EA028447B1 - Гидравлическая активация сборки скважинного инструмента - Google Patents

Abstract

Сборка скважинного инструмента приспособлена для многократной и выборочной гидравлической активации и деактивации. Поршневой узел приспособлен для совершения возвратно-поступательного движения в осевом направлении в корпусе скважинного инструмента. Поршневой узел совершает возвратно-поступательное движение между первым осевым положением и вторым и третьим осевыми положениями, которые в осевом направлении противоположны первому положению. Скважинный инструмент активируется, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении, и деактивируется, когда поршневой узел находится в первом или во втором осевом положении. Пружинный элемент смещает поршневой узел в направлении к первому осевому положению, тогда как давление бурового раствора в корпусе инструмента сдвигает поршневой узел в направлении к второму и третьему осевым положениям. Активацией и деактивацией скважинного инструмента можно управлять с поверхности, например, при помощи циклической подачи бурового раствора.

Description

Данное изобретение относится в целом к гидравлическому механизму активации для использования в скважинных инструментах. Более конкретно, изобретение касается гидравлического узла активации, запускающего практически неограниченное число циклов активации и деактивации скважинного инструмента, такого как инструмент для расширения ствола скважины, без поломки или подъема бурового снаряда.

Уровень техники

Скважинные бурильные работы обычно требуют активации скважинного инструмента после развертывания его в буровой скважине. Например, расширители ствола скважины обычно опускаются в буровую скважину в стянутом состоянии (т.е. с режущей структурой, втянутой в корпус расширителя ствола скважины). На некоторой заданной глубине расширитель ствола скважины активируется так, что режущая структура радиально раскрывается наружу из корпуса инструмента. Г идравлические механизмы активации хорошо известны при работах на месторождениях нефти и обычно используются и даже желательны в таких работах.

Например, один известный способ гидравлической активации предусматривает извлечение пробки (или задействование долотообразного выступа желоночного клапана) с помощью троса через внутреннюю часть бурильной колонны с целью позволить перепаду гидравлического давления активировать расширитель ствола скважины. По завершении операции расширения ствола скважины расширитель ствола скважины может быть деактивирован путем свертывания долотообразного выступа желоночного клапана. Будучи в промышленных масштабах пригодной к эксплуатации, такая канатная активация и деактивация затратна и отнимает много времени, поскольку требует одновременно использовать канатные или тросовые узлы.

В другом обычном способе гидравлической активации используются срезаемые штифты, приспособленные для среза при определенном перепаде давления (или при предопределенном интервале давлений). В данной области также известны механизмы спуска шара, при котором шар падает вниз по бурильной колонне в седло шарового клапана. Сцепление шара с седлом обычно вызывает увеличение перепада давления, которое, в свою очередь, активирует скважинный инструмент. Инструмент может быть деактивирован при увеличении давления за предопределенный порог так, чтобы шар и седло шара освободились (например, вследствие обрыва срезаемых штифтов). Хотя такие механизмы со срезаемыми штифтами и спуском шара также в промышленных масштабах пригодны к эксплуатации, они, как правило, являются одноразовыми или механизмами с одним циклом и обычно не позволяют повторной активации и деактивации скважинного инструмента.

Различные другие гидравлические механизмы активации используют измерение в процессе бурения (ИПБ) и/или другие управляемые с помощью электроники системы, включая, например, управляемые компьютером электромагнитные клапаны и т.п. Электронная активация успешно позволяет использовать широкий спектр выполняемых команд активации и деактивации и может дополнительно позволить двухстороннюю связь с поверхностью (например, через обычное техническое оснащение для дистанционного измерения). Однако эти системы активации, как правило, являются чрезвычайно сложными и дорогими и могут быть сильно ограничены надежностью и точностью скважинных исследований в процессе бурения, телеметрии и других управляемых с помощью электроники систем, развернутых в буровой скважине. В результате имеется много областей применения, в которых их использование не вполне желательно.

Но остается потребность в узле гидравлической активации, который позволяет активировать и деактивировать скважинный инструмент, такой как расширитель ствола скважины, практически любое число раз во время буровой операции без разрушения бурового снаряда и/или подъема инструмента из буровой скважины. Предпочтительно, чтобы такой привод был чисто механический и поэтому не требовал использования электронно управляемых компонентов.

Сущность изобретения

Типовые аспекты данного изобретения предназначены для удовлетворения вышеописанной потребности в улучшенном механизме гидравлической активации. Аспекты изобретения включают сборку скважинного инструмента, которая может неоднократно и выборочно гидравлически активироваться и деактивироваться без разрушения или подъема бурового снаряда. Варианты воплощения инструмента в соответствии с данным изобретением включают поршневой узел, приспособленный для совершения возвратно-поступательного движения в осевом направлении в корпусе скважинного инструмента. Поршневой узел совершает возвратно-поступательное движение между первым осевым положением и вторым и третьим осевыми положениями, которые в осевом направлении противоположны первому осевому положению. Скважинный инструмент активируется, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении, и деактивируется, когда поршневой узел находится в первом или во втором осевом положении. Пружинный элемент смещает поршневой узел в направлении к первому осевому положению, в то время как давление бурового раствора в корпусе инструмента сдвигает поршневой узел против смещения пружиной и в направлении второго и третьего осевых положений. Активацией и деактивацией скважинного инструмента можно управлять из поверхности, например, при помощи циклической подачи бурово- 1 028447 го раствора.

Примеры вариантов воплощения данного изобретения эффективно обеспечивают несколько технических преимуществ. Например, данное изобретение позволяет выборочно и неоднократно активировать и деактивировать скважинный инструмент практически любое число раз без поломки бурильной колонны и/или подъема инструмента из буровой скважины. Кроме того, изобретение устраняет потребность в физической активации и деактивации (например, включая использование долотообразных выступов желоночного клапана, спусков шара и т.п.).

Более того, варианты воплощения изобретения успешно позволяют скважинному инструменту находиться в деактивированном состоянии при обеспечении полного потока бурового раствора через инструмент. В определенных примерах вариантов воплощения изобретения свободный поток может быть эффективно обеспечен через центральное отверстие. Это способствует минимизации и перепаду давления через инструмент и эрозии внутренних компонентов инструмента во время использования. Сборки скважинного инструмента в соответствии с данным изобретением чисто механические (не требующие использования какого-либо электронного мониторинга или контроля), и это позволяет им быть очень надежными и пригодными к эксплуатации.

Определенные варианты воплощения изобретения могут также конфигурироваться с целью обеспечения индикации на поверхности состояния активации/деактивации, например перепада давления, указывающего на активацию инструмента. Такая индикация эффективно способствует уменьшению эксплуатационной неопределенности. Альтернативный вариант воплощения изобретения, к тому же, позволяет периодический повтор расхода бурового раствора от высоких расходов к низким и наоборот, без активации или деактивации скважинного инструмента. Это свойство изобретения также может улучшить эксплуатационную определенность, поскольку способствует устранению непреднамеренной активации и деактивации.

В одном аспекте данное изобретение включает сборку скважинного инструмента, имеющую корпус скважинного инструмента, приспособленный для соединения с бурильной колонной. Оправка включает по меньшей мере одно отверстие в корпусе инструмента. Поршневой узел, имеющий сквозной канал, устанавливается в оправке. Поршневой узел включает, по меньшей мере, клапанный поршень и кулачковый поршень, приспособленные для совершения возвратно-поступательного движения в осевом направлении в оправке между первым осевым положением и вторым и третьим осевыми положениями, которые в осевом направлении противоположны первому осевому положению. Пружинный элемент устанавливается в корпусе инструмента и предназначен для смещения поршневого узла в направлении к первому осевому положению. Отверстие оправки приспособлено для жидкостной связи со сквозным каналом, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении и в плотном зацеплении с внешней поверхностью поршневого узла, когда поршневой узел находится в первом осевом положении или во втором осевом положении.

В другом аспекте данное изобретение включает сборку скважинного инструмента. Сборка инструмента включает корпус скважинного инструмента, имеющий сквозной канал и приспособленный для соединения с бурильной колонной. Кулачковый поршень установлен в корпусе инструмента и включает первый и второй обращенные вверх и вниз по стволу скважины кулачковые профили, образованные там. Кулачковый поршень приспособлен для совершения возвратно-поступательного движения в осевом направлении в корпусе инструмента между первым осевым положением, в котором, по меньшей мере, первый направляющий штифт входит в зацепление с первым кулачковым профилем, и вторым и третьим осевыми положениями, противоположными в осевом направлении первому осевому положению, в котором, по меньшей мере, второй направляющий штифт входит в зацепление со вторым кулачковым профилем. Пружинный элемент установлен в корпусе инструмента и предназначен для смещения кулачкового поршня в направлении к первому осевому положению. Путь потока жидкости сообщается со сквозным каналом, когда кулачковый поршень находится в третьем осевом положении, и находится вне жидкостной связи, когда кулачковый поршень находится в первом осевом положении или во втором осевом положении.

В следующем варианте воплощения данное изобретение включает сборку скважинного инструмента, имеющую корпус скважинного инструмента, приспособленный для соединения с бурильной колонной. Оправка включает по меньшей мере одно отверстие в корпусе инструмента. Поршневой узел установлен в оправке. Поршневой узел имеет сквозной канал и включает, по меньшей мере, клапанный поршень и кулачковый поршень, приспособленные для совершения возвратно-поступательного движения в осевом направлении в оправке между первым осевым положением и вторым и третьим осевыми положениями, которые в осевом направлении противоположны первому осевому положению. Пружинный элемент устанавливается в корпусе инструмента и предназначен для смещения поршневого узла в направлении к первому осевому положению. Клапанный поршень включает, по меньшей мере, первое радиальное отверстие, образованное там, которое в осевом направлении центрировано с отверстием оправки и сообщается с ним, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении. Радиальное отверстие в осевом направлении не центрировано с отверстием оправки и находится в плотном зацеплении с внутренней поверхностью оправки, когда поршневой узел находится в первом осевом положении или во вто- 2 028447 ром осевом положении.

Выше в общих чертах были приведены особенности и технические преимущества данного изобретения, которые лучше могут быть поняты из нижеследующего подробного описания изобретения. Затем будут описаны дополнительные функции и преимущества изобретения, которые образуют предмет формулы изобретения. Специалистам в данной области понятно, что концепция и конкретный описанный вариант воплощения могут быть легко использованы в качестве основания для изменения или проектирования других конструкций, предназначенных для выполнения тех же целей данного изобретения. Специалистам в данной области должно быть также понятно, что такие равноценные конструкции соответствуют сущности и области применения данного изобретения.

Краткое описание чертежей

Получить более полное понимание данного изобретения и его преимуществ можно будет при обращении к следующим описаниям с сопроводительными чертежами, в которых на фиг. 1 показана обычная буровая установка, на которой могут быть использованы примеры вариантов воплощения в соответствии с данным изобретением;

на фиг. 2А и 2В (вместе на фиг. 2) показан один пример варианта воплощения расширителя ствола скважины во втянутой (фиг. 2А) и раскрытой (фиг. 2В) конфигурациях;

на фиг. 3А и 3В (вместе на фиг. 3) показан продольный поперечный вид сборки гидравлически активируемого инструмента в соответствии с данным изобретением;

на фиг. 4 показан покомпонентный вид части поршневого узла варианта воплощения, изображенного на фиг. 3;

на фиг. 5А-8В показан полный цикл активации сборки гидравлически активируемого инструмента, показанной на фиг. 3, где на фиг. 5А и 5В показаны поперечный и боковой виды соответствующих частей сборки в первом эксплуатационном режиме; на фиг. 6А и 6В показан поперечный и боковой виды той же самой части сборки во втором эксплуатационном режиме; на фиг. 7А и 7В показаны поперечный и боковой виды тех же самых частей сборки, показанной в первом эксплуатационном режиме; на фиг. 8А и 8В показаны поперечный и боковой виды той же самой части сборки в третьем эксплуатационном режиме;

на фиг. 9А и 9В (вместе на фиг. 9) показан продольный поперечный вид другой сборки гидравлически активируемого инструмента в соответствии с данным изобретением;

на фиг. 10 показан частичный поперечный вид части сборки инструмента, изображенной на фиг. 9, в первом эксплуатационном режиме;

на фиг. 11 показан частичный поперечный вид части сборки инструмента, изображенной на фиг. 9, во втором эксплуатационном режиме;

на фиг. 12 показан боковой вид части кулачкового поршня сборки инструмента, изображенной на фиг. 9, показывающий ход направляющего штифта во время примера цикла расхода;

на фиг. 13 показан график расхода бурового раствора во времени для примера индексированного цикла;

на фиг. 14 показан частичный поперечный вид части сборки инструмента, показанной на фиг. 9, в индексирующем режиме;

на фиг. 15 показан боковой вид части кулачкового поршня сборки инструмента, показанной на фиг. 9, отображающей ход направляющего штифта во время примера индексирующего цикла;

на фиг. 16 показан частичный поперечный вид части сборки инструмента, отображенной на фиг. 9, в третьем эксплуатационном режиме;

на фиг. 17 показан график давления бурового раствора по отношению к расходу для примера конфигурации сборки инструмента.

Подробное описание

На фиг. 1-17 показаны примеры вариантов воплощения данного изобретения. Что касается фиг. 117, то понятно, что особенности или аспекты проиллюстрированных вариантов воплощения можно показать из различных представлений. Где такие особенности или аспекты характерны для особых представлений, они маркированы с помощью тех же самых позиционных обозначений. Таким образом, особенность или аспект, маркированные конкретным позиционным обозначением на одном представлении на фиг. 1-17, могут быть описаны здесь со ссылкой на позиционное обозначение, показанное на других представлениях.

На фиг. 1 показан пример морской буровой компоновки, вообще обозначенной 50, пригодной для использования с вариантами воплощения скважинного инструмента в соответствии с данным изобретением. На фиг. 1 полупогружная буровая платформа 52 размещена над пластом нефти или газа (не показан), расположенным под морским дном 56. Подводный трубопровод 58 простирается от палубы 60 платформы 52 к установке устьевого отверстия скважины 62. Платформа может включать буровую вышку и грузоподъемное устройство для подъема и опускания буровой колонны 70, которая, как показано, проходит в буровую скважину 80 и включает буровое долото 72 и сборку гидравлически активируемого инструмента 100, приспособленную в соответствии с данным изобретением и размещенную выше долота 72. Бурильная колонна 70 может дополнительно включать практически любое число других скважинных

- 3 028447 инструментов, включая, например, инструменты для измерений в процессе бурения или каротажа в процессе бурения, стабилизаторы, ударную штангу, вращательный управляемый инструмент и скважинный буровой двигатель. Сборка инструмента 100 может быть развернута в практически любом месте вдоль колонны, например чуть выше долота 72 или далее вверх по стволу скважины выше различных инструментов для скважинных измерений в процессе бурения и каротажа в процессе бурения. Изобретение явным образом не ограничивается этими расположениями.

Во время типичных буровых работ буровой раствор (обычно называемый раствором в данной области техники) закачивается вниз по бурильной колонне 70 и забойной компоновке бурильной колонны, где она появляется на буровом долоте 72 или рядом с ним в забое ствола скважины. Раствор служит нескольким целям, например включает охлаждение и смазку бурового долота, очистку его от выбуренной породы и транспортировку ее на поверхность, стабилизацию и герметизацию пласта(ов), через который(е) проходит буровая скважина. Отводимый раствор вместе с выбуренной породой буровой скважины и иногда другими скважинными жидкостями затем проходит вверх через кольцевое пространство 82 (пространство между бурильной колонной 70 и стенкой буровой скважины) на поверхность. В примерах вариантов воплощения данного изобретения сборка инструмента использует перепад давления между внутренним каналом потока и кольцевым пространством, что позволяет выборочно активировать и деактивировать определенную функциональность инструмента (например, радиальное раскрытие режущей структуры из корпуса инструмента).

Специалистам в данной области понятно, что развертывание, показанное на фиг. 1, является просто примером. Далее будет понятно, что примеры вариантов воплощения в соответствии с данным изобретением не ограничены использованием полупогружной платформы 52, как это проиллюстрировано на фиг. 1. Это изобретение с тем же успехом подходит для использования с любым видом подземных буровых работ - морских или береговых.

В одном примере варианта воплощения изобретения сборка инструмента 100 может включать расширитель ствола скважины, приспособленный для выборочной гидравлической активации и деактивации. Путем активации и деактивации означает, что режущие структуры 105 инструмента для расширения буровой скважины (называемые здесь лопастями) могут радиально раскрываться наружу из корпуса инструмента 110 и радиально втягиваться вовнутрь в направлении (или в) корпус инструмента 110. На фиг. 2А и 2В показан один пример варианта воплощения расширителя ствола скважины в стянутой (т.е. деактивированной, как показано на фиг. 2А) и раскрытой (активированной, как показано на фиг. 2В) конфигурациях. В определенных конфигурациях инструмента на известном уровне техники лопасти могут полностью раскрыться, когда гидравлическое давление превысит предопределенный порог. Лопасти смещаются пружиной вовнутрь и втягиваются после снятия давления. Эти инструменты для расширения буровой скважины на известном уровне техники могут, таким образом, считаться имеющими две эксплуатационные конфигурации: (ί) конфигурацию с низким потоком (низким давлением), при которой лопасти втягиваются, и (ίί) конфигурацию с высоким потоком (высоким давлением), при которой лопасти раскрываются. Имеется потребность в предоставлении дополнительных конфигураций, например, включающих конфигурацию с высоким потоком (высоким давлением), при которой лопасти втягиваются, и механизма выбора среди различных конфигураций во время работ по бурению/расширению скважины.

Варианты воплощения настоящего изобретения предусматривают систему активации/деактивации, которая позволяет активировать и деактивировать скважинный инструмент, такой как инструмент для расширения скважины, практически любое число раз без поломки бурового снаряда или подъема его из буровой скважины. Например, варианты воплощения настоящего изобретения могут позволить сборке бурильного инструмента, имеющей устройство для расширения скважины, расположенное на бурильной колонне, бурение части буровой скважины с деактивированным инструментом для расширения буровой скважины (с втянутыми лопастями 105 инструмента для расширения буровой скважины, как показано на фиг. 2А). В некотором конкретном (или предопределенном) месте инструмент для расширения буровой скважины может быть активирован (с раскрытыми лопастями 105 инструмента для расширения буровой скважины, как показано на фиг. 2В), что позволит формировать ствол скважины, имеющий увеличенный диаметр. Инструмент для расширения буровой скважины может тогда быть деактивирован практически в любом другом подходящем месте, а для бурения другой длины буровой скважины может использоваться только буровое долото. При бурении буровой скважины может использоваться практически любое число таких циклов активации/деактивации.

Понятно, что варианты воплощения сборки инструмента в соответствии с данным изобретением не ограничиваются только расширителями ствола скважины, как показано на фиг. 2А и 2В. Для активации практически любого скважинного инструмента, для которого гидравлическая активации и деактивация может быть предпочтительна, могут использоваться различные варианты воплощения изобретения. Такие инструменты могут включать гидроприводные стабилизаторы, инструменты для фрезеровочных работ в скважине, пакеры, инструменты ударного действия и т.п. Изобретение не ограничивается в этом отношении.

На фиг. 3 показан пример варианта воплощения сборки гидравлически активируемого инструмента

- 4 028447

100 в соответствии с данным изобретением в продольном поперечном сечении. В показанном примере варианта воплощения сборка инструмента 100 включает корпус расширителя ствола скважины 110, соединенный с подкорпусом 120. Хотя варианты воплощения, описанные здесь, конкретны для инструментов расширения буровой скважины, понятно, что варианты воплощения изобретения могут использоваться для активации/деактивации различных скважинных инструментов, как описано выше. Осевой поршневой узел 200 устанавливается практически соосно в инструменте и подкорпусах 110 и 120 и приспособлен для совершения в нем возвратно-поступательного движения в осевом направлении. Поршневой узел 200 включает клапанный поршень 210 и кулачковый поршень 240, как описано более подробно ниже относительно фиг. 4. Спиралевидная сжимная пружина 152 устанавливается в осевом направлении между внешним выступом 242 на кулачковом поршне 240 и внутренним выступом 122 на подкорпусе. В показанном примере варианта воплощения пружина 152 приспособлена для смещения поршневого узла 200 в направлении вверх по стволу скважины (в направлении корпуса расширителя ствола скважины 110).

Поршневой узел 200 приспособлен для совершения возвратно-поступательного движения между положением первого низкого потока и вторым и третьим положениями высокого (или полного) потока. В положении низкого потока усилие пружины смещает узел 200 в верхнем направлении по стволу скважины так, что поверхность зацепления вверх по стволу скважины 245 входит в зацепление с направляющим штифтом(ами) 125 выше по стволу скважины (как показано на фиг. 3). В положениях высокого потока сила жидкости превышает усилие пружины и смещает узел 200 в нижнем направлении по стволу скважины так, что поверхность зацепления вниз по стволу скважины 247 входит в зацепление с направляющими штифтами 127 внизу по стволу скважины. Поверхности зацепления 245 и 247 образуются по контуру кулачкового поршня 240 и раскрываются вокруг него, как описано более подробно ниже. Направляющие штифты 125 и 127 вверх и вниз по стволу скважины установлены в соответствующих радиальных отверстиях 124 и 126, сформированных в подкорпусе 120, и раскрываются радиально в центральное отверстие 121 подкорпуса 120, где они могут входить в зацепление с соответствующими поверхностями зацепления 245 и 247.

На фиг. 4 показан покомпонентный вид типичного поршневого узла 200, изображенного на фиг. 3. В показанном примере варианта воплощения клапанный поршень 210 устанавливается в осевом направлении между головкой поршня 212 и разрывным соединением 230. Клапанный поршень 210 может быть соединен с головкой поршня 212 и разрывным соединением 230 через срезаемые штифты (не показаны), хотя изобретение не ограничивается в этом отношении. Клапанный поршень 210 включает множество разнесенных по периферии отверстий 215, образованных там, которые обеспечивают жидкостную связь между центральным отверстием 211 (фиг. 3А) и каналом для потока, внешним к клапанному поршню 210. Понятно, что изобретение не ограничивается использованием разрывного соединения 230. В других вариантах воплощения клапанный поршень 210 может быть соединен с кулачковым поршнем 240, например, через контргайку 238. Разрывное соединение 230 предназначено для обеспечения функциональной избыточности, позволяя одноразовую активацию спуска шара. В таких вариантах воплощения разрывное соединение 230 включает внутреннее седло шарового клапана (не показано), имеющее размеры и форму, необходимые для получения шара из поверхности. Увеличение расхода (давление) до предопределенного уровня срезает штифты, соединяющие клапанный поршень 210 и разрывное соединение 230, тем самым позволяя скважинному концу клапанного поршня 210 перемещаться в осевом направлении в разрывное соединение 230. В этой конфигурации буровой раствор может быть отклонен и активирован. Здесь изобретение также не ограничено в этом отношении.

Как показано на фиг. 4, кулачковый поршень 240 включает множество отверстий 254, образованных там для обеспечения жидкостного потока в кулачковый поршень 240 и из него (как описано более подробно ниже). Кулачковый поршень 240 дополнительно включает обращенные вверх и вниз по стволу скважины в осевом направлении поверхности зацепления 245 и 247 (также называемые здесь профилями зацепления), образованные на внешней цилиндрической поверхности поршня 240. В показанном примере варианта воплощения поверхность зацепления 245 вверх по стволу скважины включает множество разнесенных по периферии желобков 246, приспособленных для приема направляющего штифта(ов) 125. Поверхность зацепления 247 ниже по стволу скважины включает множество разнесенных по периферии других глубоких и мелких желобков 248 и 249, приспособленных для приема направляющих штифтов 127. Функциональность поверхностей зацепления 245 и 247 более подробно описана ниже.

Понятно, что может использоваться практически любая подходящая конфигурация направляющих штифтов. Однако направляющие штифты, имеющие практически плоский конец зацепления, вообще предпочтительны, поскольку они позволяют штифту поддерживать более высокие силы зацепления без срезания. Варианты воплощения, в которых используется несколько направляющих штифтов (например, четыре штифта вверх и вниз по стволу скважины, разнесенных по периферии с интервалами в 90°), также, как правило, более предпочтительны и способствуют более эффективному распределению сил зацепления. Специалистам в данной области понятно, что изобретение не ограничивается какой-либо конкретной конфигурацией направляющих штифтов или каким-либо конкретным количеством или расстоянием между направляющими штифтами.

- 5 028447

Активация и деактивация скважинного инструмента описываются более подробно применительно к фиг. 5А-8В. Вообще система активации в данном изобретении позволяет переключение скважинного инструмента между тремя различными режимами работы. Полный цикл активации/деактивации требует четырех шагов между этими тремя режимами работы: (ί) первый шаг, на котором инструмент переключается из первого режима во второй режим, (ίί) второй шаг, на котором инструмент переключается назад в первый режим, (ίίί) третий шаг, на котором инструмент переключается из первого режима в третий режим, и (ΐν) четвертый шаг, на котором инструмент переключается назад в первый режим. В первом режиме инструмент находится в неактивном состоянии с низким потоком. Во втором режиме инструмент также неактивен, но с высоким (или полным) поданным потоком. В третьем режиме инструмент является активным с полным (или высоким) поданным потоком. Термины активный и неактивный относятся к состоянию инструмента, то есть находится ли инструмент в активированном состоянии или неактивированном состоянии. Например, в варианте воплощения, в котором скважинный инструмент - это инструмент для расширения буровой скважины, активное состояние может относиться к вышеупомянутым раскрываемым режущим лопастям, что позволяет расширять скважину в пласте. Неактивное состояние может относиться к лопастям, втянутым в корпус инструмента, что позволяет поднимать инструмент из буровой скважины или опускать его в нее, или позволяет бурение без расширения скважины. В более общих вариантах воплощения понятия активный и неактивный могут относиться, например, к состоянию клапана - открытого или закрытого. При высоком или полном потоке через систему активации обычно проходит достаточный буровой раствор, чтобы позволить бурение. Низкий поток относится к расходу бурового раствора, который ниже некоторого предопределенного порога и обычно недостаточный для бурения.

На фиг. 5А-8В показаны поперечные сечения части сборки 100 (фиг. 3) в различных состояниях рядом с соответствующими видами сбоку поверхностей зацепления 245 и 247 кулачкового поршня 240. На фиг. 5А и 5В показана сборка в первом эксплуатационном режиме, при котором инструмент неактивен, а поток низкий. В этом режиме поток жидкости на поверхность ограничен (или выключен). Из-за низкого потока сжимная пружина 152 (фиг. 3) смещает кулачковый поршень 240 в направлении вверх по стволу скважины так, что направляющие штифты 125 вверх по стволу скважины входят в зацепление с соответствующими желобками 246 на поверхности зацепления 245. Клапанный поршень 210 также смешается вверх по стволу скважины с кулачковым поршнем 240. В показанном варианте воплощения активация скважинного инструмента требует жидкостной связи между центральным отверстием 175 и отверстием оправки 172. Разрушение жидкостной связи между центральным отверстием 175 и отверстием 172 деактивирует инструмент. В показанной конфигурации с низким потоком отверстие 172 входит в плотное зацепление с внешней поверхностью 217 клапанного поршня 210.

На фиг. 6А и 6В сборка 100 находится во втором эксплуатационном режиме, в котором обеспечивается полный поток, но скважинный инструмент остается деактивированным. Для переключения сборки во второй режим на поверхности ствола скважины включается высокий (или полный) поток. Увеличенный поток смещает клапанный поршень 210 и кулачковый поршень 240 в направлении вниз по стволу скважины против смещения пружиной так, что направляющие штифты ниже по стволу скважины 127 входят в зацепление с соответствующими мелкими желобками 249 на поверхности зацепления 247. Зацепление направляющих штифтов 127 с поверхностью 247 поворачивает кулачковый поршень 240 (благодаря профилю поверхности), пока штифты не зафиксируются в соответствующих мелких желобках 249. Гидравлическое давление может быть приложено, например, к поверхности 251 кулачкового поршня 240. Увеличение расхода (и, следовательно, перепада давления) за предопределенный порог преодолевает смещение пружиной и передвигает кулачковый поршень 240 в направлении вниз по стволу скважины. В показанном примере варианта воплощения клапанный поршень 210 и кулачковый поршень 240 не соединены друг другом и поэтому не поворачиваются вместе. Гидравлическое давление, воздействующее на сопло 213, смещает клапанный поршень 210 и разрывное соединение 230 вниз по стволу скважины.

Хотя клапанный поршень 210 смещается вниз по стволу скважины, отверстия 215 остаются в плотном зацеплении с внутренней поверхностью 171 нижней оправки 170 (то есть так, что они в осевом направлении не центрированы с отверстиями оправки 172 и 174). Кроме того, как также показано, отверстие оправки 172 остается в плотном зацеплении с внешней поверхностью 217 клапанного поршня 210. Таким образом, скважинный инструмент остается неактивным (в деактивированном состоянии), когда практически полный поток проходит через сборку, например, к буровому долоту для бурения.

На фиг. 7А и 7В сборка опять показана в первом эксплуатационном режиме (при котором инструмент неактивен, а поток низок). Для переключения из второго режима, показанного на фиг. 6А и 6В, поток жидкости на поверхности ствола скважины ограничивается (или выключается). Сжимная пружина 152 (фиг. 3) снова смещает кулачковый поршень 240 в направлении вверх по стволу скважины так, что направляющие штифты 125 вверх по стволу скважины входят в зацепление с соответствующими желобками 246 на поверхности зацепления 245. Конфигурация, показанная на фиг. 7А и 7В, практически идентична изображенной на фиг. 5А и 5В, за исключением того, что кулачковый поршень дополнительно поворачивается так, чтобы направляющие штифты 125 входили в зацепление с находящимися напротив желобками 246 на поверхности зацепления 245 (что соответствует 45-градусному повороту в показанном

- 6 028447 примере варианта воплощения). Отверстия 215 остаются в плотном зацеплении с внутренней поверхностью 171 нижней оправки 170, а отверстия оправки 172 остаются в плотном зацеплении с внешней поверхностью 217 клапанного поршня 210 так, что инструмент остается неактивным.

На фиг. 8А и 8В сборка 100 находится в третьем эксплуатационном режиме, при котором обеспечивается высокий поток и скважинный инструмент активирован. Для переключения сборки в третий режим на поверхности ствола скважины включается высокий (или полный) поток. Увеличенный поток смещает клапанный поршень 210 и кулачковый поршень 240 в направлении вниз по стволу скважины так, что направляющие штифты 127 ниже по стволу скважины входят в зацепление с поверхностью 247, таким образом дополнительно поворачивая кулачковой поршень, пока штифты не войдут в зацепление с соответствующими глубокими желобками 248. Зацепление направляющих штифтов 127 с глубокими желобками 248 позволяет кулачковому поршню 240 и клапанному поршню 210 иметь более длинный ход, чем описанный выше относительно фиг. 6А и 6В. В конфигурации, показанной на фиг. 8А и 8В, обеспечивается жидкостная связь между центральным отверстием 175 и отверстием оправки 172 (как обозначено стрелками 221), что активирует скважинный инструмент. Более того, в показанном примере варианта воплощения отверстия 215 в осевом направлении центрированы с отверстиями 214, что позволяет части потока бурового раствора обходить сопло 213 (например, как показано стрелками 219). Хотя изобретение не ограничивается в этом отношении, такой механизм обхода вызывает перепад давления в центральном отверстии, который может быть успешно определен на поверхности и принят оператором в качестве индикации активации скважинного инструмента.

На фиг. 9 в продольном поперечном сечении показан другой вариант воплощения сборки гидравлически активируемого инструмента 300 в соответствии с данным изобретением. В показанном примере варианта воплощения сборка инструмента 300 включает корпус расширителя ствола скважины 310, соединенный с подкорпусом 320. Хотя другой вариант воплощения, описанный здесь, является опять же конкретным для инструментов расширения буровой скважины, понятно, что эти варианты воплощения изобретения могут использоваться для активации/деактивации различных скважинных инструментов. Поршневой узел 400 установлен практически соосно в инструменте и подкорпусах 310 и 320 и приспособлен для совершения там возвратно-поступательного движения в осевом направлении. Поршневой узел 400 включает клапанный поршень 410, соединенный с кулачковым поршнем 440 (например, через контргайку 438). Спиралевидная сжимная пружина 352 устанавливается в осевом направлении между нижней поверхностью 442 кулачкового поршня 440 и колпачком оправки 322, установленным в подкорпусе 320. В показанном примере варианта воплощения кулачковый поршень 440 и пружина 352 установлены около кулачковой оправки 365, причем внешняя поверхность 367 оправки 365 входит в плотное зацепление с внутренней поверхностью 441 кулачкового поршня 440. Сжимная пружина 352 приспособлена для смещения кулачкового поршня 440 (и, следовательно, всей сборки 400) в направлении вверх по стволу скважины (в направлении корпуса расширителя ствола скважины 310).

Сборка инструмента 300 подобна сборке инструмента 100 в том, что поршневой узел 400 приспособлен для совершения возвратно-поступательного движения между первым положением низкого потока и вторым и третьим положениями высокого (или полного) потока. В положении низкого потока усилие пружины смещает (сдвигает) сборку 400 в направлении вверх по стволу скважины так, что поверхность зацепления вверх по стволу скважины 445 входит в зацепление с внутренним выступом 324 подкорпуса

320 (как показано на фиг. 9 и 10). Во втором положении высокого потока сила жидкости превышает усилие пружины и смещает сборку 400 в направлении вниз по стволу скважины так, что по меньшей мере одна часть выступа 482 кулачкового поршня входит в зацепление по меньшей мере с одним ограничителем хода 329 (см. фиг. 11). В третьем положении высокого потока сила жидкости снова превышает усилие пружины и смещает сборку 400 в направлении вниз по стволу скважины так, что ограничитель хода 329 проскальзывает мимо части выступа 482 кулачка и входит в зацепление с кулачковым пазом 484 (см. фиг. 16). В показанном примере варианта воплощения ограничители хода 329 устанавливаются в соответствующие выточки, образованные в подкорпусе, и радиально раскрываются в центральное отверстие

321 подкорпуса 320, где они могут входить в зацепление с кулачковым поршнем 440, как описано выше.

На фиг. 10 показано частичное поперечное сечение сборки инструмента 300 в конфигурации нижнего потока. В показанном примере варианта воплощения клапанный поршень 410 устанавливается практически соосно внутри и в плотном зацеплении с рукавом оправки 370 и оправкой 380. Клапанный поршень 410 включает первый и второй в осевом направлении отстоящие друг от друга ряды разнесенных по периферии отверстий 416 и 418. В конфигурации низкого потока, показанной на фиг. 9 и 10, отверстия 416 находятся в плотном зацеплении с внутренней поверхностью 371 рукава оправки 370 (то есть так, чтобы они в осевом направлении не были центрированы с отверстиями оправки 385), а отверстия 418 находятся в плотном зацеплении с внутренней поверхностью 381 оправки 380. Кроме того, как показано, отверстия оправки 385, образованные в оправке 380, находятся в плотном зацеплении с внешней поверхностью 411 клапанного поршня 410 так, что нет никакой жидкостной связи между отверстиями 385 и сквозным каналом 375. Как описано более подробно ниже, активация инструмента требует, чтобы поршневой клапан смещался в осевом направлении так, чтобы первый ряд отверстий 416 (отверстия вверх по стволу скважины) стал в осевом направлении центрированным с отверстиями оправки 385.

- 7 028447

Такое центрирование обеспечивает жидкостную связь между внутренним отверстием 375 и скважинным инструментом через нижние отверстия оправки 385.

На фиг. 10 показан кулачковый поршень 440, установленный внутри и находящийся в жидкостной связи с подкорпусом 320. Показанный пример варианта воплощения кулачкового поршня 440 включает первую, вторую и третью осевые части 450, 460 и 480, имеющие отличающиеся внешние диаметры. Первая часть 450 кулачкового поршня включает множество разнесенных по периферии отверстий 452, приспособленных для обеспечения жидкостной связи между внутренним отверстием кулачка и кольцевой областью 318, образованной внутри к инструменту и подкорпусам 310 и 320. Вторая часть 460 кулачкового поршня включает множество кулачковых канавок 465, образованных на его внешней поверхности. Кулачковые канавки 465 приспособлены для вхождения в зацепление одного или более направляющих штифтов 327, которые радиально раскрываются вовнутрь из подкорпуса 320. В показанном примере варианта воплощения четыре направляющих штифта 327 располагаются на одной окружности с интервалами в 90° вокруг подкорпуса (хотя изобретение не ограничивается в этом отношении). Направляющие штифты 327 приспособлены для перемещения в кулачковых канавках 465 и поворота кулачкового поршня 440 и клапанного поршня 410, когда поршневой узел 400 совершает возвратно-поступательные движения в осевом направлении. Третья часть 480 кулачкового поршня, имеющего увеличенный диаметр и множество нижних кулачковых пазов 484, приспособлена для вхождения в зацепление по меньшей мере с одним ограничителем входа 329. В показанном примере варианта воплощения четыре ограничителя хода 329 располагаются на одной окружности с интервалами 90° вокруг подкорпуса (изобретение опять же не ограничивается в этом отношении). Взаимодействия направляющего штифта/кулачковой канавки и ограничителя хода/кулачкового паза более подробно описываются ниже относительно механизмов активации и деактивации.

Активация и деактивация скважинного оборудования теперь описывается подробнее относительно фиг. 11-17. Система активации 300 подобна системе активации 100 (фиг. 3-8), поскольку позволяет выборочное переключение скважинного инструмента между тремя вышеупомянутыми режимами работы. Однако система активации 300 отличается от системы активации 100 конкретными шагами, требуемыми для активации и деактивации скважинного инструмента. В системе активации 100 изменение расхода бурового раствора в состояние низкого потока и затем назад в состояние высокого (или полного) потока изменяет режимы активации (с деактивированного на активированный или с активированного на деактивированный). Это может быть достигнуто, например, путем циклического отключения насосов бурового раствора и затем обратного включения. Система активации 300 отличается от системы активации 100 тем, что такое циклическое включение и отключение буровых насосов недостаточно для активации или деактивации скважинного инструмента. В системе активации 300 буровые насосы могут циклически запускаться практически любое число раз, не изменяя режим инструмента (то есть не активируя или деактивируя скважинный инструмент). Как описано более подробно ниже, активация (или деактивация) системы активации 300 требует использования четвертого режима, называемого здесь индексирующим режимом, который использует соответствующий индексный (индексирующий) поток.

На фиг. 11 сборка 300 показана во втором режиме, при котором высокий (или полный) поток обеспечивается в то время, когда скважинный инструмент остается неактивным. Для переключения сборки 300 с первого режима (низкий поток) на второй режим, высокий (или полный поток) включается на поверхности ствола скважины. Увеличение давления за предопределенный порог преодолевает смещение пружиной и передвигает кулачковый поршень 440 в направлении вниз по стволу скважины. Увеличенный поток (давление) действует, например, на поверхность выше по стволу скважины 454 кулачкового поршня 440, что приводит к смещению клапанного поршня 410 и кулачкового поршня 440 в направлении вниз по стволу скважины так, что выступы 482 входят в зацепление с ограничителями хода 329. Зацепление направляющих штифтов 327 с кулачковой канавкой 465 поворачивает кулачковый поршень 440 (благодаря профилю канавки), как описано более подробно ниже. В показанном примере варианта воплощения клапанный поршень 410 и кулачковый поршень 440 связаны друг с другом (например, через контргайку 438) и поэтому поворачиваются вместе, хотя изобретение не ограничено в этом отношении.

Хотя клапанный поршень 410 смещается по направлению вниз ствола скважины с кулачковым поршнем 440, отверстия 416 остаются в плотном зацеплении с внутренней поверхностью 371 рукава оправки 370 (то есть так, что они в осевом направлении не центрированы с отверстиями 385). Порты 418 также остаются в плотном зацеплении с внутренней поверхностью 381 оправки 380. Кроме того, как также показано, отверстия оправки 385 остаются в плотном зацеплении с внешней поверхностью 411 клапанного поршня 410. Поэтому скважинный инструмент остается неактивным (в деактивированном состоянии), тогда как практически полный поток обеспечивается через отверстие, например, к буровому долоту для операции бурения.

Как описано выше, циклическая работа буровых насосов между высоким и низким потоком недостаточна для активации и деактивации скважинного инструмента. Буровые насосы могут включаться и выключаться практически любое число раз так, что инструмент циклически переключается между первым и вторым эксплуатационными режимами, изображенными на фиг. 10 и 11, без активации скважин- 8 028447 ного инструмента. Пример показанного варианта воплощения кулачкового поршня включает конфигурацию канавок, имеющую множество верхних и нижних осевых конечных частей 462 и 464. В показанном примере варианта воплощения половина осевых концевых частей 462а и 464а на одной окружности выровнена с соответствующими кулачковыми выступами 482, а другая половина 462Ь и 464Ь на одной окружности выровнена с соответствующими кулачковыми пазами 484 (и поэтому не выровнена с кулачковыми выступами 482). Осевые части 462а и 464а, которые выровнены с кулачковыми выступами 482, чередуются с осевыми частями 462Ь и 464Ь, которые выровнены с кулачковыми пазами 484.

На фиг. 12 показан более укрупненный вид кулачкового поршня 440 и показано (пунктирная линия

443) относительное движение направляющих штифтов 327 в кулачковых канавках 465 во время цикла бурового насоса (от низкого потока к высокому потоку и назад к низкому потоку). Направляющие штифты 327 первоначально расположены в нижней осевой концевой части 464Ь кулачковой канавки, которая на одной окружности выровнена с кулачковым пазом 484. Увеличенный поток смещает кулачковый поршень 440, вызывая перемещение направляющих штифтов 327 вдоль канавки 465 к верхней осевой концевой части 462а, как обозначено пунктирной линией 443. Движение кулачкового поршня 440 мимо направляющих штифтов 327 поворачивает кулачок на угол 45° в показанном примере варианта воплощения так, что направляющий штифт(ы) 327 теперь выравнивается с кулачковыми выступами 482 (см. фиг. 10). В этом режиме сборка инструмента остается деактивированной (фиг. 11) при обеспечении высокого потока. Уменьшение потока жидкости позволяет кулачковому поршню 440 перемещаться вверх благодаря смещению пружиной, вызывающему передвижение направляющих штифтов 327 вдоль канавки 465 к нижней осевой концевой части 464Ь, как обозначено пунктирной линией 443. Движение кулачкового поршня 440 мимо направляющих штифтов 327 дополнительно поворачивает кулачковый поршень на дополнительные 45° так, что он снова выравнивается с находящимся напротив кулачковым пазом 484. Независимо от числа циклов высокого и низкого потока бурового насоса, направляющий штифт(ы) всегда возвращается к тому же самому выравниванию после каждого цикла (то есть по окружности выравнивается с пазом или выступом). Таким образом, повторяемая цикличность недостаточна для активации и/или деактивации скважинного инструмента (то есть недостаточна для изменения эксплуатационного режима инструмента).

В показанном примере варианта воплощения активация скважинного инструмента требует индексации кулачка так, чтобы направляющие штифты 327 перемещались из одной осевой концевой части кулачковой канавки к смежной осевой концевой части (из концевой части 462а к концевой части 462Ь или из концевой части 462Ь к концевой части 462а). Это обычно достигается, как показано схематично на фиг. 13, путем (ί) уменьшения расхода 502 от высокого потока до низкого потока, что возвращает инструмент в первый режим, как изображено на фиг. 10, (ίί) увеличения расхода 504 от низкого расхода к промежуточному индексирующему расходу, (ϊϊϊ) уменьшения расхода 506 от индексирующего потока к низкому потоку и (ίν) увеличения расхода 508 от низкого потока обратно к высокому потоку. Понятно, что фиг. 13 схематична по своей природе. Она не предназначена указывать на любую требуемую или предпочтительную временную диаграмму. При этом не предназначена также указывать, что индексирующее плато между 504 и 506 требуется или предпочтительно.

На фиг. 14 сборка 300 показана в индексирующем режиме, при котором промежуточный (индексирующий) поток обеспечивается, когда скважинный инструмент неактивен. Промежуточный поток обеспечивает достаточную силу жидкости для частичного преодоления смещения пружиной так, что сборка 400 находится в промежуточном осевом положении, сбалансированном между силой жидкости и усилием пружины. В индексирующем режиме отверстия 416 остаются в плотном зацеплении с внутренней поверхностью 371 рукава оправки 370 (то есть так, что они в осевом направлении не центрированы с отверстиями 385). Отверстия 418 также остаются в плотном зацеплении с внутренней поверхностью 381 оправки 380. Кроме того, как также показано, отверстия оправки 385 остаются в плотном зацеплении с внешней поверхностью 411 клапанного поршня 410 так, чтобы инструмент оставался неактивным.

На фиг. 15 показан более укрупненный вид кулачкового поршня 440 и показано (пунктирная линия

444) относительное движение направляющих штифтов 327 в кулачковых канавках 465 во время индексирующего цикла, при котором буровые насосы циклически запускаются из низкого потока к индексирующему потоку и назад к низкому потоку (например, как показано в 504 и 506 на фиг. 13). В показанном примере варианта воплощения направляющие штифты 327 первоначально расположены в нижней осевой концевой части 464Ь кулачковой канавки 465, которая выровнена по окружности кулачковым пазом 484. Увеличенный поток смещает кулачковый поршень вниз, вызывая перемещение направляющего штифта 327 вдоль канавки 465 в индексирующий интервал 470, как обозначено пунктиром 444. Поток жидкости затем уменьшается (или останавливается), позволяя возврат поршня 440 в его смещаемое пружиной положение и позволяя направляющему штифту 327 отвод смежной осевой концевой части 464а (выровненной с кулачковым выступом 482), как далее обозначено пунктиром 444. В показанном примере индексирующего цикла направляющие штифты 327 поворачивают кулачок 440 на угол 45°. Расход может тогда для активации скважинного инструмента быть увеличен до полного потока (как обозначено пунктиром 443, показывающем движение штифтов 327 к верхней осевой концевой части 462Ь).

- 9 028447

На фиг. 16 сборка 300 показана в третьем эксплуатационном режиме, при котором обеспечен полный поток, а скважинный инструмент активирован (например, после индексирующего цикла, показанного на фиг. 15). Полный поток смещает клапанный поршень 410 и кулачковый поршень 440 в направлении вниз по стволу скважины так, что кулачковые пазы 484 входят в зацепление с ограничителями хода 329. Зацепление кулачковых пазов 484 с ограничителями хода 329 позволяет кулачковому поршню 440 и клапанному поршню 410 иметь большую длину хода, чем описанная выше относительно фиг. 11. Отверстия 416 в осевом направлении также центрированы с отверстиями оправки 385, что позволяет жидкостную связь между центральным отверстием и отверстиями оправки 385 (как обозначено стрелками 421), которая, в свою очередь, активирует скважинный инструмент. Кроме того, отверстия 418 находятся в жидкостной связи с кольцевой областью 318, что позволяет части потока бурового раствора обходить сопло 413. Жидкость, поступающая в кольцевую область 318, течет в осевом направлении вниз по скважине и затем радиально вовнутрь через отверстия 452 и обратно в центральное отверстие сборки (как обозначено стрелками 419). Хотя изобретение не ограничивается в этом отношении, такой механизм обхода вызывает перепад давления в центральном отверстии, который может быть успешно определен на поверхности и принят оператором в качестве индикации активации скважинного инструмента. Понятно, что изобретение не ограничивается никаким конкретным размером сопла или даже использованием сопла, как показано в отображенных вариантах воплощения.

На фиг. 17 показан график давления бурового раствора относительно расхода для примеров вариантов воплощения сборки инструмента. Как правило, давление бурового раствора возрастает, по существу, монотонно с увеличением расхода (как и ожидают специалисты в данной области). На фиг. 17 показано три обычных интервала расхода. В прединдексном интервале расход (и давление), скорее, недостаточный для преодоления смещения пружиной и поэтому сборка остается в первом эксплуатационном режиме (фиг. 10). В индексном интервале расход (и давление) достаточно высокий для частичного преодоления смещения пружиной и поэтому сборка находится в индексном режиме (фиг. 14). В рабочем интервале расход (и давление) достаточно высок для полного преодоления смещения пружиной и поэтому сборка находится во втором эксплуатационном режиме (фиг. 11) или третьем эксплуатационном режиме (фиг. 16).

В одном примере варианта воплощения индексирующий расход может быть в пределах от приблизительно 400 до приблизительно 600 галлонов в минуту. В одном конкретном варианте воплощения расход менее приблизительно 400 галлонов в минуту находится в прединдексном интервале, тогда как расход выше приблизительно 600 галлонов в минуту находится в рабочем интервале (или в переходном интервале между индексным интервалом и рабочим интервалом). Понятно, что изобретение не ограничивается никакими конкретными расходами и/или давлениями, и что специалисты в данной области в состоянии легко рассчитать подходящие расходы на основе различных параметров конфигурации инструмента (например, диаметра инструмента).

Хотя данное изобретение и его преимущества описаны подробно, понятно, что могут быть внесены различные изменения, замещения и замены, соответствующие сущности и области применения данного изобретения, как определено приложенной формулой изобретения.

Claims (24)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Сборка скважинного инструмента для использования в нефте- и газоразведке и нефте- и газоразработке, содержащая корпус скважинного инструмента, приспособленный для соединения с бурильной колонной, втулку, установленную в корпусе инструмента и имеющую по меньшей мере одно отверстие, приспособленное для управления потоком текучей среды и выборочной активации и деактивации функционирования инструмента, направляющие штифты, обращенные вверх и вниз по стволу скважины, установленные в соответствующих радиальных отверстиях, сформированных в корпусе инструмента, и раскрывающиеся радиально внутрь корпуса инструмента, поршневой узел, установленный во втулке и выполненный с возможностью перемещения относительно втулки, указанный поршневой узел имеет сквозной канал и включает, по меньшей мере, клапанный поршень и кулачковый поршень в сквозном канале, причем клапанный поршень и кулачковый поршень в ответ на изменения в расходе бурового раствора в сквозном канале приспособлены для совершения возвратно-поступательного движения в осевом направлении во втулке между первым осевым положением и вторым и третьим осевыми положениями, противоположными первому осевому положению, причем кулачковый поршень включает первую и вторую кулачковые канавки, выполненные с возможностью приема указанных направляющих штифтов, когда поршневой узел совершает возвратнопоступательное движение между первым, вторым и третьим осевыми положениями, причем указанные направляющие штифты выполнены с возможностью зацепления с указанными кулачковыми канавками и, таким образом, с возможностью поворота кулачкового поршня и клапанного поршня при осевом возвратно-поступательном перемещении поршневого узла,

   - 10 028447 пружинный элемент, установленный в корпусе инструмента и предназначенный для смещения поршневого узла по направлению к первому осевому положению, и по меньшей мере одно отверстие втулки сообщено со сквозным каналом по текучей среде, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении, причем по меньшей мере одно отверстие втулки не центрировано в осевом направлении по меньшей мере с одним отверстием поршневого узла для предотвращения сообщения по текучей среде между сквозным каналом поршневого узла и по меньшей мере одним отверстием втулки, когда поршневой узел находится в каждом из первого осевого положения и второго осевого положения таким образом, что когда направляющий штифт находится в первой кулачковой канавке и расход бурового раствора является низким расходом, указанный поршневой узел находится в первом осевом положении и сквозной канал поршневого узла не находится в сообщении по меньшей мере с одним отверстием втулки, когда направляющий штифт находится в первой кулачковой канавке и расход бурового раствора является высоким расходом, поршневой узел находится во втором осевом положении и сквозной канал поршневого узла не находится в сообщении по текучей среде по меньшей мере с одним отверстием втулки, и когда направляющий штифт находится во второй кулачковой канавке и расход бурового раствора является высоким расходом, поршневой узел находится в третьем осевом положении и сквозной канал поршневого узла находится в сообщении по текучей среде по меньшей мере с одним отверстием втулки.
2. 2. Сборка инструмента по п.1, дополнительно содержащая множество режущих структур, установленных в корпусе инструмента и приспособленных для радиального выдвижения наружу из корпуса инструмента, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении, и для радиального втягивания внутрь, когда поршневой узел находится в первом осевом положении или во втором осевом положении.
3. 3. Сборка инструмента по п.1, в которой поршневой узел приспособлен смещаться потоком бурового раствора в сквозном канале против смещения пружинного элемента.
4. 4. Сборка инструмента по п.1, в которой, когда направляющий штифт находится во второй кулачковой канавке и расход бурового раствора является низким, клапанный поршень и кулачковый поршень находятся в первом осевом положении и сквозной канал поршневого узла не находится в сообщении по текучей среде по меньшей мере с одним отверстием втулки.
5. 5. Сборка инструмента по п.4, в которой, когда направляющий штифт находится в первой кулачковой канавке и расход бурового раствора является индексирующим расходом между низким расходом и высоким расходом, уменьшение расхода бурового раствора до низкого расхода переводит направляющий штифт из первой кулачковой канавки во вторую кулачковую канавку.
6. 6. Сборка инструмента по п.4, в которой поршневой узел приспособлен для возвратнопоступательного движения из второго осевого положения в первое осевое положение и затем в третье осевое положение, когда расход бурового раствора циклически изменяется от высокого расхода к низкому расходу и обратно к высокому расходу.
7. 7. Сборка инструмента по п.1, в которой первая и вторая канавки образованы в радиально обращенной внешней поверхности кулачкового поршня.
8. 8. Сборка инструмента по п.7, в которой кулачковый поршень содержит разнесенные по периферии чередующиеся кулачковые пазы и кулачковые выступы, образованные на одном осевом конце кулачкового поршня, и корпус инструмента содержит, по меньшей мере, первый ограничитель хода, приспособленный для зацепления по меньшей мере с одним из кулачковых выступов, когда поршневой узел находится во втором осевом положении, и по меньшей мере с одним из кулачковых пазов, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении.
9. 9. Сборка инструмента по п.8, в которой поршневой узел приспособлен для возвратнопоступательного движения от второго осевого положения в первое осевое положение и обратно во второе осевое положение, когда расход бурового раствора циклически изменяется от высокого расхода к низкому расходу и обратно к высокому расходу.
10. 10. Сборка инструмента по п.8, в которой поршневой узел приспособлен для возвратнопоступательного движения от второго осевого положения в первое осевое положение и затем в третье осевое положение, когда расход бурового раствора циклически изменяется от высокого расхода к низкому расходу и индексирующему расходу, обратно к низкому расходу и затем к высокому расходу.
11. 11. Сборка инструмента по п.1, в которой клапанный поршень содержит по меньшей мере одно отверстие поршневого узла и указанное по меньшей мере одно отверстие клапанного поршня и по меньшей мере одно отверстие втулки обеспечивают сообщение между сквозным каналом и кольцевой областью между корпусом инструмента и частью поршневого узла, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении.
12. 12. Сборка инструмента по п.11, в которой по меньшей мере одно отверстие клапанного поршня обеспечивает поток текучей среды вокруг сопла, установленного в поршневом узле, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении, посредством направления бурового раствора из сквозного канала через кольцевую область и обратно в сквозной канал.
13. 13. Сборка инструмента по п.12, в которой кулачковый поршень включает множество отверстий,

    - 11 028447 обеспечивающих сообщение между кольцевой областью и сквозным каналом.
14. 14. Сборка скважинного инструмента для использования в нефте- и газоразведке и нефте- и газоразработке, содержащая корпус скважинного инструмента, приспособленный для соединения с бурильной колонной, втулку, установленную в корпусе инструмента и включающую по меньшей мере одно отверстие, направляющие штифты, обращенные вверх и вниз по стволу скважины, установленные в соответствующих радиальных отверстиях, сформированных в корпусе инструмента, и раскрывающиеся радиально внутрь корпуса инструмента, поршневой узел, установленный в корпусе инструмента, имеющий сквозной канал и включающий, по меньшей мере, клапанный поршень и кулачковый поршень, причем кулачковый поршень включает первую и вторую кулачковые канавки, выполненные с возможностью приема направляющих штифтов, причем направляющие штифты выполнены с возможностью зацепления с указанными кулачковыми канавками и, таким образом, с возможностью поворота кулачкового поршня и клапанного поршня при осевом возвратно-поступательном перемещении поршневого узла во втулке в ответ на изменения в расходе бурового раствора в сквозном канале, причем поршневой узел выполнен с возможностью перемещения между первым осевым положением и вторым и третьим осевыми положениями, противоположными первому осевому положению, причем поршневой узел выполнен с возможностью установки в первое осевое положение при первом расходе бурового раствора, когда направляющий штифт находится в первой или второй кулачковых канавках, во второе осевое положение при втором расходе бурового раствора, который больше, чем первый расход бурового раствора, и когда направляющий штифт находится в первой кулачковой канавке, и в третье осевое положение при втором расходе бурового раствора и когда направляющий штифт находится во второй канавке, при этом поршневой узел дополнительно выполнен с возможностью приема направляющих штифтов из первой кулачковой канавки во вторую кулачковую канавку при третьем расходе бурового раствора, между первым и вторым расходами бурового раствора, и пружинный элемент, установленный в корпусе инструмента и предназначенный для смещения поршневого узла в направлении к первому осевому положению, причем указанный клапанный поршень, содержит, по меньшей мере, первое радиальное отверстие, образованное в нем, центрированное в осевом направлении по меньшей мере с одним отверстием втулки и сообщенное с ним по текучей среде, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении, таким образом, что сквозной канал находится в сообщении по текучей среде по меньшей мере с одним отверстием втулки, и радиальное отверстие не центрировано в осевом направлении с отверстием втулки так, что сквозной канал не находится в сообщении по текучей среде по меньшей мере с одним отверстием втулки, когда поршневой узел находится в каждом из первого осевого и второго осевого положений.
15. 15. Сборка инструмента по п.14, дополнительно содержащая множество режущих структур, установленных в корпусе инструмента и приспособленных для радиального выдвижения наружу из корпуса инструмента, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении, и для радиального втягивания вовнутрь, когда поршневой узел находится в первом или во втором осевом положении.
16. 16. Сборка инструмента по п.14, в которой первая и вторая кулачковые канавки образованы в радиально обращенной внешней поверхности кулачкового поршня.
17. 17. Сборка инструмента по п. 16, в которой кулачковый поршень содержит разнесенные по периферии чередующиеся кулачковые пазы и кулачковые выступы, образованные на одном осевом конце кулачкового поршня, и корпус инструмента содержит, по меньшей мере, первый ограничитель хода, приспособленный для вхождения в зацепление по меньшей мере с одним из кулачковых выступов, когда поршневой узел находится во втором осевом положении, и по меньшей мере с одним из кулачковых пазов, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении.
18. 18. Сборка инструмента по п.17, в которой кулачковая канавка содержит множество верхних и нижних осевых концевых частей, первая группа которых по периферии выровнена с соответствующим одним из кулачковых выступов, а вторая группа которых по периферии выровнена с соответствующим одним из кулачковых пазов.
19. 19. Сборка инструмента по п.18, в которой направляющий штифт способен зацепиться с верхней концевой частью первой группы, когда поршневой узел находится во втором осевом положении, и способен зацепиться с верхней концевой частью второй группы, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении.
20. 20. Сборка инструмента по п.17, в которой поршневой узел приспособлен для возвратнопоступательного движения от второго осевого положения в первое осевое положение и обратно во второе осевое положение, когда расход бурового раствора циклически изменяется от высокого расхода к низкому расходу и обратно к высокому расходу.
21. 21. Сборка инструмента по п.17, в которой поршневой узел приспособлен для возвратнопоступательного движения от второго осевого положения в первое осевое положение и затем в третье осевое положение, когда расход бурового раствора циклически изменяется от высокого расхода к низкому расходу и индексирующему расходу, обратно к низкому расходу и затем к высокому расходу.

    - 12 028447
22. 22. Сборка инструмента по п.14, в которой клапанный поршень содержит, по меньшей мере, второе радиальное отверстие, образованное в нем, отстоящее в осевом направлении от первого радиального отверстия и выровненное в осевом направлении с кольцевой областью между корпусом инструмента и частью поршневого узла, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении.
23. 23. Сборка инструмента по п.22, в которой второе радиальное отверстие обеспечивает поток текучей среды вокруг сопла, установленного в поршневом узле, когда поршневой узел находится в третьем осевом положении, тем самым направляя буровой раствор из сквозного канала в поршневом узле через кольцевую область и обратно в сквозной канал.
24. 24. Сборка инструмента по п.23, в которой кулачковый поршень содержит множество отверстий, обеспечивающих сообщение между кольцевой областью и сквозным каналом, причем указанные отверстия отстоят в осевом направлении от второго радиального отверстия.