Результат интеллектуальной деятельности: СИСТЕМЫ И СПОСОБЫ ЗАСТОПОРИВАНИЯ ВЕРТЛЮЖНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ ПОДЗЕМНЫХ РАБОТ

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Различные стадии подземных работ бурения и заканчивания часто включают в себя использование гибкой насосно-компрессорной трубы. Например, весь ствол скважины или его части можно бурить с использованием гибкой насосно-компрессорной трубы вместо более традиционных бурильных труб.

Пример варианта осуществления типичной системы бурения нефтяной скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе показан на фиг.1. Система бурения содержит гибкую насосно-компрессорную трубу 102, размещенную на барабане 104. Гибкая насосно-компрессорная труба 102 проходит через гусак 106 и направляется в скважину через инжектор 108 в пласт 110. Во время бурения на гибкой насосно-компрессорной трубе, гибкая насосно-компрессорная труба 102 подается с барабана 104 в инжектор 108 и в ствол скважины. Буровой раствор подается в компоновку 114 низа бурильной колонны и буровое долото 116 через гибкую насосно-компрессорную трубу 102. Буровой раствор затем возвращается на поверхность через кольцевое пространство между стенкой ствола скважины или обсадной колонной и гибкой насосно-компрессорной трубой 102. Возвращающаяся текучая среда, которая может содержать буровой шлам и другие материалы, направляется в трубу 118 возвращенной текучей среды и подается в емкость 120 бурового раствора. Рециркуляционный насос 122 может затем осуществлять повторную циркуляцию бурового раствора через трубу 124 в гибкую насосно-компрессорную трубу 102.

Гибкая насосно-компрессорная труба является сплошной трубой без разрывов или соединений и при этом не может вращаться. Соответственно, бурение на гибкой насосно-компрессорной трубе имеет ограничения вследствие невозможности вращения гибкой насосно-компрессорной трубы в стволе скважины. Такие ограничения означают неэффективную передачу мощности на буровое долото, неэффективную очистку ствола скважины и невозможность преодоления трения между стволом скважины и насосно-компрессорной трубой, ограничивающие предельный отход системы. Возможность вращения участка колонны гибкой насосно-компрессорной трубы в стволе скважины снимает многие данные ограничения, делая бурение на гибкой насосно-компрессорной трубе более приемлемой альтернативой бурению с использованием традиционных буровой установки и бурильных труб.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг.1 показан пример варианта осуществления обычной системы бурения нефтяной скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе.

На фиг.2 показано в изометрии вертлюжное соединение согласно примеру варианта осуществления настоящего изобретения.

На фиг.3 показан вид сбоку системы бурения нефтяной скважины на гибкой насосно-компрессорной трубы согласно примеру варианта осуществления настоящего изобретения.

Хотя варианты осуществления данного изобретения показаны, описаны и определяются в виде ссылки, как примеры вариантов осуществления, такие ссылки не накладывают ограничений на изобретение, и никакие такие ограничения не предполагаются. Объект описанного изобретения может иметь модификации, изменения и эквиваленты по форме и функциям, ясные специалисту в данной области техники, использующему преимущества данного изобретения. Показанные и описанные варианты осуществления данного изобретения являются только примерами, не исчерпывающими объема изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения подробно описаны в данном документе. Для ясности не все признаки фактической реализации могут присутствовать в данном описании. При разработке любого такого фактического варианта осуществления можно принимать многочисленные решения, для достижения конкретных целей, которые могут отличаться в вариантах реализации. Кроме того, ясно, что разработка может являться сложной и требующей много времени, но тем не менее являться рутинным мероприятием для специалиста в данной области техники, использующего выгоды настоящего изобретения.

Для лучшего понимания настоящего изобретения ниже приведены примеры некоторых вариантов осуществления. Данные примеры не являются ограничивающими или определяющими объем изобретения. Варианты осуществления настоящего изобретения могут применяться для горизонтальных, вертикальных, наклонно-направленных или других стволов скважин в подземных пластах любого типа без ограничения. Варианты осуществления могут применяться для нагнетательных скважин, а также эксплуатационных скважин, в том числе углеводородных скважин.

Термины "соединяют" или "соединяет" используются в данном документе для обозначения непрямого или прямого соединения. Таким образом, если первое устройство соединяется со вторым устройством, данное соединение может являться прямым соединением или непрямым механическим соединением через другие устройства и соединения. Термин "к устью скважины" при использовании в данном документе означает вдоль бурильной колонны или ствола от дальнего конца к поверхности, и "к забою скважины" при использовании в данном документе означает вдоль бурильной колонны или ствола от поверхности к дальнему концу.

Должно быть понятно, что термин "буровое оборудование нефтяной скважины" или "система бурения нефтяной скважины" не ограничивает использование оборудования и способов, описанных с такими терминами бурением нефтяных скважин. Термины также относятся к бурению газовых скважин или в целом углеводородных скважин. Дополнительно, такие скважины можно использовать для эксплуатации, мониторинга или нагнетания, относящихся к подземной добыче углеводородов или других материалов.

Настоящая заявка относится к способам и системам для выполнения подземных работ и, в частности, к использованию гибкой насосно-компрессорной трубы с застопоривающимися вертлюжными соединениями при выполнении операций бурения.

В одном варианте осуществления вертлюжные соединения могут застопориваться и расстопориваться с использованием скользящей муфты, которая скользит вверх, когда гибкая насосно-компрессорная труба проходит через инжектор в ствол скважины. В результате скольжения вверх муфта застопоривает вертлюжное соединение, по существу, предотвращая относительное вращение соседних секций гибкой насосно-компрессорной трубы. При реверсе, когда поднимают гибкую насосно-компрессорную трубу через инжектор из ствола скважины, муфта может скользить вниз и вновь обеспечивать вращение вертлюжного соединения, при этом обеспечивается вращение относительно друг друга смежных секций гибкой насосно-компрессорной трубы.

На фиг.2 показано вертлюжное соединение согласно примеру варианта осуществления настоящего изобретения. Стопорное устройство может использоваться для застопоривания и/или расстопоривания вертлюжных соединений 10. Конкретно, стопорное устройство может сцепляться с вертлюжными соединениями 10 так, что смежные секции гибкой насосно-компрессорной трубы спариваются для совместного вращения, и/или может расцеплять вертлюжные соединения так, что смежные секции гибкой насосно-компрессорной трубы 16 могут независимо вращаться. Две секции считаются "спаренными для совместного вращения", когда вращение одной из двух секций должно вращать другую из двух секций. В отличие от указанного, две секции считаются "разделенными для вращения", когда вращение одной из двух секций не должно вращать другую секцию.

В данном примере варианта осуществления вертлюжное соединение 10 содержит стопорное устройство. Конкретно, в примере варианта осуществления вертлюжное соединение 10 включает в себя первый участок 11, имеющий одно или несколько стопорных приемных гнезд 12, и участок 14 скользящей муфты, который может включать в себя одну или несколько стопорных частей 13, выполненных в виде выступов, которые могут застопориваться в одном или нескольких стопорных приемных гнезд 12 на первом участке 11 вертлюжного соединения 10. Как показано на фиг.2, первый участок 11 может оборудоваться на первой секции гибкой насосно-компрессорной трубы, и участок 14 скользящей муфты может оборудоваться на второй смежной секции гибкой насосно-компрессорной трубы.

В одном варианте осуществления вертлюжное соединение 10 может сцепляться и расцепляться запорным устройством, установленным на инжекторе или вблизи инжектора. Соответственно, запорное устройство выполнено с функциональной возможностью соединения первого участка 11 с участком 14 скользящей муфты. В одном примере варианта осуществления запорное устройство может являться механической системой, электрической системой, магнитной системой и/или комбинацией одно или нескольких данных систем. В одном варианте осуществления запорное устройство может механически фиксировать стопорную часть 13 в стопорном приемном гнезде 12, когда гибкая насосно-компрессорная труба 16 перемещается в скважину через инжектор, и может отцеплять стопорную часть 13 от стопорного приемного гнезда 12, когда гибкая насосно-компрессорная труба 16 поднимается из ствола скважины через инжектор.

Хотя механическое стопорное устройство описано выше и показано на фиг.2, как должно быть ясно специалисту в данной области техники, использующему преимущества данного изобретения, другие устройства можно применять для сцепления или расцепления вертлюжных соединений. Например, в одном примере варианта осуществления вертлюжные соединения могут дистанционно управляться оператором. В данном варианте осуществления оператор может селективно сцеплять или расцеплять конкретные вертлюжные соединения, при этом управляя гибкой насосно-компрессорной трубой, обеспечивая относительное вращение одних и предотвращая такое вращение других. В таком варианте осуществления проводные или беспроводные системы связи можно использовать для обеспечения сцепления или расцепления первого участка 11 и участка 14 скользящей муфты вертлюжного соединения 10. Такие системы связи хорошо известны специалистам в данной области техники, и поэтому не рассматриваются подробно в данном документе.

Кроме того, хотя конкретные конфигурации фиксатора и приемного гнезда показаны на фиг.2, другие конфигурации фиксирующего устройства можно использовать без отхода от объема настоящего изобретения. Дополнительно, хотя фиксирующее устройство показано на фиг.2, другие устройства можно использовать сцепления и/или расцепления вертлюжного соединения. Например, в одном примере варианта осуществления магнитное соединение между первым участком 11 и скользящей муфтой 14 можно использовать для сцепления и/или расцепления вертлюжных соединений 10. Конкретно, оператор может активировать магнитную силу между первым участком 11 и участком 14 скользящей муфты для вертлюжных соединений, требующих сцепления, и деактивировать магнитную силу для вертлюжных соединений 10, требующих расцепления.

На фиг.3 показан вид сбоку системы бурения нефтяной скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе согласно примеру варианта осуществления настоящего изобретения, где вертлюжные соединения 10 разделяют различные секции гибкой насосно-компрессорной трубы 16. Конкретно, вертлюжное соединение 10 может создаваться на стыке между парами секций гибкой насосно-компрессорной трубы 16, как показано на фиг.3. Как ясно специалисту в данной области техники, использующему преимущества данного изобретения, настоящее изобретение не ограничивается числом или позиционированием вертлюжных соединений 10 или секций гибкой насосно-компрессорной трубы, и фиг.3 используется только в качестве иллюстрации.

Как показано на фиг.3, вертлюжные соединения 10 могут сцепляться селективно. Конкретно, одно или несколько вертлюжных соединений 10 могут вначале являться расцепленными. В одном варианте осуществления вертлюжные соединения 10 внутри скважины могут являться застопоренными, как рассмотрено выше и показано на фиг.2, и рассмотрено более подробно ниже.

При выполнении подземных работ гибкая насосно-компрессорная труба 16 может направляться в скважину через инжектор 20. Согласно примеру варианта осуществления настоящего изобретения вертлюжные соединения 10A, расположенные на поверхности и/или над инжектором 20, могут являться расцепленными, а вертлюжные соединения 10B, расположенные под землей и/или под инжектором, могут являться сцепленными. Как должно быть ясно специалисту в данной области техники, использующему преимущества данного изобретения, оператор может решать, в какой точке вертлюжные соединения 10 застопориваются и/или расстопориваются. Конкретно, в одном варианте осуществления вертлюжные соединения 10 могут застопориваться и/или расстопориваться в точке, удаленной в сторону скважины от инжектора 20. Соответственно, секции гибкой насосно-компрессорной трубы 16, расположенные над землей и/или над инжектором 20, могут вращаться относительно смежных секций, а также относительно секций гибкой насосно-компрессорной трубы, расположенных под инжектором 20. В результате вращение участка гибкой насосно-компрессорной трубы 16, расположенного под инжектором, не должно воздействовать на участок гибкой насосно-компрессорной трубы, расположенный над землей, на гусак 28 или барабан 26.

В отличие от указанного, когда гибкая насосно-компрессорная труба 16 проходит через инжектор 20, вертлюжные соединения 10B могут сцепляться, соединяя для совместного вращения смежные секции гибкой насосно-компрессорной трубы 16, расположенные в скважине. Когда вертлюжные соединения 10 расположенные под инжектором 20 являются сцепленными, вращение от вращательного устройства 24, расположенного на или вблизи поверхности, смонтированного в инжекторе 20 или под ним, может использоваться для вращения бурового долота 22. Конкретно, когда вертлюжные соединения 10 сцеплены, вращение может передаваться в скважину на буровое долото 22. Соответственно, крутящий момент, созданный вращательным устройством на или вблизи инжектора 20, может передаваться в скважину с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы на компоновку низа бурильной колонны 18 и буровое долото 22.

Как должно быть ясно специалисту в данной области техники, использующему преимущества данного изобретения, любое подходящее устройство можно использовать для вращения участка гибкой насосно-компрессорной трубы 16 в скважине. В одном примере варианта осуществления вращательным устройством 24 может являться буровой ротор, в котором действующие в одном направлении трубные клинья можно использовать для зажима гибкой насосно-компрессорной трубы 16 и передачи вращения бурового ротора на гибкую насосно-компрессорную трубу 16. В другом примере варианта осуществления вращатель c высоким крутящим моментом может устанавливаться под инжектором 20 или внутри инжектора 20. В еще одном примере варианта осуществления вращательное устройство может зажиматься вокруг гибкой насосно-компрессорной трубы 16, когда требуется вращение, и может иметь привод от гидравлического, пневматического или электрического двигателя.

В одном варианте осуществления вертлюжное соединение 10 может оборудоваться устройством очистки. Устройство очистки может использоваться для очистки различных компонентов вертлюжного соединения 10, таких как подшипники и канавки на них. Устройства очистки могут использовать мощные водные или воздушные потоки, могут иметь вид простого грязесъемника, вращающихся щеток или любой комбинации двух или больше таких устройств.

Как должно быть ясно специалисту в данной области техники, использующему преимущества данного изобретения, вертлюжные соединения 10, имеющие стопорное устройство согласно варианту осуществления настоящего изобретения, могут делать возможным вращение разделенной на секции колонны гибкой насосно-компрессорной трубы. Соответственно, вращающаяся разделенная на секции гибкая насосно-компрессорная труба может обеспечивать непрерывную циркуляцию и аксиальное перемещение и управление аксиальной скоростью в процессе бурения. Кроме того, улучшенная разделенная на секции гибкая насосно-компрессорная труба лучше подходит для использования в бурении под управляемым давлением и в бурении на депрессии.

Как должно быть ясно специалисту в данной области техники, использующему преимущества данного изобретения, настоящее изобретение обеспечивает вращение гибкой насосно-компрессорной трубы как по часовой стрелке, так и против часовой стрелки, что может помогать очистке ствола скважины, ориентации для направленного бурения в режиме геонавигации или работе через узкие места в стволе скважины, а также активированию и деактивированию внутрискважинных устройств, таких как расширители, циркуляционные переводники и т.п. Кроме того, настоящее изобретение можно также использовать в данном режиме для установки и снятия пакеров и т.п. устройств в заканчивании, капремонте или геотехнических мероприятиях.

Как должно быть ясно специалисту в данной области техники, использующему преимущества данного изобретения, системы и способы, раскрытые в данном документе, можно использовать в соединении с вариантами осуществления с гибридной колонной насосно-компрессорных труб, расположенных ниже гибкой насосно-компрессорной трубы. Дополнительно, как должно быть ясно специалисту в данной области техники, использующему преимущества данного изобретения, стопорное устройство должно быть достаточно прочным, чтобы выдерживать крутящий момент, передаваемый на гибкую насосно-компрессорную трубу во время вращения, и должно застопориваться так, чтобы исключать расстопоривание в скважине.

Настоящее изобретение приспособлено для выполнения задач и достижения упомянутых целей, а также всего присущего им. Изобретение показано, описано и определено в примерах изобретения, которые не налагают ограничений на изобретение, и никакие такие ограничения не подразумевают. Изобретение предусматривает возможность модификаций, изменений и эквивалентов по форме и функциям, ясных специалисту в данной области техники, использующему преимущества данного изобретения. Показанные и описанные примеры не исчерпывают возможностей изобретения. Таким образом, изобретение ограничено только сущностью и объемом прилагаемой формулы изобретения с учетом полного признания эквивалентов во всех отношениях.