ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТА ПРИХВАТА КОЛОННЫ ТРУБ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ
DETERMINING STUCK POINT OF TUBING IN WELLBORE

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к способу определения места, в котором колонна труб оказывается прихваченной внутри ствола скважины. Настоящее изобретение также относится к колонне труб для выполнения основной операции в стволе скважины, содержащей оборудование для облегчения определения места, в котором колонна труб оказывается прихваченной в случае, если такое происходит при перемещении колонны труб в ствол скважины.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В отраслях нефтегазопоисковой разведки и газонефтедобычи скважинные флюиды, в состав которых входят нефть и/или газ, извлекаются на поверхность через скважины, которые бурятся с поверхности. Скважина обычно бурится с использованием колонны труб, известной как колонна бурильных труб, которая включает компоновку бурового снаряда, заканчивающегося буровым долотом. Промывочная жидкость для бурения, известная как буровая грязь, передается вниз по колонне труб к буровому долоту для выполнения функций, включающих охлаждение долота и возвращение обломков выбуренной породы на поверхность по кольцевому пространству между стенкой скважины и колонной бурильных труб.
Следующая за бурением операция по строительству скважины требует, чтобы ствол скважины был обсажен металлической внутренней трубой, которая известна в промышленности как обсадная колонна. Обсадная колонна служит для многих целей, включая укрепление пробуренных горных пород, предотвращение нежелательного поступления или истечения флюида и обеспечение пути, по которому могут проходить следующие трубы и скважинное оборудование и инструмент. Обсадная колонна содержит секции труб, которые соединены друг с другом непрерывной цепью. Как правило, скважина бурится до первого горизонта, и обсадная труба первого диаметра устанавливается в пробуренный ствол скважины. Обсадная труба удлиняется по длине ствола скважины к поверхности, где она заканчивается устьевой трубной обвязкой. Обсадная труба герметизируется в стволе скважины закачкой цементного раствора в обсадную трубу, который вытекает со дна обсадной трубы и по кольцевому пространству.
После соответствующей проверки скважина обычно удлиняется до второго горизонта бурением удлинения скважины меньшего диаметра через цементную пробку на дне первой секции обсадной трубы большего диаметра. После этого в удлиненную часть скважины устанавливается вторая обсадная труба меньшего диаметра, удлиняясь вверх через первую обсадную трубу к устьевому отверстию скважины. Вторая обсадная труба также цементируется в стволе скважины. Этот процесс повторяется по мере необходимости до тех пор, пока скважина не достигнет заданной глубины, на которой может быть получен доступ к горной породе, содержащей углеводороды (нефть и/или газ). Обычно внутренняя трубная облицовка размещена на участке скважины, который не доходит до ее устьевого отверстия, но закреплена внутри и «подвешена» на предыдущей секции обсадной колонны. Эта колонна обычно именуется в промышленности как потайная колонна - колонна труб, не доходящая до устья скважины, закрепляющая стенки скважины ниже башмака предыдущей колонны. Потайная колонна цементируется в стволе пробуренной скважины аналогичным образом. Когда обсадная или потайная колонна труб уже установлена и зацементирована, строительство буровой скважины закончено, так что скважинные флюиды могут извлекаться обычно путем установки плети эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, удлиненной до поверхности.
Известно, что каждый из различных типов колонн, которые вводятся в ствол скважины, могут прихватываться. Например, буровая труба может прихватываться в ходе выполнения операции бурения и удлинения ствола скважины. Внутренняя трубная облицовка (обсадная колонна; потайная колонна) может прихватываться во время спуска в скважину и перед началом цементирования в стволе скважины. Основные причины прихватывания труб включают обрушение стенок пробуриваемой горной породы и состояние, известное как «дифференциальный прихват» или прихват под действием перепада давлений. Дифференциальный прихват обычно происходит, когда давление пробуриваемой горной породы значительно меньше, чем давление в стволе скважины, что приводит к высокому давлению на контакте, передаваемому на обсадную колонну относительно стенки пробуриваемой горной породы. Дифференциальный прихват может быть особой проблемой в искривленных скважинах.
Извлечение прихваченной колонны труб в стволе скважины может быть крайне проблематичным. Первоначальные усилия по поднятию колонны труб из скважины обычно включают встряхивание колонны труб путем сообщения ей кратковременного, но очень большого усилия в осевом направлении, а также ряд различных технологий и оборудования, которые были разработаны для извлечения колонны труб.
Основные разработанные технологии сконцентрированы вокруг определения положения места, в котором прихвачена колонна, и затем сообщения локализированного усилия в осевом направлении и/или вращательного усилия на соединение труб, которое расположено как можно ближе к этому месту. В дальнейшем после разъединения труб часть колонны труб, расположенная выше соединения, может быть поднята из скважины на поверхность, после чего вводится в действие специализированный инструмент, известный как «ловильный инструмент», для сообщения значительного тянущего усилия на остающуюся часть колонны труб, чтобы поднять ее из скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
Следующие фигуры включены для того, чтобы проиллюстрировать определенные аспекты вариантов реализации изобретения и не должны рассматриваться как взаимоисключающие варианты реализации изобретения. Описанный объект изобретения выполнен с возможностью значительных модификаций, изменений, комбинаций и эквивалентов по форме и функции, как это будет понятно специалистам в данной области техники, использующих преимущества идей данного изобретения.
Фиг. 1 иллюстрирует продольный вид в разрезе ствола скважины, которая была пробурена с поверхности, обсажена внутренней трубной облицовкой в форме обсадной колонны, которая после этого была зацементирована в скважине. Фиг. 1 также иллюстрирует скважину во время операции установки следующей внутренней трубной облицовки в форме потайной колонны в стволе скважины, а также иллюстрирует потайную колонну после того, как она оказалась прихваченной и иллюстрирует этапы способа определения места, где произошло прихватывание потайной колонны согласно варианту реализации изобретения.
Фиг. 2 иллюстрирует вид в увеличенном масштабе секции колонны труб, несущей устройство передачи сигнала в форме устройства для генерации импульсов давления флюида, входящего в состав колонны труб, проиллюстрированной на фиг. 1, для передачи данных на поверхность.
Фиг. 3 иллюстрирует схематический продольный вид в разрезе колонны труб в виде буровой трубы в процессе бурения ствола скважины и бурильную трубу после ее прихватывания и иллюстрирует этапы реализации способа определения места, где произошло прихватывание бурильной трубы согласно другому варианту реализации изобретения.
Фиг. 4 иллюстрирует схематический продольный вид в разрезе изменения варианта реализации изобретения, проиллюстрированного и описанного на фиг. 3.
Фиг. 5 иллюстрирует вид, похожий на вид фиг. 1 ствола скважины во время операции следующего обсаживания ствола скважины в форме потайной колонны обсадных труб, не доходящей до устья скважины и закрепляющей стенки скважины ниже башмака предыдущей колонны в скважине. Фиг. 5 также иллюстрирует потайную колонну обсадных труб после ее прихватывания и иллюстрирует этапы способа определения места, где произошло прихватывание этой колонны труб согласно другому варианту реализации изобретения.
Фиг. 6 иллюстрирует продольный вид с частичным вырезом системы для извлечения колонны труб, которая может быть представлена как часть любой из колонн труб, проиллюстрированных на фиг. 1-5, для облегчения извлечения части колонны труб, расположенной выше места прихвата.
Фиг. 7 иллюстрирует продольный вид с частичным вырезом иллюстративного разъемного соединения, которое может быть представлено как часть любой из колонн труб, проиллюстрированных на фиг. 1-5.
Фиг. 8 иллюстрирует продольный вид с частичным вырезом альтернативного варианта реализации изобретения, который заключается в системе для извлечения колонны труб, которая может быть представлена как часть любой из колонн труб, проиллюстрированных на фиг. 1-5, для облегчения извлечения части колонны труб, расположенных выше места прихвата.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Чтобы извлечь колонну труб, необходимо определить место нахождения «свободной точки» (или место прихвата) колонны труб, которая является местом, где колонна труб оказалась прихваченной в скважине. Патент США № US-3690163 описывает индикаторного устройство для определения положения места прихвата, которое может быть использовано для этой цели. Однако оно требует спуска в скважину отдельного оборудования после того, как колонна труб оказалась прихваченной, что требует больших затрат времени. Устройство вводится с поверхности во внутреннее пространство колонны труб и включает два размещенных с интервалом набора якоря, которые зацепляют колонну труб и которые являются независимо перемещаемыми в осевом направлении относительно друг друга. В положении, расположенном ниже места прихвата, где не будет растяжения колонны труб, соответственно, будет отсутствовать и деформация, измеряемая между якорями. В положении, в котором якоря размещаются по обе стороны от места прихвата, проявится деформация, которая может быть измерена и таким образом может быть определено положение места прихвата.
Патент США № US-4440019 описывает индикаторное устройство для определения положения места прихвата, которое включает сенсорное кольцо, которое вводится с поверхности во внутреннее пространство колонны труб. На поверхности на колонну труб оказывается тянущее усилие. В положении ниже места прихвата, где не будет растяжения колонны труб, соответственно не будет и деформации. В положении выше места прихвата деформация проявится. Создание напряжений в свободной части колонны труб выше места прихвата размагничивает магнитные участки в колонне труб, а это может быть обнаружено с использованием указанного устройства и использовано для определения положения места прихвата.
В обоих случаях устройства, описанные в патентах США US-3690163 и US-4440019, требуют спуска специального инструмента в ствол скважины с поверхности. Это требует больших затрат времени и дорого обходится. В обоих случаях устройство блокирует проходное отверстие колонны труб, что является нежелательным. Также устройство, отвечающее патенту US-4440019, не может быть спущено в искривленную скважину.
Если не указано иное, то все цифры, выражающие количественные характеристики ингредиентов, свойства, такие как молекулярный вес, условия протекания реакций и тому подобное, которые использованы в настоящем описании изобретения и в дополнительных пунктах формулы изобретения, должны пониматься как видоизменяющиеся во всех возможных случаях путем использования термина «около». Соответственно, если не указано как имеющие противоположный смысл, цифровые параметры и тому подобные, описанные в дальнейших описаниях изобретения и в дополнительных пунктах формулы изобретения, являются приблизительными величинами, которые могут меняться в зависимости от желательных свойств, изыскиваемых с помощью вариантов реализации настоящего изобретения. Самое меньшее и не в качестве попытки ограничить применение теории эквивалентов к объему притязаний формулы изобретения, каждый цифровой параметр по меньшей мере следует трактовать в свете ряда описанных значащих цифр и с использованием обыкновенных процедур округления.
Один или более иллюстративных вариантов реализации изобретения, соединяющие в одно целое варианты реализации изобретения, описанные в данном документе, представлены в данном документе. Для полной ясности не все отличительные признаки физической реализации изобретения описаны или проиллюстрированы в материалах данной заявки. Само собой ясно, что при разработке физического варианта реализации изобретения, имеющего в своем составе варианты реализации настоящего изобретения, для достижения целей разработчика должны быть приняты многочисленные специфические решения по реализации изобретения. К ним относятся такие решения, как соблюдение системных ограничений, ограничений, связанных с деловой деятельностью, и ограничений, связанных с правительством, которые меняются при вводе в действие и время от времени. В то время как усилия разработчика могут требовать больших затрат времени, тем не менее такие усилия могут быть обычным делом для специалистов со средними познаниями в данной области техники и использующих преимущества от идей данного изобретения.
В то время как композиции и способы, описываемые в настоящем документе в терминах «содержащий» или «включающий» различные компоненты или этапы, композиции и способы, могут также «состоять, в основном, из» или «состоять из» различных компонентов или этапов.
Для помощи в извлечении прихваченной колонны труб было разработано сопутствующее оборудование. Например, может быть трудно освободить соединение в колонне труб, которое было закручено на поверхности, и более того, которое во время опускания в скважину при самопроизвольном вращении колонны труб было навернуто в том же направлении, что и направление закручивания соединения. Были разработаны специальные соединения, которые освобождаются при приложении освобождающего усилия в противоположном направлении закручивания основного соединения. Такие соединения включают вторую винтовую резьбу, которая располагается так, чтобы она не затягивалась при использовании, в частности, при самопроизвольном вращении колонны труб при опускании в скважину, например, с помощью упорного кольца или фрикционного штифта, которые препятствуют передаче закручивания ко второму соединению. Эти соединения предназначены для освобождения колонны при использовании достаточно большого усилия закручивания, в некоторых случаях с зарядом взрывчатого вещества, детонирующего по соседству с соединением. Для того, чтобы это было эффективным, опять же требуется знание положения места прихвата в колонне труб.
Беспроводная система для извлечения труб была разработана компанией Warrior Energy Services, Superior Energy Services, Inc. Эта система включает серию профилей уменьшающегося диаметра, устанавливаемых в колонну бурильных труб во время их спуска в скважину. Падающее устройство передает давление, активирующее стреляющую головку, которая спускается в точно определенное место и струя отрезает защитную часть колонны бурильных труб, расположенную сразу ниже места установки стреляющей головки. Как только защитная часть колонны бурильных труб отрезана, часть колонны бурильных труб выше нее может быть извлечена, а после этого из ствола скважины вытаскивается остаток колонны. И опять этот способ требует знания положения места прихвата колонны.
Согласно первому аспекту настоящего изобретения в нем предлагается способ определения места, в котором колонна труб оказалась прихваченной в стволе скважины, при этом способ включает следующие этапы: оснащение колонны труб для выполнения основной операции в скважине; оснащение колонны труб по меньшей мере одним сенсорным датчиком для измерения деформации в колонне труб; оснащение колонны труб по меньшей мере одним устройством для передачи данных о деформации на поверхность и которое функционально связано с указанным выше сенсорным датчиком; поступательное перемещение колонны труб относительно ствола скважины для облегчения выполнения основной операции, а в случае, когда колонна труб оказывается прихваченной так, что она дальше не может поступательно перемещаться относительно ствола скважины, тем самым препятствуя выполнению основной операции, сообщение осевого усилия на колонну труб в направлении вверх по стволу скважины, которое тем самым вызывает деформацию в колонне труб выше места, в котором колонна оказалась прихваченной; измерение деформации в колонне вблизи по меньшей мере одного сенсорного датчика; и приведение в действие по меньшей мере одного передающего устройства для передачи данных на поверхность, которые свидетельствуют о деформации в колонне, измеряемой по меньшей мере одним сенсорным датчиком, так, что может быть определено положение по меньшей мере одного сенсорного датчика в стволе скважины по отношению к месту прихвата колонны труб.
Согласно второму аспекту настоящего изобретения в нем предлагается колонна труб для выполнения основной операции в стволе скважины, колонна труб, перемещаемая по отношению к стволу скважины для облегчения основной операции, в которой колонна труб содержит: по меньшей мере один сенсорный датчик для измерения деформации в колонне труб; и по меньше мере одно устройство для передачи данных на поверхность, при этом устройство функционально связано с указанным сенсорным датчиком; при использовании колонны труб и в случае, когда колонна труб оказывается прихваченной так, что она дальше не может поступательно перемещаться по отношению к стволу скважины, тем самым препятствуя выполнению основной операции, на колонну труб может быть передано осевое усилие в направлении вверх по стволу скважины, тем самым вызывающее деформацию в колонне труб выше места, в котором колонна оказалась прихваченной; деформация в колонне вблизи по меньшей мере одного сенсорного датчика может быть измерена с использование указанного сенсорного датчика; и по меньшей мере одна передача данных может быть активирована для передачи данных на поверхность, которые свидетельствуют о деформации в колонне, измеряемой по меньшей мере одним сенсорным датчиком, так, что может быть определено положение по меньшей мере одного сенсорного датчика в стволе скважины по отношению к месту прихвата колонны труб.
Способ (включая колонну труб) согласно изобретению эффективно способствует определению положения места прихвата колонны труб, которая была опущена в скважину без потребности в спуске с поверхности отдельных труб в ствол скважины, как в случае предыдущих устройств и способов. Это достигается благодаря тому, что по меньшей мере один сенсорный датчик и по меньшей мере одно передающее устройство опускаются в ствол скважины вместе с колонной труб и таким образом могут быть использованы для определения положение места прихвата колонны труб в случае возникновения этой проблемы. Положение сенсорного датчика по отношению к колонне труб известно и приблизительная глубина положения сенсорного датчика в стволе скважины также известна (использованием общепринятых способов, которые хорошо известны специалисту). Соответственно, наличие деформаций в колонне вблизи по меньшей мере одного сенсорного датчика дает возможность определения приблизительного положения (глубины) места прихвата в стволе скважины.
Дополнительные отличительные признаки способа и/или колонны труб и вторые аспекты изобретения могут вытекать из следующего текста. Там, где ссылки делаются конкретно на способ согласно изобретению, подразумевается, что такой текст может также иметь отношение к отличительным признакам соответствующих устройств колонны труб (и наоборот).
Деформация в колонне труб может быть такой, которая является следствием приложенной осевой нагрузки к колонне труб, вращательной или скручивающей нагрузки приложенной к колонне труб, или комбинации обеих нагрузок.
По меньшей мере один сенсорный датчик и по меньшей мере одно передающее устройство могут быть предусмотрены в колонне труб, которая должна выполнять основную операцию.
Колонна труб может быть основной колонной труб для выполнения основной операции, и способ может включать оснащение колонны труб по меньшей мере одним сенсорным датчиком и по меньшей мере одним передающим устройством во вспомогательной колонне труб, которая соединяется с основной колонной труб; вспомогательная колонна труб используется для перемещения основной колонны труб по отношению к стволу скважины.
В случае, когда основная колонна труб оказывается прихваченной, способ может включать:
a) освобождение вспомогательной колонны труб от основной колонны труб;
b) перемещение вспомогательной колонны труб по отношению к основной колонне труб так, что часть вспомогательной колонны находится внутри основной колонны труб;
c) активацию первого и второго якорей, расположенных по направлению оси вспомогательной колонны труб, которыми снабжена часть вспомогательной колонны труб, находящейся внутри основной колонны труб, для повторного соединения и крепления вспомогательной колонны труб к основной колонне труб;
d) закрепление первого и второго якорей таким образом, чтобы было возможно относительное осевое перемещение якорей;
e) размещение по меньшей мере одного сенсорного датчика между первым и вторым якорями;
f) закрепление якорей и указанного сенсорного датчика так, что относительное осевое перемещение якорей имеет результатом деформацию во вспомогательной колонне труб, которая может измеряться сенсорным датчиком, для определения таким образом места прихвата основной колонны труб; и
g) передачу осевого тянущего усилия на вспомогательную колонну труб в направлении вверх по стволу скважины.
В том случае, если деформация не определяется датчиком, это свидетельствует, что оба якоря, и первый, и второй, находятся ниже места прихвата основной колонны труб, где не возникает перемещение основной колонны труб (и нет относительного осевого перемещения между первым и вторым якорями, и таким образом, отсутствует деформация во вспомогательной колонне труб). Способ может также включать освобождение якорей от основной колонны труб, перемещение вспомогательной колонны труб в направлении вверх по стволу скважины и затем повторение этапов от c) до g). Эти этапы могут повторяться по мере необходимости до тех пор, пока не будет определяться деформация во вспомогательной колонне труб, что является свидетельством того, что один из якорей находится над местом прихвата, а другой - ниже места прихвата.
Способ может включать управление устройством для освобождения колонны труб, предусмотренную в качестве части колонны труб для извлечения части колонны труб, расположенной выше места прихвата или по меньшей мере участок указанной части колонны труб. Способ может включать: установку в определенное положение ограничения системы для извлечения колонны в отверстие колонны труб, которая обеспечивает спуск устройства для извлечения в колонну труб и выполнение посадки устройства на ограничение; а также приведение в действие устройства для отделения части колонны труб, расположенной в направлении вверх от ограничения по стволу скважины, от части колонны труб, расположенной в направлении вниз по стволу скважины от ограничения.
Часть колонны труб, расположенная вверх от ограничения, после этого может быть извлечена на поверхность, а часть колонны труб, расположенная вниз по стволу скважины, после этого поднимается из скважины с использованием такого устройства как ловильный инструмент. Ограничение может характеризоваться внутренним диаметром, который меньше, чем диаметр отверстия колонны труб. Ограничение может быть посадочным местом, ограничивающим собой поверхность посадки, которая принимает освобождающее устройство. освобождающее устройство может монтироваться для направления струи отрезающей жидкости на колонну труб, чтобы разделить колонну. Способ может включать оснащение колонны защитной секцией, и расположение устройства для извлечения для направления струи отрезающей жидкости на эту защитную секцию.
Способ может включать установку в определенном положении ряда ограничений системы для извлечения колонны в отверстии колонны труб, ограничений, устанавливаемых вразбивку по длине колонны труб. Ограничения могут характеризоваться непрерывно увеличивающимися ограничениями по размеру в направлении вниз по стволу скважины. Способ может включать выбор освобождающего устройства колонны труб, которое калибруется для взаимодействия с ограничением, выбранным из ряда ограничений, спуск отобранного устройства в колонну труб и спуск этого устройства на выбранное ограничение. Это может способствовать разделению колонны труб в нужном месте, соответствующему конкретному месту прихвата колонны труб.
Способ может включать спуск освобождающего устройства в колонну труб для извлечения части колонны труб, расположенной выше места прихвата или по меньшей мере участка указанной части колонны труб. Способ может включать: спуск в колонну труб освобождающего устройства; установку освобождающего устройства в положение, в котором колонна труб должна быть разделена; и приведение в действие освобождающего устройства так, чтобы часть колонны труб, расположенной вверх от места, где колонна труб была разделена, могла бы быть отделена от части колонны труб, расположенной вниз от указанного места.
Способ может включать оснащение колонны труб защитной секцией и приведение в действие освобождающего устройства для отделения защитной секции. Колонна труб может быть оснащена защитным внутренним кожухом и наружным кожухом, которые вместе образуют часть колонны труб. Наружный кожух может служить для передачи крутящего момента, и может иметь соединение, которое может быть отделено в осевом направлении при отделении защитного внутреннего кожуха. Внутренний кожух может быть изготовлен из материала, который имеет меньшую твердость, чем материал наружного кожуха с тем, чтобы внутренний кожух разделялся, когда приводится в действие устройство для разделения труб. Внутренний кожух может быть пригоден или предназначен для поддержания или передачи нагрузок в осевом направлении (вес). Наружный кожух может быть пригоден или предназначен для поддержания или передачи вращательных нагрузок (крутящего момента). Устройство для разделения труб может быть зарядом взрывчатого вещества или содержать заряд взрывчатого вещества.
Способ может включать оснащение колонны труб по меньшей мере одним освобождающим устройством, которое может избирательно приводиться в действие для извлечения части колонны, расположенной выше устройства для извлечения, от части, которая расположена ниже устройства для извлечения. Освобождающее устройство может быть сборочным узлом разъемного соединения, имеющим корпус с первой и второй винтовой резьбой на соответствующих первом и втором концах корпуса для соединения труб в секции колонны, и разъемное соединение, расположенное между первым и вторым концом, и которое размещается так, что оно может быть избирательно разъединено при приложении освобождающего крутящего момента. Способ может включать оснащение рядом сборочных узлов разъемного соединения, установленных по длине колонны труб. Это может способствовать извлечению части колонны труб, расположенной выше места прихвата.
Основной операцией может быть операция бурения ствола скважины, при которой ствол скважины пробуривается и удлиняется с использованием колонны труб. Колонна труб, которая предназначена для выполнения основной операции может быть колонной бурильных труб, имеющей буровую компоновку, предусмотренную на нижнем конце колонны труб, буровую компоновку, содержащую буровое долото, по меньшей мере один сенсорный датчик и по меньшей мере одно передающее устройство. Может быть целесообразным оснастить буровую компоновку сенсорным датчиком и передающим устройством в качестве ее части, потому что место прихвата часто обнаруживается в районе буровой компоновки.
Основной операцией может быть операция обсадки ствола скважины, включая установку в определенном положении колонны труб в стволе скважины, где она обсаживает по меньшей мере часть стенки пробуриваемой скважины. Колонна труб может быть внутренней облицовочной трубой в стволе скважины, которая может быть обсадной колонной, потайной колонной, противопесочной перфорированной трубы или чем-либо в этом роде.
Основной операцией может быть работа по капитальному ремонту скважины для увеличения дебита скважины или работа по функциональному исправлению ситуации. Колонна труб может быть колонной для ремонта скважины или для оперативных внутрискважинных работ, используемой для спуска соответствующего инструмента в ствол скважины.
Способ может включать вращение по меньшей мере части колонны труб во время перемещения колонны труб.
Вспомогательная колонна труб может быть спусковой колонной труб, присоединенной к основной колонне труб, которая также используется для спуска в ствол скважины основной колонны труб и для перемещения основной колонны труб по отношению к стволу скважины.
Данные могут быть переданы на поверхность с помощью импульсов давления флюида, а устройство для передачи данных может быть устройством для генерации импульсов давления флюида вниз по стволу скважины. Способ может включать направление флюида в ствол скважины вместе с колонной труб, и может использовать поток флюида для передачи данных на поверхность с помощью импульсов давления флюида. Работа устройства для генерации импульсов требует наличия потока флюида в стволе скважины (как правило, вниз по колонне труб и обратно вверх на поверхность по кольцевому зазору между колонной и стенкой скважины). В определенных обстоятельствах потоку флюида может быть создано препятствие, в частности, если произошло внезапное обрушение пород. При этом в случае, когда импульсы на поверхности не регистрируются после приведения в действие устройства для генерации импульсов, это может быть свидетельством, что устройство находится ниже места прихвата, а поток флюида после места прихвата по кольцевому зазору между колонной и стенкой скважины был прерван.
Устройство для генерации импульсов давления флюида может быть размещено по меньшей мере частично и/или полностью в стенке колонны труб, и может быть устройством типа, описанного заявителем в международной публикации патента № WO-20111004180. Устройство для генерации импульсов этого типа является устройством вида «проходного отверстия», в котором импульсы могут генерироваться без ограничения диаметра отверстия колонны, соединенной с устройством. Это позволяет прохождение другого оборудования и, в частности, позволяет прохождение шаров, дротиков и им подобных для приведения в действие других инструментов или оборудования и устройств для расцепления, если они предусмотрены. Данные могут передаваться с помощью ряда импульсов, которые генерируются устройством, и которые могут быть позитивными или негативными импульсами давления.
Данные могут передаваться на поверхность акустически, а устройство для передачи данных может быть или может иметь форму устройства для передачи акустических данных. Устройство может содержать основной генератор акустических колебаний, который для передачи данных связан по меньшей мере с одним сенсорным датчиком. Способ может включать установку в определенное положение по меньшей мере одного повторителя акустических сигналов вверх по стволу скважины по отношению к основному генератору акустических колебаний и размещение повторителя акустических сигналов для получения сигнала, который передается основным генератором акустических колебаний и для повторения сигнала, чтобы передавать данные на поверхность.
Колонна труб может быть изготовлена из серии отдельных труб как составляющих части колонны или секций труб, соединенных друг с другом вместе непрерывной цепью. Однако изобретение обладает полезностью и с трубами непрерывной длины, такими как койлтюбинг, или гибкая непрерывная труба, наматываемая на барабан.
Прежде всего, обратимся к фиг. 1, где проиллюстрирована скважина 10, которая была пробурена с поверхности и обсажена внутренней трубной облицовкой в форме обсадной колонны 12, которая была зацементирована в стволе скважины как это обозначено номером позиции 14. Скважина 10 проиллюстрирована во время операции дополнительной внутренней трубной облицовки в форме потайной колонны 16 в стволе скважины, потайной колонны, выступающей из обсадной колонны 12 в не обсаженную часть (или часть ствола скважины, не закрепленная обсадными трубами) 18 скважины 10. Как хорошо известно в данной области техники, потайная колонна 18 должна поддерживаться или «висеть» на обсадной колонне 12 с использованием гидравлически приводимых в действие клиньев для захвата бурильных и обсадных труб 20, а затем герметизироваться с использованием уплотнительного приспособления в виде устройства для разобщения отдельных зон в скважинах - пакера головки потайной колонны (не показан).
Потайная колонна 16 опускается в скважину 10 подвешенной на подвесном хомуте спускного приспособления 22 потайной колонны, предусмотренного на конце колонны бурильных труб 24, которая включает ряд участков бурильных труб, соединенных друг с другом вместе непрерывной цепью. Спускное приспособление потайной колонны 22 содержит фиксирующие элементы в виде зажимных плашек 26, которые зацепляют профиль 28, который образован на внутренней стороне потайной колонны 16, так, что потайная колонна может быть подвешена на подвесном хомуте спускного приспособления потайной колонны. Как только потайная колонна 16 установлена в заданное положение и клинья для захвата труб 20 приведены в действие, фиксирующие зажимные плашки 26 могут быть извлечены, а спускное приспособление 22 оттянуто назад вверх по стволу скважины. Это дает возможность задействовать фиксирующие элементы 26 на верхнем конце потайной колонны (не показано), так что на потайную колонну 16 может быть приложено давление, чтобы установить пакер головки потайной колонны. Это может вызвать необходимость использование груза (для нагрузки по оси) и/или крутящего момента на верхнем конце потайной колонны 16.
Потайная колонна 16 проиллюстрирована на фиг. 1 во время ввода в не обсаженную часть 18 ствола скважины и перед размещением на требуемой глубине. Как можно видеть в правой части фиг. 1, стенка 30 не обсаженной части 18 ствола скважины обрушилась в зоне 32, захватывая потайную колонну 16 и препятствуя дальнейшему перемещению потайной колонны так, что она не может перемещаться дальше вниз по не обсаженной части 18 ствола скважины для размещения на необходимой глубине. Вращение потайной колонны 16 также ограничено. В то время как пример обрушения ствола скважины проиллюстрирован и описан на фиг. 1, подразумевается, что и другие ситуации могут приводить к прихватыванию потайной колонны, в частности, дифференциальный прихват.
Настоящее изобретение относится к способу определения места, в котором колонна труб, в данном случае потайная колонна 16, прихватывается внутри ствола скважины 10. Определение места прихвата потайной колонны 16 дает возможность предпринять меры по исправлению ситуации, которые должны быть предприняты для извлечения потайной колонны, как это будет более подробно описано ниже.
Согласно способу настоящего изобретения, для выполнения основной операции в стволе скважины 10 предусматривается колонна труб, в данном случае потайная колонна 16, которая предназначена для обсаживания участка 18 скважины, на котором нет обсадных труб. Способ включает оснащение колонны по меньшей мере одним сенсорным датчиком 34 для измерения деформации в потайной колонне 16 и устройство 36 для передачи данных о деформации на поверхность, которое функционально связан с сенсорным датчиком 34. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения предусматривается устройство для передачи данных в виде устройства для генерации импульсов давления флюида, которое относится к типу описанного заявителем в международной публикации патента номер WO2011/004180. Предусматривается ряд сенсорных датчиков, как правило, три или четыре сенсорных датчика, и сенсорные датчики крепятся в трубчатом элементе 38, который подсоединен к бурильной трубе и формирует часть колонны бурильных труб. Сенсорные датчики 34 размещаются вокруг периферии трубчатого элемента. Подразумевается, что сенсорные датчики деформации могут предусматриваться и в других местах, например, в подвесном хомуте спускного приспособления 22 потайной колонны или в секции бурильной трубы 24.
Когда потайная колонна 16 оказывается прихваченной так, что она не может далее перемещаться и/или вращаться, препятствуя выполнению основной операции (обсаживания части 18 ствола скважины 10), способ настоящего изобретения включает приложения осевого усилия на потайную колонну 16 по направлению вверх по стволу скважины, как показано стрелкой 40. Это осевое усилие передается по колонне бурильных труб 24, трубчатому элементу 38, подвесному хомуту спускного приспособления 22 и зажимным плашкам 26 к потайной колонне 16. Если потайная колонна 16 прихвачена в точке 42, то в зоне 32, где ствол скважины 10 обрушился, приложение осевого усилия в направлении 40 сжимает потайную колонну 16 с результирующей деформацией, которая создается в части потайной колонны 16 выше места прихвата 42. Так как трубчатый элемент 38 подсоединен к потайной колонне 16 через подвесной хомут спускного приспособления 22, деформация в потайной колонне 16 также ощущается и в трубчатом элементе 38 устройства для передачи информации. Соответственно сенсорные датчики для измерения деформации 34, установленные в трубчатом элементе 38, могут быть использованы для измерения деформации в потайной колонне 16. Устройство для генерации импульсов флюида 36 может быть затем приведено в действие для передачи данных, являющихся признаком деформации в потайной колонне 16 (измеренной сенсорными датчиками 34), на поверхность так, что может быть выполнено определение места расположения сенсорных датчиков 34 в стволе скважины 10 по отношению к месту прихвата 42 потайной колонны 16. Более того, так как сенсорные датчики 34 расположены выше места прихвата 42, осевое усилие в направлении вверх по стволу скважины 40 создает деформацию в потайной колонне 16 и ощущается сенсорными датчиками 34, как это описано выше. Следовательно, становится известно, что сенсорные датчики 34 располагаются выше места прихвата 32.
В то время как сделана ссылка на предыдущий параграф в отношении деформаций, которые вызываются в потайной колонне 16 приложением усилия в осевом направлении, подразумевается, что деформация может, дополнительно или в качестве варианта, появляться в результате вращательной нагрузки или нагрузки при скручивании, а также вследствие попыток вращать прихваченную потайную колонну. Аналогичные комментарии применяются в рамках результирующей деформации в потайной колонне 16, так как потайная колонна лишена возможности вращаться ниже места прихвата 42 (так, что в результате в этой части потайной колонны деформация не возникает). При этом принимается во внимание тот факт, что часть потайной колонны выше места прихвата испытывает деформацию, которая возникает в результате приложенной нагрузки при скручивании.
Фиг. 1 иллюстрирует соединение 44 в потайной колонне 16 между двумя расположенными рядом секциями труб потайной колонны 46 и 48. Положение соединения 44 по отношению к подвесному хомуту спускного приспособления 22 и также по отношению к сенсорным датчикам 34 известно до спуска потайной колонны 16 в ствол скважины 10. Определение того, что место прихвата 42 находится ниже сенсорных датчиков 34 (путем определения деформации в трубчатом элементе 38) дает возможность осуществлять меры, которые должны быть предприняты для освобождения соединения 44. Как правило, это включает манипуляции с колонной бурильных труб 24 для передачи усилия на потайную колонну 16 так, чтобы соединение 44 оказалось в состоянии отсутствия нагрузки или под сравнительно малым напряжением. При нормальных обстоятельствах потайная колонна 16 подвешена в стволе скважины и не находится под напряжением. Однако, когда потайная колонна 16 оказывается прихваченной в месте прихвата 42, нагрузка в части потайной колонны 16 выше места прихвата 42 эффективно создается обрушившейся зоной 32 ствола скважины 10, а затем собственный вес потайной колонны тем самым ставит эту часть под воздействие сжимающих сил. Манипуляции с колонной с целью привести соединение 44 в состояние отсутствия нагрузки (или легкого напряжения) включает передачу осевой нагрузки в направлении 40 вверх по стволу скважины, чтобы уравновесить собственный вес части потайной колонны 16, расположенной выше места прихвата 42.
После этого, чтобы освободить соединение 44, используется крутящий момент, который сообщается через бурильную трубу 24, трубчатый элемент 38 и подвесной хомут спускного приспособления 22 через зажимные плашки 26. Как правило, соединение 44 будет правосторонним резьбовым соединением с вращением в направлении по часовой стрелке, так что для его освобождения должен использоваться крутящий момент, направленный против часовой стрелки. В некоторых случаях раскрепительная торпеда 50 малой мощности для освобождения резьбы труб, содержащая заряд взрывчатого вещества 52, может быть приведена в действие по кабельной проволоке (не показана) вниз через бурильную колонну труб 24, которая расположена рядом с соединением 44, и взорвана. Заряд взрывчатого вещества 52, как правило, имеет форму патрона с детонатором или детонаторного шнура и спускается до того положения, где он захватывает соединение 44 в зону своего действия. Детонация заряда взрывчатого вещества 52 помогает оказать ударное воздействие на стык соединения 44, содействуя отвинчиванию этого соединения. Освобождение соединения 44 дает возможность извлечь на поверхность ту часть потайной колонны 16, которая находится выше этого соединения. Специально предназначенный для этого ловильный инструмент, (не показан) признанный известным в данной области техники, вводится после этого в ствол скважины 10 для оказания значительного внешнего осевого и/или вращательного усилия на часть потайной колонны 16, остающейся в стволе скважины 10 для поднятия ее на поверхность.
Устройство для генерации импульсов 36 более детально проиллюстрировано на виде в увеличенном масштабе на фиг. 2. Устройство для генерации импульсов 36 расположено в полости стенки 54 трубчатого элемента 38 и является устройством типа, описанного в публикации WO-2011/004180, вариант реализации которого включен в данный документ путем ссылки. Устройство для генерации импульсов 36 предлагаемого типа является устройством типа «проходного отверстия», в котором импульсы могут генерироваться без ограничения диаметра отверстия колонны, соединенной с устройством. Это позволяет прохождение другого оборудования и в частности позволяет прохождение шаров, дротиков и им подобных для приведения в действие других инструментов или оборудования и, безусловно, спуск в скважину раскрепительной торпеды 50. Данные передаются с помощью ряда импульсов, генерируемых устройством 36, которые могут быть положительными и отрицательными импульсами давления. Данные, относящиеся к части потайной колонны 16, расположенной выше места прихвата 42, могут быть при этом переданы на поверхность с использованием устройства для генерации импульсов 36, чтобы облегчить определение места прихвата 42. Работа устройства для генерации импульсов 36 и его положение в трубчатом элементе 38 являются иными, чем указанные в публикации WO-2011/004180, и потому более подробно описываться в данном документе не будут.
Данные по измеренной деформации передаются от сенсорных датчиков 34 на процессор 56, связанный с устройством для генерации импульсов 36. Сенсорные датчики 34 соединены с процессором 56 при посредстве кабельной системы, тянущейся по каналам (не показаны) в трубчатом элементе 38, следуя идеям изобретения US-6547016, вариант реализации которого включен в данный документ путем ссылки. Процессор 56 управляет работой устройства для генерации импульсов 36 для передачи импульсов давления флюида на поверхность, которые относятся к данным по измеренной деформации. Энергия для работы сенсорных датчиков 34, устройства для генерации импульсов 36 и процессора 56 обеспечивается батареей 58, также установленной в полости стенки 54 трубчатого элемента 38.
В то время как в настоящем изобретении предлагается возможность определения места, в котором колонна оказывается прихваченной в стволе скважины, с использованием сенсорных датчиков для измерения деформации или сенсорных датчиков, размещенных в одном осевом положении вдоль по длине колонны труб, также могут быть получены улучшенные данные с использованием сенсорных датчиков, установленных в ряде положений по длине колонны труб, и связанного с ними ряда устройств для передачи данных. Один из таких вариантов реализации изобретения проиллюстрирован на фиг. 3, которая является схематическим продольным видом в разрезе колонны бурильных труб 124, проиллюстрированных во время бурения ствола скважины 100. Аналогичные с вариантом реализации изобретения на фиг. 1 и 2 элементы используют те же самые номера позиций, но увеличенные на 100.
Колонна бурильных труб 124 включает множественные наборы сенсорных датчиков для измерения деформации 134a, 134b и 134c расположенные с одинаковыми интервалами по длине колонны бурильных труб, определяя соответствующие точки измерения A, B и C. Сенсорные датчики 134a, 134b и 134c, каждый из которых установлен в соответствующих трубчатых элементах 138a, 138b и 138c, подсоединены к колонне бурильных труб 124, которая также служит носителем устройств для генерации импульсов 136a, 136b и 136c, снабжаемые энергией от батарей 158a, 158b и 158c соответственно.
Колонна бурильных труб 124 проиллюстрирована в процессе ее использовании во время бурения ствола скважины 100, которая в данном случае является искривленной скважиной. Как правило, для колонны труб имеется более значительная вероятность оказаться прихваченной во время ее перемещения через искривленную часть ствола скважины при контакте со стенкой искривленной скважины. Размещение различных наборов сенсорных датчиков 134a, 134b и 134c, расставленных с одинаковыми интервалами по длине колонны бурильных труб 124, определяет различные точки измерения A, B и C. Такое размещение облегчает определение места прихвата, как это будет сейчас описано. Фиг. 3 иллюстрирует два различных примера мест прихвата для колонны бурильных труб 124, обозначенных номерами позиций 142a и 142b соответственно. Это стало результатом обрушения породы на колонну бурильных труб 124 в двух разных зонах 132a и 132b ствола скважины 100.
В примере обрушения в зоне 132a, в котором колонна труб оказалась прихваченной в месте прихвата 142a, осевое тянущее усилие колонны бурильных труб 124 в направлении 140 будет вызывать деформацию в части колонны бурильных труб 124, которая находится выше места прихвата 142a. Часть колонны бурильных труб 124, которая находится ниже места прихвата 142a, будет при этом подвергаться значительному сжатию. Деформация в части колонны бурильных труб 124, которая находится выше места прихвата 142a, определяется с помощью сенсорных датчиков для измерения деформации 134a, и эти данные посылаются на поверхность с помощью импульсов давления флюида, которые создаются устройством для генерации импульсов 136a.
Ниже места прихвата сенсорные датчики 134b и 134c не будут ощущать никакой деформации от нагрузки растяжения (или по меньшей любой дополнительной деформации от нагрузки растяжения в результате приложения тянущего усилия). Устройства для генерации импульсов 136a, 136b и 136c приводятся в действие последовательно для передачи данных о деформации от соответствующих сенсорных датчиков 134a, 134b и 136c на поверхность. В этом примере данные о деформации свидетельствуют о том, что произошло обрушение в месте между сенсорными датчиками 134a и 134b, что дает возможность осуществлять меры, которые должны быть предприняты для того, чтобы освободить соединение 144а в колонне бурильных труб 124, следуя технологии, описанной выше.
В проиллюстрированном примере показано обрушение ствола скважины в зоне 132а. Подразумевается, что это может препятствовать работе устройств для генерации импульсов 136b и 136c, а также может мешать передаче данных о деформации от сенсорных датчиков 134b и 134c на поверхность. Это происходит потому, что работа устройств для генерации импульсов 136a и b и с требует потока флюида вниз по отверстию 60 колонны бурильных труб 124. Поток флюида выходит наружу из колонны возле бурового долота (не показано) на нижнем конце по направлению вниз по стволу скважины, и проходит по кольцевому зазору 62, установившемуся между колонной труб 124 и стенкой ствола скважины 130, как показано стрелками 64. Обрушение стенки ствола скважины 130 в зоне 132а препятствует движению потока флюида по кольцевому зазору 62 и также передаче данных на поверхность. Это само по себе является свидетельством того, что произошло обрушение в месте между сенсорными датчиками 134a и 134b. Однако в альтернативных примерах прихватывания, в частности, там, где возникает дифференциальный прихват под действием перепада давления, поток флюида по кольцевому зазору 64 может быть возможен. В такой ситуации данные о деформации от сенсорных датчиков 134b и 134c являются основным способом, который используется для определения места прихвата.
В альтернативном примере обрушения стенки ствола скважины в зоне 132b данные о деформации, которые передаются от сенсорных датчиков 134a и 134b, будут от обоих отражать деформацию в части колонны бурильных труб 124, расположенной выше места прихвата 142b. Деформация, которая измеряется сенсорными датчиками 134a, будет по своему значению выше, чем деформация, которая измеряется сенсорными датчиками 134b, показывая, что место прихвата находится ближе к сенсорным датчикам 134b. И в этот раз данные о деформации от сенсорных датчиков 134c в любом случае будут блокированы для передачи на поверхность обрушением стенки ствола скважины в зоне 132b, или будут свидетельствовать, что часть колонны бурильных труб 124, расположенная ниже места прихвата 142b, не испытывает деформации растяжения (или дополнительной деформации от тянущего усилия). Это дает возможность выполнения определения того, что место прихвата 142b находится между сенсорными датчиками 134b и 134c, так что могут должны быть приняты меры для освобождения соединения 144b в колонне бурильных труб 124, следуя описанной выше технологии.
В то время как фиг. 3 иллюстрирует пример колонны в форме колонны бурильных труб 124, подразумевается, что эти же принципы могут быть применены к другим типам колонн, в частности, к внутренней трубной облицовке ствола скважины, такой как потайная колонна 16, проиллюстрированная и описанная на фиг. 1. Таким образом, потайная колонна 16 сама по себе может содержать сенсорные датчики 34 и устройство для генерации импульсов давления флюида 36, а в некоторых случаях содержать множественные наборы сенсорных датчиков и связанных с ними устройств для генерации импульсов. Приведение в действие устройства для генерации импульсов или устройств 36 в потайной колонне 16 может быть возможно вплоть до того времени, пока потайная колонна не будет зацементирована на участке 18 ствола скважины 10.
Обратимся теперь к фиг. 4, на которой проиллюстрировано изменение варианта реализации изобретения колонны 124, проиллюстрированного на фиг. 3, где колонна бурильных труб 224 проиллюстрирована размещенной в стволе скважины 200. Аналогичные элементы используют те же самые номера позиций, как на фиг. 3, но увеличенные на 100. Колонна бурильных труб 224 содержит бурильную колонну со всем скважинным буровым оборудованием и инструментом, которая обычно известна в данной промышленности как компоновка низа бурильной колонны (КНБК) 66. КНБК 66 содержит буровое долото 68, гидравлический двигатель в качестве вспомогательного средства для приведения в действия бурового долота (несмотря на то, что вся колонна может приводиться во вращение с поверхности), одну или более составляющих колонну труб со сравнительно толстыми стенками, известные как утяжеленные бурильные трубы (или УБТ) 70 и два набора сенсорных датчиков 234b и 234c и связанные с ними устройства для генерации импульсов 236b и 236c.
Как правило, в ситуации бурения прихватывание колонны бурильных труб 224 возникает в районе КНБК 66. Из этого следует, что в КНБК целесообразно предусмотреть по меньшей мере два набора сенсорных датчиков 234b и 234c и связанных с ними устройств для генерации импульсов давления флюида 236b и 236c. Это достигается тем, что в качестве составной части КНБК 66 предусматриваются трубчатые элементы 238b и 238c, несущие соответствующие сенсорные датчики и устройства для генерации импульсов давления флюида. Дополнительный набор сенсорных датчиков 234a и устройство для генерации импульсов давления флюида 236a устанавливаются в трубчатый элемент 238a, который дополнительно предусмотрен в колонне бурильных труб 224 выше по стволу скважины для возможности определения места прихвата, которое возникает выше по стволу скважины от КНБК 66.
Обратимся теперь к фиг. 5, на которой проиллюстрировано дополнительное изменение способа реализации настоящего изобретения, в котором колонна труб в форме потайной колонны 316 проиллюстрирована во время спуска в не обсаженную или открытую часть 318 трубы ствола скважины 300. Аналогичные с вариантом реализации изобретения на фиг. 1 элементы используют те же самые номера позиций, но увеличенные на 300.
В данном случае потайная колонна 316 оказалась прихваченной в стволе скважины 300 во время перемещения в искривленную часть 72 ствола скважины 300. Потайная колонна 316 оказалась прихваченной в результате дифференциального прихвата в зоне 332. Графический материал также иллюстрирует колонну бурильных труб 324, которая используется для спуска потайной колонны 316 в ствол скважины 300, следуя технологии, как отмечалось выше в связи с фиг. 1. Соответственно колонна бурильных труб 324 несет подвесной хомут спускного приспособления (не показан) на нижнем конце колонны.
Когда потайная колонна 316 оказывается прихваченной и поэтому не может перемещаться и/или вращаться внутри ствола скважины 300, подвесной хомут спускного приспособления освобождается от потайной колонны 316 так, что колонна бурильных труб 324 может быть перемещена в потайную колонну 316. Следует отметить, что в данном примере относительные размеры ствола скважины 300, потайной колонны 316 и элементов колонны бурильных труб 324 таковы, что колонна бурильных труб может быть спущена в потайную колонну 316. В частности, требуется пригодный для этой цели зазор между внутренней поверхностью потайной колонны 316 и внешней поверхностью элементов колонны бурильных труб 324.
Как правило, колонна бурильных труб 324 будет включать множественные наборы сенсорных датчиков для измерения деформации и соответствующие устройства для генерации импульсов давления флюида, но можно предположить, что определение места прихвата может быть достигнуто всего лишь с одним набором сенсорных датчиков и соответствующим устройством для генерации импульсов. Фиг. 5 иллюстрирует один такой набор сенсорных датчиков 334 и устройство для генерации импульсов 336, размещенные в трубчатом элементе 338, который предусмотрен как часть колонна бурильных труб 324.
Колонна бурильных труб 324 также несет два выборочно активируемые якорные устройства 74а и 74b, которые могут приводиться в действие, чтобы входить в зацепление с потайной колонной 316. Якорные устройства 74а и 74b содержат крепежные элементы 76a и 76b, имеющие неровные зазубренные поверхности 78a и 78b, которые вгрызаются и зацепляют внутреннюю стенку 80 потайной колонны 316. Это надежно крепит колонну бурильных труб 324 к потайной колонне 316, так что осевое тянущее усилие может быть оказано на потайную колонну 316 с использованием колонны бурильных труб 324 в направлении стрелки 340.
Сенсорные датчики 334 и устройство для генерации импульсов давления флюида 336 размещаются в колонне бурильных труб 324 между первым и вторым якорными устройствами 74а и 74b. Таким образом, любая деформация в колонне бурильных труб 324, которая возникает между якорными устройствами 74а и 74b, может быть определена и измерена сенсорными датчиками 334, и эти данные могут быть посланы на поверхность с помощью устройства для генерации импульсов давления флюида 336.
В проиллюстрированном примере место прихвата 342 потайной колонны 316 находится в районе зоны дифференциального прихвата 332. Из этого следует, что передача осевого тянущего усилия на потайную колонну 316 в результате приведет к деформации в части потайной колонны 316, которая находится над местом прихвата 342, в то время как в части потайной колонны 316, которая расположена ниже места прихвата 342, никакого обнаруживаемого изменения в деформации регистрироваться не будет. Как проиллюстрировано, якорные устройства 74а и 74b эффективно захватывают «в вилку» место прихвата 342 по направлению оси. Результатом этого является то, что когда осевое тянущее усилие оказывается на потайную колонну 316, якорный элемент 74а будет действовать, чтобы растягивать часть потайной колонны 316 выше места прихвата 342, с результирующей деформацией, возникающей в этой части потайной колонны. Эта деформация будет измеряться сенсорными датчиками 334 и может передаваться на поверхность. После этого может быть выполнено определение того, что место прихвата 342 располагается в положении, которое находится между якорными устройствами 74a и 74b. После этого будут приняты меры для освобождения соединения 344 потайной колонны 316, следуя описанной выше технологии.
В том случае, если деформация не определяется сенсорами 334, это является свидетельством того, что место прихвата 342 находится или ниже нижнего якорного устройства 74b, или выше верхнего якорного устройства 74а по стволу скважины. Из этого следует, что якорные устройства 74а и b должны быть освобождены из зацепления с потайной колонной 316 и должны переместиться в другое положение в потайной колонне перед тем как снова быть приведенными в действие, и операция повторяется до тех пор, пока не будет обнаружено точное расположение места прихвата 342.
Как правило, первоначальное измерение будет предпринято в положении, расположение которого ожидается над местом прихвата 342, так что бурильная колонна 324 может быть все больше опущена до тех пор, пока не будет обнаружено точное положение места прихвата. Эта операция для определения точного положения места прихвата 342 может быть облегчена обеспечением множественными наборами сенсорных датчиков 334 и связанными с ними устройствами для генерации импульсов давления флюида 336, как указано выше. К этому можно добавить, что и в случае обрушения ствола скважины передаче данных на поверхность с использованием устройств для генерации импульсов давления флюида 336 может быть создано препятствие, обуславливая дополнительное обнаружение точного положение места прихвата 342, как это было объяснено выше.
Дополнительное изменение изобретения может быть основано на вариантах реализации изобретения на фиг. 1, на которой колонна бурильных труб 24 включает дополнительную заднюю часть или «хвост» колонны (не показан), который проходит от хомута спускного приспособления потайной колонны и далее вниз в потайную колонну 16. Этот «хвост» может нести или ограничивать собой трубчатый элемент 38, которому может быть придана такая форма, чтобы он входил в потайную колонну 16 и таким образом мог нести сенсорные датчики 34 и устройства для генерации импульсов давления флюида 36. Якорные устройства, похожие на устройства 74a и 74b, которые проиллюстрированы на фиг. 5, могут быть предусмотрены на дополнительной задней части колонны так, что колонная бурильных труб может быть закреплена на потайной колонне 16 для давления на потайную колонну и определения точного положения места прихвата, следуя идеям фиг. 5, как отмечалось выше. Сенсорные датчики 34 и устройство для генерации импульсов 36 в дополнительной задней части могут быть предусмотрены в дополнение к тем, которые проиллюстрированы на фиг. 1, и/или дополнительные сенсорные датчики и связанные с ними устройства для генерации импульсов могут быть дополнительно предусмотрены в задней части, следуя идеям фиг. 3.
Обратимся теперь к фиг. 6. На ней проиллюстрирован продольный вид с частичным вырезом системы для извлечения колонны труб, которая может быть представлена как часть любой колонны труб, описанной в данном документе, для облегчения извлечения части колонны труб, которая расположена выше места прихвата. Система для извлечения колонны обозначена в общем номером позиции 82 и является типом, который серийно производится компанией Warrior Energy Services - Superior Energy Services, Inc. Фиг. 6 иллюстрирует колонну труб в форме потайной колонны 416. Аналогичные с фиг. 1 элементы используют те же самые номера позиций, но увеличенные на 400. Подразумевается, что система 82 используется и в других типах колонн.
Секции 446 и 448 потайной колонны показаны в их соединенном положении с помощью защитной секции 84, которая может быть изготовлена из материала, имеющего меньшую твердость, чем секции 446 и 448 потайной колонны. В отверстии 460 потайной колонны 416 предусмотрено ограничение 86. В случае, когда потайная колонна 416 оказывается прихваченной в стволе скважины, освобождающее устройство, обозначенное в общем номером позиции 88, опускается в потайную колонну 416 и садится на ограничение 86. Освобождающее устройство содержит посадочный элемент 90, фиксирующий трапециевидную посадочную поверхность 92, которой придана форма для посадки на ограничение 86, так, чтобы посадить освобождающее устройство 88 на ограничение. Освобождающее устройство 88 перемещается по трубе 93, которая ограничивает собой путь движения 94 флюида, так что струя 95 флюида может быть направлена на защитную секцию 84 колонны. Струя отрезает защитную секцию 84 в области 96, в достаточной мере ослабляя секцию до такой степени, что осевое тянущее усилие и/или вращение потайной колонны 416 отделит защитную секцию. Это облегчает извлечение на поверхность части потайной колонны 416 выше места реза 96. После этого оставшаяся в скважине часть потайной колонны 416 может быть вытащена из ствола скважины с использованием ловильного устройства, которому может быть придана форма, позволяющее его взаимодействие с ограничением 86.
В некоторых случаях ряд таких систем для извлечения колонны 82, при этом каждая имеет соответствующее ограничение 86, могут предусматриваться для установки с промежутками по длине потайной колонны 461. Ограничения 86 систем для извлечения колонн 82 могут характеризоваться непрерывно увеличивающимися ограничениями по диаметру в направлении вниз по стволу скважины. Ряд систем для извлечения колонн с различными размерами, каждая из которых имеет размеры, подходящие для одного выбранного ограничения 86, может быть отобран и спущен в потайную колонну 416. Освобождающее устройство 88, которое было выбрано, проходит в нижнюю часть потайной колонны 416 до тех пор, пока оно не встречает ограничение 86, которому оно подогнано по размеру, где оно совершает посадку и дает возможность последующего отделения потайной колонны 416 в этой точке путем отрезания соответствующей защитной секции труб 84. Это может облегчить обрезку потайной колонны 416 в требуемом месте, которое соответствует ранее определенному месту прихвата колонны.
Обратимся теперь к фиг. 7, на которой показан иллюстративный сборочный узел разъемного соединения 444 и который будет далее описан. Сборочный узел разъемного соединения 444 имеет практическую ценность для любых из различных типов трубных колонн, которые описаны в данном документе, но он будет описан в отношении такой бурильной колонны, как бурильная колонна 124 на фиг. 3, где сборочный узел разъемного соединения предусмотрен вместо одного или более стандартных соединений, таких как соединения 144a и b. Сборочный узел разъемного соединения 444 образует узел для извлечения, имеющий корпус 49 со стандартными соединениями концов труб с наружной и внутренней резьбой 45 и 47, которые, как правило, имеют правосторонние резьбы. Наружная резьбовая соединительная часть 45 и соединительная часть с внутренней замковой резьбой 47 предусматриваются на противоположных концах корпуса 49 и служат для соединения смежных секций бурильных труб, образующих колонну 124. Разъемное соединение 51 размещается между первым и вторым концами корпуса 49 и составлено так, что оно может быть выборочно освобождено при приложении момента отвинчивания (левого вращения). Разъемное соединение 51 содержит сравнительно крупные, с мелким шагом и нестандартным квадратным профилем резьбы и составлено так, чтобы освобождаться при приложении сравнительно большого момента отвинчивания. Корпус 49 содержит верхнюю часть 53 и нижнюю часть 55, причем верхняя часть содержит резьбу 57 разъемного соединения 51, которая входит в зацепление с ответствующей резьбой 59 на нижней части 55. Верхняя и нижняя части 53 и 55 уплотняются относительно друг друга с помощью O-образного уплотнительного кольца 61 или аналогичного подходящего уплотнения и первоначально удерживаются против относительного вращения при помощи набора винтов 63. Эти предохранительные винты 63 предотвращают свинчивание труб освобождаемого соединения с чрезмерным моментом во время свинчивания бурильной колонны 124, и более того, во время нормальной эксплуатации и таким образом предотвращают вращение бурильной колонны, в которой задействовано соединение. Предохранительные винты проходят через упорное кольцо 65, которое предусмотрено между верхней и нижней частями 53 и 55 для облегчения освобождения соединения во время приложения значительного (левого вращения) освобождающего или раскрепляющего крутящего момента, срезающего предохранительные винты 63. Упорное кольцо 65 способствует раскручиванию и открытию соединения 51.
Фиг. 8 иллюстрирует продольный вид с частичным вырезом альтернативного варианта реализации изобретения, который заключается в системе для извлечения колонны труб 582, которая может быть представлена как часть любой из колонн труб, описанных в данном документе, для облегчения извлечения части колонны труб, расположенных выше места прихвата. Системы данного типа опять же доступны от Warrior Energy Services. Элементы системы для извлечения 582, аналогичные элементам системы 82 на фиг. 6, используют те же самые номера позиций, но увеличенные на 500.
В настоящем изобретении система для извлечения колонны труб 582 содержит освобождающее устройство 588 в форме корпуса, несущего заряды взрывчатого вещества 89, который может быть активирован для отделения колонны труб, какой является потайная колонна 516. Устройство 588 опускается в колонну на кабельной проволоке 91, которая дает возможность послать сигнал подрыва для детонации зарядов 89. Потайная колонна 516 несет защитную секцию, в форме внутреннего защитного кожуха 584, а детонация зарядов 89 действует так, чтобы разделить защитный кожух (в некоторых случаях одновременно с осевым тянущим усилием, чтобы помочь разделению). Потайная колонна 516 также содержит наружный кожух 85, который вместе с внутренним защитным кожухом 584 эффективно формирует секцию или часть потайной колонны 516 между секциями 546 и 548 потайной колонны труб. Наружный кожух 85 служит для передачи крутящего момента и содержит соединение 87, которое может быть освобождено в осевом направлении при разделении внутреннего защитного кожуха 584. Как правило, соединение 87 содержит зубчатые зацепления, сформированные на верхней и нижней частях 85a и 85b наружного кожуха, который входит в зацепление, чтобы позволить передачу крутящего момента через наружный кожух 85, но который может разделяться в осевом направлении, когда внутренний кожух 584 уже разделен. Внутренний кожух 584, как правило, должен быть изготовлен из материала, который будет иметь меньшую твердость, чем материал наружного кожуха 85, так чтобы внутренний кожух разделялся при детонации заряда взрывчатого вещества 89 с минимальным или ограниченным повреждением наружного кожуха. Внутренний кожух 584 предназначен для поддержания или передачи осевой нагрузки (веса), в то время как наружный кожух 85 предназначен для поддержания или передачи вращательных нагрузок (крутящего момента), как отмечалось выше.
При использовании устройство 588 опускается в потайную колонну 516 и размещается в положении, где потайная колонна 516 должна быть разделена (то есть выше места прихвата). После этого устройство 588 приводится в действие для отделения внутреннего кожуха 584, так чтобы осевое тянущее усилие могло быть передано на наружный кожух 85, чтобы разделить соединение 87. Часть потайной колонны 516, расположенная выше по стволу скважины от места, где потайная колонна была разделена (в соединении 87), может быть после этого отделена от части потайной колонны, расположенной ниже указанного положения, и извлечена на поверхность. Часть внутреннего кожуха 584, которая остается в стволе скважины, образует ловильную шейку, в которую может внедриться ловильный инструмент (не проиллюстрирован), чтобы поднять из скважины оставшуюся часть потайной колонны 516.
Различные модификации могут быть сделаны в изложенном выше без отступления от сущности и объема настоящего изобретения.
Например, ряд различных основных операций, которые дают возможность использовать трубную колонну для осуществления рабочего процесса, проиллюстрированы и описаны в настоящем документе. Подразумевается, что могут быть использованы трубные колонны, предназначенные для осуществления широкого ряда различных основных операций, и что способ согласно настоящему изобретению может быть использован для облегчения определения места прихвата любой такой трубной колонны. Дополнительные трубные колонны и также основные операции могут включать те, которые связаны с ремонтом скважины или с проведением оперативных внутрискважинных работ, которые могут выполняться вслед за обсаживанием и цементированием ствола скважины.
Основной операцией может быть операция обсаживания ствола скважины обсадными трубами, включая установку в заданном положении трубной колонны в стволе скважины, где она обсаживает по меньшей мере часть стенки пробуренного ствола скважины. Трубная колонна может быть внутренней облицовочной трубой в стволе скважины, которая может быть обсадной колонной, потайной колонной, противопесочной перфорированной трубы или чем-либо в этом роде.
Основной операцией может быть ремонт скважины или проведение оперативных внутрискважинных работ, которые могут выполняться вслед за обсаживанием и цементированием ствола скважины. Трубная колонна может быть колонной для ремонта скважины или для оперативных внутрискважинных работ, используемой для спуска соответствующего инструмента в ствол скважины.
Трубная колонна может быть составлена из серии участков труб или секций, которые соединены друг с другом непрерывной цепью. Однако настоящее изобретение обладает полезностью и с трубами непрерывной длины, такими как койлтюбинг, или гибкая непрерывная труба, наматываемая на барабан.
В то время как предпочтительной формой передачи данных в проиллюстрированных вариантах реализации изобретения является передача данных с помощью импульсов давления флюида, могут быть задействованы альтернативные способы передачи данных. Одним из конкретных альтернативных вариантов является передача данных на поверхность акустическим способом, а устройство для передачи данных, следовательно, может быть или иметь форму акустического устройства для передачи данных. Для передачи данных это устройство может содержать основной генератор акустических колебаний, связанный по меньшей мере с одним сенсорным датчиком. Способ может включать размещение по меньшей мере одного повторителя акустических сигналов вверх по стволу скважины по отношению к основному генератору акустических колебаний и размещение повторителя акустических сигналов для получения сигнала, который передается основным генератором акустических колебаний и для повторения сигнала, чтобы передавать данные на поверхность.
Варианты реализации изобретения, описанные в настоящем документе, включают:
А. Способ, который включает введение колонны труб в ствол скважины для выполнения основной операции, колонну труб, содержащую по меньшей мере один сенсорный датчик для измерения деформации и по меньшей мере одно устройство, функционально связанное по меньшей мере с одним датчиком, перемещающее колонну труб по отношению к стволу скважины, передающее нагрузку на колонну труб, когда колонна оказывается прихваченной в стволе скважины в месте прихвата, и таким образом создающее деформацию в колонне труб выше места прихвата, измеряющее деформацию с помощью по меньшей мере одного сенсорного датчика, передающее данные, свидетельствующие о наличии деформации, к буровому окну скважины на поверхности земли с использованием по меньшей мере одного устройства, и определяющее положение по меньшей мере одного сенсорного датчика в стволе скважины на основании деформации, относящейся к месту прихвата.
В. Другой способ может включать введение колонны труб в ствол скважины, колонны труб, содержащей основную колонну труб и вспомогательную колонну труб, выполненную с возможностью присоединения к основной колонне труб, при этом вспомогательная колонна труб содержит по меньшей мере один сенсорный датчик для измерения деформации и по меньшей мере одно устройство, функционально соединенное по меньшей с мере одним сенсорным датчиком, перемещение основной колонны труб внутри ствола скважины вместе с вспомогательной колонной труб, освобождение вспомогательной колонны труб от основной колонны труб, когда основная колонна труб оказывается прихваченной в стволе скважины, перемещение вспомогательной колонны труб относительно основной колонны труб по меньшей мере до частичного ее расположения внутри основной колонны труб, включение в разнесенных друг от друга в осевом направлении первого и второго якорей в вспомогательной колонны труб с внутренней стороной основной колонны труб, при том что по меньшей мере один сенсорный датчик расположен по направлению оси между первым и вторым якорями, передача нагрузки на вспомогательную колонну труб и таким образом создание деформации во вспомогательной колонне труб, измеряемой по меньшей мере одним сенсорным датчиком, и определение места прихвата основной колонны труб в стволе скважины на основании деформации, измеряемой по меньшей мере одним сенсорным датчиком.
С. Комплект скважины содержит колонну труб, продлеваемую в стволе скважины для выполнения основной операции, по меньшей мере один сенсорный датчик для измерения деформации в колонне труб и по меньшей мере одно устройство, функционально соединенное по меньшей мере с одним сенсорным датчиком и передающее данные к буровому окну скважины на поверхности земли, при этом, когда колонна труб оказывается прихваченной в стволе скважины, по меньшей мере одно устройство измеряет деформацию в колонне труб выше места в стволе скважины, где колонна оказалась прихваченной; и при этом по меньшей мере одно устройство передает данные, свидетельствующие о деформации к буровому окну скважины на поверхности земли, так что положение по меньшей мере одного сенсорного датчика в стволе скважины по отношению к месту, где колонна труб оказалась прихваченной, определяется на основании деформации.
Каждый из вариантов реализации изобретения A, B и C может иметь один или более следующих дополнительных элементов или их комбинаций. Элемент 1, отличающийся тем, что сообщение нагрузки на колонну труб представляет собой, в частности, сообщение по меньшей мере одной из нагрузок - осевой нагрузки и скручивающей нагрузки. Элемент 2, дополнительно включающий введение системы извлечения колонны в ствол скважины, управление системой извлечения колонны над местом прихвата и извлечение по меньшей мере верхней части колонны труб выше места прихвата. Элемент 3, отличающийся тем, что система извлечения колонны включает освобождающее устройство, при этом способ дополнительно включает посадку устройства для извлечения на ограничение, предусмотренное в колонне труб над местом прихвата, приведение в действие гидромониторной насадки, расположенной на устройстве для извлечения для направления струи флюида в направлении внутренней поверхности колонны труб, и тем самым ослабляющее внутреннюю поверхность, и отделение верхней части колонны труб от нижней части колонны труб ниже места прихвата. Элемент 4, отличающийся тем, что отделение верхней части колонны труб включает по меньшей мере одно из: передачу осевой нагрузки на колонну труб и передачу скручивающей нагрузки на колонну труб. Элемент 5, отличающийся тем, что колонна труб содержит защитную секцию и способ, дополнительно включающий направление струи флюида в сторону защитной секции для отрезания колонны труб. Элемент 6, отличающийся тем, что система для извлечения колонны содержит освобождающее устройство, содержащее один или более зарядов взрывчатого вещества, при этом способ включает детонацию одного и более зарядов взрывчатого вещества, и тем самым отделение защитного внутреннего кожуха, расположенного в колонне труб, и передачу осевой или скручивающей нагрузки на колонну труб и тем самым отделение наружного кожуха, содержащегося в колонне труб, и отделение верхней части колонны труб от нижней части колонны труб ниже места прихвата. Элемент 7, отличающийся тем, что сборочный узел разъемного соединения расположен внутри колонны труб и содержит корпус, имеющий верхнюю и нижнюю части, соединенные между собой в разъемное соединение, при этом способ дополнительно включает приложение крутящего момента на разъемное соединение через колонну труб и тем самым освобождение упорного кольца, предусмотренного между верхней и нижней частями; при этом верхняя часть корпуса соединена с верхней частью колонны труб, а нижняя часть соединена с нижней частью колонны труб, и отделение верхней части колонны труб от нижней части колонны труб. Элемент 8, отличающийся тем, что по меньшей мере одно устройство является генератором акустических колебаний и передающим данные к буровому окну скважины на поверхности земли по меньшей мере с помощью одного устройства, которое включает в себя передачу данных к буровому окну скважины на поверхности земли акустическим способом. Элемент 9, отличающийся тем, что по меньшей мере одно устройство является устройством для генерации импульсов давления флюида и передающим данные к буровому окну скважины на поверхности земли по меньшей мере с помощью одного устройства, содержащего в себе генерирование одного или более импульсов давления флюида с использованием устройства для генерации импульсов давления флюида.
Элемент 10, дополнительно включающий создание деформации во вспомогательной колонне труб при посредстве создания относительного перемещения по направлению оси между первым и вторым якорями. Элемент 11, отличающийся тем, что передача нагрузки на вспомогательную колонну труб включает передачу по меньшей мере одной из осевой и скручивающей нагрузок на вспомогательную колонну труб. Элемент 12, отличающийся тем, что определение положения места прихвата в основной колонне труб в стволе скважины дополнительно включает передачу данных, свидетельствующих о деформации, к буровому окну скважины на поверхности земли по меньшей мере с помощью одного устройства. Элемент 13, отличающийся тем, что это по меньшей мере одно устройство является генератором акустических колебаний, и передача данных, свидетельствующих о деформации, к буровому окну скважины на поверхности земли этим по меньшей мере одним устройством включает передачу данных к буровому окну скважины на поверхности земли акустическим способом. Элемент 14, отличающийся тем, что это по меньшей мере одно устройство является устройством для генерации импульсов давления флюида, и передача данных, свидетельствующих о деформации, к буровому окну скважины на поверхности земли по меньшей мере с помощью этого по меньшей мере одного устройства включает генерирование одного или более импульсов давления флюида с использованием этого устройства для генерации импульсов давления флюида. Элемент 15, дополнительно включающий введение системы для извлечения труб в ствол скважины, управление системой извлечения колонны над местом прихвата, разделение основной колонны труб на верхнюю и нижнюю части с использованием системы для извлечения колонны и извлечение верхней части основной колонны к буровому окну скважины на поверхности земли.
Элемент 16, отличающийся тем, что деформация является результатом нагрузки, приложенной к колонне труб с позиции на поверхности земли, нагрузки, включающей по меньшей мере приложение одной из нагрузок - осевой нагрузки и скручивающей нагрузки. Элемент 17, отличающийся тем, что колонна труб отбирается из круга возможностей, состоящего из бурильной колонны, обсадной колонны, потайной колонны, противопесочной перфорированной трубы, гибких насосно-компрессорных труб, и любой их комбинации. Элемент 18, отличающийся тем, что колонна труб содержит основную и вспомогательную насосно-компрессорные трубы, которая оперативно присоединяются к основным насосно-компрессорным трубам, при этом по меньшей мере один датчик и по меньшей мере одно устройство установлены на вспомогательные насосно-компрессорные трубы.. Элемент 19, отличающийся тем, что вспомогательные насосно-компрессорные трубы дополнительно содержат первый и второй трубные якоря, разнесенные друг от друга в осевом направлении, и при этом по меньшей мере один датчик установлен между первым и вторым трубными якорями. Элемент 20, дополнительно содержащий систему извлечения труб, углубляемую в стволе скважины и содержащую освобождающее устройство, углубляемое в колонне труб, и имеющую поверхность конического гнезда, зацепляемую с ограничением, которое фиксируется в колонне труб, и гидромониторную насадку, предусмотренную на устройстве для извлечения с целью направления струи флюида на внутреннюю стенку колонны труб и тем самым ослабляющую колонну труб. Элемент 21, дополнительно содержащий сборочный узел разъемного соединения, который содержит корпус, расположенный в колонне труб и содержащий верхнюю часть, которая соединена с верхней частью колонны труб, и нижнюю часть, которая соединена с нижней частью колонны труб, и разъемное соединение, соединяющее верхнюю и нижнюю части, и упорное кольцо, расположенное на корпусе разъемного соединения для предотвращения вращения верхней и нижней частей относительно друг друга, при этом упорное кольцо ослабляется под воздействием крутящего момента, который прилагается к колонне труб, тем самым отделяет верхнюю и нижнюю части колонны труб. Элемент 22, дополнительно содержащий систему для извлечения труб, опускаемую в стволе скважины и содержащую освобождающее устройство, опускаемое в колонне труб и содержащее корпус с одним или более зарядами взрывчатого вещества, размещенными на нем, и защитный внутренний кожух, расположенный в колонне труб, наружный защитный кожух, расположенный в колонне труб и содержащий верхнюю часть, соединенную с верхней частью колонны труб, и нижнюю часть, соединенную с нижней частью колонны труб, и стыковое соединение типа стык Передерия, соединяющее верхнюю и нижнюю части наружного кожуха, при этом детонация одного или более зарядов взрывчатого вещества отделяет внутренний защитный кожух и осевое усилие, приложенное к колонне труб, разделяет верхнюю и нижнюю части в месте стыкового соединения. Элемент 23, отличающийся тем, что по меньшей мере одно устройство является по меньшей мере одним из устройств - устройства для генерации импульсов давления флюида и генератора акустических колебаний.
Следовательно, настоящее изобретение является хорошо адаптированным для достижения перечисленных задач и преимуществ, так же, как и тех, которые им присущи. Частные случаи вариантов реализации изобретения, описанные выше, являются всего лишь иллюстративными, в то время как настоящее изобретение может быть модифицировано и реализовываться в различных, но эквивалентных способах, очевидных для специалистов в данной области техники, использующих преимущества идей, содержащихся в этом документе. Кроме того, не предполагается никаких ограничений на особенности конструкции и ее деталей, проиллюстрированных в данном документе, кроме тех, которые описаны ниже в формуле изобретения. Из этого совершенно очевидно следует, что частные случаи вариантов реализации изобретения, описанные выше, могут быть изменены, объединены или модифицированы и все такие изменения рассматриваются в объеме и сущности настоящего изобретения. Изобретение, иллюстративно описанное в данном документе, пригодно для практической реализации при отсутствии любого элемента, который не описывается особым образом в данном документе, и/или любого необязательного элемента, описанного в данном документе. В то время как композиции и способы, описываемые в настоящем документе в терминах «содержащий», «состоящий» или «включающий» различные компоненты или этапы, композиции и способы, могут также «состоять, в основном, из» или «состоять из» различных компонентов или этапов. Все цифры и диапазоны цифр, описанные выше, могут изменяться на некоторую величину. Всякий раз, когда описывается область цифровых значений с нижний пределом и с верхним пределом, любая цифра или любой диапазон цифр подпадает под диапазон, описанный особым образом. В частности, каждый диапазон значений (в виде выражения “от около a до около b,” или, эквивалентно, “от около a до b,” или, эквивалентно, “от около a-b”), описанный в данном документе, должен пониматься как изложение каждой цифры и диапазона, входящих в более широкий диапазон значений. Также все термины в формуле изобретения имеют свое ясное и обычное значение, если иное недвусмысленно и четко не выражено владельцем патента. Кроме того, указание элементов в единственном числе, использованных в формуле изобретения, в данном документе предназначено для обозначения одного или более чем одного из представленных элементов.