CN113891980A - 用于井下工具的压力调节器 - Google Patents

Abstract

一种井下工具包括壳体和壳体室。所述壳体室通过密封件与流体室分开。所述密封件维持所述壳体室与所述流体室之间的压力差。所述壳体室与所述流体室之间的压力调节器将所述压力差维持在最大压力差以下。

Description

用于井下工具的压力调节器

相关申请的交叉引用

本申请要求于2019年5月3日提交的名称为“Pressure Adjuster for a DownholeTool”的美国非临时申请第62/842836号的权益，该申请的公开内容通过引用并入本文。

背景技术

出于各种勘探或提取目的，可将井筒钻入地面位置或海床。例如，可钻出井筒以获取储存在地下地层中的流体，诸如液态烃和气态烃，并且从地层中提取流体。用于生产或提取流体的井筒可衬有围绕井筒壁的套管。可部分地根据钻出井筒所穿过的地层的特性来利用多种钻井方法。

井筒可通过从地面向下钻穿土质材料的钻井系统来钻出。有些井筒竖直向下钻出，并且有些井筒在井筒中具有一个或多个弯曲部，以跟随期望的地质地层，避免有问题的地质地层，或两者的组合。

发明内容

在一些实施方案中，一种井下工具包括壳体，其中壳体室位于壳体内部。流体室定位在壳体外部。密封件将壳体室与流体室分开，密封件至少部分地维持壳体室与流体室之间的压力差。壳体室与流体室之间的压力调节器将压力差维持在最大压力差以下。

在其他实施方案中，一种井下工具包括壳体，其中壳体室位于壳体内部。连接到壳体的分隔件将壳体外部的流体室与壳体室分开。分隔件防止微粒在壳体室与流体室之间通过。所述壳体室与所述流体室之间的压力调节器将所述压力差维持在最大压力差以下。

在其他实施方案中，一种井下工具包括具有第一端和第二端的壳体。可移动构件在壳体第一端处通过支承件(bearing)连接到壳体。支承件在支承件与可移动构件之间具有小于500μm的缝隙。可移动构件能够相对于壳体旋转。可移动构件包括中央支撑件。在壳体内部的第二端处的支承表面支撑中央支撑件。

提供本概述是为了介绍将在以下详细描述中进一步描述的一系列概念。本概述并非意图标识所要求保护的主题的关键或本质特征，也非意图用作限制所要求保护的主题的范围的辅助。

本公开的实施方案的其他特征和优点将在以下描述中阐明，并且将部分地从描述中显而易见，或可以通过这类实施方案的实践得以领会。可以借助于所附权利要求中具体指出的仪器和组合来实现和获得这类实施方案的特征和优点。这些以及其他特征将从以下描述和所附权利要求中变得更加完整清楚，或可以通过如在下文中阐明的这类实施方案的实践得以领会。

附图说明

为了描述可获得本公开的上述特征和其他特征的方式，将通过参考在附图中示出的本公开的具体实施方案来呈现更为特定的描述。为了更好地理解，贯穿各个附图，相同的元件已经用相同的附图标记进行了表示。虽然一些附图可以是概念的示意性或夸大表示，但是至少一些附图可以按比例绘制。应该理解的是附图描绘了一些示例实施方案，并且将通过使用附图来更具体和详细地描述和解释实施方案，在附图中：

图1是根据本公开的至少一个实施方案的钻井系统的表示；

图2-1是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具上的压力调节器的截面图；

图2-2是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具上的另一压力调节器的截面图；

图3-1是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具上的又一压力调节器的截面图；

图3-2是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具上的另一压力调节器的截面图；

图4是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具上的另一压力调节器的截面图；

图5是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具上的另一压力调节器的截面图；

图6是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具上的又一压力调节器的截面图；

图7是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具上的另一压力调节器的截面图；

图8-1是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具上的另一压力调节器的截面图；

图8-2是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具上的又一压力调节器的截面图；

图9是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具上的另一压力调节器的截面图；

图10是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具上的另一压力调节器的截面图；

图11是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具上的又一压力调节器的截面图；并且

图12是根据本公开的至少一个实施方案的用于操作井下工具的方法的方法图。

具体实施方式

本公开总体涉及用于可移动构件与流体室之间的压力调节的装置、系统和方法。图1示出了用于钻取地球地层101以形成井筒102的钻井系统100的一个示例。钻井系统100包括用于转动向下延伸到井筒102中的钻井工具组件104的钻机103。钻井工具组件104可包括钻柱105、井底组件(“BHA”)106和附接到钻柱105的井下端的钻头110。

钻柱105可包括通过工具接头109端对端连接的钻杆108的若干接头。钻柱105通过中心孔传输钻井液，并且将旋转动力从钻机103传输到BHA 106。在一些实施方案中，钻柱105还可包括附加部件，诸如接头、短节等。钻杆108提供液压通道，钻井液通过该液压通道从地面泵送。钻井液通过钻头110中的选定大小的喷嘴、喷口或其他孔口排出，以便冷却钻头110和其上的切割结构，并且在钻井时将钻屑从井筒102中提升出来。

BHA 106可包括钻头110或其他部件。示例BHA 106可包括附加部件或其他部件(例如，联接在钻柱105与钻头110之间)。附加BHA部件的示例包括钻铤、稳定器、随钻测量(“MWD”)工具、随钻测井(“LWD”)工具、井下马达、管下扩孔器、截面铣鞋、液压断开装置、震击器、振动或阻尼工具、其他部件或上述的组合。

一般来讲，钻井系统100可包括其他钻井部件和附件，诸如专用阀(例如方钻杆旋塞、防喷器和安全阀)。包括在钻井系统100中的附加部件可被认为是钻井工具组件104、钻柱105或BHA 106的一部分，这取决于它们在钻井系统100中的位置。

BHA 106中的钻头110可以是适于剥蚀井下材料的任何类型的钻头。例如，钻头110可以是适于钻取地球地层101的钻头。用于钻取地球地层的钻头的示例类型是固定切削齿或刮刀钻头。在其他实施方案中，钻头110可以是用于移除金属、复合物、弹性体、井下其他材料或其组合的铣鞋。例如，钻头110可与造斜器一起使用，以铣入衬在井筒102上的套管107。钻头110也可以是用以铣削掉井筒102内的工具、塞子、水泥、其他材料或其组合的平头铣鞋。通过使用铣鞋形成的切屑或其他钻屑可被提升到地面，或者可被允许落到井下。

图2-1是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具212的实施方案的表示。井下工具212可包括壳体214。在至少一个实施方案中，壳体214可以是包围本公开的其他特征/部件的单个一体的结构。在其他实施方案中，壳体214可包括两个或更多个结构，这些结构通过机械连接、密封件、焊接、钎焊和其他连接来连接，以包围本公开的其他特征/部件。壳体214可包括定位在壳体214内部的壳体室216。分隔件218可定位在壳体214中的壳体室216与流体室220之间。分隔件218可使用一排或多排密封构件221(诸如O形环)密封抵靠在壳体上。

在至少一个实施方案中，流体可通过定位在壳体214的侧壁中的一个或多个壳体端口213进入井下工具212。通过壳体端口213进入的流体可接合可移动构件222。例如，可移动构件222可以是用于发电机的涡轮，并且通过壳体端口213进入的流体可使涡轮旋转。在其他示例中，可移动构件222可以是阀，并且该阀可在第一阀构型中阻塞壳体端口213并且在第二阀构型中打开壳体端口213。然后可将流体引导至壳体第一端217处的壳体通路215。流体可从壳体通路215排放到流体室220。在其他实施方案中，流体可从流体室220进入壳体路径和壳体通路215并且排出壳体端口213。在至少一个实施方案中，壳体214可在壳体第二端219处永久地或选择性地闭合。

在图2-1所示的实施方案中，可移动构件222可以是旋转阀。可移动构件222可包括位于可移动构件222上端处的一个或多个限流器223。限流器223可沿着可移动构件222的外周边延伸经过可移动构件222的顶表面。在图2-1所示的视图中，限流器223旋转而不与壳体端口213对准。以此方式，可移动构件222可处于打开构型，并且流体可从壳体端口213流入壳体通路215中，在该壳体通路中，可将流体进一步引导至井下工具212的其他部分或BHA中的其他位置。

当可移动构件222旋转时，限流器223可阻塞或闭塞壳体端口213，从而切断来自壳体通路215的流体流动。例如，可移动构件222可包括两个限流器223，并且井下工具212可包括两个壳体端口213。当可移动构件旋转90°时，限流器223可阻塞或打开壳体端口213。在其他示例中，可移动构件222可包括单个限流器223，或多于两个限流器223，包括三个、四个、五个、六个、七个或八个限流器。壳体214可包括相同数量的壳体端口213。

流体室220可包括任何流体源。例如，流体室220可定位在钻杆内部并且包括定位在钻杆内部的钻井液。在其他示例中，流体室220可定位在钻杆外部并且包括定位在钻杆与井筒壁之间的井筒环空中的钻井液。在其他示例中，流体室220可包括由液压泵加压的液压贮存器。在一些实施方案中，来自流体室220的流体可以是水基钻井液、油基钻井液、水、液压油或任何其他流体。

在至少一个实施方案中，分隔件218可防止流体在壳体室216与流体室220之间通过。在其他实施方案中，分隔件218可允许流体在壳体室216与流体室220之间通过，同时防止悬浮在流体中的固体或微粒通过。例如，分隔件218可以是壳体室216和分隔件218之间的密封件。在一些实施方案中，分隔件218可以是维持流体室220与壳体室216之间的压力差的密封件。

可移动构件222可定位在壳体214中。可移动构件222可通过分隔件218相对于壳体214可平移或可移动。例如，可移动构件222可相对于壳体214可旋转。在其他示例中，可移动构件222可相对于壳体214可平移。在其他示例中，可移动构件222可相对于壳体214既可旋转又可平移。

可移动构件222可以是井下工具的任何部件。例如，可移动构件222可以是来自发电机的涡轮。在其他示例中，可移动构件222可以是旋转阀中的转子。在又一其他示例中，可移动构件222可以是线性阀中的梭子。在其他示例中，可移动构件222可以是井下工具的任何可移动部件。

在至少一个实施方案中，分隔件218可以是或包括可移动构件222与壳体214之间的支承件。例如，分隔件218和可移动构件222中的一个或两个可由超硬材料制成。如本文所用，术语“超硬”应理解为是指本领域已知的具有约1,500HV(以kg/mm2为单位的维氏硬度)或更大的颗粒硬度的那些材料。此类超硬材料可包括但不限于金刚石、蓝宝石、碳硅石、六方金刚石(蓝丝黛尔石)、立方氮化硼(cBN)、多晶cBN(PcBN)、Q-碳、无粘结剂PcBN、类金刚石碳、低氧化硼、硼化铝锰、金属硼化物、碳氮化硼、PCD(包括例如浸出金属催化剂PCD、非金属催化剂PCD和无粘结剂PCD或纳米多晶金刚石(NPD))以及在硼-氮-碳-氧体系中显示硬度值高于1,500HV的其他材料、超硬陶瓷以及上述材料的组合和/或任何上述材料在基材上的涂层。在一些实施方案中，超硬材料可具有高于3,000HV的硬度值。在其他实施方案中，超硬材料可具有高于4,000HV的硬度值。在其他实施方案中，超硬材料可具有大于80HRa(洛氏硬度A)的硬度值。例如，分隔件218和可移动构件222都可由PCD制成，并且PCD在PCD上的界面具有低摩擦系数。因此，可移动构件222可容易地抵靠分隔件218旋转，并且由于可移动构件222和分隔件218的耐久性而可具有长寿命。这允许可移动构件222与分隔件218之间的紧密缝隙。在至少一个实施方案中，分隔件218可包括超硬支承表面，可移动构件222可抵靠该超硬支承表面移动。

壳体214可包括穿过分隔件218的通道224，该通道将流体室220液压连接到壳体室216。分隔件218具有分隔件尺寸。可移动构件222具有可移动构件尺寸。可移动构件222可插入到分隔件218中。在可移动构件222与分隔件218之间可存在缝隙，该缝隙可以是分隔件尺寸与可移动构件尺寸之间的差。例如，在至少一个实施方式中，圆柱形可移动构件222可插入到分隔件218的圆柱形孔中。分隔件尺寸可以是圆柱形孔的直径，并且可移动构件尺寸可以是可移动构件222的直径。缝隙可以是圆柱形孔的直径与可移动构件222的直径之间的差。在至少一个实施方式中，缝隙可被认为是分隔件218与可移动构件222之间的公差。

可移动构件222与分隔件218之间的紧密缝隙可在流体室220与壳体室216之间形成密封件。可移动构件222可插入到通道224中。在至少一个实施方案中，可移动构件222和分隔件218可在流体室220与壳体室216之间形成密封件。该密封件可部分地或完全地减少流体室220与壳体室216之间的流体流动。该密封件可由可移动构件222与分隔件218之间的紧密缝隙形成。在一些实施方案中，可移动构件222与分隔件218之间的缝隙可在具有包括0微米(μm)、5μm、10μm、20μm、30μm、40μm、50μm、60μm、70μm、80μm、90μm、100μm、200μm、300μm、400μm、500μm中的任何一者或其间的任何值的上限值、下限值、或上限值和下限值的范围内。例如，缝隙可以是0μm，或完全密封。在另一示例中，缝隙可小于500μm。在又一其他示例中，缝隙可以是在完全密封与500μm之间的范围内的任何值。在至少一个实施方案中，20μm或更小的缝隙对于防止微粒在流体室220与壳体室216之间迁移可能是至关重要的。

分隔件218可包括维持流体室220与壳体室216之间的压力差的密封件。因此，在可移动构件222两端可能存在压力差。在至少一个实施方案中，可移动构件222与分隔件218之间的紧密缝隙可有助于维持由于流体室220与壳体室216之间的受限流体流动而引起的压力差。较大的缝隙可导致较低的压力差，而较小的缝隙可导致较高的压力差。

在至少一个实施方案中，当可移动构件222相对于分隔件218旋转或平移时，至少一些流体可在流体室220与壳体室216之间转移。流体室220与壳体室216之间的流体转移可调节压力差。以此方式，当可移动构件222相对于分隔件218移动时，尽管钻井条件改变，诸如流体静压力增加，仍可实现稳态压力差。此外，可移动构件222相对于分隔件218的移动可防止悬浮在流体中的微粒或固体在可移动构件与分隔件218之间的界面处积聚。换句话说，移动可移动构件222可冲洗可移动构件222与分隔件218之间的缝隙。

当可移动构件222不相对于分隔件218移动时，当压力差增加时，流体可被迫通过可移动构件222与分隔件218之间的缝隙。在一些实施方案中，当迫使流体通过缝隙时，悬浮在流体中的微粒或固体可能不会从缝隙中冲走。这些微粒或固体可能积聚在缝隙处。当微粒或固体积聚增加时，可通过缝隙转移的流体会较少。这可能使压力差增加。在至少一个实施方案中，足够的微粒或固体可积聚，直到缝隙被堵塞或被有效地密封。因此，当可移动构件222两端的压力差增加时，流体可能无法在流体室220与壳体室之间转移以调节压力差。

在各种情况下，可移动构件222相对于分隔件218可以不移动。例如，在将井下工具212下入到井筒中时，可移动构件222相对于分隔件218可以不移动。在地面处，壳体室216和流体室220可处于或接近相同的压力(例如，地面压力)。换句话说，在地面处，压力差可以是零或近似为零。当井下工具212下入到孔中时，流体静压力增加。当钻井液中的微粒堵塞缝隙时，压力差可能以与流体静压力相同或接近相同的速率增加。此外，周围地层的地质压力可能开始增加流体静压力，从而产生组合压力。在一些实施方案中，组合压力以及因此压力差可等于或大于5,000PSI(34.5MPa)、10,000PSI(68.9MPa)、15,000PSI(103MPa)、20,000PSI(138MPa)、25,000PSI(172MPa)、30,000PSI(207MPa)或更大。

压力差可抵靠壳体214和/或分隔件218将负载置于可移动构件222上。此负载可增加移动可移动构件222所需的初始力。在一些实施方案中，初始力可大于致动力。例如，如果可移动构件222是发电机上的涡轮，则可移动构件222可由钻井液旋转。钻井液可在可移动构件222上施加扭矩。如果移动可移动构件222所需的初始力大于由钻井液施加的扭矩，则可移动构件222可能被卡住。换句话说，大的压力差可压力锁定可移动构件222。这可能使井下工具212发生故障。井下工具212可以可靠地起作用的压力差可以是最大压力差。

在一些实施方案中，最大压力差可在具有包括50PSI(345KPa)、100PSI(689KPa)、250PSI(1.72MPa)、500PSI(3.44MPa)、750PSI(5.17MPa)、1,000PSI(6.89MPa)、1,250PSI(8.62MPa)、1,500PSI(10.3MPa)、1,750PSI(12.1MPa)、2,000PSI(13.8MPa)、2,250PSI(15.5MPa)、2,500PSI(17.2MPa)、3,000PSI(20.7MPa)、4,000PSI(27.6MPa)、5,000PSI(34.5MPa)、10,000PSI(68.9MPa)、15,000PSI(103MPa)、20,000PSI(138MPa)中的任何一者或其间的任何值的上限值、下限值或上限值和下限值的范围内。例如，最大压力差可大于50PSI(345KPa)。在另一示例中，最大压力差可小于20,000PSI(138MPa)。在又一其他示例中，最大压力差可以是在50PSI(345KPa)与20,000PSI(138MPa)之间的范围内的任何值。在一些实施方案中，最大压力差可大于20,000PSI(138MPa)或小于50PSI(345KPa)。在一些实施方案中，低于5,000PSI的最大压力差对于可移动构件222在致动时可靠地移动可能是至关重要的。在一些实施方案中，最大压力差可与井下工具212的操作压力相同或近似相同。在其他实施方案中，最大压力差可大于井下工具212的操作压力。

压力调节器226可连接到分隔件218和/或壳体214。压力调节器226可将压力差维持在最大压力差以下。换句话说，压力调节器226可自动地将压力差调节到最大压力差以下。在一些实施方案中，压力调节器226可包括包含流动路径230的调节器壳体228。调节器壳体228可从分隔件218延伸并且连接到该分隔件，或者与分隔件218一体地形成。调节器壳体盖229可套放在调节器壳体228上。调节器壳体228可用一个或多个调节器密封构件225(诸如O形环)密封到调节器壳体盖229。调节器密封构件225可将调节器壳体228的内部(诸如流动路径230)与流体室220密封隔开。流动路径230可行进穿过调节器壳体228，进入分隔件218并且通向壳体室216中。流动路径230可包括在调节器壳体228中的调节器室244。调节器室244可与壳体室216和流体室220流体连通。换句话说，调节器室244可定位在壳体室与流体室220之间的流动路径230中。

限流器232可定位在调节器室244中。在一些实施方案中，限流器232可以是圆柱形的，诸如活塞。在其他实施方案中，限流器232可以是球形的。在其他实施方案中，限流器232可以是圆锥形的或金字塔形的。在又一其他实施方案中，限流器232可以是任何三维形状。

弹性构件234可在限流器232上施加力以将限流器232推动或推压抵靠在座236上。座236可定位在调节器室244的高压侧，并且可以是调节器壳体228的一部分或与该调节器壳体成一体。弹性构件234可以是任何类型的弹性构件。例如，弹性构件234可以是一个或多个螺旋弹簧、一个或多个波形弹簧、一个或多个贝氏垫圈(Belleville washer)、一个或多个气动或液压活塞、波纹管、诸如弹性体的柔性材料、任何其他弹性构件234、或上述的组合。

弹性构件234可用足以密封流动路径230以防止流体在流体室220与壳体室216之间通过的力将限流器232推动或推压抵靠在座236上。例如，流动路径230在座236处的开口238可具有开口截面积。限流器232的接触座236的部分可具有大于开口截面积的限流器截面积。因此，当弹性构件234将限流器232推压抵靠在座236上时，限流器232可部分地或完全地阻塞流体在流体室220与壳体室216之间的转移。

弹性构件234将限流器232推压抵靠在座236上的弹性构件力可足以克服流体室220与壳体室216之间的压力差。在至少一个实施方案中，弹性构件234的力可至少部分地取决于开口截面积。例如，较大的开口238截面积可能需要比较小的开口截面积更小的力来密封开口238。弹性构件234可被特别地选择或确定大小以施加可密封开口238的弹性构件力。

当压力差增加时，由于压力差而作用在限流器232上的液压力可克服弹性构件力，从而将限流器232推入调节器室244中。这可允许流体进入流动路径230。在至少一个实施方案中，一个或多个限流器流体路径240可定位在限流器232的内部。一个或多个限流器流体路径240可从限流器232的靠近座236的第一侧一直穿过限流器到限流器232的靠近壳体室216的相对侧或第二侧。因此，限流器232可具有贯通流体导管，其可将流体室220液压地连接到壳体室216。在其他实施方案中，流体可绕过限流器232的外部，或在限流器与调节器壳体228之间的流动路径230中的环空中通过。在一些实施方案中，流体可穿过限流器232中的限流器流体路径240和限流器232的外部周围。

当将限流器232推压抵靠在座236上时，至限流器流体路径240的流动可以被阻塞。当压力差增加时，限流器232可响应于压力差移动到调节器室244中。当限流器232被推入流动路径230中时，流体可进入限流器流体路径240中的一个或多个。这可以使压力差减小。当压力差减小时，弹性构件234可克服由减小的压力差施加的力，并且再次密封流动路径230。因此，可选择弹性构件234以维持释放压力差或压力差，在该压力差之上的压力差力足以克服弹性构件力。在释放压力差之上，压力调节器可释放流体室220与壳体室216之间的压力差。因此，在一些实施方案中，压力调节器226可以是卸压阀。

在一些实施方案中，释放压力差可在具有包括50PSI(345KPa)、100PSI(689KPa)、250PSI(1.72MPa)、500PSI(3.44MPa)、750PSI(5.17MPa)、1,000PSI(6.89MPa)、1,250PSI(8.62MPa)、1,500PSI(10.3MPa)、1,750PSI(12.1MPa)、2,000PSI(13.8MPa)、2,250PSI(15.5MPa)、2,500PSI(17.2MPa)、3,000PSI(20.7MPa)、4,000PSI(27.6MPa)、5,000PSI(34.5MPa)、10,000PSI(68.9MPa)、15,000PSI(103MPa)、20,000PSI(138MPa)中的任何一者或其间的任何值的上限值、下限值或上限值和下限值的范围内。例如，释放压力差可大于50PSI(345KPa)。在另一示例中，释放压力差可小于20,000PSI(138MPa)。在又一其他示例中，释放压力差可以是在50PSI(345KPa)与20,000PSI(138MPa)之间的范围内的任何值。在一些实施方案中，低于5,000PSI的最大压力差值对于允许可移动构件222在井下工具212致动时移动可能是至关重要的。在一些实施方案中，释放压力差可与最大压力差相同或近似相同。在一些实施方案中，释放压力差可小于最大压力差并且大于井下工具212的操作压力差。以此方式，当将井下工具212下入到井筒中时，压力差可保持足够低，使得尽管存在大的流体静压力，或在起始位置(例如地面)与操作位置(例如井下)之间存在大的压力差，井下工具212也可被致动。

在至少一个实施方案中，调节器壳体228可定位在分隔件218的外部。例如，调节器壳体228可附接到分隔件218的远离壳体214的端部。换句话说，压力调节器226可独立于壳体214和/或分隔件218。这意味着压力调节器226可定位在其自身的结构中，即调节器壳体228中。为了允许流体在壳体端口213与流体室220之间行进，一个或多个分支导管242可放置在调节器壳体228中，以在壳体端口213与流体室220之间引导流体。

在图2-1所示的实施方案中，压力调节器226是单向的，或者操作以从具有比流体室220更高的压力的壳体室216释放压力。例如，当将井下工具212较深地下入到井筒中时，可能出现这种压力差。

图2-2示出了井下工具212的实施方案，其中压力调节器226操作以从具有比流体室更高的压力的壳体室释放压力。在该实施方案中，限流器232可相对于图2-1所示的限流器232翻转，使得其密封抵靠在定位在壳体214附近的座236上。弹性构件234可将限流器232推压抵靠在座236上，以用释放压力差密封流动路径230。当壳体室216中的压力增加时，压力可推动限流器远离座236，从而允许一些流体逸出到流体室220中。以此方式，壳体室216可以是高压侧并且流体室220可以是低压侧。例如，当井下工具朝向地面起钻时，可能会出现这种压力差。

在一些实施方案中，井下工具212可包括两个压力调节器226，包括图2-1和图2-2所示的压力调节器中的每一者。以此方式，井下工具212可在向井上和向井下起下钻时维持释放压力差。在一些实施方案中，单个压力调节器可以是双向阀，该双向阀在向井上和向井下起下钻时维持释放压力差。

图3-1是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具312的表示。井下工具312可包括壳体314和壳体314内部的壳体室316。壳体314中的分隔件318可将壳体室316与流体室320密封隔开。在至少一个实施方案中，分隔件318可包括支承表面319。支承表面319可由PCD制成。可移动构件322可由PCD制成。支承表面319可直接邻接抵靠在可移动构件322上，使得当可移动构件相对于壳体314移动时，可移动构件322抵靠支承表面319滑动。由于支承表面319和可移动构件322由PCD制成，因此可移动构件322可以以紧密缝隙抵靠支承表面319插入到壳体314中。支承表面319与可移动构件322之间的紧密缝隙可在流体室320与壳体室316之间形成完全或部分密封件。

流动路径330可定位在分隔件318中，从而在壳体室316与流体室320之间提供液压连通。压力调节器326可定位在流动路径330中。压力调节器可包括定位在调节器室344中的限流器332，该调节器室定位在流动路径330中。弹性构件334可用足够的力将限流器332推压抵靠在调节器室344中的座336上，以用释放压力差密封流动路径330。在所示的实施方案中，弹性构件334是可坐抵在圆形座336上的球形球。在其他实施方案中，弹性构件334可以是圆柱形活塞(如图2-1和图2-2所示)，或可与座336形成密封件的任何其他形状。

当流体室320与壳体室316之间的压力差大于释放压力差时，限流器332可被推动远离座336。然后，流体可通过或围绕限流器332并且进入壳体室316中。这可将压力差减小到释放压力差之下，使得弹性构件334将限流器332推回抵靠在座上。在图3-1所示的实施方案中，压力调节器326被配置成调节从高压流体室320到低压壳体室316的压力。在至少一个实施方案中，在分隔件318中包括压力调节器326可减小井下工具312的长度和/或降低制造井下工具312的复杂性。

在一些实施方案中，井下工具312可包括多个压力调节器326。例如，两个或更多个压力调节器326可串联安装在流动路径330中。换句话说，同一流动路径330可包括两个或更多个相继安装的压力调节器326。若干串联的压力调节器326可提供释放压力差和/或最大压力差的更精确的调节。此外，如果流体室320经历流体静压力或其他压力的快速增加，串联的压力调节器326则可抑制壳体室316经历的压力增加。

在其他示例中，两个或更多个压力调节器326可并联安装。换句话说，分隔件318可包括两个或多个流动路径330，其中每个流动路径330包括压力调节器326。这可允许较大体积的流体在流体室320与壳体室316之间通过。如果流体室320经历流体静压力或液压压力的快速增加，这可允许压力差快速达到最大压力差。

在至少一个示例中，井下工具可包括串联和并联的压力调节器326。在一些示例中，压力调节器326中的至少一者可以是与另一压力调节器326串联或并联的图2-1和/或图2-2所示的压力调节器。

图3-2是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具312的表示。在所示的实施方案中，压力调节器326可包括弹性构件334，该弹性构件将限流器332推向壳体室316附近的座336。以此方式，压力调节器将压力从壳体室316释放到流体室320。

在一些实施方案中，井下工具312可包括多个压力调节器326。例如，两个或更多个压力调节器326可串联安装在流动路径330中。换句话说，同一流动路径330可包括两个或更多个相继安装的压力调节器326。若干串联的压力调节器326可提供释放压力差和/或最大压力差的更精确的调节。此外，如果流体室320经历流体静压力或液压压力的快速降低，串联的压力调节器326则可抑制壳体室316中的压力降低。

在其他示例中，两个或更多个压力调节器326可并联安装。换句话说，分隔件318可包括两个或多个流动路径330，其中每个流动路径330包括压力调节器326。这可允许较大体积的流体在流体室320与壳体室316之间通过。如果流体室320经历流体静压力或液压压力的快速降低，这可允许压力差快速达到最大压力差。

图4是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具412的表示。井下工具412可包括关于图2-1至图3-2描述的井下工具的特征和特性中的至少一些。井下工具412可包括两个压力调节器426-1、426-2。第一压力调节器426-1可被配置成调节从高压流体室420到低压壳体室416的压力差(类似于图2-1的压力调节器226和图3-1的压力调节器326)。第二压力调节器426-2可被配置成调节从高压壳体室416到低压流体室420的压力差。因此，井下工具412可维持最大压力差，而不管壳体室416还是流体室420具有更高的压力。在一些实施方案中，第一压力调节器426-1或第二压力调节器426-2或两者可具有串联或并联的多个压力调节器。

图5是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具512的实施方案的表示。井下工具512可包括穿过壳体514中的分隔件518的流动路径530。流动路径530可将壳体室516和流体室520置于流体连通。流动路径530可包括压力调节器526。压力调节器526可包括调节器室544。调节器室可包括隔膜546。隔膜546可由任何弹性材料制成，诸如弹性体、橡胶、弹簧钢、塑料或任何其他弹性材料。隔膜546可具有弹性模量，使得其在存在压力差的情况下弯曲。隔膜546可包括孔口548。当隔膜546响应于压力差而弯曲时，隔膜546可打开孔口548。当孔口548打开时，流体可在流体室520与壳体室516之间行进。因此可选择隔膜546的弹性模量以在释放压力差下打开孔口。因此，隔膜546可以是卸压阀。

由于隔膜546从流体室520到壳体室516以及从壳体室516到流体室520都是柔性的，因此隔膜546可允许流体在流体室520与壳体室516之间的双向连通。以此方式，压力调节器526可以是双向的。

图6是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具612的实施方案的表示。井下工具612可包括关于图2-1至图5描述的井下工具的特征和特性中的至少一些。在一些实施方案中，井下工具612可在允许流动路径630在流体室620与壳体室616之间传送流体的任何位置包括压力调节器626。例如，在所示的实施方案中，压力调节器626可定位在壳体614中。在该实施方案中，压力调节器626和流动路径630可横向于可移动构件622和/或壳体通路615。在其他实施方案中，压力调节器626可定位在流体室620与壳体室616之间可形成流动路径630的任何其他位置处。

图7是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具712的实施方案。井下工具712可包括关于图2-1至图6描述的井下工具的特征和特性中的至少一些。井下工具712可包括压力调节器726。活塞750可连接到压力调节器726。活塞可包括内孔752。密封构件754可定位在内孔752中。密封构件754可将内孔752分成两部分，即在内孔752的第一侧上靠近压力调节器726的流体贮存器756和在内孔752的第二侧上靠近井下工具712的流体室(未示出)的加压流体758。密封构件754可将流体贮存器756与加压流体758密封隔开。

当加压流体758的压力增加时，加压流体758可将密封构件754推向压力调节器726。这可增加流体储存器756中的流体压力。当流体贮存器756中的压力超过压力调节器726的释放压力差时，来自流体贮存器756的流体可进入壳体室716，从而减小压力差。

流体贮存器756可包括任何流体。在一些实施方案中，流体贮存器756中的流体可以是油基流体，诸如液压油或油基钻井液。在其他实施方案中，流体储存器756中的流体可以是水基流体，诸如水基钻井液。在其他实施方案中，流体贮存器756可包括润滑剂，诸如润滑脂。由于来自流体贮存器756的流体是在压力调节期间插入到壳体室716中的唯一流体，因此包括具有压力调节器726的活塞750可允许在压力调节器726调节压力时控制进入壳体室716的流体。这有助于保持井下工具712清洁并且确保其正确地操作。

在一些实施方案中，活塞750可以是单冲程活塞。换句话说，当密封构件754到达压力调节器726时，则不再有来自流体贮存器756的流体可以进入壳体室716。在一些实施方案中，活塞750可在压力调节器726附近的截面区域中膨胀。以此方式，当密封构件754到达压力调节器726时，来自加压流体758的流体可围绕密封构件754行进以到达压力调节器。在其他实施方案中，密封构件754可包括卸压阀、爆破隔膜或其他机构，以允许流体流过密封构件754。

图8-1是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具812的表示。井下工具812可包括关于图2-1至图7描述的井下工具的特征和特性中的至少一些。井下工具812可包括将壳体室816连接到流体室820的流动路径830。压力调节器826可定位在流动路径830中的调节器室844中。压力调节器826可包括密封构件854。密封构件854可以密封流动路径830来防止流体在流体室820与壳体室816之间流动。

当流体室820与壳体室816之间的压力差增加时，该压力差可作用在密封构件854上。压力差可使密封构件854在调节器室844中移动。这可迫使流体进入或离开壳体室816，这可调节压力差。流动路径830可通向壳体室816和流体室820两者。因此，当流体室820具有比壳体室816更高的压力时，则密封构件854可朝向壳体室816移动，从而增加壳体室816中的压力。当壳体室816具有比流体室820更高的压力时，则密封构件854可朝向流体室820移动，从而减小壳体室816中的压力。以此方式，压力调节器826可以是活塞或补偿活塞。由于密封构件854可朝向壳体室816和流体室820两者移动，因此压力调节器826可以是双向的。

在一些实施方案中，密封构件854可以是球形球。在其他实施方案中，密封构件854可以是圆柱形的。在其他实施方案中，密封构件854可以是可在调节器室844中移动并且密封该调节器室的任何形状。在一些实施方案中，密封构件854可以是朝向壳体室816和流体室820两者扩展的柔性隔膜。在其他实施方案中，密封构件854可以是波纹管或其他可膨胀和可收缩构件以密封流动路径830。

图8-2是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具812的表示。井下工具812可包括关于图2-1至图8-1描述的井下工具的特征和特性中的至少一些。在至少一个实施方案中，压力调节器826的密封构件854可朝向壳体室816或流体室820转移。换句话说，密封构件854朝向壳体室816或流体室820移动超过增加的压力差可解释说明的程度。这可能由于井下工具812的振动、调节器室844中的缺陷、压力差的脉动或任何其他原因而发生。

为了将密封构件854维持在中立位置中，相对定位弹簧860可将密封件854推回到中立位置。相对定位弹簧860可用达到释放压力差的力推动密封构件854。在一些实施方案中，相对定位弹簧860可使用首先引起密封构件转移的相同或其他机制(诸如，振动、缺陷、压力脉冲等)将密封构件854移动到中立位置。将密封构件854维持在中立位置中可延长压力调节器826在任一方向上经过密封构件854的单个冲程的使用寿命。

图9是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具912的表示。井下工具912可包括关于图2-1至图8-2描述的井下工具的特征和特性中的至少一些。井下工具912可包括将壳体室916连接到流体室920的流动路径930。压力调节器926可定位在流动路径930中。压力调节器926可包括在调节器室944中的一个或多个限流器932。

限流器932可具有小于调节器室截面积的限流器截面积。以此方式，当在壳体室916与流体室920之间存在压力差时，流体可流动通过流体路径930。在高压力差下，通过流动路径930的流体流动可能足以使沉积物和其他悬浮微粒不会沉降在调节器室944中并阻塞流动路径。因此，限流器932可有助于平衡壳体室916与流体室920之间的压力差。在较低的压力差下，沉积物和其他悬浮微粒可能聚集在调节器室944中，并且可能堵塞流动路径。因此，当井下工具912到达操作深度时，可能经历较低的压力差，并且流动路径930可能堵塞。这可允许在操作期间维持操作压力差而没有流体通过流动路径930泄漏。

限流器932可在限流器932与调节器室944之间具有径向间隙945。在一些实施方案中，径向间隙945可在具有包括5μm、10μm、20μm、30μm、40μm、50μm、60μm、70μm、80μm、90μm、100μm、200μm、300μm、400μm、500μm中的任何一者或其间的任何值的上限值、下限值、或上限值和下限值的范围内。例如，径向间隙945可大于5μm。在另一示例中，径向间隙945可小于500μm。在又一其他示例中，径向间隙945可以是在5μm与500μm之间的范围内的任何值。在一些实施方案中，50μm或更小的径向间隙对于可移动构件922在致动时可靠地移动可能是至关重要的。

限流器932的面积百分比可以是限流器截面积相对于调节器室截面积的百分比。在一些实施方案中，面积百分比可在具有包括85％、90％、91％、92％、93％、94％、95％、96％、97％、98％、99％中的任一者或其间的任何值的上限值、下限值或上限值和下限值的范围内。例如，面积百分比可大于85％。在另一示例中，面积百分比可小于99％。在又一其他示例中，面积百分比可以是在85％与99％之间的范围内的任何值。在一些实施方案中，面积百分比大于85％对于可移动构件922在致动时可靠地移动可能是至关重要的。

图10是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具1012的实施方案的表示。井下工具1012可包括关于图2-1至图9描述的井下工具的特征和特性中的至少一些。井下工具1012可包括将流体室1020连接到壳体室1016的流动路径1030。压力调节器1026可定位在流动路径1030中。压力调节器1026可包括在调节器室1044中的密封构件1054。压力调节器1026可包括第一替代路径1062-1和第二替代路径1062-2。密封构件1054可以密封调节器室1044以防止流体在流体室1020与壳体室1016之间通过。

相对定位弹簧1060可作用在密封构件1054上，以将密封构件1054维持在中立位置中。在中立位置中，密封构件1054可阻塞第一替代路径1062-1和第二替代路径1062-2两者通向调节器室的开口。当流体室1020与壳体室1016之间的压力差增加时，该压力差可推压抵靠在密封构件1054上。在释放压力差下，密封构件1054可暴露调节器室1044中的第一替代路径1062-1或第二替代路径1062-2中的一者。

例如，当流体室1020的压力大于壳体室1016的压力时，则密封构件1054可朝向壳体室1016移动。当压力差变得大于释放压力差时，则可暴露第一替代路径1062-1。这可使流体行进穿过第一替代路径1062-1并且进入壳体室1016中。当压力差减小到释放压力差之下时，密封构件1054可通过相对定位弹簧1060返回到中立位置。

类似地，当壳体室1016的压力大于流体室1020的压力时，则密封构件1054可朝向流体室1020移动。当压力差超过释放压力差时，则可暴露第二替代路径1062-2。这可使流体行进穿过第二替代路径1062-2到达流体室。当压力差减小到释放压力之下时，密封构件1054可通过相对定位弹簧1060返回到中立位置。以此方式，压力调节器1026可以是双向的。

图11是根据本公开的至少一个实施方案的井下工具1112的表示。井下工具1112可包括关于图2-1至图10描述的井下工具的特征和特性中的至少一些。井下工具1112可包括可移动构件1122。壳体1114可包括在壳体第一端1117处的支承件1165。可移动构件1122可在支承件内以紧密缝隙旋转。在一些实施方案中，缝隙可在10μm与100μm之间，如以上关于图2-1所描述的。当壳体1114中的壳体室1116与流体室(未示出)之间的压力差增加时，固体可聚集在支承件处，并且旋转可移动构件所需的扭矩可增加。

壳体室1116可包括在壳体第二端1166处的支承表面1168。可移动构件1122可包括中央支撑件1170。可移动构件1122可在支承表面1168处由中央支撑件1170支撑。由于可移动构件1122由中央支撑件1170支撑，因此在操作期间由扭矩克服的唯一摩擦是中央支撑件1170抵靠支承表面1168的摩擦。通过减小中央支撑件1170的支承面积，可减小旋转可移动构件1122所需的扭矩。

中央支撑件1170以一定支承半径接合支承表面1168。在一些实施方案中，中央支撑件1170可具有接合支承表面1168的尖点。因此，支承半径可以较小，这可减小旋转可移动构件1122所需的扭矩。在一些实施方案中，支承半径可在具有包括1μm、10μm、25μm、50μm、75μm、100μm、250μm、500μm、750μm、1.0毫米(mm)、2.5mm、5.0mm、7.5mm、10mm、25mm、50mm中的任一者或其间的任何值的上限值、下限值、或上限值和下限值的范围内。例如，支承半径可大于1μm。在另一示例中，支承半径可小于50mm。在又一其他示例中，支承半径可以是在1μm与50mm之间的范围内的任何值。在一些实施方案中，1mm或更小的径向间隙对于可移动构件1122在致动时可靠地移动可能是至关重要的。在另一实施方案中，5mm或更小的径向间隙对于可移动构件1122在致动时可靠地移动可能是至关重要的。在又一其他实施方案中，1mm与5mm之间的径向间隙可准许可移动构件1122在致动时可靠地移动。

中央支撑件1170的支承面积可以是支撑百分比，或支承面积相对于可移动构件截面面积的百分比。在一些实施方案中，支撑百分比可在具有包括25％、20％、15％、10％、9％、8％、7％、6％、5％、4％、3％、2％、1％中的任一者或其间的任何值的上限值、下限值、或上限值和下限值的范围内。例如，支撑百分比可大于1％。在另一示例中，支撑百分比可小于25％。在又一其他示例中，支撑百分比可以是在1％与25％之间的范围内的任何值。在一些实施方案中，低于10％的支撑百分比对于可移动构件1122在高压力差下旋转可能是至关重要的。

由于可移动构件1122可能经受的高旋转速率，中央支撑件1170和支承表面1168两者都可由超硬材料制成。例如，中央支撑件1170和支承表面1168中的一个或两个可由PCD、碳化钨(WC)、立方氮化硼或任何其他超硬材料制成。在其他实施方案中，可使用诸如陶瓷或金属的一般的硬质材料。在一些实施方案中，井下工具1112可包括在支承表面1168上旋转的中央支撑件1170和关于图2-1至图10讨论的压力调节器中的一个或多个的组合。在一些实施方案中，中央支撑件1170和支承表面1168可在支承件(诸如球支承件)上旋转。例如，中央支撑件1170可包括在中央支撑件1170与支承表面1168之间的接触点处的球。球可接触支承表面1168，并且相对于支承表面1168和中央支撑件1170两者旋转。球支承件可响应于可移动构件1122上的较低扭矩而旋转。

图12是根据本公开的至少一个实施方案的用于操作井下工具的方法1272的方法图。方法1272可包括在1274处密封壳体中的壳体室。可移动部件可插入壳体室中并且可相对于该壳体室旋转。可移动构件可以以紧密缝隙抵靠支承件旋转，该缝隙形成密封件。方法1272还可以包括在1276处在流体室与壳体室之间的密封件两端生成压力差。压力差可能是由于流体室中的流体静压力增加或壳体室中的压力增加而生成的。生成压力差可包括用悬浮在流体中的微粒堵塞密封件。

方法1272还可以包括在1278处用压力调节器减小压力差。减小压力差可包括克服压力调节器中的释放压力差。减小压力差还可包括响应于压力差沿调节器室移动密封构件或限流器。

已经参考井筒钻取操作主要描述了压力调节器的实施方案；本文所述的压力调节器可用于井筒钻取以外的应用中。在其他实施方案中，根据本公开的压力调节器可在用于勘探或生产自然资源的井筒或其他井下环境的外部使用。例如，本公开的压力调节器可以在用于放置公用事业管线的钻孔中使用。因此，术语“井筒”、“钻孔”等不应被解释为将本公开的工具、系统、组件或方法限于任何特定的行业、领域或环境。

本文描述了本公开的一个或多个具体实施方案。这些描述的实施方案是当前公开的技术的示例。另外，为了提供对这些实施方案的简要描述，说明书中可能不会描述实际实施方案的所有特征。应理解，如同在任何工程或设计项目中一样，在开发任何此类实际实施方式时，都必须作出与实施方案特定相关的众多决定，以实现开发人员的特定目标，诸如遵守与系统相关以及与业务相关的约束，这些约束可能会随实施方案而变化。此外，应理解，这种开发工作可能是复杂且耗时的，但是对受益于本公开的普通技术人员而言，这仍将是设计、制作和生产中的常规任务。

冠词“一者”，“一个”和“所述”旨在表示在前述描述中存在一个或多个特征。另外，应理解，对本公开的“一个实施方案”或“实施方案”的提及并不意图被解释为排除也结合了所述特征的其他实施方案的存在。例如，关于本文的实施方案描述的任何元件可以与本文描述的任何其他实施方案的任何元件组合。如本公开的实施方案所涵盖的本领域的普通技术人员将理解的，本文中陈述的数字、百分比、比率或其他值旨在包括该值，以及“约为”或“近似”所述值的其他值。因此，应将所述值解释得足够宽泛以包含至少足够接近所述值，以执行期望的功能或实现期望的结果。所述值至少包括在合适的制造或生产过程中预期的变化，并且可以包括在所述值的5％内、1％内、0.1％内或0.01％内的值。

鉴于本公开，本领域的普通技术人员应该认识到，等同的构造不脱离本公开的精神和范围，并且可以对本文公开的实施方案进行各种改变、替换和变更而不脱离本公开的精神和范围。包括功能“装置加功能”条款在内的等效构造旨在涵盖本文所述的执行所述功能的结构，包括以相同方式操作的结构等效物和提供相同功能的等效结构。申请人的明确意图不对任何要求援引装置加功能或其他功能要求，但“用于……的装置”的词语与相关联功能一起出现的要求除外。落入权利要求的含义和范围内的对实施方案的每个添加、删除和修改将被权利要求所涵盖。

本文所用的术语“大约”、“约”及“基本上”表示仍执行期望功能或实现期望结果的接近所述量的量。例如，术语“大约”、“约”及“基本上”可以指在小于5％、小于1％、小于0.1％以及小于0.01％所述量的范围内的量。此外，应当理解，前面描述中的任何方向或参考系仅仅是相对方向或移动。例如，对“上”和“下”或“上方”或“下方”的任何引用仅描述相关元件的相对位置或移动。

本公开可以在不脱离其精神或特征的情况下以其他特定形式来体现。所描述的实施方案应被认为仅是说明性的而不是限制性的。因此，本公开的范围由所附权利要求而不是由前述描述来指示。在所述权利要求的等效物的含义和范围内的变化都将包含在所述权利要求的范围内。

Claims (20)

1.一种井下工具，其包括：

壳体，所述壳体包括位于所述壳体内部的壳体室；

流体室，所述流体室位于所述壳体外部

密封件，所述密封件将所述壳体室与所述流体室分开，所述密封件至少部分地维持所述壳体室与所述流体室之间的压力差；以及

压力调节器，所述压力调节器位于所述壳体室与所述流体室之间，所述压力调节器将所述压力差维持在最大压力差以下。

2.如权利要求1所述的井下工具，其还包括能够通过所述密封件相对于所述壳体移动的可移动构件。

3.如权利要求2所述的井下工具，所述可移动构件能够相对于所述密封件旋转。

4.如权利要求2所述的井下工具，所述可移动构件是发电机中的涡轮。

5.如权利要求2所述的井下工具，所述可移动构件是旋转阀的转子。

6.如权利要求1所述的井下工具，所述压力调节器包括：

调节器室，所述调节器室与所述壳体室和所述流体室流体连通；

座，所述座位于所述调节器室的高压侧；以及

限流器，所述限流器位于所述调节器室中。

7.如权利要求6所述的井下工具，所述压力调节器还包括弹性构件，所述弹性构件以足以维持所述最大压力差的力将所述限流器推压抵靠在所述座上。

8.如权利要求7所述的井下工具，所述限流器响应于所述压力差在所述调节器室中移动。

9.如权利要求6所述的井下工具，所述压力调节器包括将所述限流器维持在中立位置中的相对定位弹簧。

10.如权利要求1所述的井下工具，所述压力调节器包括：

调节器室，所述调节器室与所述壳体室和所述流体室流体连通；

座，所述座位于所述调节器室的高压侧；

密封构件，所述密封构件位于所述调节器室中；以及

相对定位弹簧，所述相对定位弹簧将所述密封构件维持在中立位置中，所述密封构件在所述中立位置中阻塞通向第一替代路径和第二替代路径的开口。

11.如权利要求1所述的井下工具，所述压力调节器包括第一压力调节器和第二压力调节器，所述第一压力调节器调节从所述流体室到所述壳体的压力，所述第二压力调节器调节从所述壳体到所述流体室的压力。

12.如权利要求1所述的井下工具，所述压力调节器包括隔膜，所述隔膜响应于所述压力差打开所述壳体与所述流体室之间的孔口。

13.一种井下工具，其包括：

壳体，所述壳体包括位于所述壳体内部的壳体室；

流体室，所述流体室位于所述壳体外部

分隔件，所述分隔件连接到所述壳体，所述分隔件将所述壳体室与所述流体室分开，所述分隔件防止微粒在所述壳体室与所述流体室之间通过；以及

压力调节器，所述压力调节器位于所述壳体室与所述流体室之间，所述压力调节器将压力差维持在最大压力差以下。

14.如权利要求13所述的井下工具，其还包括可移动构件，所述分隔件和所述可移动构件以500μm或更小的缝隙连接。

15.如权利要求13所述的井下工具，其还包括能够相对于所述壳体旋转的可移动构件。

16.如权利要求13所述的井下工具，所述分隔件包括可移动构件与所述壳体之间的支承件。

17.如权利要求13所述的井下工具，所述压力调节器定位在所述分隔件内部。

18.如权利要求13所述的井下工具，所述压力调节器包括调节器室，所述调节器室中的限流器包括小于500μm的径向间隙。

19.一种井下工具，其包括：

壳体，所述壳体具有第一端和第二端；

可移动构件，所述可移动构件在所述第一端处通过支承件连接到所述壳体，所述支承件在所述支承件与所述可移动构件之间具有小于500μm的缝隙，所述可移动构件能够相对于所述壳体旋转，所述可移动构件包括中央支撑件；以及

支承表面，所述支承表面位于所述壳体内部的所述第二端处，所述支承表面支撑所述中央支撑件。

20.如权利要求19所述的井下工具，所述中央支撑件以1mm或更小的支承半径接合所述支承表面。

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