EA045825B1 - DOWNHOLE PIPE INTERVENTION TOOLS - Google Patents
DOWNHOLE PIPE INTERVENTION TOOLS Download PDFInfo
- Publication number
- EA045825B1 EA045825B1 EA202292965 EA045825B1 EA 045825 B1 EA045825 B1 EA 045825B1 EA 202292965 EA202292965 EA 202292965 EA 045825 B1 EA045825 B1 EA 045825B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- segment
- tool
- downhole
- piston
- casing
- Prior art date
Links
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 23
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 22
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 claims description 20
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 5
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000010432 diamond Substances 0.000 claims description 4
- 229910052582 BN Inorganic materials 0.000 claims description 3
- PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N Boron nitride Chemical compound N#B PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000010431 corundum Substances 0.000 claims description 3
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 claims description 3
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 30
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 30
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 30
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 21
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 9
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000906 Bronze Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 2
- 239000010974 bronze Substances 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N copper tin Chemical compound [Cu].[Sn] KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 2
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 2
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 239000006061 abrasive grain Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
Description
ОписаниеDescription
Изобретение относится к скважинному инструменту трубного вмешательства для погружения в обсадную колонну в стволе скважины и для выборочного удаления материала из обсадной колонны, причем инструмент удлинен в продольном направлении.The invention relates to a downhole tubing intervention tool for driving into casing in a wellbore and for selectively removing material from the casing, wherein the tool is elongated in the longitudinal direction.
После бурения в скважину спускают обсадную колонну или внутреннюю обшивку, погружая собранную обсадную колонну и завершая скважину. Во время завершения обсадная колонна может застрять, и верхняя часть должна быть отделена от нижней части, чтобы вытащить верхнюю часть из скважины. Во время добычи или после остановки добычи в скважине необходима операция механической обработки для удаления непроходимости, ниппеля, скользящей муфты, задвижки, для разрезания для высвобождения пакера, вытягивания части обсадной колонны или для обеспечения канавки в скользящей муфте или стенке обсадной колонны. Общим для всех этих процессов является то, что инструмент для вмешательства погружается в скважину; однако известные режущие инструменты иногда терпят неудачу при исполнении операции, поскольку режущие пластины повреждаются до того, как робота сделана. Затем инструмент для вмешательства должен быть извлечен, а вставки для продолжения операции должны быть заменены, но, поскольку может быть очень трудно найти точное место предыдущего частичного разреза, операция может снова завершиться неудачей. Кажется, что особенно инструмент для вмешательства терпит неудачу в обсадных колоннах большого диаметра.After drilling, casing or liner is run into the well, sinking the assembled casing and completing the well. During completion, the casing may become stuck and the top section must be separated from the bottom section to pull the top section out of the well. During production or after production is stopped in a well, a machining operation is necessary to remove an obstruction, a nipple, a slip sleeve, a valve, to cut to release a packer, to pull out a portion of the casing, or to provide a groove in a slip sleeve or casing wall. What all these processes have in common is that the intervention tool is immersed in the borehole; however, known cutting tools sometimes fail in performing the operation because the cutting inserts are damaged before the robot is made. The intervention instrument must then be removed and the inserts replaced to continue the operation, but since it may be very difficult to find the exact location of the previous partial incision, the operation may again fail. It seems that the intervention tool especially fails in large diameter casing strings.
Задачей настоящего изобретения является полное или частичное преодоление вышеуказанных недостатков и изъянов уровня техники. Более конкретно, задача состоит в том, чтобы обеспечить улучшенный скважинный инструмент трубного вмешательства, способный извлекать или разрезать элемент внутри скважины за один проход, также в обсадных колоннах большого диаметра.The objective of the present invention is to completely or partially overcome the above-mentioned disadvantages and shortcomings of the prior art. More specifically, the object is to provide an improved downhole intervention tool capable of removing or cutting an element downhole in a single pass, also in large diameter casing strings.
Вышеуказанные задачи, вместе с многочисленными другими задачами, преимуществами и признаками, которые станут явными из приведенного ниже описания, выполняются решением в соответствии с настоящим изобретением с помощью скважинного инструмента трубного вмешательства для погружения в обсадную колонну в стволе скважины, и для выборочного удаления материала изнутри обсадной колонны, причем инструмент удлинен в продольном направлении, включающего в себя:The above objectives, together with numerous other objectives, advantages and features that will become apparent from the description below, are accomplished by the solution in accordance with the present invention by using a downhole intervention tool to plunge into the casing in the wellbore, and to selectively remove material from within the casing. columns, the tool being elongated in the longitudinal direction, including:
корпус инструмента, включающий в себя первую часть корпуса и вторую часть корпуса, блок вращения, такой как электродвигатель, расположенный во второй части корпуса, и вращающийся вал, вращаемый блоком вращения, для вращения по меньшей мере первого сегмента абразивного материала, соединенного с первой частью корпуса и образующего абразивную кромку, где первый сегмент выполнен с возможностью перемещения между убранным положением и выдвинутым положением относительно первой части корпуса инструмента.a tool body including a first body part and a second body part, a rotation unit such as an electric motor located in the second body part, and a rotary shaft rotated by the rotation unit for rotating at least a first segment of abrasive material connected to the first body part and forming an abrasive edge, wherein the first segment is movable between a retracted position and an extended position relative to the first portion of the tool body.
При наличии скважин большого диаметра и ограничении наружного диаметра инструмента ограничением выше по обсадной колонне, чем там, где должна выполняться операция, сегмент должен быть выдвинут дальше, чем в обсадных колоннах малого диаметра, и тогда будет высокий риск того, что во время операции механической обработки для удаления материала части сегмента будут сбиты вибрациями, но когда сегмент сделан из абразивного материала, новые зерна выходят вперед и операция удаления может продолжаться.If there are large diameter wells and the outside diameter of the tool is limited by a constraint higher up the casing than where the operation is to be performed, the segment must be extended further than in small diameter casings and there will then be a high risk that during the machining operation to remove material, parts of the segment will be knocked down by vibrations, but when the segment is made of abrasive material, new grains will come forward and the removal operation can continue.
В других ситуациях скважинный инструмент трубного вмешательства погружают в обсадную колонну, которая окружена втулкой или второй обсадной колонной, и скважинный инструмент трубного вмешательства должен выборочно удалять материал изнутри обсадной колонны для отделения обсадной колонны и втулки или второй обсадной колонны. Это невозможно, если отделение первой обсадной колонны разрушает сегмент, поскольку тогда сегмент не может отделить вторую обсадную колонну или втулку. Однако, когда сегмент состоит из абразивного материала, который при износе всего лишь уменьшается в размере, и в сегменте обнажаются новые частицы, операция отделения может легко продолжаться с успехом, поскольку сегмент всего лишь выдвинут немного дальше для компенсации уменьшенного размера сегмента.In other situations, the intervention tool is driven into a casing that is surrounded by a sleeve or second casing, and the intervention tool must selectively remove material from within the casing to separate the casing from the sleeve or second casing. This is not possible if separation of the first casing destroys the segment, since then the segment cannot separate the second casing or sleeve. However, when the segment consists of an abrasive material that merely decreases in size as it wears and new particles are exposed in the segment, the separation operation can easily continue successfully because the segment is merely extended a little further to compensate for the reduced segment size.
Таким образом, сегмент может быть абразивным сегментом.Thus, the segment may be an abrasive segment.
Кроме того, сегмент может быть измельчающим сегментом.In addition, the segment may be a grinding segment.
Также, сегмент может быть измельчающим камнем.Also, the segment can be a grinding stone.
Дополнительно, первый сегмент абразивного материала может представлять собой материал, не образующий осколков.Additionally, the first segment of abrasive material may be a non-splintering material.
Кроме того, первый сегмент может быть выполнен из материала, не образующего осколков.In addition, the first segment may be made of a non-splintering material.
Первый сегмент может быть выполнен с возможностью перемещения ц помощью гидравлического привода между убранным положением и выдвинутым положением относительно первой части корпуса инструмента.The first segment may be hydraulically movable between a retracted position and an extended position relative to the first tool body portion.
Благодаря наличию узла активации части с гидравлическим приводом сегмент может непрерывно выдвигаться наружу по мере износа сегмента, так что сегмент уменьшенного размера все еще может контактировать с обсадной колонной, тем самым продолжая операцию удаления.By having a hydraulically driven part activation assembly, the segment can be continuously pulled outward as the segment wears, so that the reduced size segment can still contact the casing, thereby continuing the removal operation.
В дополнение, инструмент может, кроме того, включать в себя зубчатый участок, расположенный между блоком вращения и первой частью корпуса.In addition, the tool may further include a toothed portion located between the rotation unit and the first body portion.
Более того, по меньшей мере первый сегмент абразивного материала может содержать зерна алмазаMoreover, at least the first segment of the abrasive material may contain diamond grains
- 1 045825 или кубического нитрида бора, оксида алюминия (корунда), карбида кремния, карбида вольфрама или керамики.- 1 045825 or cubic boron nitride, aluminum oxide (corundum), silicon carbide, tungsten carbide or ceramics.
Кроме того, скважинный инструмент трубного вмешательства может включать в себя второй сегмент, расположенный на расстоянии от первого сегмента по окружности инструмента.In addition, the downhole tubing intervention tool may include a second segment spaced from the first segment around the circumference of the tool.
Также, по меньшей мере первый сегмент абразивного материала может содержать связующее вещество, такое как железо, кобальт, никель, бронза, латунь, карбид вольфрама, керамика, смола, эпоксидная смола или сложный полиэфир.Also, at least the first segment of abrasive material may contain a binder such as iron, cobalt, nickel, bronze, brass, tungsten carbide, ceramic, resin, epoxy resin or polyester.
Кроме того, первый сегмент может иметь базовую часть и выступающую часть, выступающую из базовой части, образуя радиальный конец.In addition, the first segment may have a base portion and a projection portion projecting from the base portion to form a radial end.
Во время операции радиальный наконечник контактирует с обсадной колонной для выборочного удаления материала из обсадной колонны, например, для отделения обсадной колонны, и когда сегмент абразивного материала изнашивается во время операции удаления, выступающая часть сегмента всего лишь уменьшается в размере и обнажаются новые частицы в сегменте, таким образом, операция разделения может легко продолжаться с успехом, поскольку оставшаяся часть выступающей части сегмента всего лишь выдвигается еще немного для компенсации уменьшенного размера сегмента. При отделении втулки или второй обсадной колонны, окружающей первую обсадную колонну, базовая часть также становится абразивной, дальше удаляя материал из первой обсадной колонны таким образом, что выступающая часть после отделения первой обсадной колонны может выдвигаться дальше, чтобы отделить также и вторую обсадную колонну.During the operation, the radial tip is contacted with the casing to selectively remove material from the casing, such as to separate the casing, and when the segment of abrasive material wears during the removal operation, the protruding part of the segment merely decreases in size and exposes new particles in the segment, thus, the dividing operation can easily continue with success since the remaining portion of the segment protrusion is merely pulled out a little more to compensate for the reduced segment size. By separating the sleeve or second casing surrounding the first casing, the base portion also becomes abrasive, further removing material from the first casing such that the protruding portion, after separating the first casing, can extend further to separate the second casing as well.
Дополнительно, первый сегмент может сужаться от базовой части в наконечник, образуя радиальный конец.Additionally, the first segment may taper from the base portion into the tip to form a radial end.
Более того, первый сегмент может сужаться от базовой части в наконечник, образуя радиальный конец выступающей части.Moreover, the first segment may taper from the base portion into the tip to form a radial end of the protruding portion.
Таким образом, базовая часть, радиальный конец и выступающая часть могут быть выполнены из абразивного материала.Thus, the base portion, the radial end and the projecting portion may be made of an abrasive material.
Кроме того, радиальный конец может образовывать абразивную кромку.In addition, the radial end may form an abrasive edge.
Дополнительно, первый сегмент может иметь длину сегмента вдоль продольной оси в убранном положении и высоту сегмента, перпендикулярную продольной оси, причем радиальный конец имеет длину конца вдоль продольной оси, составляющую менее 75% длины сегмента, предпочтительно менее 60% длины сегмента и более предпочтительно менее 50% длины сегмента.Additionally, the first segment may have a segment length along the longitudinal axis in a retracted position and a segment height perpendicular to the longitudinal axis, wherein the radial end has an end length along the longitudinal axis that is less than 75% of the segment length, preferably less than 60% of the segment length, and more preferably less than 50 % segment length.
Кроме того, сегмент может иметь первую высоту сегмента в базовой части и вторую высоту сегмента в радиальном конце, причем высота второго сегмента выше, чем высота первого сегмента; предпочтительно, высота второго сегмента по меньшей мере в два раза выше, чем высота первого сегмента, и более предпочтительно, высота второго сегмента по меньшей мере в три раза выше, чем высота первого сегмента.In addition, the segment may have a first segment height at the base portion and a second segment height at the radial end, the second segment height being higher than the first segment height; preferably, the height of the second segment is at least twice as high as the height of the first segment, and more preferably, the height of the second segment is at least three times as high as the height of the first segment.
Кроме того, первый сегмент может иметь ширину сегмента, проходящую по окружности инструмента.In addition, the first segment may have a segment width extending around the circumference of the tool.
Кроме того, ширина сегмента может быть постоянной вдоль длины сегмента.In addition, the width of the segment may be constant along the length of the segment.
Кроме того, ширина сегмента может быть постоянной вдоль высоты сегмента.Additionally, the segment width may be constant along the segment height.
В дополнение, ширина сегмента может быть меньше на наконечнике, чем на базовой части.In addition, the segment width may be smaller at the tip than at the base portion.
Кроме того, радиальный наконечник может иметь переднюю поверхность, обращенную в сторону от второго корпуса инструмента, и заднюю поверхность, обращенную ко второму корпусу инструмента, и передняя поверхность может наклоняться от наконечника внутрь так, что наконечник радиального конца является самой внешней частью сегмента.In addition, the radial end may have a front surface facing away from the second tool body and a rear surface facing the second tool body, and the front surface may slope inward from the tip such that the tip of the radial end is the outermost portion of the segment.
Сегмент может иметь базовую поверхность, обращенную к первому корпусу инструмента и обращенную в сторону от наконечника, и сегмент может иметь угол между базовой поверхностью и передней поверхностью более 90°. Таким образом, радиальный наконечник является более остроконечным, чем если бы передняя поверхность не наклонялась внутрь или назад к задней поверхности.The segment may have a base surface facing the first tool body and facing away from the tip, and the segment may have an angle between the base surface and the rake surface of greater than 90°. Thus, the radial tip is more pointed than if the front surface did not slope inward or backward toward the rear surface.
Также, инструмент может дополнительно включать в себя выступающую часть, выполненную с возможностью перемещения между убранным положением и выдвинутым положением относительно первой части корпуса инструмента, причем выступающая часть имеет первый конец и второй конец, второй конец подвижно соединен с первой частью корпуса, а первый конец соединен с первым сегментом, и инструмент может дополнительно включать в себя узел активации части для перемещения выступающей части между убранным положением и выдвинутым положением.Also, the tool may further include a protruding portion movable between a retracted position and an extended position relative to the first tool body portion, the protruding portion having a first end and a second end, the second end being movably coupled to the first body portion, and the first end being connected with the first segment, and the tool may further include a part activation assembly for moving the protruding part between a retracted position and an extended position.
Более того, выступающая часть может иметь несколько сегментов, соединенных с первым концом.Moreover, the projecting portion may have multiple segments connected to the first end.
Дополнительно, выступающая часть может иметь удлинение, длина сегмента первого сегмента тянется вдоль удлинения, а высота сегмента тянется перпендикулярно к удлинению в радиальном направлении инструмента.Additionally, the projecting portion may have an extension, a segment length of the first segment extends along the extension, and a segment height extends perpendicular to the extension in a radial direction of the tool.
Кроме того, выступающая часть может поворачиваться между убранным положением и выдвинутым положением.In addition, the protruding portion can be rotated between a retracted position and an extended position.
Также, узел активации части может включать в себя:Also, the part activation node may include:
корпус поршня, расположенный в первой части корпуса и включающий в себя поршневую камеру,a piston housing located in the first housing portion and including a piston chamber,
- 2 045825 и поршневой элемент, расположенный внутри поршневой камеры, для перемещения части между убранным положением и выдвинутым положением, причем поршневой элемент выполнен с возможностью перемещения в продольном направлении скважинного инструмента и имеет первую поверхность поршня, причем поршневой элемент выполнен с возможностью приложения выдвигающего усилия к части путем приложения гидравлического давления на первую поверхность поршня и перемещения поршня в первом направлении.- 2 045825 and a piston element located within the piston chamber for moving the part between a retracted position and an extended position, wherein the piston element is configured to move in the longitudinal direction of the downhole tool and has a first piston surface, wherein the piston element is configured to apply a pushing force to part by applying hydraulic pressure to a first surface of the piston and moving the piston in a first direction.
Благодаря наличию узла активации части с гидравлическим приводом сегмент может непрерывно выдвигаться наружу по мере износа сегмента, так что сегмент уменьшенного размера все еще может контактировать с обсадной колонной с достаточным усилием на долото (WOB), тем самым продолжая операцию удаления.By having a hydraulically driven part activation assembly, the segment can be continuously pulled outward as the segment wears, so that the reduced size segment can still contact the casing with sufficient force on bit (WOB), thereby continuing the removal operation.
Кроме того, узел активации части может включать в себя:In addition, the part activation assembly may include:
корпус поршня, расположенный в первой части корпуса и включающий в себя поршневую камеру, и поршневой элемент, расположенный внутри поршневой камеры, для перемещения выступающей части между убранным положением и выдвинутым положением, причем поршневой элемент выполнен с возможностью перемещения в направлении перпендикулярном продольному направлению скважинного инструмента, и имеет первую поверхность поршня, причем поршневой элемент выполнен с возможностью приложения выдвигающего усилия к части путем приложения гидравлического давления на первую поверхность поршня и перемещения поршня в первом направлении.a piston body located in the first body portion and including a piston chamber, and a piston element located within the piston chamber for moving the protruding portion between a retracted position and an extended position, the piston element being movable in a direction perpendicular to the longitudinal direction of the downhole tool, and has a first piston surface, the piston element being configured to apply a thrust force to the portion by applying hydraulic pressure to the first piston surface and moving the piston in a first direction.
Кроме того, скважинный инструмент трубного вмешательства может представлять собой скважинный инструмент для трубного отделения, отделяющий верхнюю часть обсадной колонны от нижней части обсадной колонны путем абразивной механической обработки обсадной колонны изнутри.In addition, the downhole tubing intervention tool may be a downhole tubing separation tool that separates the top of the casing from the bottom of the casing by abrasively machining the casing from the inside.
Более того, скважинный инструмент трубного вмешательства может дополнительно включать в себя анкерную секцию, включающую в себя по меньшей мере один анкер, способный выдвигаться из корпуса инструмента для крепления инструмента в обсадной колонне.Moreover, the downhole intervention tool may further include an anchor section including at least one anchor capable of extending from the tool body to secure the tool to the casing.
В дополнение, скважинный инструмент трубного вмешательства может дополнительно включать в себя приводной блок, включающий в себя колеса на колесных рычагах, для перемещения инструмента вперед в скважине.In addition, the downhole intervention tool may further include a drive unit including wheels on the wheel arms for moving the tool forward in the well.
Кроме того, скважинный инструмент трубного вмешательства может также включать в себя возвратно-поступательный блок, такой как возвратно-поступательный инструмент, обеспечивающий перемещение первого сегмента в выдвинутом положении вдоль продольного направления скважинной трубчатой металлической конструкции. Таким образом, когда скважинный инструмент трубного вмешательства погружен в скважинную трубчатую металлическую конструкцию, а анкерная секция скважинного инструмента гидравлически активирована для закрепления невращающейся части скважинного инструмента трубного вмешательства относительно скважинной трубчатой металлической конструкции, первый сегмент удаляет, например, путем фрезерования или измельчения, материал из скважинной трубчатой металлической конструкции по окружности и вдоль продольной протяженности скважинной трубчатой металлической конструкции. Таким образом, участок скважинной трубчатой металлоконструкции удаляют из скважинной трубчатой металлоконструкции путем измельчения скважинной трубчатой металлоконструкции на мелкие частицы, создавая или воссоздавая кольцевую изоляцию.In addition, the downhole tubular intervention tool may also include a reciprocating block, such as a reciprocating tool, that allows the first segment to move in an extended position along the longitudinal direction of the downhole tubular metal structure. Thus, when the downhole intervention tool is immersed in the downhole tubular metal structure and the anchor section of the downhole tool is hydraulically activated to secure the non-rotating portion of the downhole intervention tool relative to the downhole tubular metal structure, the first segment removes, for example by milling or grinding, material from the downhole tubular metal structure. tubular metal structure around the circumference and along the longitudinal extent of the well tubular metal structure. Thus, a portion of the downhole tubular metal structure is removed from the well tubular metal structure by crushing the downhole tubular metal structure into small particles, creating or recreating an annular seal.
Участок, удаленный из скважинной трубчатой металлической конструкции, может иметь длину вдоль продольной протяженности скважинной трубчатой металлической конструкции более 0,5 метра, предпочтительно более 1 метра и еще более предпочтительно более 5 метров.The portion removed from the downhole tubular metal structure may have a length along the longitudinal extent of the downhole tubular metal structure greater than 0.5 meters, preferably greater than 1 meter, and even more preferably greater than 5 meters.
Изобретение также относится к скважинной системе, включающей в себя скважинную трубчатую металлическую конструкцию и вышеупомянутый скважинный инструмент трубного вмешательства для размещения в скважинной системе.The invention also relates to a downhole system including a downhole tubular metal structure and the aforementioned downhole tubing intervention tool for placement in the downhole system.
Изобретение и его многочисленные преимущества будут описаны более подробно ниже со ссылкой на прилагаемые схематические чертежи, на которых в целях иллюстрации показаны некоторые не ограничивающие варианты осуществления изобретения, и на которых:The invention and its many advantages will be described in more detail below with reference to the accompanying schematic drawings, in which, for purposes of illustration, certain non-limiting embodiments of the invention are shown, and in which:
на фиг. 1 показан частичный вид в поперечном сечении скважинного инструмента трубного вмешательства в стволе скважины для отделения верхней части обсадной колонны от нижней части обсадной колонны путем абразивной обработки колонны обсадных труб изнутри, на фиг. 2 показана выступающая часть, имеющая множество сегментов, на фиг. 3 показан вид сбоку сегмента скважинного инструмента трубного вмешательства, на фиг. 4 показан вид сбоку другого сегмента скважинного инструмента трубного вмешательства, на фиг. 5 показан вид сбоку еще одного сегмента скважинного инструмента трубного вмешательства, на фиг. 6 показан перспективный вид одного из сегментов выступающей части из фиг. 2, на фиг. 7 показан вид сбоку еще одного сегмента скважинного инструмента трубного вмешательства, на фиг. 8 показана часть еще одного скважинного инструмента трубного вмешательства, на фиг. 9 показан вид в поперечном сечении узла активации части,in fig. 1 is a partial cross-sectional view of a downhole tubing intervention tool in a wellbore for separating the top of the casing from the bottom of the casing by abrading the casing from the inside; FIG. 2 shows a protruding part having a plurality of segments, FIG. 3 shows a side view of a segment of a downhole intervention tool; FIG. 4 is a side view of another segment of the downhole intervention tool; FIG. 5 shows a side view of another segment of the downhole intervention tool; FIG. 6 is a perspective view of one of the projection segments of FIG. 2, in fig. 7 shows a side view of another segment of the downhole intervention tool; FIG. 8 shows part of another downhole pipe intervention tool, FIG. 9 shows a cross-sectional view of the activation unit of the part,
- 3 045825 на фиг. 10 показан вид в поперечном сечении другого узла активации части, и на фиг. 11 показан вид в поперечном сечении анкерной секции инструмента.- 3 045825 in Fig. 10 is a cross-sectional view of another part activation assembly, and FIG. 11 is a cross-sectional view of the anchor section of the tool.
Все фигуры очень схематичны и не обязательно выполнены в масштабе, при этом на них показаны только те детали, которые необходимы для раскрытия сущности изобретения, тогда как другие детали опущены или всего лишь подразумеваются.All figures are very schematic and not necessarily drawn to scale, showing only those details necessary to disclose the essence of the invention, while other details are omitted or merely implied.
На фиг. 1 показан скважинный инструмент трубного вмешательства 1 для погружения в обсадную колонну 2 в стволе скважины 3 и для выборочного удаления материала изнутри обсадной колонны, например, для отделения верхней части 4 обсадной колонны от нижней части 5 обсадной колонны путем абразивной обработки обсадной колонны изнутри. Инструмент удлинен в продольном направлении L и включает в себя корпус инструмента 6, имеющий первую часть корпуса 7 и вторую часть корпуса 8. Вторая часть корпуса расположена ближе к верхней части скважины, когда инструмент погружен в скважину. Инструмент дополнительно включает в себя вращательный блок 20, такой как электродвигатель, расположенный во второй части корпуса 8, и вращающийся вал 12, вращаемый вращательным блоком, для вращения по меньшей мере первого сегмента 25 абразивного материала, соединенного с первой частью корпуса 7 и образующего абразивную кромку 10. Первый сегмент выполнен с возможностью перемещения между убранным положением и выдвинутым положением относительно первой части корпуса инструмента 6 таким образом, что сегмент перемещается в радиальном направлении R и контактирует с внутренней поверхностью обсадной колонны. Как видно, инструмент включает в себя множество сегментов.In fig. 1 shows a downhole intervention tool 1 for driving into the casing 2 in the wellbore 3 and for selectively removing material from inside the casing, for example, separating the top casing 4 from the bottom casing 5 by abrading the casing from the inside. The tool is elongated in the longitudinal direction L and includes a tool body 6 having a first body part 7 and a second body part 8. The second body part is located closer to the top of the well when the tool is immersed in the well. The tool further includes a rotary unit 20, such as an electric motor, located in the second body portion 8, and a rotary shaft 12 rotated by the rotary unit for rotating at least a first abrasive material segment 25 coupled to the first body portion 7 and forming an abrasive edge. 10. The first segment is movable between a retracted position and an extended position relative to the first portion of the tool body 6 such that the segment moves in a radial direction R and contacts the inner surface of the casing. As you can see, the tool includes many segments.
Первый сегмент выполнен с возможностью перемещения между убранным положением и выдвинутым положением с помощью гидравлики/гидравлической мощности. Благодаря наличию узла активации части с гидравлическим приводом сегмент может непрерывно выдвигаться наружу по мере износа сегмента, так что сегмент уменьшенного размера все еще может контактировать с обсадной колонной с достаточным усилием на долото (WOB), тем самым продолжая операцию удаления.The first segment is movable between a retracted position and an extended position using hydraulics/hydraulic power. By having a hydraulically driven part activation assembly, the segment can be continuously pulled outward as the segment wears, so that the reduced size segment can still contact the casing with sufficient force on bit (WOB), thereby continuing the removal operation.
Скважинный инструмент трубного вмешательства 1 дополнительно включает в себя зубчатую секцию 23, расположенную между вращательным узлом 20 и первой частью корпуса 7 для изменения вращения вращающегося вала таким образом, что первая часть корпуса вращается с меньшей или большей скоростью. Скважинный инструмент трубного вмешательства 1 представляет собой кабельный инструмент, то есть инструмент получает питание через кабель 24. Электрический блок управления 69 расположен между соединением с тросом и двигателем инструмента. Электродвигатель как приводит в действие насос, так и вращает первую часть корпуса 7 и сегмент. Несмотря на то, что это не показано, скважинный инструмент трубного вмешательства 1 может иметь другой двигатель, кроме блока вращения 20, так что один двигатель приводит в движение насос 21, а другой вращает первую часть корпуса 7 и сегмент. Скважинный инструмент трубного вмешательства 1 может дополнительно включать в себя приводной блок 59, такой как скважинный трактор, включающий в себя колеса 60 на колесных рычагах 61, для перемещения инструмента вперед в скважине в других частях скважины, а не в вертикальной части. Скважинный инструмент трубного вмешательства 1 погружают в скважину или обсадную колонну только с помощью троса, например, с помощью другого типа линии питания, такой как оптическое волокно, а не с помощью труб, таких как наматываемые трубы, бурильные трубы или аналогичные трубопроводы.The downhole intervention tool 1 further includes a toothed section 23 disposed between the rotary assembly 20 and the first housing portion 7 to change the rotation of the rotating shaft such that the first housing portion rotates at a lower or higher speed. The downhole tubing intervention tool 1 is a wireline tool, that is, the tool is powered through a cable 24. An electrical control unit 69 is located between the wireline connection and the tool motor. The electric motor both drives the pump and rotates the first part of the housing 7 and the segment. Although not shown, the downhole intervention tool 1 may have a motor other than the rotation unit 20 such that one motor drives the pump 21 and the other rotates the first housing portion 7 and segment. The downhole intervention tool 1 may further include a drive unit 59, such as a downhole tractor, including wheels 60 on wheel arms 61 for moving the tool forward in the well in other parts of the well rather than in a vertical portion. The downhole tubing intervention tool 1 is driven into the well or casing only by wireline, for example by another type of feed line such as optical fiber, rather than by pipes such as coiled tubing, drill pipe or similar conduits.
Как показано на фиг. 1, сегмент 25 упирается во внутреннюю поверхность 63 обсадной колонны 2 для того, чтобы выборочно удалять материал изнутри обсадной колонны и отделять обсадную колонну путем механической обработки в обсадной колонне путем абразивной резки, т.е. измельчения, путем прижимания сегмента 25 к внутренней поверхности при вращении сегмента и, таким образом, обеспечения круговой резки удаляемого материала посредством операции, не связанной с производством стружки. Таким образом, удаленный материал обсадной трубы преобразуется только в мелкие частицы, а не в длинную стружку, как в случае с известными режущими инструментами. Очень трудно доставить такие длинные стружки, оставленные в скважине, к поверхности, но эти стружки могут быть достаточно большими для взаимодействия с инструментами вмешательства или продуктами завершения, позже.As shown in FIG. 1, segment 25 abuts the inner surface 63 of casing 2 to selectively remove material from within the casing and to separate the casing by machining the casing by abrasive cutting, i.e. grinding, by pressing the segment 25 against the inner surface while rotating the segment and thus providing a circular cutting of the material being removed by an operation not associated with the production of chips. In this way, the removed casing material is converted only into small particles and not into long chips, as is the case with known cutting tools. It is very difficult to bring such long chips left in the hole to the surface, but these chips may be large enough to interact with intervention tools or completion products later.
При использовании сегмента абразивного материала вместо известных металлических режущих вставок непреднамеренные вибрации не препятствуют окончанию операции механической обработки. При возникновении непреднамеренных вибраций, известные металлические режущие пластины повреждаются, когда режущая кромка ударяется об обсадную колонну, мелкие фрагменты сбиваются, и металлические режущие пластины больше не имеют режущей кромки, способной резать, так что инструмент нужно извлекать из скважины. При наличии сегмента абразивного материала небольшие выбитые фрагменты будут просто обнажать новые абразивные зерна в абразивном материале, и процесс измельчения может продолжаться. Таким образом, сегмент фрезерует или измельчает элемент, подлежащий удалению из скважины, например, часть стенки обсадной колонны, ниппель, скользящий рукав, непроходимость, задвижку и т. д.By using a segment of abrasive material instead of conventional metal cutting inserts, unintended vibrations do not prevent the completion of the machining operation. When unintentional vibrations occur, known metal cutting inserts are damaged when the cutting edge hits the casing, small fragments are knocked off, and the metal cutting inserts no longer have a cutting edge capable of cutting, so the tool must be removed from the hole. If there is a segment of abrasive material present, the small knocked-out fragments will simply expose new abrasive grains in the abrasive material and the grinding process can continue. Thus, the segment mills or grinds the element to be removed from the well, such as part of the casing wall, nipple, slip sleeve, obstruction, valve, etc.
В других ситуациях скважинный инструмент трубного вмешательства погружают в обсадную колонну, которая окружена втулкой или второй обсадной колонной, и скважинный инструмент трубного вмешательства должен выборочно удалять материал изнутри обсадной колонны для отделения обсадной колонны и втулки или второй обсадной колонны. Это невозможно, если отделение первой обсадной коIn other situations, the intervention tool is driven into a casing that is surrounded by a sleeve or second casing, and the intervention tool must selectively remove material from within the casing to separate the casing from the sleeve or second casing. This is not possible if the separation of the first casing
- 4 045825 лонны разрушает сегмент, поскольку тогда сегмент не может отделить вторую обсадную колонну или втулку. Однако, когда сегмент состоит из абразивного материала, который при износе всего лишь уменьшается в размере, и в сегменте обнажаются новые частицы, операция отделения может легко продолжаться с успехом, поскольку сегмент всего лишь выдвинут немного дальше для компенсации уменьшенного размера сегмента.- 4 045825 string destroys the segment because the segment is then unable to separate the second casing or sleeve. However, when the segment consists of an abrasive material that merely decreases in size as it wears and new particles are exposed in the segment, the separation operation can easily continue successfully because the segment is merely extended a little further to compensate for the reduced segment size.
Сегмент может быть абразивным сегментом или измельчающим сегментом, таким как измельчающий камень. Дополнительно, первый сегмент абразивного материала может представлять собой материал, не образующий стружку. Таким образом, первый сегмент выполнен из материала, не образующего стружку.The segment may be an abrasive segment or a grinding segment such as a grinding stone. Additionally, the first segment of abrasive material may be a non-chip-forming material. Thus, the first segment is made of a material that does not form chips.
Сегмент 25 абразивного материала содержит зерна алмаза или кубического нитрида бора, оксида алюминия (корунда), карбида кремния, карбида вольфрама, керамического или аналогичного материала. Первый сегмент абразивного материала содержит связующее вещество, такое как железо, кобальт, никель, бронза, латунь, карбид вольфрама, керамика, смола, эпоксидная смола или сложный полиэфир.The abrasive material segment 25 contains grains of diamond or cubic boron nitride, aluminum oxide (corundum), silicon carbide, tungsten carbide, ceramic or the like. The first segment of abrasive material contains a binder such as iron, cobalt, nickel, bronze, brass, tungsten carbide, ceramic, resin, epoxy resin or polyester.
Как показано на фигурах 3 и 6, сегмент сужается от базовой части 25А в наконечник 10А, образуя радиальный конец 25В. Первый сегмент 25 имеет длину сегмента LS вдоль продольной оси в убранном положении, а сегмент имеет высоту сегмента Н, H1, H2, перпендикулярную продольной оси. Радиальный конец имеет длину наконечника LT вдоль продольной оси, составляющую менее 75% длины сегмента. Высота сегмента в базовой части представляет собой первую высоту сегмента H1, a высота сегмента в радиальном наконечнике представляет собой вторую высоту сегмента Н2. Вторая высота сегмента Н2 приблизительно в три раза превышает первую высоту сегмента H1 на фиг. 3. В другом варианте реализации вторая высота сегмента Н2 выше, чем первая высота сегмента H1, и предпочтительно по меньшей мере в два раза выше, чем первая высота сегмента H1. Радиальный конец 25В с фиг. 3 имеет переднюю поверхность 76, обращенную в сторону от инструмента, и заднюю поверхность 78, обращенную к основной части инструмента. Передняя поверхность наклонена от наконечника 10А внутрь или назад к задней поверхности. Сегмент имеет угол v между базовой поверхностью 77 и передней поверхностью более 90°, так что радиальный наконечник 25В является более острым, чем если бы передняя поверхность не наклонялась назад. На фиг. 4 передняя поверхность радиального наконечника наклоняется в сторону от базовой части, образуя менее остроконечный радиальный наконечник, поскольку угол v составляет более 90°. Благодаря наличию остроконечного радиального наконечника, как показано на фиг. 3, сегмент и, следовательно, инструмент с меньшей вероятностью застрянут во время резки, измельчения или фрезерования в обсадной колонне 2, отделяя верхнюю часть 4 от нижней части 5 (показано на фиг. 1). Если радиальный конец 25В имеет большой наконечник, одновременно входящий в зацепление с обсадной колонной, он требует большего количества энергии, чем то, что иногда может быть обеспечено для инструмента в нескольких километрах вниз по скважине. Кроме того, при отделении верхней части обсадной колонны от нижней части инструмент может нести верхнюю часть, когда сегмент прорезал сквозь стенку обсадной колонны, и, таким образом, сегмент может застревать.As shown in Figures 3 and 6, the segment tapers from base portion 25A into tip 10A to form radial end 25B. The first segment 25 has a segment length LS along the longitudinal axis in the retracted position, and the segment has a segment height H, H1, H2 perpendicular to the longitudinal axis. The radial end has a tip length LT along the longitudinal axis that is less than 75% of the segment length. The height of the segment in the base portion represents the first height of the segment H1, and the height of the segment in the radial tip represents the second height of the segment H2. The second height of segment H2 is approximately three times the first height of segment H1 in FIG. 3. In another embodiment, the second height of segment H2 is higher than the first height of segment H1, and preferably at least twice as high as the first height of segment H1. The 25V radial end from FIG. 3 has a front surface 76 facing away from the tool and a rear surface 78 facing the body of the tool. The front surface slopes from the tip 10A inward or backward toward the rear surface. The segment has an angle v between the base surface 77 and the front surface of more than 90°, so that the radial tip 25B is sharper than if the front surface did not slope back. In fig. 4, the front surface of the radial tip slopes away from the base portion to form a less pointed radial tip as the angle v is greater than 90°. Due to the presence of a pointed radial tip, as shown in FIG. 3, the segment and therefore the tool are less likely to get stuck during cutting, grinding or milling in the casing 2, separating the upper part 4 from the lower part 5 (shown in Fig. 1). If the 25B radial end has a large tip that simultaneously engages the casing, it requires more power than what can sometimes be provided by a tool several kilometers downhole. In addition, when separating the top of the casing from the bottom, the tool may carry the top as the segment cuts through the casing wall, and thus the segment may become stuck.
Как показано на всех фигурах 1-9 и особенно на фиг. 3, первый сегмент имеет базовую часть 25А и выступающую часть 25В, выступающую из базовой части, образуя радиальный конец 25В. Таким образом, первый сегмент сужается от базовой части в наконечник, образуя радиальный конец выступающей части. Во время операции радиальный конец контактирует с внутренней поверхностью обсадной колонны для выборочного удаления материала из обсадной колонны, например, для отделения/прорезания через обсадную колонну, и когда сегмент абразивного материала изнашивается во время операции удаления, выступающая часть сегмента просто уменьшается в размере, и открываются новые частицы/алмазы в сегменте, и операция разделения/удаления может легко продолжаться с успехом, поскольку оставшаяся часть выступающей части сегмента всего лишь выдвигается еще немного для компенсации уменьшенного размера сегмента. При отделении втулки или второй обсадной колонны, окружающей первую обсадную колонну, базовая часть также становится абразивной, удаляя больше материала из первой обсадной колонны таким образом, что выступающая часть после отделения первой обсадной колонны может выдвинуться дальше, чтобы отделить также и вторую обсадную колонну. Таким образом, базовая часть, радиальный конец и выступающая часть выполнены из абразивного материала.As shown in all figures 1-9 and especially in FIGS. 3, the first segment has a base portion 25A and a projection portion 25B protruding from the base portion to form a radial end 25B. Thus, the first segment tapers from the base portion into the tip, forming the radial end of the projecting portion. During operation, the radial end is contacted with the inner surface of the casing to selectively remove material from the casing, for example, to peel/cut through the casing, and when the segment of abrasive material wears during the removal operation, the protruding portion of the segment is simply reduced in size and opened new particles/diamonds in the segment and the separation/removal operation can easily continue with success since the remaining portion of the segment protrusion is just pulled out a little more to compensate for the reduced segment size. By separating the sleeve or second casing surrounding the first casing, the base portion also becomes abrasive, removing more material from the first casing such that the protruding portion, after separating the first casing, can extend further to separate the second casing as well. Thus, the base portion, the radial end and the projecting portion are made of an abrasive material.
Как можно видеть на фиг. 6, наконечник 10А радиального конца 25В образует абразивную кромку 10. То же самое на фиг. 4, где наконечник выглядит как квадратная поверхность, а не как линия или кромка, но как только выступающая часть выдвигается из корпуса инструмента 6, сегмент наклоняется, и затем наконечник образует абразивную кромку 10. Абразивная кромка врезается в элемент в скважине изнутри обсадной колонны 2, и по мере износа кромки абразивная кромка становится больше, а наконечник также врабатывается в смежные части разреза, чтобы удалить больше материала из обсадной колонны 2.As can be seen in FIG. 6, the tip 10A of the radial end 25B forms the abrasive edge 10. The same in FIG. 4, where the tip appears as a square surface rather than a line or edge, but as soon as the protruding part is advanced from the tool body 6, the segment tilts and the tip then forms an abrasive edge 10. The abrasive edge cuts into the feature in the wellbore from inside the casing 2, and as the edge wears, the abrasive edge becomes larger and the tip is also driven into adjacent parts of the cut to remove more material from the casing 2.
Сегмент 25 может также представлять собой радиальный конец 25В, сужающийся от базовой части 25А, расположенной между базовой поверхностью 77 и радиальным концом 25В, как показано на фиг. 5. Таким образом, базовая часть имеет приблизительно такую же длину, как базовая часть и длина сегмента. Сегмент имеет ширину сегмента W, как показано на фигурах 2, 6 и 7, и на фиг. 7 радиальный конецThe segment 25 may also be a radial end 25B tapering from a base portion 25A located between the base surface 77 and the radial end 25B, as shown in FIG. 5. Thus, the base part has approximately the same length as the base part and the length of the segment. The segment has a segment width W, as shown in Figures 2, 6 and 7, and in FIG. 7 radial end
- 5 045825 также сужается в направлении по кругу инструмента в наконечник 10А, меньший, чем тот, который на фиг. 6. Таким образом, поверхность, находящаяся в зацеплении со стенкой обсадной колонны или другим элементом в обрабатываемой скважине, меньше и, таким образом, требует меньше энергии для вращения сегмента(ов) и первой части корпуса 7, чем если бы наконечник 10А был больше. При нахождении в нескольких километрах вниз по скважине для питания инструмента может быть доступно не более 600 Вт, и, таким образом, такое сужение может быть разницей, определяющей, способен ли инструмент работать или нет.- 5 045825 also tapers in the circumferential direction of the tool into a tip 10A smaller than the one in FIG. 6. Thus, the surface in engagement with the casing wall or other element in the well being treated is smaller and thus requires less energy to rotate the segment(s) and the first body portion 7 than if the tip 10A were larger. When several kilometers downhole, no more than 600 watts may be available to power the tool, and thus this constriction may be the difference between whether the tool is able to operate or not.
На фиг. 1 скважинный инструмент трубного вмешательства 1 дополнительно включает в себя выступающую часть 9, выполненную с возможностью перемещения между убранным положением и выдвинутым положением относительно первой части корпуса 7 инструмента 6. Как показано на фиг. 2, выступающая часть 9 имеет первый конец 18 и второй конец 19. Второй конец 19 подвижно соединен с первой частью корпуса, а первый конец 18 соединен с первым сегментом 25, 25'. Инструмент дополнительно включает в себя узел активации части 11, как показано на фигурах 8-10, для перемещения выступающей части 9 между убранным положением и выдвигаемым положением, например, с помощью гидравлики. Выступающая часть 9 показана в ее выдвинутом положении на фигурах 1, 8 и 9, но в убранном положении на фиг. 10 (пунктирные линии указывают на проекцию). Выступающая часть перемещает сегмент(ы) между убранным и выдвинутым положениями, и выдвинутое положение никогда не больше, чем когда задняя поверхность 78 сегмента не перпендикулярна продольной оси обсадной колонны, но всегда наклоняется вниз, так что скважинный инструмент трубного вмешательства 1 всегда может быть убран из скважины, потянув инструмент вверх. Если обратная поверхность 78 является вертикальной, скважинный инструмент трубного вмешательства 1 будет подвергаться риску застревания. Процесс удаления удаляет материал из обсадной колонны и образует треугольный паз.In fig. 1, the downhole tubing intervention tool 1 further includes a protruding portion 9 movable between a retracted position and an extended position relative to the first body portion 7 of the tool 6. As shown in FIG. 2, the protruding part 9 has a first end 18 and a second end 19. The second end 19 is movably connected to the first body part, and the first end 18 is connected to the first segment 25, 25'. The tool further includes a portion activation assembly 11, as shown in Figures 8-10, for moving the protruding portion 9 between a retracted position and an extended position, for example, hydraulically. The protruding part 9 is shown in its extended position in Figures 1, 8 and 9, but in its retracted position in FIG. 10 (dashed lines indicate projection). The protruding portion moves the segment(s) between the retracted and extended positions, and the extended position is never greater than when the back surface 78 of the segment is not perpendicular to the longitudinal axis of the casing, but is always tilted downward so that the downhole intervention tool 1 can always be retracted from well by pulling the tool up. If the back surface 78 is vertical, the downhole intervention tool 1 will be at risk of getting stuck. The removal process removes material from the casing and creates a triangular groove.
Выступающая часть 9, показанная на фиг. 2, имеет второй сегмент 25, расположенный на расстоянии CD от первого сегмента 25, 25' по окружности инструмента. Выступающая часть по фиг. 2 имеет пять сегментов, где третий сегмент 25' также расположен на расстоянии CD от второго сегмента и четвертый сегмент 25, который также расположен на расстоянии CD от пятого сегмента 25', по окружности инструмента. Таким образом, выступающая часть 9 имеет несколько сегментов, соединенных с первым концом 18. Выступающая часть 9 имеет удлинение LA, и длина сегмента LS первого сегмента тянется вдоль удлинения, а высота сегмента Н тянется перпендикулярно удлинению в радиальном направлении R (показанном на фиг. 1) инструмента. Благодаря наличию расстояния между сегментами достигается меньший контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны, чем в сравнении с одним большим сегментом, охватывающим ту же площадь, что и пять сегментов. Таким образом, для вращения выступающей части требуется меньше энергии, и частицы, полученные в процессе удаления материала, могут легко перемещаться из области контакта через пространство между сегментами.The protruding part 9 shown in FIG. 2 has a second segment 25 located at a distance CD from the first segment 25, 25' along the circumference of the tool. The protruding part in Fig. 2 has five segments, where a third segment 25' is also located at a distance CD from the second segment and a fourth segment 25, which is also located at a distance CD from the fifth segment 25', around the circumference of the tool. Thus, the projection portion 9 has a plurality of segments connected to the first end 18. The projection portion 9 has an extension LA, and the length of the segment LS of the first segment extends along the extension, and the height of the segment H extends perpendicular to the extension in the radial direction R (shown in FIG. 1 ) tool. The spacing between the segments results in less contact with the inner surface of the casing than would be the case with one large segment covering the same area as five segments. Thus, less energy is required to rotate the protruding part, and particles produced by the material removal process can easily move from the contact area through the space between the segments.
На фиг. 1 выступающая часть 9 поворачивается между убранным положением и выдвинутым положением. Таким образом, выступающая часть 9 имеет точку поворота 33, как показано на фигурах 2 и 9. На фиг. 9 узел активации части 11 включает в себя корпус поршня 17, расположенный в первой части корпуса 7 и включающий в себя камеру поршня 14, и поршневой элемент 15, расположенный внутри камеры поршня, для перемещения части между убранным положением и выдвигаемым положением. Поршневой элемент выполнен с возможностью перемещения в продольном направлении скважинного инструмента и имеет первую поверхность поршня 16, и поршневой элемент выполнен с возможностью приложения выдвигающего усилия к выступающей части посредством гидравлического давления, приложенного к первой поверхности поршня, и, таким образом, перемещения поршня в первом направлении, прикладывая осевое усилие, преобразованное в динамическое режущее усилие, через вращающийся кулачковый контакт в позициях 31, 32 и точку поворота 33. Гидравлическая жидкость из насоса закачивается в первую секцию камеры 14 через первый канал 18В для текучей среды, прикладывая гидравлическое давление к поверхности первого поршня 16, и поршень перемещается в первом направлении, прикладывая осевое усилие к выступающей части 9. Осевое усилие преобразуется в динамическое режущее усилие через поворотную точку 33 и наконечник 10А радиального конца 25В.In fig. 1, the protruding part 9 rotates between a retracted position and an extended position. Thus, the projecting part 9 has a pivot point 33, as shown in Figures 2 and 9. In FIG. 9, the part activation unit 11 includes a piston body 17 located in the first part of the body 7 and including a piston chamber 14, and a piston element 15 located inside the piston chamber for moving the part between a retracted position and an extended position. The piston element is configured to move in the longitudinal direction of the downhole tool and has a first surface of the piston 16, and the piston element is configured to apply a pushing force to the protruding portion by means of hydraulic pressure applied to the first surface of the piston, and thereby move the piston in the first direction , applying an axial force converted into a dynamic cutting force through the rotating cam contact at positions 31, 32 and pivot point 33. Hydraulic fluid from the pump is pumped into the first section of the chamber 14 through the first fluid passage 18B, applying hydraulic pressure to the surface of the first piston 16, and the piston moves in the first direction to apply an axial force to the protruding portion 9. The axial force is converted into a dynamic cutting force through the pivot point 33 and the radial end tip 10A 25B.
На фиг. 8 показана часть другого варианта реализации скважинного инструмента трубного вмешательства 1, в котором узел активации части 11 также включает в себя корпус поршня 17, расположенный в первой части корпуса 7, и поршневой элемент 15, расположенный внутри поршневой камеры 14 для перемещения выступающей части между убранным положением и выдвинутым положением. Однако поршневой элемент 15 выполнен с возможностью перемещения в направлении, перпендикулярном продольному направлению скважинного инструмента. Поршневой элемент также способен прикладывать выдвигающее усилие к выступающей части посредством гидравлического давления, прикладываемого к первой поверхности 16 поршня, перемещая поршневой элемент в первом направлении радиально наружу от корпуса 6 инструмента. Скважинный инструмент трубного вмешательства 1 включает в себя анкерную секцию 22, имеющую четыре анкера 62, способных выдвигаться из корпуса инструмента 6 для крепления инструмента в обсадной колонне 2.In fig. 8 shows a portion of another embodiment of a downhole intervention tool 1, in which the activation portion 11 also includes a piston body 17 located in the first portion of the housing 7, and a piston element 15 located within the piston chamber 14 to move the protruding portion between a retracted position and extended position. However, the piston element 15 is configured to move in a direction perpendicular to the longitudinal direction of the downhole tool. The piston element is also capable of applying a pushing force to the protruding portion by hydraulic pressure applied to the first surface 16 of the piston, moving the piston element in a first direction radially outward from the tool body 6. The downhole intervention tool 1 includes an anchor section 22 having four anchors 62 capable of extending from the tool body 6 to secure the tool in the casing 2.
Скважинный инструмент трубного вмешательства 1 может дополнительно включать в себя возвратно-поступательный блок (не показан), такой как возвратно-поступательный инструмент, обеспечиThe downhole intervention tool 1 may further include a reciprocating unit (not shown), such as a reciprocating tool, providing
- 6 045825 вающий перемещение первой части корпуса 7 и первого сегмента 25 в выдвинутое положение вдоль продольной протяженности обсадной колонны 2 или скважинной трубчатой металлической конструкции 2. Возвратно-поступательный блок расположен между анкерной секцией 22 и первой частью корпуса 7 таким образом, чтобы иметь возможность выдвигать первую часть корпуса 7 в направлении от закрепляющей секции/анкерной секции 22. Таким образом, когда скважинный инструмент трубного вмешательства 1 погружен в обсадную колонну/скважинную трубчатую металлическую конструкцию 2, а анкерная секция 22 скважинного инструмента гидравлически активирована для закрепления первой части корпуса 7 скважинного инструмента трубного вмешательства 1 относительно скважинной трубчатой металлической конструкции 2, первый сегмент 25 удаляет материал из скважинной трубчатой металлической конструкции 2 по окружности и продольному удлинению скважинной трубчатой металлической конструкции. Таким образом, участок скважинной трубчатой металлоконструкции удаляют из скважинной трубчатой металлоконструкции, тем самым измельчая часть скважинной трубчатой металлоконструкции на незначительные мелкие частицы, создавая или воссоздавая кольцевую изоляцию. Секция, удаленная из скважинной трубчатой металлической конструкции, тянется по всей окружности скважинной трубчатой металлической конструкции и может иметь длину вдоль продольной протяженности скважинной трубчатой металлической конструкции более 0,5 метра, предпочтительно более 1 метра и еще более предпочтительно более 5 метров. Таким образом, удаление секции обсадной колонны/скважинной трубчатой металлической конструкции 2 обеспечивает доступ к затрубному пространству, окружающему скважинную трубчатую металлическую конструкцию, для создания или повторного создания кольцевой изоляции, то есть изоляции зоны в затрубном пространстве, или цемент может быть залит в затрубное пространство, например, для операций пробки и оставления (Р&А), или затрубный барьер может быть расположен и расширен напротив секции для обеспечения изоляции зоны в затрубном пространстве.- 6 045825 which moves the first part of the housing 7 and the first segment 25 into an extended position along the longitudinal extent of the casing 2 or the downhole tubular metal structure 2. A reciprocating block is located between the anchor section 22 and the first part of the housing 7 so as to be able to extend the first portion of the housing 7 in a direction away from the securing section/anchoring section 22. Thus, when the downhole intervention tool 1 is immersed in the casing/downhole tubular metal structure 2 and the anchoring section 22 of the downhole tool is hydraulically activated to secure the first portion of the downhole tool body 7 tubular intervention 1 relative to the downhole tubular metal structure 2, the first segment 25 removes material from the downhole tubular metal structure 2 along the circumference and longitudinal extension of the downhole tubular metal structure. In this manner, a portion of the downhole tubular metal structure is removed from the downhole tubular metal structure, thereby crushing a portion of the downhole tubular metal structure into insignificant small particles, creating or recreating an annular seal. The section removed from the wellbore tubular metal structure extends around the entire circumference of the wellbore tubular metal structure and may have a length along the longitudinal extent of the wellbore tubular metal structure greater than 0.5 meters, preferably greater than 1 meter, and even more preferably greater than 5 meters. Thus, removing the section of casing/well tubular metal structure 2 provides access to the annulus surrounding the well tubular metal structure to create or re-create an annular seal, i.e., isolate a zone in the annulus, or cement can be poured into the annulus, for example, for plug and abandonment (P&A) operations, or an annular barrier may be positioned and extended against the section to provide zone isolation in the annulus.
Как показано на фиг. 1, скважинный инструмент трубного вмешательства 1 представляет собой скважинный инструмент для трубного отделения, отделяющий верхнюю часть 4 обсадной колонны 2 от нижней части 5 обсадной колонны путем абразивной механической обработки обсадной колонны изнутри обсадной колонны, например, для получения слегка скошенного разреза.As shown in FIG. 1, the downhole tubing intervention tool 1 is a downhole tubing separation tool that separates the upper portion 4 of the casing 2 from the lower portion 5 of the casing by abrasively machining the casing from within the casing, for example, to obtain a slightly beveled cut.
Когда выступающая часть выдвигается на внутреннюю поверхность обсадной колонны 2 или бурильной трубы и одновременно вращается двигателем через вращающийся вал 12, абразивная кромка 10 способна фрезеровать или измельчать насквозь обсадную колонну или бурильную трубу без образования стружки, но только частиц. Таким образом, получается, что верхняя часть 4 обсадной колонны может быть отделена от нижней части 5 обсадной колонны путем разрезания обсадной колонны изнутри без применения взрывчатых веществ. На фиг. 9 жидкость из насоса подается через кольцевую канавку 27, соединенную текучей средой со вторым каналом 28 для текучей среды во второй части корпуса 8. Таким образом, текучая среда из второго канала 28 для текучей среды распределяется в кольцевой канавке 27 таким образом, что первый канал для текучей среды всегда снабжен текучей средой под давлением от насоса во время вращения. Окружная канавка 27 герметизирована с помощью окружных уплотнений 29, таких как уплотнительные кольца сами по себе, или уплотнения скольжения, объединенные с уплотнительными кольцами, действующими в качестве возбудителя для создания уплотнительной поверхности с обеих сторон окружной канавки 27. Поршневой элемент 15 перемещается в продольном направлении инструмента 1 внутри поршневой камеры и разделяет камеру 14 на первую секцию камеры 26А и вторую секцию камеры 26В. Когда поршневой элемент перемещается в первом направлении, пружинный элемент 40, примыкающий ко второй поверхности 17В поршня напротив первой поверхности 16 поршня, сжимается. Когда пружинный элемент сжимается, сжимается и вторая секция камеры, и текучая среда в ней вытекает через четвертый канал 44, соединенный текучей средой с каналом 28. Пружинный элемент, который представляет собой спиральную пружину, окружающую часть поршневого элемента, расположенного во второй секции камеры 26В, таким образом сжимается между второй поверхностью поршня 17В и камерой поршня 14. Поршневой элемент имеет первый конец 30, выходящий из корпуса поршня 17 и входящий в зацепление с выступающей частью, с помощью кольцевой канавки 31, в которую проходит второй конец 32 выступающей части. Второй конец выступающей части выполнен закругленным для возможности вращения в канавке. Выступающая часть шарнирно соединена с первой частью корпуса 7 вокруг точки поворота 33. На другом и втором конце 34 поршневого элемента он соединен с валом 12. Когда поршневой элемент перемещается в первом направлении, на втором конце 34 поршневого элемента создается пространство 45. Это пространство 45 сообщается текучей средой со скважинной жидкостью через третий канал 35, который проиллюстрирован пунктирной линией. Таким образом, поршневой элемент не должен преодолевать давление, окружающее инструмент в скважине. Второй конец 34 поршневого элемента снабжен двумя кольцевыми уплотнениями 36 для герметизации поршневой камеры от загрязненной скважинной жидкости или загрязнений скважины. Когда операция механической обработки завершена, гидравлическое давление от насоса больше не подается в первый канал, и пружинный элемент двигает поршневой элемент 15 во втором направлении, противоположном первому направлению вдоль продольного направления L инструмента, как показано на фиг. 9.When the protruding portion is advanced onto the inner surface of the casing 2 or drill pipe and simultaneously rotated by the motor through the rotating shaft 12, the abrasive edge 10 is capable of milling or grinding through the casing or drill pipe without producing chips, but only particles. Thus, it appears that the upper casing portion 4 can be separated from the lower casing portion 5 by cutting the casing from the inside without using explosives. In fig. 9, fluid from the pump is supplied through an annular groove 27 fluidly connected to a second fluid passage 28 in the second portion of the housing 8. Thus, fluid from the second fluid passage 28 is distributed in the annular groove 27 such that the first fluid passage fluid is always supplied with fluid under pressure from the pump during rotation. The circumferential groove 27 is sealed by circumferential seals 29, such as O-rings themselves, or slide seals combined with O-rings acting as a driver to create a sealing surface on both sides of the circumferential groove 27. The piston element 15 moves in the longitudinal direction of the tool. 1 inside the piston chamber and divides the chamber 14 into a first chamber section 26A and a second chamber section 26B. As the piston element moves in the first direction, the spring element 40 adjacent the second piston surface 17B opposite the first piston surface 16 is compressed. When the spring element is compressed, the second chamber section is compressed and fluid therein flows out through a fourth fluid passage 44 in fluid communication with passage 28. The spring element, which is a coil spring surrounding a portion of the piston element located in the second chamber section 26B, is thus compressed between the second surface of the piston 17B and the piston chamber 14. The piston element has a first end 30 extending from the body of the piston 17 and engaging the projection portion by an annular groove 31 into which the second end 32 of the projection portion extends. The second end of the protruding part is made rounded to allow rotation in the groove. The protruding portion is pivotally connected to the first portion of the housing 7 around a pivot point 33. At the other and second end 34 of the piston element, it is connected to the shaft 12. When the piston element moves in the first direction, a space 45 is created at the second end 34 of the piston element. This space 45 communicates fluid with the well fluid through the third channel 35, which is illustrated by a dotted line. Thus, the piston element does not have to overcome the pressure surrounding the tool in the well. The second end 34 of the piston element is provided with two O-rings 36 to seal the piston chamber from contaminated well fluid or well contaminants. When the machining operation is completed, hydraulic pressure from the pump is no longer supplied to the first channel, and the spring element moves the piston element 15 in a second direction opposite to the first direction along the tool longitudinal direction L, as shown in FIG. 9.
Если смотреть в поперечном сечении, то выступающая часть имеет абразивную кромку 10, образующую крайнюю точку выступающей части, когда выступающая часть находится в своем выдвинутомWhen viewed in cross section, the protruding portion has an abrasive edge 10 forming the extreme point of the protruding portion when the protruding portion is in its extended position.
- 7 045825 положении, так что абразивная кромка является первой частью выступающей части, примыкающей к внутренней поверхности обсадной колонны 2 или бурильной трубы. Таким образом, обсадная колонна или бурильная труба может быть механически обработана или отделена от обсадной колонны или бурильной трубы. Если смотреть на вид в поперечном сечении на фиг. 9, то выступающая часть 9, таким образом, перемещается из убранного положения, в котором выступающая часть по существу параллельна продольному направлению инструмента, в выдвинутое положение, как показано, в котором выступающая часть имеет угол х к продольному направлению L инструмента. Таким образом, абразивная кромка сегмента 25 выступает в радиальном направлении из круглого корпуса инструмента 6. Как показано на виде в поперечном сечении на фиг. 9, выступающая часть имеет Г-образную форму, образуя пяточную часть 50, и шарнирно соединена в точке поворота 33 в пяточной части. Таким образом, выступающая часть 9 имеет первый конец 18 с сегментом 25 и второй конец 19, взаимодействующий с поршневым элементом. Между первым и вторым концами в точке поворота штифт 41 проникает в отверстие 42 в выступающей части. На фиг. 9 показан инструмент с только одной выступающей частью для иллюстративных целей. Однако в другом варианте реализации инструмент имеет три выступающие части, расположенные на расстоянии 120° друг от друга. Поршневой элемент, по существу, соосно расположен в корпусе инструмента и имеет два кольцевых уплотнения 43, такие как уплотнительные кольца.- 7 045825 position such that the abrasive edge is the first part of the protruding part adjacent to the inner surface of the casing 2 or drill pipe. Thus, the casing or drill pipe may be machined or separated from the casing or drill pipe. Looking at the cross-sectional view in FIG. 9, the protruding portion 9 is thus moved from a retracted position, in which the protruding portion is substantially parallel to the tool longitudinal direction, to an extended position, as shown, in which the protruding portion has an angle x to the tool longitudinal direction L. Thus, the abrasive edge of the segment 25 projects radially from the circular body of the tool 6. As shown in the cross-sectional view in FIG. 9, the projecting portion is L-shaped to form a heel portion 50 and is hinged at a pivot point 33 in the heel portion. Thus, the protruding part 9 has a first end 18 with a segment 25 and a second end 19 interacting with the piston element. Between the first and second ends at the pivot point, a pin 41 penetrates into a hole 42 in the protruding portion. In fig. 9 shows a tool with only one protruding portion for illustrative purposes. However, in another embodiment, the tool has three protruding parts located at a distance of 120° from each other. The piston element is substantially coaxially located in the tool body and has two annular seals 43 such as O-rings.
На фиг. 10 показан другой вариант реализации скважинного инструмента трубного вмешательства 1. Как и вариант реализации изобретения, описанный со ссылкой на фиг. 9, выступающая часть 9 шарнирно соединена с первой частью корпуса 7 и имеет абразивную кромку 10 на первом конце 18. Выступающая часть 9 выполнена с возможностью перемещения между убранным положением и выдвинутым положением относительно корпуса инструмента 6.In fig. 10 shows another embodiment of a downhole pipe intervention tool 1. Like the embodiment of the invention described with reference to FIG. 9, the protruding portion 9 is pivotally connected to the first portion of the body 7 and has an abrasive edge 10 at the first end 18. The protruding portion 9 is movable between a retracted position and an extended position relative to the tool body 6.
Для вращения вращающейся режущей головки 110 скважинный инструмент трубного вмешательства 1 включает в себя вращающийся вал 12, вращаемый двигателем 20. Вращающийся вал 12 проходит через вторую часть корпуса 8 и первую часть корпуса 7, и в первой части корпуса вращающийся вал обеспечивает вращательный вход для узла передачи 53. Для перемещения выступающей части 9 между убранным положением и выдвинутым положением скважинный инструмент трубного вмешательства 1 включает в себя узел 111 активации выступающей части. Узел активации выступающей части 111 включает в себя корпус поршня 113, расположенный в первой части корпуса 7 и включающий в себя камеру поршня 114. Поршневой элемент 115 расположен внутри поршневой камеры и входит в зацепление с активирующим элементом 55, выполненным с возможностью перемещения выступающей части 9 между убранным положением и выдвинутым положением. Поршневой элемент 115 выполнен с возможностью перемещения в продольном направлении инструмента и имеет первую поверхность поршня 116. Гидравлическая жидкость из гидравлического насоса 21 перекачивается через первый канал 118 для текучей среды в поршневую камеру 114, прилагая гидравлическое давление к первой поверхности поршня 116. Поршень перемещается в первом направлении, и поршневой элемент прикладывает выдвигающее усилие к выступающей части 9. Когда поршневой элемент перемещается в первом направлении, пружинный элемент 140, примыкающий к активирующему элементу 55, сжимается. Для отведения выступающей части 9 из выдвинутого положения (обозначенного пунктирными линиями) прекращают подачу гидравлической жидкости в поршневую камеру 114, а пружинный элемент 140 заставляет поршневой элемент 115 двигаться во втором направлении, противоположном первому направлению, вдоль продольного направления L инструмента.For rotating the rotary cutting head 110, the downhole tubing intervention tool 1 includes a rotating shaft 12 rotated by a motor 20. The rotating shaft 12 passes through the second housing portion 8 and the first housing portion 7, and in the first housing portion, the rotating shaft provides a rotational input for the transmission assembly. 53. To move the projection 9 between a retracted position and an extended position, the downhole intervention tool 1 includes a projection activation unit 111. The protruding portion activation unit 111 includes a piston body 113 located in the first portion of the housing 7 and including a piston chamber 114. The piston element 115 is located within the piston chamber and engages an activating element 55 configured to move the protruding portion 9 between retracted position and extended position. The piston element 115 is movable in the longitudinal direction of the tool and has a first piston surface 116. Hydraulic fluid from the hydraulic pump 21 is pumped through the first fluid passage 118 into the piston chamber 114, applying hydraulic pressure to the first surface of the piston 116. The piston moves in the first direction, and the piston element applies a pushing force to the protruding part 9. When the piston element moves in the first direction, the spring element 140 adjacent to the activation element 55 is compressed. To retract the protruding portion 9 from the extended position (indicated by dotted lines), the supply of hydraulic fluid to the piston chamber 114 is stopped, and the spring element 140 causes the piston element 115 to move in a second direction opposite to the first direction along the longitudinal direction L of the tool.
Пружинный элемент 140 также может быть расположен внутри корпуса поршня 113, тем самым обеспечивая усилие убирания выступающей части. Когда поршневой элемент перемещается в первом направлении, пружинный элемент 140 сжимается в корпусе поршня. Для отведения выступающей части из выдвинутого положения прекращают подачу гидравлической жидкости в поршневую камеру 114, а пружинный элемент 140 заставляет поршневой элемент 115 двигаться во втором направлении, противоположном первому направлению, вдоль продольного направления 37 инструмента.The spring element 140 may also be located within the piston body 113, thereby providing a retracting force for the protruding portion. When the piston element moves in the first direction, the spring element 140 is compressed in the piston body. To retract the protruding portion from the extended position, the supply of hydraulic fluid to the piston chamber 114 is stopped, and the spring element 140 causes the piston element 115 to move in a second direction opposite to the first direction along the longitudinal direction 37 of the tool.
На фиг. 10 активирующий член/элемент 55 имеет форму L-профиля, первый конец которого 551 входит в зацепление с углублением 561 во внешней втулке выступающей части 9. Первый конец 551 активирующего элемента закруглен для того, чтобы углубление 561 могло вращаться вокруг первого конца 551, когда выступающая часть перемещается в проекционное положение. Специалист в данной области техники предусматривает, что узел активации выступающей части 111 может быть сконструирован с использованием различных других принципов без отступления от изобретения. Активирующий элемент может быть приспособлен для перемещения выступающей части из убранного положения только в выдвинутое положение. Таким образом, пружинный элемент 140 может быть выполнен с возможностью обеспечения усилия втягивания непосредственно к выступающей части для перемещения выступающей части из выдвинутого положения в убранное положение.In fig. 10, the activation member/element 55 is shaped like an L-profile, the first end 551 of which engages a recess 561 in the outer sleeve of the protruding portion 9. The first end 551 of the activation element is rounded so that the recess 561 can rotate about the first end 551 when the protruding the part moves to the projection position. One skilled in the art will appreciate that the projection activation assembly 111 may be designed using various other principles without departing from the invention. The activation element may be adapted to move the protruding portion from a retracted position to only an extended position. Thus, the spring element 140 may be configured to provide a retracting force directly to the protrusion to move the protrusion from the extended position to the retracted position.
На фиг. 11 показан вид в поперечном сечении альтернативной анкерной секции 22 к анкерной секции, показанной на фиг. 1 или 8, для крепления второй части 8 корпуса инструмента 6 по отношению к обсадной колонне 2. Анкерная система/секция 22 включает множество анкеров 221, которые могут быть выдвинуты из второй части корпуса 8, как показано на фиг. 11. Каждый из анкеров 221 включает в себя два анкерных рычага 222, 223, шарнирно соединенных в первой точке поворота 230; первый анкерныйIn fig. 11 is a cross-sectional view of an alternative anchor section 22 to the anchor section shown in FIG. 1 or 8, for attaching a second portion 8 of the tool body 6 to the casing 2. The anchor system/section 22 includes a plurality of anchors 221 that can be extended from the second portion of the housing 8, as shown in FIG. 11. Each of the anchors 221 includes two anchor arms 222, 223 pivotally connected at a first pivot point 230; first anchor
- 8 045825 рычаг 222, шарнирно соединенный со второй частью корпуса 8 во второй точке 231 поворота, и второй анкерный рычаг 223, шарнирно соединенный с втулкой поршня 224, предусмотренной в отверстии 226 во второй части корпуса 8, вокруг вращающегося вала 12. Таким образом, втулка поршня 224 представляет собой кольцевой поршень. Втулка поршня 224 находится под воздействием пружинного элемента 225, обеспечивая отказоустойчивую систему, с целью обеспечения убирания множества анкеров 221, чтобы иметь возможность извлекать инструмент в случае потери питания или возникновения другой поломки. На фиг. 11 анкеры 221 выдвинуты, и пружинный элемент 225 сжимается посредством втулки поршня, отжатой в первом направлении от выступающей части гидравлической жидкостью, подаваемой под давлением в камеру поршня 228, тем самым воздействуя на поверхность поршня 227 втулки поршня 224. Когда подача гидравлической жидкости прекращается, давление на поверхность поршня 227 уменьшается, и пружинный элемент смещает втулку поршня во втором направлении, противоположном первому направлению, в результате чего анкера 221 втягиваются.- 8 045825 an arm 222 pivotally connected to the second body portion 8 at a second pivot point 231, and a second anchor arm 223 pivotally coupled to a piston sleeve 224 provided in a bore 226 in the second body portion 8 around the rotating shaft 12. Thus, The piston sleeve 224 is an annular piston. The piston sleeve 224 is subject to the action of a spring element 225, providing a fail-safe system to allow the plurality of anchors 221 to be retracted to allow the tool to be removed in the event of a loss of power or other failure. In fig. 11, the anchors 221 are extended and the spring element 225 is compressed by the piston sleeve pressed in a first direction from the protruding portion by hydraulic fluid supplied under pressure to the piston chamber 228, thereby acting on the surface of the piston 227 of the piston sleeve 224. When the supply of hydraulic fluid is stopped, the pressure on the surface of the piston 227 is reduced, and the spring element biases the piston sleeve in a second direction opposite to the first direction, causing the anchors 221 to retract.
Гидравлическая жидкость для вытеснения поршневой втулки 224 подается гидравлической системой, отдельной от гидравлической системы, используемой для подачи гидравлического давления для перемещения выступающей части между убранным положением и выдвигаемым положением. Используя две отдельные гидравлические системы, выступающая часть и анкеры могут работать независимо друг от друга. Например, выступающая часть может быть втянута, если во время операции резания возникают проблемы, не влияющие на положение инструмента в скважине. Таким образом, инструмент остается неподвижным в скважине, и выступающая часть может быть выдвинута еще раз для продолжения прерванной процедуры резания. Если бы инструмент не оставался неподвижным во время втягивания выступающей части, было бы трудно определить положение начатой резки, и процедура резки должна была бы начаться заново в новом положении. При необходимости начинать все заново, абразивная кромка 10 или долота на выступающей части могут быть изношены слишком сильно, чтобы инструмент мог прорезать обсадную колонну 2 в новом положении, и, следовательно, инструмент может быть втянут из скважины для замены сегмента выступающей части, чтобы иметь возможность прорезать обсадную колонну полностью насквозь.The hydraulic fluid for displacing the piston sleeve 224 is supplied by a hydraulic system separate from the hydraulic system used to supply hydraulic pressure to move the extension between the retracted position and the extended position. Using two separate hydraulic systems, the projection and anchors can operate independently of each other. For example, the protruding part may be retracted if problems arise during the cutting operation that do not affect the position of the tool in the hole. In this way, the tool remains stationary in the hole and the protruding part can be extended again to continue the interrupted cutting procedure. If the tool did not remain stationary while retracting the protruding part, it would be difficult to determine the position of the cutting that was started, and the cutting procedure would have to start over at a new position. If it is necessary to start over, the abrasive edge 10 or the bits on the projection may be worn too much for the tool to cut through the casing 2 in the new position, and therefore the tool may be pulled out of the well to replace the segment of the projection to be able to cut through the casing completely.
Для обеспечения того, чтобы инструмент не оставался закрепленным в скважине из-за потери мощности или неисправности одной из гидравлических систем, гидравлическая система анкерной секции включает в себя таймер для управления подачей гидравлической жидкости в поршневую камеру 228. Когда выступающая часть втянута, таймер регистрирует/записывает истекшее время. В зависимости от параметров конкретной операции, таймер может быть настроен на втягивание анкеров в любое время после втягивания выступающей части, предпочтительно между 15 и 180 минутами и более предпочтительно между 30 и 60 минутами после втягивания выступающей части. Когда заданное время истекло, таймер активирует клапан, который управляет давлением в поршневой камере 228. При активации клапана давление в поршневой камере падает, и поршневой элемент перемещает поршневую втулку для втягивания анкеров. Управление клапаном включает в себя батарею, и активация клапана может быть приведена в действие батареей, если питание инструмента отключено. Анкерный рычаг 222 имеет торцевую поверхность, обращенную к внутренней поверхности обсадной колонны 2, когда он находится в выдвинутом положении, которая зазубрена для улучшения способности анкерного рычага 222 зацепляться с внутренней поверхностью обсадной колонны.To ensure that the tool does not remain anchored in the hole due to loss of power or failure of one of the hydraulic systems, the hydraulic system of the anchor section includes a timer to control the flow of hydraulic fluid into the piston chamber 228. When the protruding part is retracted, the timer registers/records elapsed time. Depending on the parameters of the particular operation, the timer can be set to retract the anchors at any time after the projection is retracted, preferably between 15 and 180 minutes and more preferably between 30 and 60 minutes after the projection is retracted. When the predetermined time has elapsed, the timer activates a valve that controls the pressure in the piston chamber 228. When the valve is activated, the pressure in the piston chamber drops and the piston element moves the piston sleeve to retract the anchors. The valve control includes a battery, and the valve activation can be powered by the battery if the tool's power is turned off. The anchor arm 222 has an end surface facing the inner surface of the casing 2 when in the extended position, which is serrated to improve the ability of the anchor arm 222 to engage the inner surface of the casing.
Инструмент включает в себя второй насос для приведения в действие отдельной гидравлической системы для активации анкерной системы. Таким образом, вал, вокруг которого проходит втулка поршня, может иметь канал для текучей среды для подачи текучей среды для выдвижения выступающей части.The tool includes a second pump to operate a separate hydraulic system to activate the anchor system. Thus, the shaft around which the piston sleeve extends may have a fluid passage for supplying fluid to extend the projecting portion.
Изобретение также относится к скважинной системе 100, показанной на фиг. 1, включающей в себя скважинную трубчатую металлическую конструкцию и вышеупомянутый скважинный инструмент трубного вмешательства для размещения в скважинной системе.The invention also relates to the well system 100 shown in FIG. 1, including a downhole tubular metal structure and the above-mentioned downhole tubing intervention tool for placement in a downhole system.
Под текучей средой или скважинной текучей средой понимается любой тип текучей среды, которая может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например, природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом понимается любой тип газовой смеси, присутствующей в скважине, законченной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефтяной смеси, например, сырая нефть, нефтесодержащая текучая среда и так далее. Таким образом, в состав газа, нефти и воды могут входить другие элементы или вещества, которые не являются газом, нефтью и/или водой, соответственно.By fluid or wellbore fluid is meant any type of fluid that may be present in an oil or gas well, such as natural gas, oil, drilling fluid, crude oil, water, and so on. Gas refers to any type of gas mixture present in a well, whether completed or uncased, and oil refers to any type of petroleum mixture, such as crude oil, oily fluid, and so on. Thus, gas, oil and water may contain other elements or substances that are not gas, oil and/or water, respectively.
Под обсадной колонной или скважинной трубчатой металлической конструкцией подразумевается любой вид трубы, трубчатого элемента, трубопровода, внутренней обшивки, колонны труб и т. д., используемый в скважине при добыче нефти или природного газа.Casing or downhole tubular metal structure refers to any type of pipe, tubular member, conduit, liner, pipe string, etc. used in a well in the production of oil or natural gas.
В том случае, когда невозможно полностью погрузить инструмент в обсадную колонну 2, для проталкивания инструмента до нужного положения в скважине может быть использован скважинный трактор. Скважинный трактор может иметь выдвигаемые плечи, имеющие колеса, которые контактируют с внутренней поверхностью обсадной колонны для продвижения трактора и инструмента вперед в обсадной колонне. Скважинный трактор представляет собой любой тип приводного инструмента, способногоIn the event that it is not possible to completely immerse the tool in the casing 2, a downhole tractor can be used to push the tool to the desired position in the well. The downhole tractor may have extendable arms having wheels that contact the inner surface of the casing to propel the tractor and tool forward in the casing. A downhole tractor is any type of driven tool capable of
--
Claims (12)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP20172260.0 | 2020-04-30 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA045825B1 true EA045825B1 (en) | 2023-12-28 |
Family
ID=
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20210340830A1 (en) | Downhole tubing intervention tool | |
| RU2595028C2 (en) | Downhole pipe cutting tool | |
| RU2728403C2 (en) | Downhole cable processing tool | |
| US11261690B2 (en) | Downhole method and system for providing zonal isolation with annular barrier expanded from within and through well tubular metal structure | |
| US11299948B2 (en) | Downhole method for removal of tubular metal structure | |
| EA045825B1 (en) | DOWNHOLE PIPE INTERVENTION TOOLS | |
| US11988057B2 (en) | Downhole wireline tool string | |
| US11994001B2 (en) | Downhole method for separating well tubular structure | |
| EP4095347A1 (en) | Downhole method | |
| RU2805050C2 (en) | Method for removing part of downhole tubular metal structure and system for implementing the method | |
| US20230175320A1 (en) | Downhole wireline tool | |
| EP3800322A1 (en) | Downhole method | |
| EP3800321A1 (en) | Downhole method | |
| EP3179028A1 (en) | Downhole wireline machining tool string |