Результат интеллектуальной деятельности: ОРИЕНТАТОР ГИБКОЙ ТРУБЫ

Изобретение относится к области строительства скважин с боковыми стволами, оно может быть использовано в качестве поворотного ориентирующего устройства в забойных компоновках при ремонте многоствольных скважин, проведении различных технологических операций в боковых стволах скважин.

Известен ориентатор забойной компоновки [1], содержащий корпус, вал, установленный на подшипниках в корпусе, привод, выполненный в виде полого подпружиненного штока с наружными шлицами, преобразователь движения, выполненный в виде наружной втулки со спиральными пазами, взаимодействующими с ответными выступами внутренней полой втулки, поршень с уплотнением, подпружиненное кольцо, снабженное шлицами и зубчатой полумуфтой. Наружная втулка преобразователя движения связана с корпусом, а внутренняя втулка связана с поршнем и снабжена зубчатой полумуфтой, взаимодействующей с зубчатой полумуфтой подпружиненного штока, при этом пружина штока опирается на корпус через упорный шарикоподшипник, а подпружиненное кольцо, зубчатой полумуфтой взаимодействующее с ответной полумуфтой вала, шлицами сцеплено с корпусом.

Недостатком данного ориентатора является ограниченность сферы его применения, в частности, его нельзя использовать во время проведения технологических операций в боковых стволах уже построенных скважин.

Известен ориентатор [2], содержащий сборный корпус, размещенные в нем поршень с пустотелым штоком с наружными прямыми, зацепленными с корпусом, и винтовыми шлицами, возвратную пружину в подпоршневой полости, связанной посредством разделительного элемента с буферной полостью, соединенной дренажным окном с закорпусным пространством, шпиндель с полым валом, кинематически связанным с пустотелым штоком.

К недостаткам данного устройства относится то, что у него низкие долговечность, надежность функционирования и функциональные возможности вследствие потери прочности рычагов и шлиц при выполнении ориентатора диаметром менее 100 мм, невозможность получить небольшие шаги поворота полого вала шпинделя (менее 20 градусов), ограниченность сферы его применения, в частности, его нельзя использовать для проведения технологических операций в боковых стволах уже построенных скважин.

Наиболее близким устройством того же назначения к заявляемому изобретению по совокупности признаков является отклонитель направленного бурения скважин [3], содержащий сборный корпус, цилиндр, размещенный в нем поршень с пустотелым штоком и выполненными на штоке прямыми и винтовыми шлицами, возвратную пружину поршня, заполненную маслом герметизированную полость, поворотный шпиндель, кинематически связанный с винтовыми шлицами на пустотелом штоке поршня, при этом кинематическая связь поворотного шпинделя с винтовыми шлицами пустотелого штока поршня осуществлена поворотной обоймой, выполненной в виде ротора с внутренним венцом винтовых шлиц и собачками поворотной обоймы, выполненными с возможностью взаимодействия с храповым венцом на поворотном шпинделе и такой же неподвижной обоймой без шлиц, собачки которой выполнены с возможностью взаимодействия с тем же храповым венцом на поворотном шпинделе, последний связан с угловым переводником, выполненным с возможностью отклонения инструмента.

К недостаткам известного устройства, принятого за прототип, относится сложность конструкции храповых фиксаторов, выполненных в виде собачек сложной формы, установленных на осях в окнах обойм; трудности при сборке установленных в корпусе обойм с полым валом шпинделя из-за выпадения собачек с пружинами из окон вовнутрь обойм; неуправляемый поворот полого вала шпинделя ориентатора, ограниченность сферы его применения, в частности, его нельзя использовать во время проведения технологических операций в боковых стволах уже построенных скважин.

Задачей изобретения является создание механизма ориентации, способного гарантированно направлять скважинный прибор, спускаемый на гибкой трубе, в ранее пробуренный боковой ствол скважины.

Поставленная задача решается за счет того, в ориентаторе гибкой трубы, содержащем сборный корпус, в котором размещены полый поршень, возвратная пружина поршня, поворотный шпиндель, храповый венец, зубцы которого фиксируются собачками, согласно изобретению на поршне выполнены кулачки, взаимодействующие с винтовыми канавками, выполненными на стенке сборного корпуса, внутренний диаметр полого поршня больше диаметра ориентируемой гибкой трубы на величину щелевого зазора, обеспечивающего необходимый перепад давления между зонами, расположенными над и под поршнем, дополнительно содержатся две зубчатые полумуфты, размещенные с возможностью взаимодействия между собой, при этом одна размещена в нижней части поршня, а другая - в верхней части поворотного шпинделя, а возвратная пружина поршня обеспечивает их разомкнутое положение, дополнительная возвратная пружина, обеспечивающая возврат поворотного шпинделя в верхнее исходное положение, шлицевая муфта, кинематически связанная с нижней частью поворотного шпинделя посредством расположенных на нем шлиц и установленная в нижней части сборного корпуса посредством резьбовой втулки, на нижнем торце которой расположена храповая полумуфта, собачки которой взаимодействуют с зубцами храпового венца, выполненного на теле шлицевой муфты, поворотный корпус с закрепленной на его внутренней стенке рессорой и продольным окном, выполненным напротив рессоры, причем верхняя часть поворотного корпуса соединена с нижней частью шлицевой муфты.

На фиг.1 изображен продольный разрез ориентатора, на фиг.2 - поперечный разрез А-А на фиг.1.

На колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 1 установлен сборный корпус 2 ориентатора колтюбинговой трубы 3, внутри которого перемещается полый поршень 4, в нижней части которого расположена зубчатая полумуфта 5. На поршне 4 установлены один или несколько кулачков 6, которые входят в зацепление с винтовыми канавками 7, выполненными на стенке сборного корпуса 2. Ниже, соосно с поршнем 4, расположен поворотный шпиндель 8, в верхней части которого расположена зубчатая полумуфта 9. Внутри сборного корпуса 2 установлена возвратная пружина 10, служащая для разъединения зубчатых полумуфт 5 и 9, а также для возврата поршня 4 в исходное положение. Поворотный шпиндель 8 через дополнительную возвратную пружину 11, обеспечивающую возврат шпинделя 8 в верхнее исходное положение, опирается на подшипник 12. Шлицевой участок 13 поворотного шпинделя 8 входит в полую шлицевую муфту 14, которая установлена в нижней части сборного корпуса 2 и фиксируется в нем резьбовой втулкой 15. Нижняя часть шлицевой муфты 14 посредством резьбы 16 соединена с верхней частью поворотного корпуса 17, на боковой поверхности которого расположено продольное окно 18 для выхода колтюбинговой трубы 3. Напротив окна 18 в поворотном корпусе 17 установлена рессора 19, предназначенная для направления колтюбинговой трубы 3 в боковой ствол 20 скважины. На нижнем торце резьбовой втулки 15 расположена храповая полумуфта 21, собачки 22 которой входят в зацепление с зубцами 23 храпового венца 24, устроенного на теле шлицевой муфты 14. Внутри поршня 4 выполнен центральный канал 25, причем его диаметр подобран таким образом, чтобы при прохождении через него колтюбинговой трубы 3 образовывался щелевой зазор 26, необходимый для создания перепада давления между зонами, расположенными над и под поршнем 4. Вся компоновка расположена внутри обсадной колонны 27.

Ориентатор работает следующим образом.

После сборки компоновки и спуска ее до входа в боковой ствол 20 скважины, координаты которого определены по результатам геофизических исследований, в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 1 спускают колтюбинговую трубу 3. Проходя через сборный корпус 2, центральный канал 25 поршня 4, поворотный шпиндель 8, шлицевую муфту 14, колтюбинговая труба 3 входит в поворотный корпус 17 и под действием рессоры 19 направляется в продольное окно 18 и оттуда в боковой ствол 20.

Если же колтюбинговая труба 3 не попала в боковой ствол 20, то она упирается в стенку обсадной колонны 27, и в этот момент происходит ее разгрузка, что фиксируется показаниями гидравлического индикатора веса (ГИВ), расположенного на устье скважины (не показан). Оператор ставит метку на колтюбинговой трубе 3 и приподнимает ее до снятия разгрузки. После этого внутри колонны НКТ 1 поднимается давление, рабочая жидкость подается вовнутрь корпуса 2 и за счет ее дросселирования через щелевой зазор 26 создается перепад давления между зонами, расположенными над и под поршнем 4. Поршень 4 начинает перемещаться, сжимая пружину 10, вследствие чего происходит соединение полумуфт 5 и 9. Одновременно с этим кулачки 6, двигаясь по винтовым канавкам 7, поворачивают поршень 4, а вместе с ним и поворотный шпиндель 8, который, вращаясь и сжимая пружину 11, перемещается внутри шлицевой муфты 14, поворачивая ее. Одновременно с муфтой 14 поворачивается корпус 17 на дискретный угол, величина которого определяется геометрическими параметрами винтовых канавок 7 и параметрами храповой полумуфты 21. После поворота корпуса 17 собачки 22 фиксируют храповую полумуфту 21 и вместе с ней корпус 17 в новом положении. Давление в колонне НКТ 1 снижается до гидростатического, поршень 4 под действием пружины 10 возвращается в исходное положение, при этом происходит разъединение полумуфт 5 и 9, и поворотный шпиндель 8 под действием сжатой пружины 11 возвращается в исходное положение. При этом поворотный корпус 17 остается в новом повернутом положении, которое зафиксировано храповой полумуфтой 21. Производится спуск колтюбинговой трубы 3. При прохождении ранее поставленной метки оператор следит за показаниями ГИВа. Если в этот момент не произошло уменьшение веса, то есть разгрузка колтюбинговой трубы 3 отсутствует, значит поворота корпуса 17 оказалось достаточно, и труба 3 вошла в боковой ствол 20 скважины. Если же при спуске колтюбинговой трубы 3 опять произошла ее разгрузка, ГИВ показал уменьшение нагрузки, значит колтюбинговая труба 3 уперлась в стенку обсадной колонны 27. Производится еще одна операция по повороту поворотного корпуса 17. Операции повторяются до тех пор, пока колтюбинговая труба 3 не войдет в боковой ствол 20 скважины.

Использование изобретения позволяет гарантированно доставлять спускаемые на гибких, в частности, колтюбинговых трубах компоновки в требуемый боковой ствол скважины, значительно сократить время на проведение технологических работ в боковых стволах скважин.

Источники информации

1. Патент RU 2245434, МПК Е21В 7/08, 2005.01.27.

2. Патент RU 2015287, МПК Е21В 7/08, 1994.

3. Патент RU 2184201, МПК Е21В 7/08, 2002.