксплуатации обычных буровых установок, но дороже и сложнее, чем работа с электрокабелем для вращения забойного оборудования в скважине.
Операции на не передающем электроэнергию тросе и гладкой проволоке являются сравнимыми по стоимости и эксплуатационной сложности с работами на электрическом каротажном кабеле и обеспечивают спускоподъемные операции в скважине с высокими нагрузками и/или выбивание для освобождения прихваченного оборудования, если необходимо, они также дают возможность выполнения работы в тяжелых условиях и вращения скважинного оборудования с использованием винтового гидравлического двигателя для мероприятий, где требуемый крутящий момент меньше момента, для создания которого требуются буровые установки.
Варианты осуществления настоящего изобретения обеспечивают возможность вращения забойного оборудования в скважине для таких вариантов применения, как очистка скважинных труб и скважинных устройств, резка скважинных труб и устройств, выполнение боковых отводов в скважинах, работы по ликвидации скважин и профилактический ремонт и/или технические мероприятия в скважинах хранения, работы бурения обсадной колонны или любые скважинные работы, где возможно в настоящее время проведение технических мероприятий на плетеном тросе или гладкой проволоке.
Конкретно, варианты осуществления настоящего изобретения можно устанавливать с помощью плетеного троса и гладкой проволоки в подземных скважинах, например с использованием дистанционно управляемых аппаратов в океанских трубопроводах, или другими способами, в трубах большого диаметра, где поток текучей среды можно использовать для приведения в действие аксиально закрепленных и аксиально подвижных винтовых гидравлических двигателей для привода вращающихся устройств, устройств продольной резки труб и/или устройств резки труб по окружности для выполнения профилактического ремонта и/или технических мероприятий в одной или нескольких концентрических трубах стволов скважин, райзеров морских платформ, трубопроводов или других труб с большими каналами.
Поскольку действие буровых установок и установок с гибкой насосно-компрессорной трубой является дорогостоящим и сложным, в профилактическом ремонте скважин часто используют химические очистители (например, для удаления твердого осадка на стенках или отходов), при этом механическая очистка с применением вращающихся щеток и других вращающихся устройств, включающих в себя оборудовании подачи струй текучей среды под давлением, должна быть более эффективной. В вариантах осуществления настоящего изобретения созданы альтернативные решения для механического вращения для выполнения химической очистки скважинных труб и скважинных устройств.
Дополнительно, при использовании аксиально перемещающихся щеток в вариантах применения на тросе и гладкой проволоке для очистки неработоспособных скважинных устройств (например, подземных предохранительных клапанов, соединительных ниппелей с отходами в углублениях их профилей и окисленных или поврежденных коррозией шлифованных приемных гнезд подвески) вращающаяся щетка, вращающийся шлифующий фрезер и/или вращающаяся промывочная головка с подачей струй воды под давлением могут лучше подходить для очистки и шлифовки таких устройств.
Когда продуктивные зоны в скважинах истощаются, обычной практикой является бурение боковых стволов в скважинах к другим продуктивным зонам, если это экономически оправдано. Высокая стоимость буровых установок и необходимость глушения скважины для извлечения трубных изделий и труб из скважины для обеспечения возможности бурения бокового ствола, часто является препятствием для создания боковых стволов, несмотря на присутствие дополнительных продуктивных зон, и запасы неразработанных зон часто остаются не извлеченными.
Варианты осуществления настоящего изобретения являются также применимыми для уменьшения стоимости бурения бокового ствола скважины, что может делать экономически оправданной добычу в зонах, считавшихся ранее граничными по рентабельности, с учетом более низкой стоимости с применением плетеного троса и гладкой проволоки.
При истощении зон экономически оправданной добычи в конце жизненного цикла скважины, когда наименее экономически оправданы инвестиции, использование дорогостоящих буровых установок обычно является необходимым для удаления тяжелых трубных изделий и труб, обеспечивающего установку постоянных цементных пробок.
Варианты осуществления настоящего изобретения дополнительно являются применимыми для уменьшения стоимости ликвидации скважины, что может уменьшать издержки ликвидации и связанные с ликвидацией потери рабочего времени для конкретной скважины до выполнения достаточной работы в кампании ликвидации, таким образом, давая экономию времени и затрат.
В вариантах применения, не для скважин, таких как для райзеров морских платформ, трубопроводов или других труб большого диаметра, существует несколько предложений для профилактического ремонта и/или проведения технических мероприятий в трубах.
В случаях, где проходит поршневание обсадной трубы в райзере или трубопроводе, варианты осуществления настоящего изобретения можно использовать в работах поршневания для очистки обсадной трубы или, в общем, для проведения технических мероприятий и/или для профилактического ремонта обсадных труб с помощью вращающихся инструментов.
Альтернативно, варианты осуществления настоящего изобретения можно закачивать в наклонно-направленные или горизонтальные скважины, трубопроводы, райзеры или другие трубы большого диаметра для выполнения функций вращения, затем извлекать соединенным с ними каротажным кабелем или закачивать соединительное устройство с каротажным кабелем для соединения с вариантами осуществления и извлечения после выполнения функции вращения.
В трубопроводах, райзерах морских платформ, бурении скважин, строительных работах, технических мероприятиях, профилактическом ремонте и ликвидации, где присутствуют трубы большого диаметра, часто является критичной резка труб в скважине. Существует много различных обычных устройств и способов для резки труб, включающих в себя применение взрывчатых веществ, абразивных режущих устройств, механических режущих устройств и химических режущих устройств.
За исключением абразивных режущих устройств, обычные устройства резки труб не способны резать концентрические и параллельные трубы вокруг трубы, в которой они установлены.
Дополнительно, хотя абразивные режущие устройства предоставляют возможность резки через многочисленные трубы, в общем, сложно регулировать глубину резки абразивным режущим устройством или ограничивать резку конкретным диаметром с высокой точностью.
Варианты осуществления настоящего изобретения, применимые для резки труб, могут включать в себя режущие устройства с низким крутящим моментом для резки концентрических и параллельных труб до заданного диаметра, оставляя окружающие трубы за пределами заданного диаметра нетронутыми для обеспечения продолжения выполнения трубами своей функции.
В вариантах труб большого диаметра, таких как относящиеся к скважинам и трубопроводам, надувные уплотняющие мостовые пробки или пакеры, в общем, не способны герметизировать диаметры более двух диаметров канала, через который их устанавливают, или имеют недостаточную стойкость к воздействию острых кромок, соответствующих фрезерованным и отрезанным трубным колоннам.
Варианты осуществления настоящего изобретения могут включать в себя герметизирующий вращающийся пакер с возможностью герметизации диаметра, превышающего два диаметра, через который его спускают, и выдерживать воздействие острых кромок фрезерованного и отрезанного металла в обсадных трубах, окружающих трубу, через которую вращающийся пакер установлен.
Электрический кабель не обеспечивает достаточной грузоподъемности для подъема или выбивания, а обычных вращающихся инструментов, работающих с подвеской на не передающих электроэнергию плетеных тросах или гладкой проволоке, не существует. Таким образом, закрепление во время резки трубы и закрепление вращающегося пакера при использовании не передающего электроэнергию плетеного троса или гладкой проволоки невозможно. Варианты осуществления настоящего изобретения обеспечивают использование вращающейся подвески, что обеспечивает установку с любым вращающимся валом и удаление с помощью не передающего электроэнергию плетеного троса или гладкой проволоки для несения режущих устройств и вращающихся пакерных устройств.
Вращающаяся подвеска, вращающийся пакер и устройства резки трубы вариантов осуществления могут иметь привод с использованием любого вала, включающего в себя, например, валы, соединенные с гидравлическим двигателем, двигателем внутреннего сгорания, пневматическим двигателем и/или электродвигателем.
Существует необходимость создания устройств и способов, исключающих необходимость использования буровых установок, и буровых установок с гибкими насосно-компрессорными трубами при выполнении рутинных технических мероприятий в трубе и/или профилактического ремонта с помощью вращающихся устройств в стволах скважин, райзерах морских платформ, трубопроводах или других трубах большого диаметра, снижающих стоимость работ и уменьшающих сложность таких работ.
Существует необходимость создания устройств и способов, увеличения грузоподъемности и выбивающей способности при работах на плетеном тросе и стальной проволоке, применимых для развертывания вращающихся устройств, используемых во время технических мероприятий и/или профилактического ремонта в стволах скважин, райзерах морских платформ, трубопроводах или других трубах большого диаметра.
Существует необходимость создания устройств и способов для развертывания инструментов на каротажном кабеле или тросе в ситуациях высокого давления, где головки лубрикаторов не обеспечивают достаточной герметизации на плетеных тросах.
Существует необходимость создания устройств и способов, обеспечивающих создание боковых стволов скважин по методике бурения на обсадной колонне через насосно-компрессорную трубу, с работой на каротажном кабеле под избыточным давлением внешней среды, исключая необходимость глушения скважины перед забуриванием боковых стволов, что уменьшает стоимость и сложность, связанные с использованием гибкой насосно-компрессорной трубы для бурения таких боковых стволов, таким образом, увеличивая жизненный цикл скважины где такое устройство более низкой стоимости и способы дают возможность достижения запасов, находящихся в ловушках.
Существует необходимость создания работающих на каротажном кабеле и имеющих пониженную стоимость вращающихся щеток, способов обработки струями воды под давлением и других способов очистки соответствующих обсадных труб и оборудования, где обычные аксиально развертываемые щетки и способы химической очистки не обеспечивают эффективной очистки обсадных труб и соответствующего оборудования.
Существует необходимость создания устройств и способов, обеспечивающих улучшенную очистку трубопроводов и райзеров, которая невозможна при использовании обычных устройств и способов поршневания.
Существует необходимость создания устройств и способов уменьшающих стоимость ликвидации скважин и трубопроводов.
Существует необходимость создания устройств и способов, обеспечивающих закачку вращающихся устройств в наклонно-направленные или горизонтальные скважины, трубопроводы, райзеры или другие трубы большого диаметра для выполнения функции вращения и извлечение вращающихся устройств с помощью соединенного с ними каротажного кабеля или соединительного устройства каротажного кабеля, закачиваемого в трубу.
Существует необходимость создания устройств и способов, применимых для резки концентрических и параллельных труб в заданном диаметре в стволах скважин, трубопроводах, райзерах морских платформ и других таких трубах большого диаметра.
Существует необходимость создания герметизирующих мостовых пробок или пакеров, которые могут расширяться до диаметров, более чем вдвое превышающих внутренний диаметр, через который их устанавливают, и стойких к воздействию металлических кромок, появляющихся в результате фрезерования и резки труб.
Существует необходимость создания подвески с возможностью установки, поддержания вращения, несения других устройств, и/или выбивания с высвобождением после выполнения подвеской своих функций.
Существует необходимость создания вращающегося скважинного оборудования для профилактического ремонта и/или технических мероприятий в скважинах хранения, бурения обсадных колонн или любых скважинных операций, где технические мероприятия на плетеном тросе или гладкой проволоке сегодня используются или являются возможными.
Целью настоящего изобретения является преодоление или ослабление, по меньшей мере, некоторых проблем в известной технике или удовлетворения, по меньшей мере, некоторых из указанных выше потребностей.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В одном аспекте изобретением создан способ герметизации ствола подземной скважины или трубы с помощью скважинной компоновки, соединяющейся с тросом и выполненной с возможностью спуска, подъема и установки в скважине или трубе с помощью троса, содержащий следующие стадии:
спуск режущей компоновки (20/21/43), приводимой в действие забойным двигателем или исполнительным механизмом (39, 64) в ствол скважины;
выполнение одного или нескольких разрезов (170, 170A/170B, 170C) компоновкой резки в одной или нескольких трубах (96, 98, 101, 103, 144, 145, 167, 168, 177) в зоне резки в стволе подземной скважины для удаления, по меньшей мере, участка трубы из зоны резки в скважине и создания пространства для герметизирующего материала или ослабления, по меньшей мере, участка трубы в зоне резки в скважине, или их комбинации;
если необходимо для образования пространства для герметизирующего материала удаление из зоны резки оставшегося ослабленного участка (если имеется) трубы, и
размещение затвердевающего герметизирующего материала в пространстве и обеспечение затвердевания герметизирующего материала.
В другом аспекте изобретением создан способ герметизации ствола подземной скважины, содержащий следующие стадии:
спуск в ствол скважины разрушающей компоновки (18, 19) приводимой в действие забойным двигателем или исполнительным механизмом (39, 64);
приложение усилия разрушающей компоновкой (19) к удаляемому концу (170B) одной или нескольких труб (96, 98, 101, 103, 144, 145, 167, 168, 177) в стволе скважины для аксиального смещения конца для образования пространства для затвердевающего герметизирующего материала, и
размещение затвердевающего герметизирующего материала в указанном пространстве и обеспечивают его затвердевание.
Данные способы обеспечивают получение такого лишенного препятствий пространства, что при укладке в него герметизирующего материала (обычно цемента) в нем не остается отходов, проходящих через герметизирующий материал, которые могут образовывать пути протечки.
В другом аспекте изобретением создано устройство для выполнения операций вращения или резки в стволе подземной скважины или трубе, содержащее соединяющуюся с тросом скважинную компоновку, спускаемую в ствол скважины или трубу и устанавливаемую в стволе скважины или трубе, извлекаемую из ствола скважины или трубы с помощью троса и содержащую, по меньшей мере, одно из следующего: вращающийся инструмент (18, 19, 22, 23, 180), соединенный с гидравлическим двигателем (39), вращающийся режущий инструмент (21, 24, 65, 161), соединенный с гидравлическим двигателем (39), или инструмент (20) продольной резки, соединенный с поршнем, при этом, гидравлический двигатель или поршень (64) имеет впуск (36) текучей среды и выпуск текучей среды, при использовании сообщающиеся с зоной высокого давления и зоной низкого давления, соответственно канала ствола скважины или трубы, при этом гидравлический двигатель или поршень могут приводиться в действие перепадом давления текучей среды в канале.
Такое устройство применимо для осуществления способов согласно первому аспекту и имеет преимущество создания значительной мощности в стволе скважины с использованием легкого устройства. В частности, гидравлический двигатель имеет преимущество в том, что значительная мощность может передаваться на забой скважины при нагнетании текучей среды в ствол скважины на поверхности.
В другом аспекте изобретения создан способ использования ствола подземной скважины или трубы, в котором скважинную компоновку, по меньшей мере, с одним из следующего: вращающимся инструментом (18, 19, 21), соединенным с электродвигателем или гидравлическим двигателем (39), вращающимся инструментом (22, 23, 24, 161, 180), соединенным с гидравлическим двигателем (39), или инструментом продольной резки (20), соединенным с поршнем (64), спускают в ствол скважины или трубу и устанавливают в стволе скважины или трубе и извлекают из ствола скважины или трубы на тросе для выполнения профилактического ремонта или технического мероприятия в стволе подземной скважины или трубе.
Предпочтительные признаки изобретения определены в зависимых пунктах формулы изобретения.
Настоящее изобретение относится, в общем, к устройствам, системам и способам, применимым в любом устройстве с одинарной трубой (61 фиг.4, 6, 8, 35, 43 и 53) или двойной трубой (59 фиг.4-7, 30-34, 54-58, 86 и 128), особенно, где возможна циркуляция или нагнетание текучей среды, таком как подземные скважины, морские платформы, трубопроводы, канализационные трубы или другие трубы большого диаметра.
В предпочтительных вариантах осуществления настоящего изобретения, в общем, используют плетеный трос и/или гладкую проволоку для установки аксиально закрепленных и аксиально подвижных винтовых гидравлических двигателей для приведения в действие вращающихся устройств, и/или устройств резки труб и/или устройств резки труб по окружности для выполнения профилактического ремонта и/или технических мероприятий в одной или нескольких концентрических трубах стволов скважин, райзеров морских платформ, трубопроводов или других труб большого диаметра.
Аксиально закрепленные двигательные компоновки (16 фиг.4-5, 8-9, 31-33, 43, 53-58, 86, 96-100 и 128-135) или аксиально подвижные двигательные компоновки (43 фиг.96 и 128) являются применимыми для выполнения следующего: профилактического ремонта труб большого диаметра, технических мероприятий в трубах большого диаметра, профилактического ремонта подземных скважин, создания боковых стволов подземных скважин, профилактического ремонта скважин хранения, профилактического ремонта наклонно-направленных обсадных труб, продольной резки скважинных труб, соединения со скважинными трубами с использованием вращающейся подвески, резки по окружности скважинных труб, фрезерования скважинных труб и/или создания поршня из трубы в скважине для разрушения трубы, находящейся аксиально под ними.
В вариантах осуществления, включающих в себя аксиально закрепленные и аксиально подвижные винтовые гидравлические двигатели, в общем, используют однодвигательную компоновку (16 фиг.4-5, 8-9, 31-33, 43, 53-58, 86, 96-100 и 128-135) или многодвигательную компоновку (17 фиг.8), устанавливаемую с помощью плетеного троса или гладкой проволоке в трубу с подачей текучей среды, проходящей через двигательную компоновку для приведения в действие винтового гидравлического двигателя (39 фиг.4-5, 8-9, 31-33, 43, 53-58, 86, 96, 99-100 и 133-134).
Поток текучей среды создается между ротором и статором, статор удерживается от перемещения вниз тросом, и от вращения и/или аксиального перемещения соединением со стенкой обсадной трубы. Текучая среда давит на узловые поверхности ротора, обуславливая его вращение и, следовательно, создавая крутящий момент на вращающемся устройстве, соединенном с его концом.
В вариантах осуществления аксиально закрепленной и аксиально подвижной двигательной компоновки можно использовать соединяющееся с устройство (36 фиг.4, 8-11, 30-33, 35-38, 43, 53-56, 86, 96, 99, 115-116 и 133) отклонения потока, которое может включать в себя закрепленный на проволоке кожух (51 фиг.10-11) устройства отклонения потока и кожух (52 фиг.115-116 и 133) устройства отклонения потока с проходом через него ведущей бурильной трубы, с кольцевыми уплотнениями (54 фиг.8-9, 12, 31-33, 43, 53-56, 86, 96, 99, 115-116, 128 и 133) для отклонения потока текучей среды в канале трубы, в котором находится двигательная компоновка для прохода через внутренний участок двигателя. Двигатель приводится в действие потоком под давлением между ротором (56 фиг.18, 56-57, 126-127, и 133-134) и статором (57 фиг.16, 56-57, 125 и 133-134), в общем, в кожухе (58 фиг.15, 56-57 и 133-134).
Кожух и/или статор, в общем, соединяются с трубой, в которой установлены, устройствами (37 фиг.4-5, 8-9, 30-33, 35-38, 43, 53-57, 86, 99-100 и 133-134) предотвращения вращения двигателя для создания относительно неподвижного соединения, благодаря которому текучая среда под давлением, подаваемая между статором и ротором, может давить на ротор, вращая его, при этом, прикладывая крутящий момент к устройствам, соединенным с его нижним концом.
Статоры, в общем, удерживаются от вращения в обсадной трубе устройствами предотвращения вращения двигателя, обеспечивающими аксиальное перемещение вдоль обсадной трубы, но предотвращающими вращение вокруг оси.
В вариантах осуществления, где используют трос для развертывания двигательной компоновки, можно использовать устройства (38 фиг.97, 102-104 и 130) предотвращения вращения троса для предотвращения перекручивания троса вследствие любого прерывистого вращательного проскальзывания кожуха и/или статора двигательной компоновки.
Различные устройства можно соединять с нижним концом ротора, такие как карданное соединение (53 фиг.8) с вертлюгом (60 фиг.8) двигателя, соединяющегося со следующей двигательной компоновкой в многодвигательной компоновке (17 фиг.8). Вращающееся соединение можно использовать для вращения следующих устройств: щеток (22 фиг.4-5, 8 и 19), проходящих по окружности трубы, щеток (23 фиг.4-5, 8 и 20) трубы, фрезеров (24 фиг.21, 96, 101, 128 и 135) трубы, компоновок (25 фиг.22) бурения обсадной колонны, вращающихся подвесок (18 фиг.31-34, 43-45, 53 и 86), винтовых пакеров (19 фиг.33-34, 86, 87 и 95), устройств (180 фиг.22A) установки расширяемой вращающейся обсадной трубы, дисковых устройств (21 фиг.32, 53-58, 61-63, 73-74, 82 и 84-85) резки трубы, включающих в себя снабженные зубчатым механизмом дисковые режущие устройства (40 фиг.55, 57-58, 61-63 и 82-83) и/или снабженные копирным механизмом дисковые режущие устройства (41 фиг.73-74 и 84-85) для резки трубы.
Использование плетеного троса или гладкой проволоки для установки устройств вариантов осуществления, вращающихся благодаря циркуляции или нагнетанию текучих среды через один или несколько винтовых гидравлических двигателей, создает варианты осуществления настоящего изобретения для использования в технических мероприятиях и/или профилактическом ремонте труб и устройств стволов скважин, райзеров морских платформ, трубопроводов или других труб большого диаметра.
Альтернативно, снабженные зубчатым механизмом дисковые устройства (40 фиг.55, 57-58, 61-63 и 82-83) и снабженные копирным механизмом дисковые режущие устройства (41 фиг.73-74 и 84-85) могут иметь привод от любого вала, такого как приводной вал двигателя внутреннего сгорания и электродвигателя.
Варианты осуществления, включающие в себя использование общепринятых в скважинных операциях устройств резки трубы на гибкой насосно-компрессорной трубе и электродвигателей с питанием от кабеля, также являются применимыми.
В подземных скважинах с использованием вариантов осуществления настоящего изобретения, текучие среды могут циркулировать вниз по каналу и возвращаться через кольцевое пространство, или, наоборот, для приведения в действие винтового гидравлического двигателя, удерживаемого и/или закрепленного с использованием троса для осуществления профилактического ремонта и/или технического мероприятия с помощью устройства в подземных скважинах.
Альтернативно, если текучую среду перекачивают через одинарную трубу, например, при нагнетании в проницаемый коллектор или гидроразрыве подземных слоев, устанавливаемый на тросе винтовой гидравлический двигатель вариантов осуществления настоящего изобретения можно использовать для профилактического ремонта и/или технического мероприятия в скважинной обсадной трубе.
Варианты осуществления настоящего изобретения могут применяться для работ профилактического ремонта и/или технических мероприятий в подземной скважине (26), включающих в себя, без ограничения этим, следующее: очистку скважинных труб или устройство с помощью щеток, создание скважинных боковых отводов (27 фиг.6), профилактический ремонт (28 фиг.6) скважин хранения, очистку устройств наклонно-направленной скважины и труб (29 фиг.8), продольную резку скважинных труб (30 фиг.30 и 30А фиг.35), соединение устройства (устройств) со скважинными трубами с использованием вращающейся подвески (18 фиг.31 и 43), резку скважинных труб по окружности (32 фиг.32 и 53-58), фрезерование скважинных труб (35 фиг.128) и создание трубного поршня с использованием варианта осуществления для установки пакера (33 фиг.33 и 86) в скважине для разрушения скважинных труб (34 фиг.34) аксиально под ним.
Варианты осуществления, применимые для бурения с обсадной колонной могут включать в себя защелкивающиеся соединения, такие как защелкивающиеся соединения (47 фиг.22) для выдвижения обсадных труб, показанные в следующем описании, для выполнения боковых отводов скважины (27 фиг.6), и винтовые гидравлические двигатели можно развертывать с использованием плетеного троса или гладкой проволоки для бурения боковых отводов и цементирования бурильной компоновки по месту после этого. Защелкивающиеся соединения можно развертывать через лубрикатор посекционно во время установки компоновки бурения обсадной колонны, или во время бурения, если верх компоновки извлечен и компоновка висит под блоками противовыбросового превентора, когда дополнительные трубы наращивают через лубрикатор.
После завершения бурения вращающуюся подвеску (18 фиг.43) можно использовать для подвески компоновки бурения обсадной колонной во время цементирования, после чего компоновку бурения обсадной колонны можно перфорировать для инициирования добычи из участка бокового отвода скважины или нагнетания через него.
Если компоновка бурения с обсадной колонной прихватывается или по иной причине требует отрезания во время или после бурения бокового отвода, можно использовать варианты (30А фиг.35) осуществления настоящего изобретения, применимые для продольной резки труб, варианты (32A фиг.53-58) резки труб по окружности или варианты (35 фиг.135) фрезерования труб.
Для резки по окружности трубы, можно использовать дисковые устройства резки трубы, такие как снабженные зубчатым механизмом дисковые режущие устройства (40 фиг.55, 57-58, 61-63 и 82-83) и снабженные копирным механизмом дисковые режущие устройства (41 фиг.73-74 и 84-85).
Дисковые устройства (21 фиг.32, 53-58, 61-63, 73-74, 82 и 84-85) резки трубы могут приводиться в действие от любого вала, такого как приводной вал от двигателя внутреннего сгорания и электродвигателя, или приводиться в действие аксиально закрепленными двигательными компоновками (16 фиг.4-5, 8-9, 31-33, 43, 53-58, 86, 96-100 и 128-135) или аксиально подвижными двигательными компоновками (43 фиг.96 и 128), применимыми с одним или несколькими вариантами осуществления настоящего изобретения.
Снабженные зубчатым механизмом дисковые режущие устройства могут включать в себя компоновки (70 фиг.70), снабженные зубчатым механизмом с дисковыми режущими элементами, а снабженные копирным механизмом дисковые режущие устройства могут включать в себя компоновки (73 фиг.79 и 74 фиг.80) снабженные копирным механизмом с дисковыми режущими элементами, содержащие режущие диски (65 фиг.41) с интегральными осями или режущие диски (65 фиг.71) с независимыми осями (69 фиг.72). Компоновки дисковых режущих элементов могут поджиматься на внутреннем диаметре к поверхности трубы, в которой они установлены, при вращении соответствующего кожуха с использованием либо зубчатых устройств (77 фиг.61-69, 81-82 и 84-85) или копирных устройств (75A, 75B, 75C фиг.73-78).
Снабженные зубчатым механизмом дисковые режущие устройства (40 фиг.55, 57-58, 61-63 и 82-83) и снабженные копирным механизмом дисковые режущие устройства (41 фиг.73-74 и 84-85) можно использовать в комбинации со скважинными устройствами продольной резки для резки на куски труб в стволе скважины для создания пространства в стволе скважины для установки устройства или укладки цемента.
Поскольку длина рычага (78 фиг.70, фиг.79-80) различных вариантов осуществления компоновок (70 фиг.70, 73 фиг.79 и 74 фиг.80) дисковых режущих элементов может изменяться для обеспечения резки труб и устройства (устройств) в пределах диаметра, внутренние концентрические трубы и устройство (устройства) в множестве труб можно селективно резать, изменяя длину рычагов. Дополнительно, режущие поверхности (79 фиг.84-85), установленные на рычаги (78 фиг.70) применимы для резки линий управления, кабелей в трубах, и кольцевых пространствах, окружающих трубы или отходов, полученных при резке на куски труб с использованием как резки по окружности, так и продольной резки.
Устройства (20 фиг.30 и 35-38) продольной резки трубы можно использовать для продольной резки трубы (30 фиг.30) для создания циркуляции или содействия разрушению обсадной трубы для создания пространства для других устройств, или цементирования в случае ликвидации скважины.
В вариантах осуществления, включающих устройство (20 фиг.30 и 35-38) продольной резки трубы, подвешенное на тросе (6 фиг.30 и 35), направленную вверх силу можно прикладывать с помощью закачки текучей среды через трубу и с проходом через кожух (36 фиг.36-38) устройства отклонения потока для приложения давления, ограниченного клапаном (48 фиг.35-38) сброса давления при работе поршня (64 фиг.38 и 42) с копирными механизмами (67 фиг.38 и 42), установленными в кожухе (63 фиг.37-40). Давление, приложенное через устройство отклонения потока, приводит в действие поршень и соответствующее копирное устройство, толкающее дисковые элементы (65 фиг.41) продольной резки с интегральными осями (69 фиг.41) или альтернативно, дисковые режущие элементы с независимыми осями, установленные в радиальных пазах (66 фиг.40), для продольной резки трубы, в которой режущее устройство (устройства) установлены, с помощью перемещения режущего устройства (устройств) вверх тросом и вниз с использованием давления, прикладываемого к устройству отклонения.
Когда варианты осуществления настоящего изобретения используют для выполнения работ в определенной последовательности (30, 31, 32, 33 и 34 фиг.30-34), такой как с подключением к использованию устройств (20 фиг.30 и 35-38) продольной резки трубы, вращающихся подвесок (18 фиг.31-34, 43-45, 53 и 86), дисковых устройств (21 фиг.32, 53-58, 61-63, 73-74, 82 и 84-85) резки трубы и винтовых пакеров (19 фиг.33-34, 86, 87 и 95), можно создавать пространство для укладки цемента для окончательной ликвидации скважины, исключая использование буровых установок большой грузоподъемности для удаления труб.
Варианты осуществления, применимые для укладки цемента для ликвидации скважины или герметизации ствола, могут включать в себя аксиально выдвигаемые трубы (44 фиг.22-28), телескопически выдвигаемые трубы (45 фиг.23-25) и/или выдвигаемые трубы (46 фиг.27-28) с гибкими стенками для укладки цемента. После этого, перепад давления между внутренним пространством выдвигаемых труб и кольцевым пространством, в котором выдвигаемые трубы установлены, обусловленный разностью массы между цементом и текучей средой вытеснения, можно использовать с действием на клапан одностороннего действия (48 фиг.23-26) для уборки выдвигаемых труб из цементируемой обсадной трубы, с созданием непрерывной цементной пробки во внутреннем диаметре трубы для обеспечения лучшего выполнения требований к ликвидации или отраслевых правил укладки цемента.
В вариантах осуществления, где трубы (30, 31, 32, 33 и 34 фиг.30-34) режут и разрушают, трубу (30 фиг.35) режут продольно и/или трубу (32A фиг.53-58) режут по окружности и обеспечивают их падение и/или фрезерование трубы (35 фиг.135), устройство (49 фиг.29) цементного зонтика можно устанавливать через насосно-компрессорную трубу аксиально выше для опирания цемента, уложенного в пространстве, созданном резкой и разрушением, обеспечивающими падение отрезанных участков и/или обеспечивающими фрезерование трубы.
В других вариантах осуществления винтовой пакер (19 фиг.33-34, 86, 87 и 94) можно использовать для расширения до диаметра, превышающего диаметр, через который пакер спущен, с использованием подобранных по крупности частиц в гибкой мембране или ткани, такой как кевлар, для создания уплотнения с перепадом давления во внутреннем диаметре трубы, в которой пакер установлен с созданием, при этом, барьера на который, например, можно укладывать цемент для постоянной герметизации канала трубы или ствола, проходящего через подземные слои.
Варианты осуществления, включающие в себя использование винтовых пакеров, могут включать в себя вал (90 фиг.87-89 и 95) с винтовым устройством или другим перемещающимся соединением (80 фиг.87-90, 93 и 94-95) между валом и нижней винтовой муфтой или крестовиной (81 фиг.87, 90, 93 и 94). Вращение вала любыми способами, включающими в себя использование гидравлических двигателей, двигателей внутреннего сгорания, электродвигателей или пневматических двигателей, обуславливает расширение по типу зонта гибкой мембраны или ткани (89 фиг.87 и 95), заполненной подобранными по крупности частицами, способными образовывать уплотнение с перепадом давления, с использованием звездообразного каркаса (86 фиг.87, 90 и 94-95) при переходе из сложенной конфигурации (87 фиг.87 и 90) в расширенную конфигурацию (88 фиг.94-95).
Варианты осуществления винтового пакера (19 фиг.33-34, 86, 87 и 95) могут включать в себя клапан одностороннего действия (48 фиг.89) для обеспечения стравливания текучей среды и/или давления под винтовым пакером, для обеспечения перемещение пакера вниз давлением, приложенным сверху, когда, например, насосно-компрессорная труба (34 фиг.34) под ним разрушается.
Хотя один или несколько вариантов осуществления, описанных в данном документе, могут иметь много вариантов использования в подземной скважине, использование таких вариантов осуществления, в любой трубе большого диаметра, где вращение инструментов является необходимым, также возможно.
В аксиально прямолинейных или аксиально наклонно-направленных трубах рубашек или райзеров морских платформ, варианты осуществления настоящего изобретения можно использовать для очистки, резки или вращения других инструментов в трубах (62 фиг.8).
В трубопроводах, канализационных трубах или трубной разводке большего диаметра, где аксиальное отклонение трубы создает вход, варианты осуществления настоящего изобретения можно использовать для выполнения профилактического ремонта или технического мероприятия в указанных трубах.
Применяемые в аксиально отклоненных трубах (29 фиг.8) очистка, резка и другие работы профилактического ремонта и/или технические мероприятия, включающие в себя использование вращающихся устройств, также возможны в трубах большого диаметра, таких как трубопроводы и канализационные трубы.
В трубах большого диаметра поток текучей среды для приведения в действие винтовых гидравлических двигателей, применяющихся в вариантах осуществления настоящего изобретения, в общем, возникает при закачке текучей среды с одного конца трубы и выпуске текучей среды с другого конца.
Поэтому возможно в некоторых вариантах применения труб большого диаметра, таких как трубопроводы и канализационные трубы, устанавливать двигательные компоновки, с использованием троса или других способов, для обеспечения использования потока текучей среды, проходящего с одного конца трубы к другому, как для приведения в действие винтового гидравлического двигателя, так и для проталкивания двигательной компоновки труб с диаметром больше, чем у компоновки. Проталкивание устройства (устройств) через канал длинного трубы часто именуют «поршневанием».
В случаях, где необходима очистка, таких как при накоплении парафина в трубопроводе или отложений в канализационной трубе, варианты осуществления настоящего изобретения могут включать в себя использование одного или нескольких двигателей в операциях поршневания для очистки таких отложений внутри труб большого диаметра. Поскольку вращение ротора винтового гидравлического двигателя требует удержания статора, как от вращения, так и аксиального перемещения, в вариантах осуществления настоящего изобретения можно создавать устройство поршневания, устанавливаемое в трубе большого диаметра, где аксиальное перемещение, или поршневание через трубопровод может проходить до точки, где уменьшенный внутренний диаметр удерживает статор, обуславливая функционирование ротора, при этом вращающего устройство (устройства) очистки, соединенные с концом ротора до расширения суженного внутреннего диаметра для обеспечения прохода компоновки очистки. Продвижение от точки ввода до точки извлечения может очистить трубу большого диаметра между точками ввода и точками извлечения, выполнения технические мероприятия в трубопроводе и/или профилактический ремонт трубопровода с удалением сужений его внутреннего диаметра.
Извлечение двигательной компоновки поршневания выпущенной на одном конце трубы или трубопровода можно выполнить закачкой соединения, не требующего прекращения работы, к двигательной компоновке захватываемого ловителем устройства поршневания, при этом соединение в скважине создается надлежащим устройством конца двигательной компоновки. Когда двигательную компоновку выпускают в горизонтальном участке подземной скважины, соединение, не требующее прекращения работы, можно также закачивать в скважину для установки тросового соединения с двигательной компоновкой.
Варианты осуществления настоящего изобретения можно использовать с любым видом соединительных устройств (50, 50A и/или 50B фиг.8-11, 17-23, 29, 31-34, 36-38, 44-46, 48, 55, 61-64, 73-75, 82, 84-95, 97-98, 102-104, 113-114, 119-121, 123-124, 126, 129, 131-132 и 135), между компонентами или узлами, такими как винтовые соединения, защелкивающиеся соединения, штифтовые соединения, шпоночные соединения, фрикционные соединения, сварные соединения, вертлюжные соединения и/или карданные соединения.
Любое устройство на плетеном тросе или гладкой проволоке, обычно используемое при таких видах развертывания, такое как грузовая штанга, штанга, карданные соединения, яссы, вертлюги и/или кабельные замки можно использовать для вариантов осуществления настоящего изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Предпочтительные варианты осуществления изобретения описаны ниже только в качестве примера со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показано следующее.
На фиг.1 и 2 показаны устройства известной техники, использующие каротажный кабель и гладкую проволоку.
На фиг.3 показана буровая установка на морской платформе с выдвижными опорами и морская платформа известной техники.
На фиг.4-8 показаны варианты осуществления настоящего изобретения, в которых гидравлический двигатель используют в трубах.
На фиг.9 показан гидравлический двигатель, применимый для вариантов осуществления настоящего изобретения.
На фиг.10-18 показаны компоненты гидравлического двигателя фиг.9.
На фиг.19-22 показаны различные устройства, которые можно соединять с гидравлическим двигателем, применимые для вариантов осуществления настоящего изобретения.
На фиг.22А показана расширяемая вращением труба, соединяющаяся с двигательными компоновками одного или нескольких вариантов осуществления настоящего изобретения.
На фиг.23-29 показаны различные трубные устройства, которые можно использовать в вариантах осуществления настоящего изобретения для обеспечения циркуляции в подземной скважине.
На фиг.30-34 для различных вариантов осуществления настоящего изобретения, применимых в скважине, показаны последовательные этапы выполнения ликвидации скважины без использования буровой установки.
На фиг.35 показаны варианты осуществления, применимые для продольной резки трубы с помощью компоновки продольной резки.
На фиг.36-38 показана компоновка продольной резки трубы, применимая для вариантов осуществления настоящего изобретения.
На фиг.39-42 показаны компоненты компоновки продольной резки трубы фиг.36-38.
На фиг.43 показана компоновка вращающейся подвески, применимая для вариантов осуществления настоящего изобретения, соединенная с обсадной трубой.
На фиг.44 и 45 показана компоновка вращающейся подвески, применимая для варианта осуществления фиг.43.
На фиг.46-47 показаны детали компоновки вращающейся подвески фиг.45.
На фиг.48-52 компоненты компоновки вращающейся подвески фиг.44 и 45.
На фиг.53 показана резка обсадной трубы над компоновкой вращающейся подвески с использованием дискового устройства резки трубы.
На фиг.54-58 показан вариант осуществления компоновки дискового устройства резки трубы, размещенной в подземной скважине перед удалением трубы.
На фиг.59 и 60 показано гибкое вращающееся соединение для использования в качестве компонента гидравлического двигателя и дискового режущего устройства вариантов осуществления фиг.54-58.
На фиг.61-63 показано дисковое устройство резки трубы, применимое для вариантов осуществления настоящего изобретения.
На фиг.64-69 показаны компоненты дискового устройства резки трубы фиг.61-63.
На фиг.70 показаны варианты компонентов с режущим диском, применимые в дисковом устройстве резки трубы фиг.61-63.
На фиг.71 и 72 показан режущий диск и аксиальные части узлов режущего диска фиг.70.
На фиг.73 и 74 показана компоновка дискового устройства резки трубы, применимая для вариантов осуществления настоящего изобретения.
На фиг.75-78 показаны компоненты дискового устройства резки трубы фиг.73 и 74.
На фиг.79 и 80 показаны различные варианты осуществления узлов режущего диска, применимые для вариантов осуществления фиг.73 и 74.
На фиг.81 показано устройство зубчатой передачи для узлов четырехдискового режущего устройства, применимого для дискового режущего устройства фиг.82.
На фиг.82 показана компоновка четырехдискового режущего устройства, применимая для вариантов осуществления настоящего изобретения.
На фиг.84 и 85 показан вариант осуществления компоновки дискового режущего устройства с устройством узлов режущих дисков с двумя линиями управления.
На фиг.86 показан вариант осуществления настоящего изобретения, в котором винтовой пакер установлен в отрезанной секции обсадной трубы подземной скважины.
На фиг.87 показан сложенный винтовой пакер, применимый для вариантов осуществления настоящего изобретения.
На фиг.88-93 показаны компоненты винтового пакера фиг.87 и 95.
На фиг.94 и 95 показаны внутренние части винтового пакера фиг.88-93 в расширенном положении и расширенный винтовой пакер, соответственно.
На фиг.96 показана двигательная компоновка, применимая для вариантов осуществления настоящего изобретения, в которой аксиальный вал может перемещаться независимо от гидравлического двигателя.
На фиг.97-101 показаны детали двигательной компоновки фиг.96.
На фиг.102-104 показано устройство предотвращения вращения кабеля, применимое в двигательной компоновке фиг.96.
На фиг.105-110 показаны компоненты устройства предотвращения вращения кабеля фиг.102-104.
На фиг.111 и 112 показаны компоненты дисков предотвращения вращения, применимых для устройства предотвращения вращения.
На фиг.113 и 114 показан узел вертлюга, применимый для двигательной компоновки фиг.96 и 128.
На фиг.115 и 116 показано устройство отклонения потока, применимое для двигательной компоновки фиг.96 и 128.
На фиг.117 и 118 показан вкладыш под ведущую бурильную трубу, применимый для вала ведущей бурильной трубы фиг.123 и 126 и двигательной компоновки фиг.96 и 128.
На фиг.119 показан диск ведущей бурильной трубы, применимый для вкладыша под ведущую бурильную трубу фиг.117 и 118.
На фиг.120 показано высвобождающее устройство, применимое для двигательной компоновки фиг.96 и 128.
На фиг.121 и 122 показаны компоненты высвобождающего устройства фиг.120.
На фиг.123 показан вал ведущей бурильной трубы.
На фиг.124 показано соединительное устройство для вала ведущей бурильной трубы.
На фиг.125 и 126 показаны статор и ротор, соответственно.
На фиг.127 показан вал ведущей бурильной трубы в роторе, применимые для вариантов осуществления настоящего изобретения.
На фиг.128 показан вариант осуществления двигательной компоновки для фрезерования обсадной трубы в подземной скважине.
На фиг.129-135 показаны детали двигательной компоновки фиг.128.
Варианты осуществления настоящего изобретения описаны ниже со ссылками на фигуры перечня.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Перед подробным описанием выбранных вариантов осуществления настоящего изобретения следует отметить, что настоящее изобретение не ограничено конкретными вариантами осуществления, описанными в данном документе, и что настоящее изобретение можно реализовать или осуществлять различными путями.
На фиг.1 показан сухопутный вариант применения, в котором грузовик известной техники несет установку (1) с лебедкой для троса или каротажного кабеля, с тросом или каротажным кабелем, проходящим через шкивы и устройство (2) лубрикатора и прикрепленным к колонне (3) инструмента в трубе (4), представляющей подземную скважину или трубопровод. Скважинное устройство, описанное в данном документе, может быть соединено любым соединением (5) каротажного кабеля, включающим в себя без ограничения этим соединение каротажного кабеля вида, показанного на фиг.1.
Устройство и способы, описанные в данном документе, можно использовать в сухопутных вариантах применения, таких как показанный на фиг.1, или морских вариантах применения, таких как показанные на фиг.3.
На фиг.2 показан вид сбоку известного устройства лубрикатора с проволокой (6), соединенной с небольшим блоком подъемника (не показано), который может представлять собой описанную выше лебедку (1, фиг.1). Проволока показана проходящей через шкивы до соединения (7) набивного сальника на верхнем конце трубки (8) лубрикатора, прикрепленного к верхнему концу блока (9) противовыбросового превентора и к верхнему концу фонтанной арматуры (10), соединенной с оборудованием устья скважины.
Данное устройство подъемника малой грузоподъемности обеспечивает отсоединение лубрикатора (8) с помощью легких обычных инструментов для работы на каротажном кабеле, и/или скважинными компоновками, описанными в данном документе, устанавливаемыми через лубрикатор, при этом, противовыбросовые превенторы (9) и фонтанная арматура (10) изолируют скважину, после чего лубрикатор можно повторно присоединять, и превенторы и фонтанную арматуру можно открывать для обеспечения прохода инструментов в скважину и выхода из скважины в режиме с регулированием давления. Набивной сальник (7) предотвращает протечку вокруг проволоки (2), что можно использовать для подъема инструментов в обсадных трубах скважин с помощью блока (6) подъемника малой грузоподъемности. По завершении работы инструменты можно втягивать в лубрикатор, закрывать превенторы и фонтанную арматуру для управления скважиной, после чего, отсоединять инструменты от проволоки и удалять их из лубрикатора.
Устройство подъемника малой грузоподъемности, такое как показанное на фиг.2, можно использовать для развертывания вращающихся устройств в предпочтительных вариантах осуществления аксиально закрепленных двигательных компоновок (16, фиг.4-5, 8-9, 31-33, 43, 53-58, 86, 96-100 и 128-135) или аксиально подвижных двигательных компоновок (43 фиг.96 и 128), применимых для технических мероприятий и профилактического ремонта в трубах и соответствующем оборудовании скважин, трубопроводов, райзеров и других труб с каналом большого диаметра.
На фиг.3 показан вид сбоку бурового судна (11) с выдвижными опорами известной техники, опирающегося на опоры (12), проходящие от корпуса судна на морское дно. Буровое судно с выдвижными опорами включает в себя кран (13) для установки устройств, применяемых в работе морского оборудования на каротажном кабеле на морских сооружениях (14), опирающихся на основание (19), проходящее от надводных сооружений на морское дно.
Вследствие ограниченного пространства на морских сооружениях (14) и требований по добыче ресурсов в морской внешней среде, требуется буровая установка или показанное судно с выдвижными опорами для работ на гибких насосно-компрессорных трубах, при этом, работы на каротажном кабеле можно проводить с судна, если системы подъема и переброски персонала имеются на морских сооружениях.
С использованием устройства и способов, описанных в данном документе, можно проводить работы, как на суше, так и на море вращающимися инструментами на тросе, не требующие использования буровой установки или устройства для работы на гибкой насосно-компрессорной трубе.
На фиг.4-7 схематично показаны продольные сечения подземной углеводородной эксплуатационной скважины (26). На фиг.5, представляющей собой увеличенный фрагмент А фиг.4, показано устройство (2) лубрикатора на верхнем конце скважины. На фиг.6 и 7 показаны альтернативные скважинных внешние условия, включающие в себя боковые стволы (27 фиг.6) и соляную каверну (28 фиг.7) с установленной колонной отклонения потока, размещенные под линией разрыва на фиг.4, представляющие альтернативные скважинные устройства. На фиг.4 и 6 показано устройство (59) двойной трубы над эксплуатационным пакером (113), где шибер (127) боковых отверстий можно открывать или перфорировать внутреннюю трубу (98) для создания доступа в окружающее кольцевое пространство (100) для приведения в действие циркуляцией гидравлического двигателя и устройств (61) одинарной трубы под эксплуатационным пакером, где циркуляция в кольцевых пространствах невозможна, и для приведения в действие гидравлического двигателя используют нагнетание в эксплуатационные перфорационные каналы (132) или коллектор (131).
На фиг.4 схематично показано продольное сечение, фонтанной арматуры (10), содержащей следующее: задвижку (91), закрывающуюся на кабеле, задвижку (92) на отводящей гидравлической линии, ведущей к эксплуатационной выкидной линии (93) с главной гидравлической задвижкой (94) и центральной задвижкой (95) с ручным управлением с линией (96) управления, сообщающейся со скважинным предохранительным клапаном (97).
Линия (96) управления, соединенная со скважинным предохранительным клапаном (97) может быть скреплена с эксплуатационной насосно-компрессорной трубой (98) фиксаторами (99) линии управления.
Под фонтанной арматурой, показано кольцевое пространство (100) между эксплуатационной насосно-компрессорной трубой (98) и эксплуатационной обсадной колонной (101) именуемое кольцевым пространством А. Кольцевое пространство (102), называемое кольцевым пространством В, может также существовать между эксплуатационной обсадной колонной (101) и промежуточной обсадной колонной (103). Дополнительное кольцевое пространство (104), называемое кольцевым пространством С, может существовать между промежуточной обсадной колонной и обсадной колонной (105) направления С.
Кольцевое пространство А (100) может иметь доступ через проход (107) катушки оборудования устья скважины для подвески насосно-компрессорной трубы, с регулированием задвижкой (108) устройства (106) оборудования устья скважины, и может герметизироваться на своем нижнем конце эксплуатационным пакером (113). Многие подземные скважины используют шибера (127) боковых отверстий во время заканчивания для циркуляции текучих сред через эксплуатационную насосно-компрессорную трубу (98) после установки эксплуатационного пакера (113).
Для работы объемных гидравлических двигателей и/или винтовых гидравлических двигателей (39 фиг.4-5, 8-9, 31-33, 43, 53-58, 86, 96, 99-100 и 133-134) может быть установлен путь нагнетания или циркуляции. В общем, путь циркуляции может быть установлен в скважине с помощью следующего: нагнетания по насосно-компрессорной трубе (98) в проницаемый слой пласта; открытия шибера (127) боковых отверстий или перфорирования насосно-компрессорной трубы (98); и циркуляции вниз по насосно-компрессорной трубе с поворотом на циркуляционном клапане или перфорации и вверх по кольцевому пространству А (100) через проход (107) в оборудовании (106) устья скважины.
Как показано, гидравлический двигатель (16) может быть установлен в режиме регулируемого давления и с проходом через устройство (2) лубрикатора, например, для очистки отложений внутри эксплуатационной насосно-компрессорной трубы (98) с использованием вращающихся щеток (22 и 23 фиг.5). Гидравлический двигатель может быть установлен в насосно-компрессорную трубу на тросе или проволоке (6 фиг.5), с открытием шибера (127) боковых отверстий на нижнем конце эксплуатационной насосно-компрессорной трубы и циркуляцией текучей среды аксиально вниз по насосно-компрессорной трубе и вверх по кольцевому пространству А (100), и с приемом обратного потока через клапан (108) и проход (107) оборудования (106) устья скважины для приведения в действие гидравлического двигателя (39 фиг.5), вращающего щетки для очистки отложений внутри насосно-компрессорной трубы.
Для растворения твердого осадка на стенках и предотвращения осаждения в кольцевом пространстве А или дросселирования шибера (127) боковых отверстий, текучая среда циркуляции, используемая для работы гидравлического двигателя (39 фиг.5) должна, в общем, содержать химреагенты для растворения твердого осадка на стенках и может подаваться через находящуюся поблизости нагнетательную скважину или нагнетательную скважину, получающуюся в ответвлении скважин.
Для предотвращения входа твердого осадка и других отходов в коллекторы (117 и 118) можно установить пробку в ниппеле (128), в общем, установленном под эксплуатационным пакером (113).
Для обеспечения прохода устройств вариантов осуществления настоящего изобретения через уменьшенные диаметры в трубе, такие как в трубе с ниппелем (128) с внутренним диаметром меньше внутреннего диаметра эксплуатационной насосно-компрессорной трубы (98), устройства (37 фиг.5) предотвращения вращения могут иметь отводимую и расширяющуюся конструкцию, описанную ниже и показанную на фиг.13-14 и фиг.102-111.
Во многих скважинах колонна (129) хвостовика может иметь цементирование (130) под эксплуатационным пакером (113) в нижних подземных слоях (119, 120 и 121) и коллекторах (117 и 118), так что эксплуатацию можно проводить через необсаженный ствол (131) или перфорационные каналы (132) в хвостовике и цементировании хвостовика.
Альтернативно, если нагнетание в проницаемые коллекторы (117 и/или 118) является приемлемым, текучую среду, требуемую для приведения в действие гидравлического двигателя, можно перекачивать по насосно-компрессорной трубе (98) и нагнетать в проницаемый коллектор. Для работ ликвидации, проводимых, когда добыча из коллектора больше не является экономически целесообразной, нагнетание может являться предпочтительным для предотвращения работы с загрязненными текучими средами на поверхности.
Для операций ликвидации можно открывать пути между каналом насосно-компрессорной трубы и кольцевыми пространствами для содействия циркуляции для приведения в действие гидравлического двигателя и для создания пространства с использованием вращающихся инструментов для завершающей изоляции цементом кольцевых пространств А, B и C от проницаемых подземных слоев, таких как горизонты и поверхности грунтовых вод, не требующей удаления труб из скважины, как описано ниже и показано на фиг.29, фиг.30-34, фиг.53-58 и фиг.128.
Кольцевое пространство В (102) может иметь доступ через проход (109) катушки эксплуатационной обсадной колонны, регулируемый задвижкой (110) устройства (106) оборудования устья скважины, и открываться в канал (114) через промежуточные подземные слои (119) на нижнем конце, с каналом (114), изолированным от второго канала (116), проходящего через зоны (117 и 118) добычи, цементом (115) между эксплуатационной обсадной колонной (101) и вторым каналом (116).
Кольцевое пространство С (104) может иметь доступ через проход (111) катушки промежуточной обсадной колонны, регулируемый задвижкой (112) устройства (106) оборудования устья скважины, и открываться в канал (122), проходящий через верхние подземные слои (123) на своем нижнем конце, с каналом (122), изолированным от канала (114), проходящего через промежуточные подземные слои (119) цементом (124). Нижний конец кольцевого пространства С изолирован от поверхности цементом (125), размещенным между направлением (105) и начальным стволом (126), проходящим через верхние слои (123).
Подземный или скважинный предохранительный клапан (97) показан находящимся в кольцевом пространстве А (100) и управляемым по линии (96) управления скважинного предохранительного клапана, проходящей через фонтанную колонную арматуру (10), и может соединяться с эксплуатационной насосно-компрессорной трубой (98) с помощью фиксаторов (99) линии управления.
Для операций ликвидации линия (96) управления, показанная скрепленной фиксаторами (99) с эксплуатационной насосно-компрессорной трубой (98), вызывает серьезную озабоченность, поскольку проход линии управления создает потенциальный путь протечки, если не удаляется перед установкой цементной пробки в кольцевом пространстве А.
В конце жизненного цикла подземной скважины, общепринятым является удаление устройства и восстановление подземных барьеров, пробитых при строительстве скважины.
Основные способы выполнения подземных барьеров включают в себя использование буровой установки для удаления трубного устройства и установку цементных пробок в стволе скважины для замещения слоев, удаленных во время бурения. Обсадные колонны, в общем, оставляют на месте, при этом, устанавливают множество цементных барьеров, имеющих длину, превышающую 30 метров (100 футов) в стволы и обсадные колонны.
Хотя при менее строгих технических условиях можно строить более дешевые установки ликвидации, ликвидацию, оправдывающую использование таких буровых установок на суше, проводят, в общем, слишком редко, а в морских условиях, конструкция, требуемая для несения подъемного оборудования, представляет главную часть стоимости такого судна.
Дорогостоящие буровые установки высокого технического уровня поэтому продолжают использовать для ликвидации, особенно в морских условиях.
Где возможно, применяют обычные способы ликвидации без использования буровой установки; вместе с тем, при таких обычных способах оставляют под землей трубные компоненты конструкции скважины, и используют трубные компоненты для укладки цемента, при этом, оставляя такие компоненты и насосно-компрессорную трубу в получаемых в итоге цементных пробках. Это приводит к дополнительному риску протечки, поскольку весьма сложной является очистка цементируемого кольцевого пространства за насосно-компрессорной трубой, оставляемой на месте.
Обычная ликвидация без привлечения буровой установки, в общем, не включает в себя способа ликвидации потенциальных путей протечки, обусловленных линией (96) управления, скрепленной с предохранительным клапаном (97) и с эксплуатационной насосно-компрессорной трубой (98) фиксаторами (99) линии управления.
Цемент, уложенный вокруг данных скважинных компонентов, создает гораздо более высокую вероятность протечки, чем цемент, уложенный, когда компоненты удалены. В общем, если данные компоненты должны быть удалены из подземной скважины для эффективной изоляции скважины от внешней среды, требуется дорогостоящая буровая установка, со своими возможностями подъема и вращения.
Устройство и способы, описанные в данном документе, выполнены с возможностью резки и разрушения или фрезерования эксплуатационной насосно-компрессорной трубы (98) и линии (96) управления между соединениями и фиксаторами (99) линии управления, обеспечивающего проталкивания или падения вниз соединений и фиксаторов для создания лишенного препятствий пространства в эксплуатационной обсадной колонне (101), обеспечивающего установку цементной пробки и эффективное восстановление барьера подземных слоев, где прочный цемент (115) окружает эксплуатационную обсадную колонну.
В случае отсутствия прочного цемента (115) между эксплуатационной обсадной колонной (101) и стволом (114), проходящим через промежуточные подземные слои (119) или между эксплуатационной обсадной колонной (101) и промежуточной обсадной колонной (103), режущее устройство, применимое для вариантов осуществления настоящего изобретения, может прорезать как эксплуатационную насосно-компрессорную трубу (98), так и эксплуатационную обсадную колонну (101) для достижения кольцевого пространства В для установки цементной пробки.
Варианты осуществления настоящего изобретения, такие как описанные ниже и показанные на фиг.29, фиг.30-34, фиг.53-58 и фиг.128, можно использовать для резки, резки и разрушения или фрезерования насосно-компрессорной трубы и обсадной колонны, при этом, заставляя обломки падать и/или обеспечивая падение обломков в нижние кольцевые пространства скважины до создания достаточного пространства для размещения лишенных препятствий цементных барьеров ликвидации. Таким образом, создан способ ликвидации без использования буровой установки, исключающий необходимость дорогостоящей и сложной работы буровой установки или установки с гибкой насосно-компрессорной трубой, для достижения уровня герметичности по перепаду давления, аналогичного получаемому с помощью обычного способа ликвидации, что дает экономию затрат.
На фиг.6 схематично показано продольное сечение альтернативного варианта осуществления, в котором возможна замена нижнего участка (59) фиг.4, показанного под линией разрыва. Конкретно, показан вариант (27) осуществления изобретения с использованием создания боковых отводов в скважине.
Верхний скважинный боковой отвод (134A) выходит из эксплуатационной насосно-компрессорной трубы (98), эксплуатационной обсадной колонны (101) и промежуточной обсадной колонны (103) и проходит через промежуточные слои (119). Верхний боковой отвод (135) является применимым, например, для создания нагнетательной скважины утилизации с помощью гидроразрыва промежуточных слоев и нагнетания суспензии.
Обратная циркуляция текучей среды от бокового отвода (134A) нижнего конца компоновки гидравлического двигателя или вариантов (31-34 фиг.30-34 соответственно) осуществления ликвидации скважины может проходить вверх через эксплуатационное кольцевое пространство (100) между эксплуатационной насосно-компрессорной трубой (98) и эксплуатационной обсадной колонной (101) и выходить из выпуска (107 фиг.4) через задвижку (108 фиг.4) оборудования (106 фиг.4) устья скважины. Обратный поток текучей среды можно также подавать через кольцевое пространство между эксплуатационной обсадной колонной и промежуточной обсадной колонной (101) и с выходом из выпуска (109 фиг.4) через задвижку (110 фиг.4) оборудования устья скважины, и/или через кольцевое пространство между промежуточной обсадной колонной и направлением (103), с выходом из выпуска (111 фиг.4) через задвижку (112 фиг.4) оборудования устья скважины.
Альтернативно, нижний боковой отвод (134B) скважины показан выходящим из неперфорированной колонны (129A) хвостовика с использованием отклоняющего клина (133), через цементирование (130A) хвостовика и слои (123) в коллектор (117A), находящийся за зацементированным хвостовиком.
Двигательную компоновку (16) можно спускать на тросе (6) в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу (98), где устройство (36) отклонения потока уплотняется в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе для отклонения потока, проходящего через гидравлический двигатель двигательной компоновки. Двигательная компоновка может быть закреплена в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе предотвращающими вращение устройствами (37) так, что поток текучей среды приводит в действие двигатель и связанное с ним вращающееся соединение (50) для приведения в действие бурильной компоновки на нижнем конце с долотом (161), отклоняемой отклоняющим клином (133) в канал, проходящий через хвостовик (129), цемент (130) и покрывающую породу (119) во вскрываемый коллектор (117A). После приведения в действие бурильной компоновки на нижнем конце, бурильную компоновку можно цементировать по месту, как компоновку бурения на обсадной колонне и перфорировать, или компоновку можно удалить и другую обсадную колонну можно установить между коллектором и каналом. Альтернативно, канал можно оставить необсаженным для эксплуатации, таким образом, обеспечивая использование вариантов осуществления настоящего изобретения с выполнением бурения через колонну насосно-компрессорных труб.
Обратный поток текучей среды после выхода из долота на нижнем конце двигательной компоновки, образующий суспензию, может быть принят через шибер (127) боковых отверстий, перфорационные каналы или другой проход через эксплуатационную насосно-компрессорную трубу (98) и вверх через эксплуатационное кольцевое пространство (100) между эксплуатационной насосно-компрессорной трубой и эксплуатационной обсадной колонной (101). Если отклоняющий клин (133) имеет внутренний проход, сообщающийся с нижними слоями (118, 120, 121), слои можно обработать гидроразрывом, и суспензию бурового раствора, связанного с бурением, можно нагнетать в слои вместо аксиальной подачи вверх через одно из кольцевых пространств скважины.
На фиг.7 схематично показано продольное сечение для альтернативного варианта, которым можно заменить нижний участок (59) фиг.4 под показанной линией разрыва. Конкретно, на фиг.7 показана каверна (28) хранения.
Пространство (135A) в между стенками (135B) каверны образовано в соляной залежи (143) колонной (136) отклонения потока, в которой верхний боковой проем (138) в верхнее ответвление (141) камеры закрыт изолирующей трубой (138A) и нижний боковой проем (140) в нижнее ответвление (142) камеры создает проход между внутренним каналом колонны отклонения потока и пространством каверны.
Концентрический переводник (139) потока обсадной трубы обеспечивает сообщение между внутренним каналом колонны (136) отклонения потока и кольцевым проходом между внутренней трубной колонной (144) и наружной трубной колонной (145) с закреплением (146) на нижнем конце пространства (135) каверны.
Различные варианты осуществления настоящего изобретения можно использовать в скважинах хранения, например, для очистки неисправного переводника (139) потока вращающейся гидромониторной щеткой (23), соединенной с нижним концом двигательной компоновки (16), и с устройством предотвращения вращения двигателя, соединенным с колонной (144) внутренней трубы, и устройством (36) отклонения потока, отклоняющим текучую среду, перекачиваемую вниз по внутренней обсадной трубе для приведения в действие гидравлического двигателя и вращения щетки с подачей струи текучей среды под давлением. Для помощи в очистке обратный поток от гидравлического двигателя отбирают через переводник (139) потока и наружный кольцевой проход между внутренней колонной (144) выщелачивания и наружной колонной (145) выщелачивания колонны (136) отклонения потока.
В вариантах осуществления настоящего изобретения можно также использовать устройства (37) предотвращения вращения отводимой и расширяющейся конструкции для обеспечения прохода двигательной компоновки через уменьшенный внутренний диаметр колонны (144) внутренней трубы, например, для достижения нижнего конца (146) колонны (136) отклонения потока, суженной в результате попадания нерастворимого материала от выщелачивания соляной каверны (135A). Компоновка очистки или бурения применима для удаления нерастворимого материала из проходов внутренних труб с потоком текучей среды, проходящим через перфорированное звено на нижнем конце (146) или через боковой проем (140), при низких давлениях сжатия текучей среды в большом объеме каверны, обеспечивая повторяющуюся подачу в пространство (135A) каверны. Повторяющееся стравливание запертого давления в каверне можно выполнять до завершения вращательного бурения и очистки.
Другие примеры использования различных вариантов осуществления настоящего изобретения в каверне хранения включают в себя, без ограничения этим: создание дополнительных боковых проемов в колонне (136) отклонения потока бурением через колонну (144) внутренней трубы и колонну (145) наружной трубы, размещение расширяющейся трубы на перфорационных каналах, проходящих через колонну (144) внутренней трубы и/или колонну (145) наружной трубы, и фрезерование внутренней трубы (144) и установку вращающегося пакера (19) во внутреннем диаметре наружной трубы (145).
На фиг.8 и 9 двигательные компоновки (16), имеющие верхнее соединительное устройство (50A), и кожух (36) устройства отклонения потока с уплотнениями (54) для предотвращения прохода потока между двигательными компоновками и трубой, в котором они располагаются, показаны соединенными с устройством (37) предотвращения вращения двигателя на верхнем и нижнем концах винтового гидравлического двигателя (39), с приводом на нижнее соединение (50B) для соединения с вращающимся устройством, которое на фиг.8 показано в виде щеток (22 и 23) для чистки трубы.
На фиг.8 показан вид сбоку наклонно-направленной трубы (29), в которой гидравлический многоступенчатый двигатель показан очищающим трубу (177).
Каротажный кабель может соединяться с соединительным устройством (50A) на верхнем конце показанной многодвигательной компоновки (17), которая включает в себя верхнюю двигательную компоновку (16), соединенную соединительным устройством, показанным в виде карданного соединения (53), с нижним двигателем (16). Проходящая по окружности щетка (22) имеет привод от верхней двигательной компоновки, а щетка (23) очистки трубы имеет привод от нижней двигательной компоновки для очистки трубы изнутри.
На фиг.9 показан вид в изометрии компоновки (16) гидравлического двигателя, соответствующей верхней двигательной компоновке фиг.8, компоненты компоновки (16) гидравлического двигателя показаны на фиг.10-18. Компоновка гидравлического двигателя показана с двигателем с закрепленной осью, в котором при аксиальном перемещении компоновки в целом можно аксиально перемещать вращающиеся устройства, соединенные с соединительным устройством (50B) нижнего конца. Данное аксиальное перемещение не является необходимым для вариантов осуществления, включающих в себя аксиально подвижные двигательные компоновки (43 фиг.96 и 128), описанные ниже.
На фиг.10 и 11 показан в изометрии кожух (51) устройства отклонения потока, являющийся частью закрепленной двигательной компоновки (16) фиг.9. Кожух устройства отклонения потока может быть объединен с уплотнением (54 фиг.12) для образования устройства (36 фиг.9) отклонения потока.
Дроссельные отверстия (147) в стенке кожуха (51) отклоняют циркулирующую текучую среду во внутренний проход и к нижнему концу кожуха.
На фиг.12 показано в изометрии уплотнение (54) для кожуха (51 фиг.10-11) устройства отклонения потока, которое может быть объединено с кожухом для образования устройства (36 фиг.9) отклонения потока. Поверхность (155) крепления соединяется с соответствующей поверхностью (154 фиг.10) для крепления уплотнений к кожуху.
На фиг.13 показан вид в изометрии кожуха (148) винтового гидравлического двигателя (39 фиг.9) для установки дисков предотвращения вращения, который можно комплектовать дисками (149 фиг.14) для выполнения устройства (37 фиг.9) предотвращения вращения двигателя. Схема фиг.13 показывает верхнее устройство предотвращения вращения двигателя фиг.9, которое может также функционировать перевернутым в качестве нижнего устройства предотвращения вращения двигателя. Нижнее устройство предотвращения вращения двигателя может также включать в себя крепежное соединение (152) на своем верхнем конце и дорожку (153) подшипника на нижнем конце.
Кожух (148) с роликами предотвращения вращения может иметь многочисленные части (151), соединенные, выставленные по одной линии или смещенными по окружности, с креплениями (150) для роликов (149 фиг.14), в которых концевое соединение (152) может крепиться к кожуху (58 фиг.15) статора или статору (57 фиг.16).
Соединения (151) могут иметь характер креплений или могут включать в себя подшипники и дорожки, обеспечивающие независимое проскальзывание под действием трения и веса, приложенного к кожуху. Например, когда подшипники располагаются между дорожкой (153) подшипника на кожухе и дорожкой (157 фиг.17) на вращательном соединении (156 фиг.17), скрепленном с нижней частью ротора (56 и 156 фиг.18), подшипники увеличивают возможность удержания статора (57 фиг.16), дополнительно отделяя его от трения с вращающимся ротором.
Когда используют кожух (148) предотвращения вращения на верхнем конце кожуха (58 фиг.15) двигателя, соединение сверху устройства предотвращения вращения двигателя может также иметь подшипники и дорожки (153) для предотвращения вращения троса в случае прерывистого проскальзывания устройства предотвращения вращения во время работы или его аксиального перемещения с приложением крутящего момента при работе компоновки гидравлического двигателя.
Проход устройств предотвращения вращения через уменьшенные внутренние диаметры устройств в трубах, таких как ниппель (128 фиг.4), в подземных скважинах, может быть необходимым для выполнения работы под сужениями внутреннего диаметра. Устройства предотвращения вращения могут поэтому быть выполнены отводимыми и расширяющимися. Например, такие устройства предотвращения вращения могут включать в себя выемку для пружины (159 фиг.105) с толкающим стержнем (160 фиг.105) установленным в кожухе (148) предотвращения вращения для обеспечения убирания осей (149 фиг.14) внутрь, когда диски (149 фиг.14) поджимаются внутрь при прохождении через уменьшенный внутренний диаметр во время перемещения вдоль оси трубы. Устройства предотвращения вращения могут расширяться после прохождения сужения внутреннего диаметра для создания сопротивления вращению вокруг оси трубы.
На фиг.14 сверху показан вид в изометрии и внизу вид сбоку диска (149) предотвращения вращения, соответствующего фиг.9 и 13, применимого для устройства (148 фиг.13) предотвращения вращения двигателя, которое можно объединять с кожухом для образования устройства (37 фиг.9) предотвращения вращения двигателя. Кривизну (222) поверхности прокатывания диска можно выбирать соответствующей кривизне окружности (222A) трубы, в которой диск устанавливается в соединении с соответствующим кожухом (148 фиг.13). В данном способе диск должен аксиально вращаться, когда кожух перемещается аксиально, но должен сопротивляться скольжению вдоль окружности (222A) трубы в которой установлен. Множество дисков можно соединять с кожухом (148 фиг.13) предотвращения вращения таким способом для сопротивления вращению кожуха вокруг своей оси. Множество дисков (149), установленных вдоль оси кожуха (148 фиг.13) предотвращения вращения, обеспечивают проскальзывание участка кожуха смежного с другими вращающимися устройствами, чему способствуют подшипники и дорожка (153 фиг.13).
Для содействия аксиальному проходу через уменьшенные внутренние диаметры обсадной трубы, диски (149) могут также выталкиваться наружу пружинами (158 фиг.110) для поджатия вала (159 фиг.109), имеющего кривизну (160) соответствующую оси (149A) диска (149) способом, аналогичным показанному на фиг.105. Пружина и вал могут размещаться в кожухе (148 фиг.13) предотвращения вращения, и могут выжимать ось (149A) и соответствующий диск (149) наружу для соединения криволинейной поверхности (222) диска с поверхностью (222A) окружности трубы, в которой диск установлен для дополнительного сопротивления проскальзыванию диска на окружности трубы.
На фиг.15 показан вид в изометрии с показанными пунктирными линиями внутренними поверхностями кожуха (58) статора (57 фиг.16), который может объединяться с ротором (56 фиг.18) для образования винтового гидравлического двигателя (16 фиг.9).
На фиг.16 вверху в плане и внизу в виде продольного сечения по линии B-B показан статор (57) для установки в кожухе (58 фиг.15) статора. Объединенные ротор (56 фиг.18) и статор образуют винтовой гидравлический двигатель (16 фиг.9).
Статор (57) и кожух (58 фиг.15) статора скреплены с не вращающимся концом (152 фиг.13) кожуха (148 фиг.13) предотвращения вращения двигателя, препятствующего вращению вокруг своей оси статора и связанного с ним кожуха статора.
Внутренние спирально закрученные поверхности статора (57) могут соответствовать спирально закрученным поверхностями ротора (56 фиг.18), так что когда текучую среду прокачивают между статором и ротором, ротор вращается благодаря прямому вытеснению текучей среды, при условии закрепления статора, предотвращающего вращение последнего вокруг оси.
На фиг.17 показан вид в изометрии вращающегося соединения (156) ротора, скрепленного с ротором, как показано на фиг.18 для образования винтового гидравлического двигателя (39 фиг.9) с соединением (50B) для вращающегося устройства на нижнем конце и дорожкой (157) качения подшипника для соединения с подшипниками и нижним концом кожуха (58 фиг.15) статора и/или статором (57 фиг.16).
Дроссельные отверстия (242) подачи на концах проходов от верхнего конца по окружности внутреннего прохода, обеспечивают прохождение потока между статором (57 фиг.16) и ротором (56 фиг.18) к входу во внутренний проход вращающегося соединения (156) ротора, соединенного с нижним концом ротора (56 фиг.18).
На фиг.18 на виде в изометрии ротор (56) для установки и вращения в статоре (57 фиг.16) показан с соединением (156) ротора для вращающегося устройства на своем нижнем конце.
Дроссельные отверстия (147 фиг.10-11) впуска текучей среды устройства (36 фиг.9-11) отклонения потока передают высокое давление в пространство между ротором (56 фиг.18) и статором (57 фиг.16) для выхода из пространства с пониженным давлением вследствие потери давления, связанной с вращением проходов (242) входа во вращающееся соединение (156) ротора совмещающихся с внутренним каналом вращающегося соединения ротора. Более низкое давление может получаться на выходе нижнего конца ротора для приведения в действие вращающегося инструмента, такого как щетка с гидромонитором (22 и 23 фиг.19 и 20 соответственно) или буровое долото (161 фиг.22).
На фиг.19 показан вид в изометрии вращающейся щетки (22), имеющей вращающиеся соединительные устройства (50) для соединения соответствующих устройств на своем верхнем и нижнем концах, таких как двигательная компоновка (16 фиг.8) и вращающееся карданное соединение (53 фиг.8).
Вращающаяся щетка (22) показана имеющей, если необходимо, струйные насадки (179) для направления текучей среды под давлением из двигательной компоновки для содействия очистке вращением выходящей вбок струей текучей среды под давлением. Альтернативно, показанную щетину можно исключить, и вращающаяся щетка может просто создавать вращающиеся струи текучей среды под давлением для очистки или других целей.
На фиг.20 показан вид в изометрии вращающейся щетки (23) с вращающимся соединительным устройством (50) для соединения, например, с двигательной компоновкой (16 фиг.8).
На фиг.21 показан вид в изометрии вращающегося фрезерующего или режущего устройства (24) с вращающимся соединительным устройством (50) на своем верхнем конце, которое может соединяться, например, с аксиально подвижной двигательной компоновкой (21 фиг.101 и 135).
На фиг.22 показан вид в изометрии компоновки (44) расширяющейся трубы с защелками (47) для соединения друг с другом вращающихся соединительных устройств (50), применимой с компоновкой (25) бурения обсадной колонной. Буровое долото (161) показано соединяющимся с нижним концом нижней трубы с замком, имеющим защелкивающееся вращающееся соединение на своем верхнем конце. Верхняя труба показана с соответствующими защелкивающимися соединениями на обоих концах. Индивидуальные звенья труб можно спускать через устройство лубрикатора, как показано на фиг.5, во время бурения бокового отвода (134 или 135 фиг.6).
На фиг.22А показаны на виде сбоку с сечением в вырезе четверти внутренние компоненты расширяющейся вращением обсадной трубы (180), имеющей вращающееся соединение (50) с двигательными компоновками, применимыми для вариантов осуществления настоящего изобретения. Двигательную компоновку можно использовать для вращения вала (184), показанного с резьбой для перемещения расширяющего конуса (183) через обсадную колонну (181). Обсадная колонна увеличивается в диаметре, и показана имеющей соответствующее расширяющееся уплотняющее устройство (182), показанное в виде эластомерных колец, причем обсадная колонна расширяется к верхнему концу, удерживая трубу (185) внутри другой трубы.
Перфорационные каналы (171 фиг.30 и 31) можно разместить для обеспечения работы компоновки гидравлического двигателя. В варианте осуществления перфорационные каналы должны ремонтироваться после использования двигательных компоновок, и расширяющаяся вращением обсадная труба (180) может быть установлена на перфорационные каналы для создания уплотнения с перепадом давления.
Способ установки расширяющейся вращением обсадной трубы (180) на перфорационные каналы, используемые гидравлическим двигателем для циркуляции, включает в себя вначале расширение обсадной колонны (181) и соответствующих уплотнений (182) под перфорационными каналами до закрепления уплотнения с перепадом давления, в то время, когда гидравлический двигатель не должен больше работать. Натяжение можно затем приложить к верху двигательной компоновки, соединенной с верхним концевым вращающимся соединением (50) для расширения остальной части расширяющейся обсадной трубы и соответствующих уплотнений с помощью вытягивания раздвигающего конуса (183) на участок расширяющейся обсадной колонны, скрепленной с трубой двигательной компоновкой до прекращения циркуляции. Натяжение можно прикладывать до выхода расширяющего конуса из верхнего конца расширенной обсадной колонны и двигательную компоновку удаляют, при этом перфорационные каналы уплотняются перепадом давления.
На фиг.23-26 показана компоновка (44) выдвигаемой трубы, имеющая телескопическую трубу (45) с клапаном (48) одностороннего действия на своем нижнем конце в убранном и выдвинутом положении, применимую для вариантов вращения или укладки веществ, таких как цемент, в стволе скважины.
На фиг.23 показан вид сбоку, и на фиг.24 вид в плане с линией C-C сечения. На фиг.25 показано на виде сбоку сечение по линии C-C фиг.24, и на фиг.26 показан с увеличением фрагмент D фиг.25. Телескопическая труба (45) показана во втянутом положении на фиг.23 и выдвинутом положении на фиг.24-26.
Выдвигаемые трубы (44) можно использовать для укладки цемента в способах ликвидации скважин, показанных на фиг.31-34 и на фиг.128. После создания достаточного пространства для цементирования под насосно-компрессорной трубой или обсадной колонной благодаря удалению насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны из внутреннего диаметра ствола скважины, вращающийся пакер (19 фиг.34), зонт (163 фиг.29) цементирования, материал для ликвидации поглощения, вязкие текучие среды и/или другое устройство или материал можно устанавливать над обломками (164), созданными во время ликвидации.
Верхний конец компоновки (44) выдвигаемой трубы можно соединять нижней частью (166 фиг.34) насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны в стволе скважины, после чего цемент большей плотности, чем текучая среда в стволе скважины можно закачивать во внутренний проход трубы, с которой выдвигаемая обсадная труба соединена. Телескопическая труба (45) и/или труба (46) мембранного типа, при этом, удлиняется давлением, приложенным к клапану (48) одностороннего действия.
Цемент затем укладывают через клапан (48) одностороннего действия, обычно именуемым башмаком с обратным клапаном с вытеснением из внутреннего прохода трубы, с которой выдвигаемая труба (44) соединяется, а также внутреннего прохода самой выдвигаемой трубы с помощью текучей среды, которая легче укладываемого цемента.
После вытеснения цемента из внутреннего прохода удлиненной трубы, закачку можно останавливать, и давление во внутреннем проходе можно сбрасывать, обеспечивая закрытие клапана одностороннего действия и «всплытие» выдвигаемой трубы вверх, благодаря плавучести более легкой вытесненной текучей среды в более тяжелом цементе. Это обуславливает сокращение трубы и уход из цемента, оставляя цементную пробку без заложенных труб, что предпочтительно при ликвидации скважин для уменьшения вероятности протечки.
На фиг.27 и 28 показана в изометрии выдвигаемая труба (44) в конфигурации с гибкими мембранами (46). На фиг.27 показана выдвигаемая труба в сложенном положении и на фиг.28 показана труба в положении после выдвижения.
Если клапан одностороннего действия установлен на нижнем конце данной выдвигаемой трубы (46) с гибкими мембранами, он должен функционировать в режиме, аналогичном режиму для телескопической трубы (45 фиг.23-26) для укладки цемента во время работ ликвидации.
На фиг.29 на виде в изометрии с вырезом секции обсадной колонны показан зонт цементирования устройства (49) цементирования, где зонт (163) цементирования установлен для поддержания цемента над обломками (164), созданными во время ликвидации скважины.
Зонт, в общем, устанавливают на место в закрытом положении с помощью каротажного кабеля, отсоединяемого от соединительного устройства (50) зонта после установки, когда зонт уже находится в открытом положении, для обеспечения сохранения цемента над зонтом и исключения падения цемента его затвердевания.
На фиг.30-34 показаны схемы продольного сечения варианта (59) осуществления, используемого для создания пространства, в общем, применимого для работ ликвидации скважины, в котором устройство (20) продольной резки трубы установлено во внутренней трубе (167), содержащейся в наружной трубе (168), и устройство продольной резки соединено с тросом (6).
Устройство с внутренней трубой (167) и наружной трубой (168), показанное на фиг.30-34, может представлять собой любое устройство с двойной трубой, такое как с эксплуатационной насосно-компрессорной трубой (98 фиг.4) в эксплуатационной обсадной колонне (101 фиг.4), с эксплуатационной обсадной колонной (101 фиг.4) в промежуточной обсадной колонне (103 фиг.4), с промежуточной обсадной колонной (103 фиг.4) в обсадной колонне (105 фиг.4) направления, с внутренней трубой в наружной трубе трубопровода, с трубой в райзере морской платформы, любое другое устройство, состоящее из первой трубы во второй, или их комбинации.
Продольная резка труб может также быть применима для варианта с одинарной трубой (61 фиг.8), поскольку циркуляция не требуется и устройство продольной резки работает, как поршень. Например, трос (6) является аналогичным валу, соединенному с поршнем, что аналогично устройству (20) продольной резки трубы для повторяющегося перемещения вверх и вниз или вперед и назад для прорезания продольного паза в трубе.
В данном варианте (30) осуществления, показанном на фиг.30, давление текучей среды, приложенное аксиально над устройством (20) продольной резки трубы приводит в действие внутренний поршень (64 фиг.42) в кожухе (63 фиг.40) режущего устройства для выдвижения элементов (65 фиг.41) продольной резки с помощью копирного устройства (67 фиг.42) для создания продольных прорезей (170) во внутренней трубе (167).
После выполнения продольных прорезей, как показано на фиг.31, устройство продольной резки можно извлекать и выполнять операцию (31) с использованием вращающейся подвески (18), в которой компоновка (16) с использованием винтового гидравлического двигателя (39) может соединять вращающуюся подвеску с внутренней трубой (167) над продольными прорезями (170), после чего компоновку двигателя можно отсоединить от вращающейся подвески и удалить из скважины, при этом, оставляя вращающуюся подвеску скрепленной с внутренней трубой.
Циркуляцию для действия винтового двигателя (39) двигательной компоновки (16) можно выполнять с помощью перфорации (171) внутренней трубы и циркуляции вниз по внутренней обсадной трубе, и вверх в кольцевом пространстве между внутренней трубой (167) и наружной трубой (168).
Альтернативно, в операциях с использованием как одинарных, так и двойных труб, если возможна закачка или нагнетание по трубе, обратная циркуляция и перфорационные каналы (171) не требуются.
После удаления, как показано на фиг.32, двигательную компоновку (16) можно вновь установить во внутреннюю трубу (167) с использованием троса (6), при этом, перемещая двигатель в устройство с двойной трубой для резки внутренней трубы (32) с помощью устройства (21) круговой резки трубы, создавая отделенную нижнюю внутреннюю трубу (169).
Отрезание (170A) нижнего конца внутренней трубы (167) снимает натяжение между внутренней трубой (167) и вновь созданной нижней трубой (169) при этом, создавая зазор между нижним концевым срезом (170A) внутренней трубы (167) и верхним концевым срезом (170B) отделенной нижней трубы (169).
Как показано на фиг.33, если данный зазор, созданный при снятии натяжения и падении нижней отделенной трубы (169) является недостаточным для установки вращающегося пакера (19), или установка вращающегося пакера является нежелательной, поршень может быть установлен во внутреннюю трубу (167) и соединен с вращающейся подвеской для проталкивания нижней отделенной трубы аксиально вниз для создания пространства между внутренней трубой и нижней отделенной трубой для установки вращающегося пакера или укладки цемента, используемого для ликвидации скважины или изоляции трубы.
За резкой может следовать использование варианта осуществления (33) для установки вращающегося пакера (19), в котором двигательную компоновку (16), несущую вращающийся пакер (19), можно использовать для установки вращающегося пакера в пространстве между внутренней трубой (167) и нижней отделенной трубой (169) во всем диаметре пространства, если необходимо соединение вращающегося пакера с вращающейся подвеской, показанной на фиг.32.
Двигательную компоновку (16) можно использовать для вращения и соединения вращающегося пакера (19) на внутреннем диаметре наружной трубы (168), создавая поршень с нижним валом, проходящим через соединение с вращающейся подвеской (18) и соответствующую нижнюю отделенную внутреннюю трубу (169), после чего двигательная компоновка может быть удалена.
В варианте осуществления (34) фиг.34 разрушающего поршня показано пространство над вращающимся пакером (19) с увеличенным давлением, обуславливающим перемещение поршня, образованного вращающимся пакером, вращающейся подвески (18) и нижней отделенной внутренней трубы (169) вниз, при этом, с разрушением (165) нижней отделенной внутренней трубы, с созданием в результате пространства над обломками (164) в наружной трубе (168).
Приложение давления на большей площади внутреннего диаметра наружной трубы (168) может создавать силу сжатия больше, чем давление поршень во внутренней трубе (167), как описано выше.
Использование продольной резки (30) обуславливает более эффективное прессование нижней отделенной трубы, потенциально, создавая дополнительное пространство, свободное от внутренней трубы в наружной трубе (168).
На фиг.35 показана схема продольного сечения варианта осуществления компоновки (30A) резки трубы, установленной продольно по длине с устройством (20) продольной резки трубы. Устройство (20) продольной резки трубы удерживается на тросе (6) в вертикальной наклонной или горизонтальной трубе (177). Текучую среду можно закачивать через трубу (177) и отклонять через устройство (36) отклонения текучей среды уплотнениями (54) на устройстве отклонения текучей среды для приведения в действие поршня (64 фиг.38 и 42), поджимающего дисковые режущие элементы (65 фиг.38 и 41) к внутренней окружности трубы (177), так что при аксиальном перемещении, устройство продольной резки выполняет продольные разрезы (170) в трубе.
На фиг.36-42 показан вариант осуществления устройства (20) продольной резки трубы и его компоненты.
На фиг.36 на виде в изометрии устройства (20) продольной резки трубы показан соединяющийся с каротажным кабелем кожух (51) устройства отклонения потока, имеющий соединительное устройство (50) на своем верхнем конце, уплотнения (54), проходящие по его окружности, и отклоняющие дроссельные отверстия (42) которые вместе образуют устройство (36) отклонения потока, соединенное с верхом кожуха (63) поршня.
Кожух (63) поршня имеет дисковые режущие элементы (65), выступающие от его наружного диаметра, поджимаемые к внутреннему диаметру трубы поршнем и копирным устройством (67 фиг.42) в кожухе. Поток текучей среды, проходящий через отклоняющие дроссельные отверстия (42), действует на поршень и в конечном итоге выходит через выходные проходы (176).
Используемое при необходимости роликовое устройство (37) предотвращения вращения, аналогичное по конструкции с устройством предотвращения вращения двигателя, описанным выше и показанным на фиг.8, предотвращает вращение, пока дисковые режущие элементы создают паз, что дополнительно предотвращает вращение. Повторяющаяся резка, обусловленная перемещением устройства (20) продольной резки трубы вдоль оси трубы, в конечном итоге образует разрезы, проходящие сквозь стенку трубы. Текучая среда под давлением, нагнетаемая в трубу, продавливает вниз внутренний поршень и связанное с ним копирное устройство (67 фиг.42), выжимая дисковые режущие элементы наружу.
На фиг.37 и 38 показаны вид в плане и сбоку с сечением по линии E-E фиг.37, соответственно. На фигурах показано устройство (20) продольной резки трубы с уплотнениями (54), отклоняющими поток нагнетаемой текучей среды через отклоняющие дроссельные отверстия (42) в соединяющемся с каротажным кабелем кожухе (51) устройства отклонения потока.
Кожух (51) и уплотнения (54) образуют устройство (36) отклонения потока, соединенное с верхом кожуха (63) устройства продольной резки с поршнем (64), поддерживаемым возвращающим устройством, показанным как пружина (178), на которую действует давление потока текучей среды, до давления, заданного пружиной клапана (48) сброса давления одностороннего действия на нижнем конце компоновки (20) устройства продольной резки.
Поршень (64) имеет внутренний проход, проходящий аксиально к шпинделю и уплотнениям (68) на своем нижнем конце и соединяется с гнездом, обеспечивающим уплотненное перемещение вверх и вниз, в то время как копирное устройство (67) давит на оси (69 фиг.41) дисковых режущих элементов (65). Данные оси соединены с выемками (66 фиг.40), определяющими их перемещение под воздействием копирного устройства. Поршнем управляют как с помощью давления текучей среды, действующего на его верхнюю поверхность в стволе скважины, так и натяжения кабеля, соединенного с верхним соединительным устройством (50).
На фиг.39 и 40 показан вид в плане и сбоку с сечениями по линии F-F фиг.39, соответственно. На Фигурах показаны кожух (63) устройства продольной резки трубы, в котором углубления (66) определяют радиальное перемещение осей (69 фиг.41), поджимаемых через гнезда копирным устройством (67 фиг.42).
На фиг.41 на виде сбоку, соответствующем фиг.36-38, показан дисковый режущий элемент (65), имеющий оси (69), соединяющиеся в кожухе (63 фиг.40) с копирным устройством (67 фиг.42) и трубой для выполнения вертикального разреза при перекатывании аксиально вдоль внутренней поверхности трубы.
На фиг.42 на виде в изометрии поршня (64), соответствующего фиг.38, показаны уплотнения (68) на верхнем и нижнем концах с внутренним проходом между верхним и нижним концами, и соответствующим копирным устройством (67). Давление, приложенное на верхнюю поршневую головку, поджимает компоновку поршня вниз, и копирное устройство (67) поджимает дисковые режущие элементы (65) радиально наружу к внутренней трубе.
Двойное копирное устройство (67) давит на оси (69 фиг.41) с обеих сторон круглой режущей поверхности, частично располагающейся в углублении поршня между двойным копирным устройством. Давление, приложенное к верхней поршневой головке, можно регулировать клапаном (48 фиг.38) сброса давления одностороннего действия.
На фиг.43 на схеме продольного сечения показана установка (31A) на вращающейся подвеске, соединенной с тросом (6), в вертикальной, наклонной или горизонтальной одиночной трубе (177). Вращающаяся подвеска (18) соединяется с двигательной компоновкой (16), показанной с винтовым гидравлическим двигателем (39) с устройством (37) предотвращения вращения и устройством (36) отклонения потока с уплотнениями (54).
Вращающуюся подвеску (18) можно устанавливать с использованием любого двигателя на каротажном кабеле, такого как электродвигатель, подвешенный на электролинии или гидравлический двигатель, подвешенный на гибкой насосно-компрессорной трубе.
На фиг.44 и 45 показаны вид в плане и вид сбоку с сечением по линии G-G фиг.44, соответственно. На фиг.46 и 47, показаны с увеличением фрагменты H и I фиг.45, соответственно, вращающейся подвески (18). Вращающаяся подвеска (18) установлена в трубе со отсоединяемым в скважине вращающимся соединением (50) на верхнем конце и, устанавливаемым при необходимости вращающимся соединением (50) на нижнем конце. Тормозящие блоки (198) можно использовать для обеспечения аксиальной установки с сопротивлением вращающейся подвески вращению вокруг оси.
Соединение вращающегося соединительного устройства (50) верхнего конца с нижним концом двигательной компоновки (16), подвешенной на тросе (6) или, альтернативно, электродвигателя, подвешенного на электрическом каротажном кабеле, вращает вал (186), соединенный с вращающейся расширяющей плитой (188) со срезными штифтами (189). Перемещающееся соединение (192), показанное в виде резьбы, по периметру вращающейся расширяющей плиты и внутри диаметра верхнего конца расширяющегося кожуха (187) обуславливает перемещение расширяющегося кожуха аксиально вниз относительно соединения вращающейся расширяющей плиты с вращающим валом. Периметр резьбового участка (192) вращающейся расширяющей плиты (188) соединяется с комплементарным резьбовым участком на внутренней стороне расширяющегося кожуха (187) и обуславливает перемещение расширяющегося кожуха аксиально вниз. Коническая поверхность (194) расширяющегося кожуха при этом перемещается вниз во входное отверстие захвата (190) трубы и выжимает поверхности (191) захвата на участках его опор радиально наружу для захвата трубы, в которой он установлен. После достижения предела расширения срезающиеся штифты (189) срезаются, обеспечивая продолжение вращения вала (186), опирающегося на вращающуюся подвеску (18), которая, при этом, скреплена с трубой (177). Во время развертывания предотвращается случайное вращение кожуха вокруг оси вращающейся подвески (18) блоками (198) трения для расширения захватов (190) соединения с трубой радиально наружу, что обуславливает соединение с помощью конической поверхности (194) вращающейся подвески с трубой, в котором она установлена. При достижении захватами соединения с трубой предела расширения срезаются штифты (189), обеспечивая продолжение вращения вала (186), опирающегося на вращающуюся подвеску.
Соединение вращающейся подвески (18) препятствует перемещению подвески в трубе, так что устройство и грузы можно подвешивать на соединительное устройство (50) нижнего конца или опирать на соединительное устройство (50) верхнего конца, например, при разрушении труб вращающимся пакером (19 фиг.33 и 34).
Вращающуюся подвеску (18) можно удалить, выжимая вал (186) аксиально вверх, при этом перемещая расширяющийся кожух (187) и его конические поверхности (194) вверх через перемещающееся соединение (192) между валом и расширяющей плитой (188). Кожух обеспечивает отсоединение соответствующих поверхностей (191 фиг.52) захвата (190) соединения от диаметра трубы, с которой они соединены, посредством дополнительного выталкивания вверх вала. Аксиальное перемещение вверх вала (186) вращающейся подвески (18) может быть создано с использованием любого способа, в том числе, соединением с тросом (6 фиг.5) верхнего соединительного устройства (50) и выбиванием его вверх и/или приложением давления через ствол к нижнему концу, если уплотнение прикреплено к нижней части вращающейся подвески или соединительному устройству (50) нижнего конца.
На фиг.46 показан увеличенный фрагмент H фиг.45, с перемещающимся соединением (192) между расширяющей плитой (188) расширителя и расширяющимся кожухом (187). Расширяющая плита показана соединенной с вращающимся валом (186) со срезными штифтами (189). Вращение вала вращает расширяющую плиту, перемещающую расширяющийся кожух аксиально вниз, так что коническая поверхность (194 фиг.49) перемещает захватывающие поверхности (191 фиг.52) радиально наружу для соединения вращающейся подвески (18 фиг.44-45) с трубой (177 фиг.43) в которой она установлена.
На фиг.47 на увеличенном фрагменте I фиг.45 показано соединение конической поверхности (194), с захватом (190), где захват проходит через дроссельное отверстие (193) в расширяющемся кожухе (187), расположенном вокруг вращающегося вала (186).
На фиг.48 показан вид в изометрии устройства (186) вращающегося вала, соответствующим фиг.44-47, с валом вращающейся подвески (18 фиг.44-45), имеющим вращающиеся соединительные устройства (50) на верхнем и нижнем концах с калиброванными отверстиями (196) для срезных штифтов (189 фиг.51) для соединения расширяющей плиты (188 фиг.50). После среза срезных штифтов, вал может аксиально вращаться, поддерживаемый расширяющей плитой в соединении с захватывающими поверхностями (191 фиг.52), соединенными с трубой (177 фиг.43).
На фиг.49 показан вид в изометрии нижнего конца устройства расширяющегося кожуха (187), соответствующего фиг.44-47, с конической поверхностью (194) для соединения с захватами (190 фиг.52), выступающими через дроссельные отверстия (193) во вращающейся подвеске (18 фиг.44-45) с приемными гнездами (197) для блоков (198 фиг.44-45) трения и с внутренним проходом (195) для вращающегося вала (186 фиг.48), перемещающего расширяющую плиту (188 фиг.50) к верхнему концу кожуха расширителя для проталкивания конической поверхности между валом и захватами, обуславливающего выход захватов из дроссельных отверстий для соединения с трубой, в которой установлена вращающаяся подвеска.
На фиг.50 показано в изометрии устройство вращающейся расширяющей плиты (188), соответствующей фиг.44-47, с калиброванными отверстиями (196) для соединения срезными штифтами (189 фиг.51) с вращающимся валом (186 фиг.48) вращающейся подвески (18 фиг.44-45). Перемещающееся соединение (192), показанное как резьба, может соединять расширяющийся кожух (187 фиг.49) с конической поверхностью (194 фиг.49), используемой для расширения захватов (190 фиг.52) для соединения вращающейся подвески на внутреннем диаметре с трубой (177 фиг.43). После соединения вращающейся подвески с трубой штифты могут срезаться для обеспечения дополнительного вращения вала в расширяющей плите.
На фиг.51 показано в изометрии устройство срезного штифта (189), соответствующего фиг.44-47, где штифт применяется между расширяющей плитой (188 фиг.50) и вращающимся валом (186 фиг.48) вращающейся подвески (18 фиг.44-47) для создания достаточного сопротивления крутящему моменту для соединения поверхностей (191 фиг.52) захвата с внутренней поверхностью трубы (177 фиг.43). Соответствующий расширяющийся кожух (187 фиг.49) показан с конической поверхностью (194 фиг.49) для соединения с захватами. Срезные штифты срезаются, когда расширяющая плита не может больше расширять захваты, при этом, обеспечивается вращение вала в расширяющей плите.
На фиг.52 показано в изометрии устройство захвата (190) соединения с трубой соответствующее фиг.44-47, показаны захватывающие поверхности (191) для соединения с поверхностью внутреннего диаметра трубы (177 фиг.43), когда захват расширяется конической поверхностью (194 фиг.49) расширяющегося кожуха (187) вращающейся подвески (18 фиг.44-45).
На фиг.53 и 54 в вариантах осуществления для одинарной (61) и двойной (59) труб, соответственно, показаны различные варианты осуществления компоновок гидравлического двигателя для резки трубы дисковым режущим устройством (21).
На фиг.53 схематично показано продольное сечение варианта (32A) осуществления дискового устройства (21) резки трубы, с тросом (6) в соединении с вертикальной, наклонной или горизонтальной одинарной трубой (177), и винтовым гидравлическим двигателем (39) в двигательной компоновке (16), имеющей устройства (37) предотвращения вращения двигателя на дальних концах гидравлических двигателей. Устройство (36) отклонения текучей среды показано с уплотнениями (54), отклоняющими текучую среду циркуляции в зазор между статором и ротором гидравлического двигателя. Нижний конец ротора соединен с верхним концом дискового устройства (21) резки трубы.
Если разрезаемая труба (177) растянута, нижний конец (177A) должен отделяться, как показано на фиг.53. В ином случае, только толщина режущего элемента должна разделять трубу (177) и нижний конец (177A).
Выдвижение режущих элементов дискового режущего устройства (21) является функцией длины рычага режущего устройства и может меняться в зависимости от варианта применения дискового режущего устройства. Например, выдвижение, показанное на фиг.53, может быть необходимым для резки теплоизоляции вокруг трубопровода, но в общем, такое выдвижение должно только проходить к наружному диаметру трубы (177).
На фиг.54 и 55 на виде в плане и виде сбоку с продольным сечением по линии J-J фиг.54, соответственно, показана резка двойной трубы (59) в варианте (32B) осуществления. На фиг.56 и 57, показаны увеличенные фрагменты K и L на фиг.55, соответственно, и показана двигательная компоновка (16) с гидравлическим двигателем (39), имеющим ротор (56) в статоре (57), подвешенная на соединении канатным замком (50) с тросом (6) в устройстве двойной трубой.
Показан соединяющийся с кабелем кожух (51) устройства отклонения потока с уплотнениями (54), образующий устройство (36) отклонения потока, отводящее текучую среду, закачиваемую вниз по внутренней трубе (167) в наружной трубе (168) для приведения в действие гидравлического двигателя (39) и связанного с ним ротора (56) с развертываем зубчатым механизмом (40) дисковым режущим устройством (21). Текучая среда для приведения в действие двигателя может, как циркулировать между внутренней трубой (167) и наружной трубой (168), так и нагнетаться с одного конца и выходить с противоположного конца двигательной компоновки (16).
На фиг.56 на увеличенном фрагменте K фиг.55 показаны дроссельные отверстия (147) в спускаемом на тросе кожухе (51) отклоняющего устройства, принимающие поток текучей среды закачиваемой вниз по внутренней трубе (167) через ротор (56) и между ротором и статором (57) в кожухе (58) статора. Размер прохода потока через центр ротора определяет давление, при котором текучая среда входит в зазор между ротором и статором. Устройства (37) предотвращения вращения двигателя показаны соединенными с верхним концом статора и кожухом (58) статора для обеспечения вращения ротора при прямом вытеснении текучей среды между ротором и статором.
Через дроссельное отверстие (147) отклоняющего устройства (36) текучая среда под высоким давлением поступает в пространство между ротором (56) и статором (57) и внутренний канал ротора в щели (202 фиг.57) нижнего конца приводной муфты (174 фиг.57), с образованием зоны пониженного давления вследствие потери давления, связанной с вращением ротора. Выпуск показан с дроссельными отверстиями (201 фиг.58) в дисковом устройстве (21 фиг.58) резки трубы, проходящим через режущий элемент обсадной трубы в ствол скважины или трубу в которой он установлен и приводящим в действие двигательную компоновку, благодаря перепаду давления текучей среды между впуском и выпуском.
На фиг.57 показан увеличенный фрагмент L фиг.55, а на фиг.58 показан вид фрагмента M фиг.57. На Фигурах показана приводная муфта (174) с демпфером (174A) крутящего момента, в виде армированного эластомерного устройства, которое в варианте осуществления может быть выполнено из каучукового материала, аналогичного применяемому в автомобильных шинах. Демпфер крутящего момента показан соединенным с ротором (56), подшипниками (203) вращения, установленными между устройством (37) предотвращения вращения на нижнем конце приводной муфты и верхним концом вращающегося соединительного устройства (50). Дроссельные отверстия (202) в верхнем конце вращающегося соединительного устройства обеспечивают проход потока из зазора между ротором (56) и статором (57), в кожух (58) статора, во внутренний канал дискового режущего устройства (21), с верхним концом, соединенным с нижним концом вращающегося соединительного устройства, расположенного во внутренней трубе (167) и наружной трубе (168). Устройства (37) предотвращения вращения двигателя соединяются между кожухом (58) статора и вращающимся соединением (50) с промежуточными подшипниками (203) для обеспечения закрепления на кожухе статора самого статора (57) и приведения ротора (56) во вращение прямым вытеснением текучей среды между ними, таким образом, проворачивая вращающееся соединительное устройство (50) и затем дисковое режущее устройство (21) с зубчатым механизмом (40), соединенное с нижним концом устройства.
На фиг.58 на увеличенном фрагменте M фиг.57 показано дисковое режущее устройство (21) с зубчатым механизмом (40), имеющее планетарный механизм (200) зубчатой передачи для приведения в действие рычага (78) с режущим диском (65), соединенным с тормозящей плитой (76). Текучая среда, перекачиваемая через внутренний канал двигательной компоновки (16 фиг.44-45) проходит через дроссельные отверстия (201) для смазки и очистки режущей компоновки с зубчатым механизмом, и применяемый при необходимости центробежный импеллер (204) потока способствует смазке и очистке ускоренным потоком (205).
На фиг.59 и 60 показан вид сбоку с сечением по линии N-N фиг.59, соответственно. На Фигурах показана приводная муфта (174), имеющая замедлитель изменения крутящего момента в виде гибкой армированной эластомерной мембраны для предотвращения резких изменений крутящего момента, связанных с прихватом и следующим за ним проскальзыванием для уменьшения усилий на роторе и статоре гидравлического двигателя.
На фиг.61-69 и фиг.70-72 показан планетарный зубчатый механизм (40) со связанными с ним компонентами двухрычажного дискового устройства (21) резки трубы, с различными вариантами осуществления дисковых узлов режущего устройства с соответствующими компонентами, показывающими один возможный рычажно-шестеренчатый механизм для развертывания различных вариантов осуществления дисковых режущих устройств фиг.70. Компоновку гидравлического двигателя, также как электродвигатель на электрическом каротажном кабеле, можно использовать для развертывания вариантов осуществления дисковых устройств резки трубы.
На фиг.61, 62 и 63 показано следующее. На фиг.61 показан вид в плане с линией O-O сечения, на фиг.62 показан вид сбоку с сечением по линии O-O фиг.61, и на фиг.63 показан вид в изометрии с сечением по линии O-O фиг.61. Планетарный зубчатый механизм (40) дискового устройства (21) резки трубы, соответствующий фиг.64-69, показан с вращающимся соединением (50) на верхнем конце и внутренним проходом, ведущим к дроссельным отверстия (201) в кожухе (214) планетарного зубчатого механизма. Кожух планетарного зубчатого механизма можно сохранять чистым с помощью потока из дроссельных отверстий, проходящих через плиту (204) центробежного импеллера. Вращение вокруг тормозящей плиты (76), соединяющейся с трубой, в которой установлено дисковое режущее устройство, создает сопротивление планетарному зубчатому механизму (200) для выдвижения рычагов (78) дисковых режущих элементов (65) для резки трубы от ее внутреннего диаметра наружу.
Любая конфигурация планетарного зубчатого механизма и тормозящей плиты, показанной на фиг.81-82 и фиг.83-84, или устройства тормозящего блока, аналогичная показанному на фиг.44-45 для вращающейся подвески, является применимой в дисковом режущем устройстве (21) с зубчатым механизмом.
Крестовина (208), установленная на валу (211), соединяет верхнюю ось (212 фиг.70) узла (70 фиг.70) дискового режущего элемента с нижней осью (212 фиг.70) соединенной с калиброванным отверстием (206) в тормозящей плите (76). Шестерня (77) узла дискового режущего устройства соединяется с кольцевой шестерней (200), обеспечивая выдвижение вращением кожуха (214) планетарного зубчатого механизма узла дискового режущего элемента на внутренний диаметр обсадной трубы, в которой он установлен и на который опирается тормозящая плита (76), передавая радиальное усилие наружу, пропорциональное обусловленному трением сопротивлению проскальзыванию тормозящей плиты.
Если вращающееся соединительное устройство скреплено с нижней часть тормозящей плиты (76), дополнительное вращающееся оборудование может быть присоединено аксиально снизу, включающее в себя дополнительные дисковые устройства резки трубы. Если создан канал, проходящий через вал (211) тормозящей плиты, участок циркуляции может быть создан для дополнительного вращающегося оборудования снизу.
Если очистка, охлаждение и/или смазка планетарного зубчатого механизма и узлов дискового режущего устройства не требуется, можно использовать электродвигатель, соединенный с электрическим каротажным кабелем, и дроссельные отверстия (201) и/или центробежный импеллер могут быть исключены, или если используют гидравлический двигатель, канал, проходящий через вал (211) тормозящей плиты (76) может подавать текучую среду аксиально через режущее устройство. На фиг.84-85 показан вариант осуществления дискового режущего устройства снабженного электродвигателем, где очистка, охлаждение и/или смазка не требуются.
На фиг.64 показан вид в изометрии кожуха (214) планетарного зубчатого механизма, соответствующего фиг.61-63, с дроссельными отверстиями (201) для прохода текучей среды, через внутренний проход и шестерни (200) по внутренней окружности кожуха.
На фиг.65 показан вид в изометрии центробежного импеллера (204) потока, соответствующего фиг.61-63, размещаемого под кожухом (214 фиг.64, 82 и 85 или 217 фиг.73-75) дискового режущего устройства, с дроссельными отверстиями (201) и лопастями (213) центробежного устройства для регулирования потока текучей среды, проходящего через дисковое устройство резки трубы варианта осуществления.
На фиг.66 и 67 показаны виды в изометрии планетарного механизма зубчатой передачи в убранном положении (215) и выдвинутом положении (216), соответственно. На фигурах показаны кольцевые шестерни (200) в зацеплении с шестернями (77), закрепленными на осях (212), установленных на концах узла дискового режущего устройства, с рычагами (78), проходящими от осей (212), с дополнительными осями (69), соединенными с режущими дисками (65). Тормозящая плита (76) соединена с нижним концом оси (212), и крестовина (208) соединена с верхним концом оси (212).
Вращение кольцевой шестерни (200) электродвигателем или потоком текучей среды с помощью пневматического и/или гидравлического двигателя работает против силы трения, создаваемой тормозящей плитой (76) для выдвижения узла (70 фиг.70) дискового режущего устройства в положение, показанное на фиг.67, до соединения рычага (78) с останавливающим упором (207). Реверсивное вращение электродвигателя или пневматического и/или гидравлического двигателя при соответствующей обратной циркуляции втягивает узел дискового режущего устройства в положение, показанное на фиг.66, с рычагами (78), остановленными валом (211 фиг.68) тормозящей плиты.
На фиг.68 на виде в изометрии тормозящей плиты (76), соответствующей фиг.61-63, показан вал (211), соединяющийся с крестовиной (208 фиг.69), калиброванные отверстия (206), соединяющиеся с нижними концами осей (212 фиг.70, 79 и 80), и останавливающий упор (207), соединяющийся с рычагом (78 фиг.66) узла дискового режущего устройства.
На фиг.69 на виде в изометрии крестовины (208) дискового режущего устройства, соответствующего фиг.61-63, показаны калиброванные отверстия (209) соединяющиеся с верхними концами (212 фиг.70, 79 и 80) осей узлов дискового режущего устройства, и калиброванные отверстия (210), соединяющиеся с валом (211 фиг.68).
На фиг.70 на виде в изометрии различных вариантов осуществления узлов дискового режущего устройства, применимых для показанного на фиг.61-63 и соответствующих фиг.71-72, показаны концы (212) осей с закрепленными промежуточными шестернями (77) и рычаги (78), проходящие к оси (69), вокруг которых вращаются дисковые режущие элементы (65).
Узлы (72) дискового режущего устройства с более длинными рычагами и узлы (71) с более короткими рычагами применимы для резки с увеличенным и уменьшенным радиусами вокруг оси дискового устройства резки трубы. Показанный вариант осуществления дискового режущего устройства включает в себя лезвия (79), скрепленные со своими рычагами (78) для резки линий управления, металлических хвостовиков, обломков и/или других предметов, относящихся к отходам, находящимся в их радиусе резания.
На фиг.71-72 показаны в изометрии, соответственно, дисковый режущий элемент (65) и ось (69) дискового режущего элемента, соответствующие узлам дискового режущего устройства фиг.70, 79 и 80. На фигурах показан круглый режущий элемент с возможностью повторяющегося вращения на площади для резки, при этом требующий уменьшенного крутящего момента в сравнении с обычными режущими элементами ножевого типа. Дополнительно, обычные режущие элементы режут трубы снаружи внутрь, а показанный круглый режущий элемент режет трубы или трубки изнутри наружу.
Если отрезаемая труба имеет достаточное натяжение, радиус дискового режущего элемента может быть меньше толщины стенки трубы, подвергающейся резке, поскольку труба должна отделяться в процессе резки, обеспечивая проход участка рычага (78 фиг.70) с осью (69 фиг.70) в расходящийся зазор, образующийся при отделении, вместе с тем, когда в трубе, подвергающейся резке, существует недостаточное натяжение, нож (79 фиг.70 и фиг.84-85) или абразивный режущий элемент может быть добавлен к рычагу для удаления материала для обеспечения отрезания режущим диском такой обсадной трубы.
На фиг.73-74 и фиг.75-79, соответственно, показаны виды в изометрии двухрычажного копирного механизма (41) и соответствующих компонентов, дискового устройства (21) резки трубы. Собранное устройство с его компонентами применимо с электрическими двигателями или приводимыми в действие текучей средой, пневматическими и/или гидравлическими двигателями.
На фиг.73 и 74 на виде в плане и виде сбоку с сечением по линии P-P фиг.73, показан двухрычажный копирный механизм (41), соответствующий фиг.75-79. Верхнее вращающееся соединительное устройство (50) показано с дроссельными отверстиями (201) потока во внутреннем проходе кожуха (217) копирного режущего устройства. Копир (75A) может развертывать рычаги (78) с соединенными с ними дисковыми режущими элементами (65), выступающими от тормозящей плиты (76) для резки трубы изнутри наружу. На фиг.74 также показан отводимый копир (75B) для остановки продвижения дискового режущего устройства, и гнездо (199), созданное для размещения полностью убранного дискового режущего устройства.
На фиг.75 на виде в изометрии кожуха (217) и копира (75A), соответствующего фиг.61-63, показан кожух копирного механизма с вращающимся соединением (50) на его верхнем конце, дроссельные отверстия (201) потока и копирная поверхность (75C) для остановки выдвижения и убирания узла дискового режущего устройства посредством соединения с соответствующим копиром (75B фиг.79) рычага (79 фиг.79) на нижнем конце. Копир (75A) выдвижения под кожухом выдвигает рычаги при вращении в одном направлении, а копирная поверхность (75C), действующая на соответствующий копир (75B фиг.79), убирает рычаг при вращении в противоположном направлении.
На фиг.76 на виде в изометрии копира (75A), соответствующего фиг.61-63, показано приемное гнездо (199) в котором может располагаться дисковый режущий элемент, когда полностью убран. Убирание дискового режущего устройства увеличивает размер применимого режущего диска, обеспечивает использование более крупных и более эффективных дисковых режущих устройств с увеличенным сопротивлением износу режущих кромок для резки более толстых стенок труб.
На фиг.77 показан вид в изометрии тормозящей плиты (76) с узлом (73 на фиг.79) дискового режущего устройства соответствующего фиг.61-63. На фиг.77 показаны узлы дискового режущего устройства в выдвинутом положении с копиром (75A), без связанного с ним кожуха (217 фиг.75) поджимающим рычаг (78) в выдвинутое наружу положение с помощью трения наружной поверхности периметра тормозящей плиты и вращения копира (75A), скрепленного с нижним концом вращающегося кожуха (217 фиг.75). На фиг.7 не показан вращающийся кожух для наглядности.
На фиг.78 на виде в изометрии тормозящей плиты (76), соответствующей фиг.61-63, показаны калиброванные отверстия (206), в которые могут устанавливаться нижние оси узлов режущего дискового устройства, и вал (211) для соединения с вращающимся кожухом (217 фиг.75).
На фиг.79 на виде в изометрии узла (73) дискового режущего устройства, соответствующего фиг.61-63, показаны ось (212) со скрепленным с ней копиром (75B) убирания, соединяющимся с соответствующим копиром (75C фиг.75), и рычаг (78), имеющий дополнительную ось (69), соединяющуюся с дисковым режущим элементом (65).
Приводимый в действие копирным механизмом узел (73) дискового режущего устройства может выжиматься в выдвинутое положение вращением кожуха (217 фиг.75) копирного механизма при соединении копира (75A фиг.76-77) с рычагом (78), и убираться с использованием копира (75C фиг.75) при соединении с копиром (75B) убирания, скрепленным с осью (212), вращением кожуха (217 фиг.75) копирного механизма в противоположном направлении.
На фиг.80 показан вид в изометрии узла (74) дискового режущего устройства, альтернативного показанному на фиг.79, применимого в копирном дисковом устройстве (41 фиг.61-63) резки труб. На фиг.80 показан узел дискового режущего устройства, аналогичный узлу фиг.79 без копира убирания, такой, что естественное трение или соединение с копиром (75A фиг.76-77) выдвижения можно использовать для убирания альтернативного узла дискового режущего устройства.
На фиг.81 на виде в плане устройства зубчатой передачи (218A) с четырехрычажным планетарным механизмом (218 на фиг.82), показаны узлы (71) дискового режущего устройства с режущими дисками (65) и шестернями (77), соединенными с кольцевой шестерней (200) кожуха с зубчатым механизмом. Четырехрычажная крестовина соединяет оси (212) узлов дискового режущего устройства полностью выдвинутые в контакт с останавливающими упорами (207) на тормозящей плите (76).
На фиг.82 на виде в изометрии дискового устройства (21) резки трубы с планетарным зубчатым механизмом (40) с четырьмя рычагами (218) варианта осуществления, соответствующего фиг.81, показано вращающееся соединительное устройство (50) верхнего конца на кожухе (214) зубчатого механизма и режущие диски (65) выступающие наружу до останавливающих упоров (207) на тормозящей плите (76).
На фиг.84 и 85, на виде в плане и на виде сбоку с сечением по линии Q-Q фиг.84, соответственно, показано дисковое устройство (21) резки трубы с планетарным зубчатым механизмом (40), с вращающимся соединительным устройством (50), применимым с электродвигателями или другими типами двигателей без прохода потока в соответствующем соединительном устройстве. Ножевые режущие элементы (79) показаны в составе рычагов узлов (72) дискового режущего устройства для резки предметов, таких как линии управления, изоляция трубы и/или обломки в ней или пропущенного режущим диском (65).
Поток, отклоненный диаметром компоновки (21) резки труб проходит через дроссельные отверстия (147) во внутреннюю камеру и через дополнительные дроссельные отверстия (201) к импеллеру (204) текучей среды для регулирования потока к зубчатому механизму (200) и узлам (72) дискового режущего устройства с целью смазки, очистки и/или охлаждения.
Как показано на фиг.53-85 и описано выше для вариантов осуществления, любую комбинацию и конфигурацию дискового устройства (21) резки труб можно выполнить для использования с электродвигателем, пневматическим двигателем, гидравлическим двигателем или любым другим двигателем для резки труб изнутри наружу, с использованием режущего диска для минимизации требуемого крутящего момента и/или выдвижения дисковых режущих элементов к диаметрам больше установленных в настоящее время для работ на каротажном кабеле.
На фиг.86-95 показаны вращающийся пакер (19) и соответствующие компоненты.
На фиг.86 схематично показано продольное сечение варианта (33A) осуществления вращающегося пакера (19) для двойной трубы (59), который включает в себя устройство (36) отклонения потока с уплотнениями (54), отклоняющее поток в гидравлический двигатель (39) двигательной компоновки (16) с устройством (37) предотвращения вращения. Нижнее вращающееся соединительное устройство (50B) показано соединенным с переводником (219) вращающегося соединения, имеющим диаметр для сопротивления аксиальному потоку вверх во внутренней трубе (167), и внутренние проходы, проходящие от нижнего вращающегося соединительного устройства к дроссельным отверстиям (220) выпуска текучей среды. Переводник вращающегося соединения установлен между нижним соединительным устройством во внутренней трубе и вращающимся соединительным устройством (50) вращающегося пакера (19), расширенного в наружной трубе (168).
Такие варианты (33A) осуществления подходят для применения там, где одиночная внутренняя труба проходит часть длины более крупной наружной трубы. Например, общепринятым в подземных скважинах является прохождение трубы хвостовика под эксплуатационный пакер (113 фиг.4) с углубленным ниппелем (128 фиг.4) аксиально под ним для размещения пробки. Часто является необходимой установка мостовой пробки на нижнем хвостовике (129 фиг.4) или обсадной колонне, которая не должна проходить через эксплуатационную насосно-компрессорную трубу (98 фиг.4). В таких случаях эксплуатационная насосно-компрессорная труба и соответствующий эксплуатационный пакер должны быть удалены. Вместе с тем, при использовании вращающегося пакера, имеющего расширение диаметра с перекрыванием больше обычной мостовой пробки, возможна установка вращающегося пакера без удаления эксплуатационной насосно-компрессорной трубы (98 фиг.4) или эксплуатационного пакера (113 фиг.4).
На фиг.87 на виде в изометрии вращающегося пакера (19), соответствующего фиг.88-93, показан вращающийся пакер в сложенном положении для прохода через трубу, с вращающимся соединительным устройством (50) вращающегося вала (90), соединяющегося с двигателем. Вращающаяся подвеска имеет подвижное соединение (80), такое как резьбовое или со спиральным копирным пазом, соединенное с крестовиной (81), так что вращение вала перемещает крестовину аксиально вверх для расширения звездообразного каркаса (86 фиг.90 и 95), последовательно расширяющего мембрану (89) для создания пакера или мостовой пробки.
На практике, подобранные по фракциям частицы зернистого материала и/или текучая среда в задерживающей мембране создают перепад давления с сопротивлением проходящему через них потоку текучей среды, когда подобранные по фракциям частицы зернистого материала укладываются с уплотнением в результате прохода под давлением текучей среды через массу подобранных по фракциям частиц. Помещение подобранных по фракциям мелких частиц, таких как песок, в мембрану (89) вращающегося пакера (19) обеспечивает расширение мембраны с расширением звездообразного каркаса в ней, создавая барьер с перепадом давления, когда мембрана вращающегося пакера уплотнена на внутреннем диаметре канала, и давление прикладывается в канале, в котором мембрана расширяется и уплотняется на кромках.
В предпочтительных вариантах осуществления вращающегося пакера должны, в общем, использовать мембрану из кевлара для предотвращения пробоя острым предметом в трубе, имеющую эластомерное покрытие для уплотнения мембраны внутри диаметра канала, в котором мембрана расширяется, и подобранные по фракциям мелкие песчаные частицы в мембране для создания уплотнения для перепада давления.
На фиг.88 и 89 на виде в плане и соответствующем продольном сечении по линии R-R фиг.88 показан вал (90) вращающегося пакера, соответствующий фиг.87 и 95. Скважинное удаляемое сменное вращающееся соединение (50) показано соединенным с двигателем на верхнем конце последнего и подвижным соединением (80), таким как с помощью резьбы или спирального копирного элемента, для перемещения первой крестовины (81 фиг.93) аксиально вверх с задержкой второй крестовины (82 фиг.91) с помощью задерживающего соединения (221) для расширения (88 фиг.94) сложенного (87 фиг.90) звездообразного каркаса (86 фиг.90 и 95) в мембране (89 фиг.87) и затем блокирования прохода, в котором вращается вал.
Применяемые по необходимости дроссельные отверстия (85) сброса давления, соответствующий проход и односторонний клапан (48) сброса давления могут также находиться в валу для обеспечения перемещения вращающегося пакера (19 фиг.95) аксиально вниз или вверх, в зависимости от ориентации клапана одностороннего действия, вследствие сброса давления на стороне вращающегося пакера.
В ситуациях ликвидации, где герметизирующий цемент уложен под вращающимся пакером, и нагнетание или циркуляция через изолированную трубу, находящуюся ниже невозможна, клапан (48) сброса давления может быть добавлен к валу для обеспечения возможности продавливания вращающегося пакера давлением над ним вниз с помощью стравливания давления под пакером.
На фиг.90 на виде в изометрии звездообразного каркаса (86) в сложенном положении (87), соответствующего фиг.89 и 91-95, показана верхняя крестовина (82), соединяющаяся под вращающейся задерживающей поверхностью (221 фиг.89), соединенная верхними шарнирными соединительными устройствами (50A) с верхними рычагами (83A) и нижними шарнирными соединительными устройствами (50B) и нижними рычагами (83B), с промежуточными прижимными опорами (84), соединенными с нижней крестовиной (81), и имеющая перемещающееся соединение, такое как с резьбой или другой спиральной поверхностью, соединяющееся с нижним концом вала (80 фиг.89). Звездообразный каркас установлен в мембране (90 фиг.89), имеющей достаточную поверхность для расширения во внутреннем диаметре трубы.
На фиг.91 на виде в изометрии четырехрычажной крестовины (82), соответствующей фиг.90 и 95, показан внутренний проход для вала (90 фиг.89) и шарнирные соединительные устройства (50), соответствующие верхним концевым шарнирным соединительным устройствам (50 фиг.90) рычага (83 фиг.92).
На фиг.92 на виде в изометрии верхнего рычага (83A), нижнего рычага (83B) и прижимной опоры (84), соответствующих фиг.90 и 95, показано верхнее шарнирное соединительное устройство (50A) и нижнее шарнирное соединительное устройство (50B) рычагов с шарнирным соединением (50) прижимной опоры. Верхнее шарнирное соединительное устройство (50A) верхнего рычага (38A) соединяется с верхней крестовиной (82 фиг.91), а нижнее шарнирное соединительное устройство (50B) верхнего рычага (83A) соединяется с нижней крестовиной (81 фиг.93) с нижним и верхним концевыми рычажными соединениями (50B и 50А, соответственно), соединяющимися с соединительным устройством (50) толкающих рычагов, как показано на фиг.95.
На фиг.93 на виде в изометрии четырехрычажной крестовины (81), соответствующей фиг.90 и 94, показан внутренний проход для вала (90 фиг.89), и шарнирных соединительных устройств (50), соответствующих нижним концевым шарнирным соединительным устройствам (50B фиг.92) нижнего рычага (83B фиг.92). Показано подвижное соединение (80) для соединения нижнего конца вала (90 фиг.89).
На фиг.94 на виде в изометрии звездообразного каркаса (86) в раздвинутом положении (88), показаны верхние рычаги (83A) и верхние концевые шарнирные соединения (50A), соединенные с верхней крестовиной (82), нижние рычаги (83B) и нижние концевые соединения (50B), соединенные с нижней крестовиной (81). Нижние концевые шарнирные соединительные устройства (50B) нижних рычагов и верхние концевые соединительные устройства (50A) верхних рычагов соединены с прижимными опорами (84).
На фиг.95 показан вид в изометрии вращающегося пакера (19), пунктирными линиями показаны невидимые поверхности. На фиг.95 показана вращающаяся подвеска в раздвинутом положении для блокирования внутреннего диаметра трубы так, что звездообразный каркас (86 фиг.94) установлен в раздвинутом положении (88 фиг.94) в мембране (89) с верхней крестовиной (82) между задерживающей поверхностью (221) и нижней крестовиной (81), соединяющейся с валом (90) на перемещающемся соединении (80), таком как резьба или спиральная криволинейная поверхность, с применяемым по необходимости клапаном (48) одностороннего действия и дроссельным отверстием (85) сброса давления.
Вращающийся пакер (19) может иметь удаляемое вращающееся соединение (50) или, альтернативно, отличающееся удаляемое соединение на нижнем конце вращающегося переводника (219 фиг.86) аксиально над ним, и, если необходимо, вращающееся соединение на нижнем конце вращающегося пакера для соединения с другим устройством, как показано на фиг.33-34, что обеспечивает функционирование вращающегося пакера в качестве скрепленной мостовой пробки, при соединении со смежной неподвижной трубой, или в качестве поршня при установке в трубу, но без скрепления с неподвижной трубой между зоной более высокого давления и более низкого давления в зоне перепада давления. При использовании в качестве поршня над разрушаемой трубой, давление может быть приложено аксиально над ней для разрушения труб аксиально под поршнем и в диаметре герметизации вращающегося пакера, как показано на фиг.34.
Если вращающийся пакер включает в себя массивный вал с применяемым по необходимости клапаном одностороннего действия, он может функционировать, как мостовая пробка, и когда внутренний проход создан в валу, он может функционировать как эксплуатационный пакер, если скреплен с трубой соединением на своих концах, таким как вращающаяся подвеска, описанная выше.
Обычные пакеры являются, в общем, неприемлемыми для использования в качестве поршней, поскольку надувные мембраны являются уязвимыми для пробоя острыми металлическими кромками, создаваемыми во время резки, фрезерования и/или сверления металла.
В предпочтительных вариантах осуществления вращающегося пакера используют материал мембраны, стойкий к пробою, такой как пулестойкий материал из кевлара, заполненный подобранными по фракциям частицами, такими как песок, для создания барьера с перепадом давления при расширении. Можно создавать достаточную аксиальную глубину материала мембраны и пакера для достижения внутреннего диаметра трубы, в которой устанавливается вращающийся пакер, для создания уплотнения.
Обычные пакеры и мостовые пробки, в общем, имеют ограниченную степень расширения, что может не позволять установить пакер через насосно-компрессорную трубу для расширения в трубе большего диаметра аксиально под ней, как показано на фиг.86. Таким образом, обычные пакеры являются, в общем, неприемлемыми к нуждам эксплуатации, таким как отсечка воды без удаления эксплуатационной насосно-компрессорной трубы и эксплуатационного пакера (98 и 113 фиг.4, соответственно). Наоборот, варианты осуществления вращающегося пакера настоящего изобретения можно использовать для уплотнения в канале значительно большего диаметра, чем канал, через который пакер устанавливают.
Когда его не используют для выполнения работы в качестве поршня или эксплуатационного пакера, вращающийся пакер (19) можно использовать для поддержания текучих сред, таких как цемент, для исключения падения вниз после укладки, в качестве мостовой пробки. Например, во время ликвидации скважины вращающийся пакер можно использовать для уплотнения в канале значительно большего диаметра, чем канал, через который пакер устанавливают, например, при установке пакера под ниппелем (128 фиг.4) и подпакерной трубой или в секции (131 фиг.4) необсаженного ствола под хвостовиком (129 фиг.4).
В ситуации, где через эксплуатационную насосно-компрессорную трубу (98 фиг.4) выполняют отвод, отклоняющий клин (133 фиг.6) можно установить на верхнем конце вращающегося пакера, расширенного под ниппелем (128 фиг.6) и подпакерной трубой для исключения необходимости удаления эксплуатационной насосно-компрессорной трубы (98 фиг.6) и эксплуатационного пакера (113 фиг.6) для выполнения нижнего бокового отвода (134B фиг.6).
В обычном случае, в общем, является непрактичной установка устройства поршневания в трубу или трубопровод, или устройства поршневания, прокачиваемого через трубопровод, для очистки его от воды или других веществ, остающихся в местах понижений, через трубу с диаметром меньше трубы или трубопровода, подлежащего очистке. Вращающийся пакер настоящего изобретения может расширяться после размещение в трубе или трубопроводе с помощью троса, и диски (149 фиг.13 и 14) могут размещаться на звездообразном каркасе (86 фиг.90 и 94) взамен прижимных опор (84 фиг.90, 92 и 94) и также затем расширяться для создания препятствующего вращению устройства для гидравлического двигателя, таким образом, создается возможность установки устройства поршневания, проходящего через диаметр меньше трубы или трубопровода, подлежащего поршневанию, и выполнения в нем поршневания или очистки.
Из показанного на фиг.4-8, 30-35, 43, 53-58 и 86 и описанного выше и ниже для вариантов осуществления боковых отводов, скважин хранения, ликвидации скважин и трубопроводов, следует, что любую комбинацию и конфигурацию спускаемых на кабеле скважинных компоновок можно использовать с закрепленными аксиальными двигательными компоновками (16), аксиально подвижными двигательными компоновками (43), гидравлическими двигателями, выдвигаемыми трубами, вращающимися щетками, вращающимися долотами, выполненными с возможностью расширения при вращении обсадными трубами, устройствами (38 фиг.97, 102-104) предотвращения вращения, вертлюгами (175 фиг.113-114), отсоединителями (231 фиг.(120-122), кабельными замками (241 фиг.129), штангами, яссами, инструментами спуска, инструментами подъема, карданными шарнирами и/или быстроразъемными соединениями для профилактического ремонта или технических мероприятий в трубе.
На фиг.96-135 показаны аксиально подвижные двигательные компоновки (43) и соответствующие детали и компоненты различных вариантов осуществления с двигательной компоновкой (16) с гидравлическими двигателями (39), аксиально удерживаемыми на вращающейся подвеске (18) и удерживаемыми от вращения устройствами (37) предотвращения вращения двигателя.
На фиг.96-101 показаны виды в изометрии, на фиг.96 обозначены фрагменты S, T, U, V и W, показанные с увеличением на фиг.97, 98, 99, 100 и 101, соответственно. На фигурах показана аксиально подвижная двигательная компоновка (43), имеющая концентрическую шестигранную ведущую бурильную трубу (172 фиг.98-101 и 123), которая может аксиально перемещаться относительно вкладыша (173 фиг.100 и 117-118) под ведущую бурильную трубу, скрепленного с приводной муфтой (174 фиг.59-60) и ротором (56 фиг.18, 56-57, 126-127 и 133-134), аналогично устройству, показанному на фиг.126, в котором гидравлический двигатель (39) скреплен с трубой, в которой установлен, узлами (37) устройства предотвращения вращения двигателя и вращающейся подвески (18) на своем нижнем конце.
После установки устройство (36) отклонения текучей среды отводит текучую среду для приведения в действие двигателя (39), который, в свою очередь, приводит во вращение вкладыш (173 фиг.100) под ведущую бурильную трубу. Вкладыш под ведущую бурильную трубу соединяется с шестигранной ведущей бурильной трубой (172 фиг.98) и аксиально перемещается на дисках во вкладыше при вращении вокруг своей оси на нижнем конце ведущей бурильной трубы. Хотя показана шестигранная ведущая бурильная труба, ведущая бурильная труба другой формы, такая как с квадратным сечением, также применима.
Верхний конец ведущей бурильной трубы (172) показан соединенным с вертлюгом (175) для предотвращения вращения или перекручивания троса (6). Устройство (38) предотвращения вращения каротажного кабеля показано установленным между тросом и вертлюгом для дополнительного уменьшения вероятности перекручивания троса и появления критической точки.
При использовании аксиально подвижную двигательную компоновку (43) можно установить в трубу, с началом циркуляции текучая среда отклоняется через ведущую бурильную трубу, проходит через устройство отклонения (52) текучей среды в гидравлический двигатель (39), который приводит в действие ротор, соответствующий вкладыш под ведущую бурильную трубу, ведущую бурильную трубу и вращающуюся подвеску (18), соединенную с нижним концом двигательной компоновки (16), при этом соединяя вращающуюся подвеску с трубой, в которой подвеска установлена.
После скрепления вращающейся подвески с трубой срезные штифты во вращающейся подвеске могут срезаться, обеспечивая продолжение вращения ведущей бурильной трубы (172) вкладышем (173) под ведущую бурильную трубу, при этом длина ведущей бурильной трубы над и под точкой крепления вращающейся подвески регулируется натяжением, приложенным к тросу (6).
С вращающимся инструментом, показанным в виде фрезера (24), соединенным с нижним концом ведущей бурильной трубы (172), вращение может начинаться от нижней точки, и продвижение идет вверх, в отличие от описанных выше вариантов осуществления, в которых, в общем, продвижение идет вниз. В показанных вариантах осуществляется продвижение вращающегося устройства вверх для обеспечения падения отходов, образующихся во время работы, такой как фрезерование, вниз от точки производства вращательной работы, таким образом, исключая нежелательное трение и препятствия.
После выполнения необходимой операции вращения аксиально подвижная двигательная компоновка (43) может выбиваться вверх для высвобождения вращающейся подвески и удаления колонны инструмента.
При операции через насосно-компрессорную трубу в скважине с забитыми отходами эксплуатационной насосно-компрессорной трубой (98 фиг.4), нижними боковыми отводами (134B), проходящими через хвостовик (129 фиг.6), верхними боковыми отводами (134A), проходящими через эксплуатационную насосно-компрессорную трубу (98 фиг.6), эксплуатационной обсадной колонной (101 фиг.6) и промежуточной обсадной колонной (103 фиг.6), где множество металлических насосно-компрессорных труб и обсадных труб могут связывать бурильную компоновку, или в скважине хранения, где нерастворимыми веществами заполнена внутренняя колонна (144 фиг.7) выщелачивания, фрезер (24 фиг.101) можно заменить буровым или промывочным долотом (161 фиг.22) на нижнем конце выдвигаемых труб (44 фиг.23-25 и 27-18) с вертлюгом на нижнем конце между выдвигаемой трубой и долотом. Верхний конец выдвигаемых труб может соединяться с нижним концом вращающейся подвески (18 фиг.100), так что ведущая бурильная труба может вращаться в выдвигаемых трубах, и поток от нижнего конца двигательной компоновки через выдвигаемую трубу к нижнему концу бурового или промывочного долота может возникать с обратной циркуляцией через шибер (127) боковых отверстий аксиально над нижним боковым отводом, любое из кольцевых пространств над верхним боковым отводом, через переводник (139 фиг.7) для хранения, или через перфорационные каналы на необходимом месте. В данном режиме, под действием перепада давления может образовываться путь циркуляции между верхним концом двигательной компоновки и долотом, при этом, при вращении аксиально подвижной, в сущности, ведущей бурильной трубы можно вращать долото и управлять его аксиальным перемещением для выполнения функции бурения, с выпуском текучей среды через долото снаружи выдвигаемой трубы в кольцевое пространство перед достижением устройства отклонения потока верхней двигательной компоновки.
На фиг.102-112 показано устройство (38) предотвращения вращения каротажного кабеля, применимое с неподвижной и аксиально подвижной двигательными компоновками для предотвращения вращения кабеля развертывания, используемого для установки и извлечения инструментов. В дополнение к обеспечению сопротивления, предотвращающего вращение, устройство предотвращения вращения может быть выполнено с возможностью прохода через уменьшенные внутренние диаметры в трубе, такие как в ниппеле (128 фиг.4) в подземной скважине.
В данном примере устройства предотвращения вращения создана пружина (159) в углублении кожуха (148A), толкающая стержень (160), действующий на ось (149C) диска (149B) для обеспечения поджатия диска внутрь во время прохода через уменьшенный внутренний диаметр, затем выдвигающегося наружу после прохода уменьшенного диаметра. Выдвижение диска создает сопротивление вращению вокруг оси благодаря контакту между криволинейной поверхностью диска и поверхностью внутреннего диаметра трубы, в которой он располагается.
На фиг.102 на виде в изометрии устройства (38) предотвращения вращения каротажного кабеля, соответствующего фиг.103-111, с верхним вращающимся соединением (50A) и нижним вращающимся соединением (50B) показаны диски (149B) предотвращения вращения, имеющие оси (149C фиг.111) и выпуклую поверхность (222 фиг.111) соответствующую кривизне поверхности обсадной трубы в которой устройство предотвращения вращения каротажного кабеля установлено. Устройство показано с верхним кожухом (148A) и нижним кожухом (148B) дисков, аналогичными по конструкции, соединенными с кожухом (148 фиг.13) предотвращения вращения двигателя, при этом, верхний кожух дисков может быть скреплен с нижним кожухом дисков или может вращаться независимо, как показано на фиг.105, в зависимости от ситуации.
На фиг.103 и 104, соответственно на виде в плане и соответствующем сечении на виде сбоку по линии X-X фиг.103, показано устройство (38) предотвращения вращения каротажного кабеля фиг.102.
На фиг.105 на увеличенном виде устройства (38 фиг.104) предотвращения вращения каротажного кабеля, соответствующего фиг.106-108, фрагмента Y фиг.104, показаны подшипники (203C) для аксиального вращения, подшипники (203A) для аксиального внецентренного вращения и подшипники (203B) для аксиального вращения при сжатии. Подшипники обеспечивают изоляцию аксиального вращения под устройством предотвращения вращения от соединительного устройства над устройством предотвращения вращения.
При вращении нижний вал (224) опирается аксиально на подшипники (203A) в нижнем кожухе (148B) дисков, с боковым трением вращения, уменьшенным боковыми подшипниками (203C) в нижнем кожухе дисков, и крутящим моментом от трения при сжатии, уменьшенным подшипниками (203B). Нижний вал может вращаться в нижнем кожухе дисков с дисками (149B), соединенными с поверхностью окружности трубы, в которой смещается. Любая нагрузка натяжения снимается подшипниками (203 A) в верхнем кожухе (148А) дисков, прижатом дисками (149B) к поверхности окружности трубы, в которой кожух установлен, так что любое проскальзывание верхнего кожуха дисков уменьшается боковыми подшипники (203C), с минимизацией, при этом, любого вращения верхнего вала, создаваемого от вращения нижнего вала. Уплотнения (223) применены для защиты смазывающих компаундов подшипников, содержащихся внутри.
На фиг.106, 107 и 108 показаны виды в изометрии подшипников (203), применимых в вариантах осуществления настоящего изобретения, в общем, соответствующих фиг.102-105. На фигурах показаны конический подшипник (203A), сферический подшипник (203B) и цилиндрический подшипник (203C). Хотя показаны предпочтительные варианты осуществления, подшипники любого вида и устройства с подшипниками являются применимыми в вариантах осуществления настоящего изобретения.
Для дополнительного улучшения показателей работы по предотвращению вращения, применяемые по необходимости пружины (160) и соответствующие толкающие стержни (159), действующие на оси (149C) дисков (149B), можно использовать в устройствах, где увеличенная сила трения, противодействующая вращению вокруг оси, может быть достигнута, когда пружина и стержень давят на оси, прикладывая усилие к криволинейной поверхности (222 фиг.14) диска и/или к криволинейной поверхности (222 фиг.14) окружности периметра.
На фиг.109 на виде в изометрии и виде сбоку толкающего стержня (159) фиг.105, соответственно, показана криволинейная поверхность (160) толкающего стержня, с кривизной, совпадающей с кривизной поверхности оси диска (149 фиг.14, 149C фиг.111 или 149E фиг.112). Усилие от пружины (158) может быть приложено к нижнему концу для давления на ось и создания давления соответствующей криволинейной поверхности диска на поверхность внутреннего диаметра трубы для уменьшения склонности к вращению вокруг оси трубы при обеспечении аксиального перемещения.
На фиг.110 на виде в изометрии пружины (158), соответствующей фиг.105, показан один возможный способ приложения силы, толкающей стержень (159 фиг.109).
На фиг.111 на виде в изометрии диска (149B) и оси (149C) устройства соответствующего фиг.102-105, показана гладкая криволинейная поверхность (222), применимая для уменьшения возможности повреждения поверхности внутреннего диаметра трубы, в которой диск установлен и используется.
На фиг.112 на виде в изометрии альтернативного устройства диска (149D) и оси (149E), заменяющего диск и оси устройства фиг.102-105, показана гофрированная криволинейная поверхность (222B), дополнительно улучшающая возможности предотвращения вращения вокруг оси с обеспечением аксиальной прокатки вдоль поверхности, при обстоятельствах, в которых повреждение внутренней поверхности является менее важным, таких как во время ликвидации скважины.
На фиг.113 и 114 на виде в плане и на виде сбоку с сечением по линии Y-Y фиг.113, соответственно, показано устройство вертлюга (175), соответствующего фиг.132. На фигурах показан способ в дополнение к показанному на фиг.102-110, в котором вал, имеющий нижнее вращающееся соединение (50B) под подшипником (203) может вращаться независимо от вала, имеющего верхнее соединение (50A) над подшипником.
На фиг.115-119 и фиг.123-126 показаны различные компоненты аксиально подвижной двигательной компоновки, применимые в вариантах осуществления настоящего изобретения для обеспечения аксиального перемещения и вращения ведущей бурильной трубы (172 фиг.123).
На фиг.115 и 116 показаны вид в плане и соответствующий вид сбоку с сечением по линии Z-Z фиг.115. На фигурах показано аксиально подвижное устройство (36) отклонения потока, имеющее кожух (52) с уплотнениями (54), соединяющимися с поверхностью внутреннего диаметра трубы для отклонения потока через дроссельные отверстия (147) во внутренний проход и проход (226) ведущей бурильной трубы, через который проходит ведущая бурильная труба (172). Устройство отклонения потока показано установленным на верхнем конце аксиально подвижной двигательной компоновки фиг.133.
На фиг.117 и 118 на виде в плане и соответствующем виде сбоку с сечением по линии AA-AA фиг.117, соответственно, показан вкладыш (173) под ведущую бурильную трубу с дисками (227) вкладыша под ведущую бурильную трубу, соединяющимися с поверхностями ведущей бурильной трубы (172 фиг.123) для осуществления вращения вокруг оси ведущей бурильной трубы и, при этом, обеспечения перемещения ведущей бурильной трубы аксиально через вкладыш под ведущую бурильную трубу.
Верхний конец (230) скреплен с ротором (56 фиг.126) так, что вращение ротора вращает вкладыш (173) ведущей бурильной трубы, который, в свою очередь, вращает ведущую бурильную трубу (172 фиг.123), как показано на фиг.127.
На фиг.119 на виде в изометрии диска (227) вкладыша под ведущую бурильную трубу, соответствующего фиг.117-118, показана поверхность (229) соединяющаяся с поверхностью ведущей бурильной трубы (172 фиг.123), проходящая вокруг оси (228).
На фиг.120, 121 и 122 показан вид сбоку устройства (231) отсоединения каротажного кабеля, верхнее приемное гнездо (232) устройства и нижний шпиндель (234) приемного гнезда, соответственно, соответствующие фиг.131. На фигурах показаны собачки (235) шпинделя (234) нижнего конца, соединяющиеся с углублением (233) верхнего конца приемного гнезда (232) для образования разъемного соединения, оставляющего устройство соединенным с нижним шпинделем в обсадной трубе для последующего повторного соединения через некоторое время.
На фиг.123 на виде сбоку шестигранной ведущей бурильной трубы (172), соответствующей фиг.98-101 и 125-135, показаны верхнее и нижнее вращающиеся соединения (50A, 50B). Описанные предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения включают в себя шестигранную ведущую бурильную трубу, но трубы других форм, такие как ведущая бурильная труба квадратного сечения, также применимы.
На фиг.124 на виде в изометрии защелкивающегося вращающегося соединительного устройства (50) шестигранной ведущей бурильной трубы, показан верхний конец (172A) ведущей бурильной трубы, соединяющийся с нижним концом (172B) ведущей бурильной трубы, с двумя защелкивающимися зубьями (236), устанавливающимися в канал (238) и соединяющимися с приемными гнездами (237).
Поскольку устройства (2 фиг.2) лубрикатора могут ограничивать длину, соответствующую аксиально подвижной двигательной компоновке или другим вариантам осуществления настоящего изобретения, такие компоновки могут, например, соединяться в трубе вращающимися подвесками с дополнительным устройством, таким как ведущая бурильная труба, соединяющейся вращающимися соединениями (50 фиг.124), для увеличения длины компоновки и преодоления ограничения длины, соответствующего устройству лубрикатора.
На фиг.125 на виде сверху в плане с линией AB-AB сечения и соответствующем виде сбоку с сечением по линии AB-AB, показан статор (57), соответствующий фиг.133-134. Статор показан имеющим узловые геликоидальные поверхности (239), использующиеся для приведения во вращение узловых геликоидальных поверхностей (240 фиг.126) ротора в нем при прямом вытеснении текучей среды между ротором и статором.
На фиг.126 на виде сверху в плане с линией сечения AC-AC и виде сбоку с сечением по линии AC-AC, показан ротор (56) с приводной муфтой (174) и вкладышем (173) под ведущую бурильную трубу, соединенными с его нижним концом.
На фиг.127 на виде сбоку ведущей бурильной трубы варианта осуществления, показана ведущая бурильная труба (172) в роторе (56) и вкладыше (173) под ведущую бурильную трубу.
Роторное устройство, такое как вкладыши под ведущую бурильную трубу, может соединяться с нижним концом ротора, как показано на фиг.127, или может иметь приводную муфту (174 фиг.126) между ротором и роторным устройством, таким как вкладыш (173) под ведущую бурильную трубу. Роторное устройство может также иметь множество приводных муфт между ротором и роторным устройством, как показано на фиг.134.
На фиг.128-135 показаны вид в плане с линией V-V сечения, соответствующий вид сбоку с сечением по линии V-V с фрагментами AD, AE, AF, AG, AH, AI и AJ соответствующими фиг.129, 130, 131, 132, 133, 134 и 135. На фигурах показаны канатный замок, устройство предотвращения вращения каротажного кабеля, съемное соединение, вертлюг, устройство отклонения потока, устройство предотвращения вращения двигателя, приводная муфта, вращающаяся подвеска и устройства вращающегося инструмента во внутренней трубе (167), установленной в наружной трубе (168).
На фиг.129 показан увеличенный фрагмент AD, соответствующий фиг.128, с соединением канатным замком троса и соединительного устройства (50) на верхнем конце аксиально подвижной двигательной компоновки.
На фиг.130 показан увеличенный фрагмент АЕ соответствующий фиг.128, с устройством (38) предотвращения вращения каротажного кабеля, уменьшающим склонность к передаче вращения под устройством предотвращения вращения на канатный замок (241 фиг.129) и соответствующий трос над ним.
На фиг.131 показан увеличенный фрагмент AF, соответствующий фиг.128, со съемным соединением (231) с верхним приемным гнездом (232), имеющим паз для соединения с собачками (235) соответствующего шпинделя (234). Съемное соединение может отсоединяться, если устройство под соединением оставляют в обсадной трубе, и позже повторно соединяться.
В общем, съемное соединение (231) является полезным при превышении необходимого уровня натяжения, когда устройство под соединением соединяется с другим устройством или прихватывается, что создает сопротивление, необходимое для создания натяжения нужной величины для отсоединения соединения. После отсоединения, соединительное устройство, работающее при более высоком натяжении, может быть присоединено для удаления соединенной или прихваченной компоновки под соединением.
На фиг.132 на увеличенном фрагменте AG, соответствующем фиг.128, показан вертлюг (175) с вращающимся соединением (50) с ведущей бурильной трубой (172). Вращение ведущей бурильной трубы уменьшается вертлюгом и устройством (38 фиг.130) предотвращения вращения каротажного кабеля. Отсоединяющие собачки (235 фиг.131) могут быть созданы и могут либо приводиться в действие вращением или являться вращающимися для дополнительного уменьшения склонности ведущей бурильной трубы к вращению кабеля (6 фиг.129).
На фиг.133 на увеличенном фрагменте АН, соответствующем фиг.129, показан кожух (52) устройства отклонения потока ведущей бурильной трубы и уплотнения (54), образующие устройство (36) отклонения потока в трубе (167), отводящее поток текучей среды через дроссельные отверстия (147) во внутренний проход, ведущий в гидравлический двигатель (39) с верхним концом ротора (56) в статоре (57) и соответствующим кожухом (58), соединенным с устройством (37) предотвращения вращения двигателя. Ведущая бурильная труба (172) проходит через компоненты и является аксиально перемещающейся.
На фиг.134 на увеличенном фрагменте AI, соответствующем фиг.129, показан нижний конец ротора (56) в статоре (57) и соответствующий кожух (58) статора, соединенный с устройством (37) предотвращения вращения двигателя, соединенным с внутренней трубой (167) для закрепления статора и кожуха статора. Прямое вытеснение текучей среды между ротором и статором вращает спаренные приводные муфты (174), соединенные с нижним концом ротора, осуществляя привод вкладыша (173) под ведущую бурильную трубу с нижним концом, соединенным с верхним концом вращающейся подвески (18). Ведущая бурильная труба (172) проходит через компоненты и является аксиально перемещающейся.
Прямое вытеснение текучей среды между ротором (56) и статором (57) приводит в действие вращающиеся муфты (174) и связанную с ними ведущую бурильную трубу и вращающуюся подвеску, соединяя захваты (191 фиг.135) подвески с внутренней поверхностью обсадной трубы (167) до срезания штифтов, и продолжения вращения с опиранием на вращающуюся подвеску. Вращающаяся подвеска аксиально закрепляет компоновку двигателя, обеспечивая аксиальное перемещение ведущей бурильной трубы (172) во время вращения.
Текучая среда прямого вытеснения выходит из гидравлического двигателя между ротором (56) и статором (57), между приводными муфтами (174), кожухом (58) статора и устройством (37) предотвращения вращения двигателя, переходя в кольцевое пространство вокруг ведущей бурильной трубы (172) через щели (202) в нижнем конце нижней приводной муфты, соединенной с вкладышем (173) под ведущую бурильную трубу, и проходя во вкладыше для смазки дисков, проходя во вращающейся подвеске (18).
Впуск текучей среды устройства отклонения потока (36 фиг.133) и выпуск текучей среды между ведущей бурильной трубой и внутренним проходом вращающейся подвески создает сообщение между зоной высокого давления впуска текучей среды и зоной низкого давления под вращающейся подвеской, при этом, гидравлический двигатель (39) может приводиться в действие благодаря перепаду давления текучей среды между впуском и выпуском.
На фиг.135 на увеличенном фрагменте AJ, соответствующем фиг.129 варианта осуществления фрезерования (35) насосно-компрессорной трубы, показаны захваты (191), соединяющиеся с внутренней трубой (167) с помощью соединительного сдерживания тормозящих блоков (198), с соединением с внутренней трубой захватов, описанных выше и показанных на фиг.44-52, для скрепления двигательной компоновки, обеспечивающего аксиальное перемещение ведущей бурильной трубы (172) во время вращения. Фрезер (24) показан соединенным с вращающимся соединением (50) для фрезерования (170C) внутренней трубы (167) аксиально вверх, обеспечивая уменьшение натяжения кабеля (6 фиг.129) для отключения фрезерования, если роторный фрезер прихватывается или гидравлический двигатель теряет обороты во время перемещения вверх. Альтернативно, если внутренний диаметр фрезера (24) соединяется с внутренним диаметром трубы с острой или зазубренной поверхностью, и ведущая бурильная труба перемещается аксиально, тогда можно выполнять спиральную резку или абразивное/шлифующее воздействие. Спиральная резка трубы может ослаблять трубу для последующего компрессионного разрушения вращающимся пакером, абразивную обработку поверхности внутреннего диаметра можно выполнять для удаления цемента или твердого осадка на стенках из трубы, и шлифовку трубы часто выполняют для профилактического ремонта шлифованных подвесных устройств хвостовика.
Альтернативные варианты осуществления с применением аксиально подвижной двигательной компоновки и соответствующей ведущей бурильной трубы можно использовать в ситуациях, в которых аксиальное регулирование является критичным, таких как когда компоновку двигателя, подвешенную на тросе, требуется соединить со скважинным устройством с помощью байонетных пазов или резьбы, шлифованных приемных гнезд и/или для предотвращения  повреждения скважинного оборудования, чувствительного к вращению.
Как показано на фиг.96-135 и раскрыто в описанных выше вариантах осуществления любые комбинации и конфигурации устройств на каротажном кабеле, например устройств (38 фиг.97, 102-104) предотвращения вращения, вертлюгов (175 фиг.113-114), отсоединяющих устройств (231 фиг.120-122), канатных замков (241 фиг.129), штанг, яссов, инструментов спуска, инструментов подъема, карданных соединений, быстроразъемных соединений, или других устройств с аксиально подвижной двигательной компоновкой (43) можно выполнять для использования аксиально перемещающейся ведущей бурильной трубы для изменения приложенного аксиального усилия для предотвращения прихвата, заклинивания, повреждения чувствительного скважинного оборудования и/или создания более эффективного аксиального управления вращающимся оборудованием для улучшения показателей работы.
Варианты осуществления настоящего изобретения создают системы и способы, обеспечивающие с любой конфигурацией или ориентацией однодвигательной или многодвигательной компоновки профилактический ремонт или технические мероприятия в трубе подземной скважины, трубопроводе, райзере, или других трубах, где трос применим для установки оборудования вариантов осуществления настоящего изобретения и/или регулирование давления применимо с помощью устройства (2 фиг.5) лубрикатора.
Дополнительно, вращающиеся пакеры, применимые для вариантов осуществления настоящего изобретения можно устанавливать на кабеле смежно с острыми предметами и с проходом через диаметры значительно меньше диаметров, в которых установленный пакер должен герметизироваться.
Хотя описаны различные конкретные варианты осуществления настоящего изобретения, следует понимать, что в объеме прилагаемой формулы изобретения настоящее изобретение может быть практически осуществлено иначе, чем описано в данном документе.
Позиции ссылки включены в состав формулы изобретения только для помощи в понимании во время выполнения работы.