RU2747284C2 - Systems and methods for installing a maximum range anchor in a wellbore - Google Patents
Systems and methods for installing a maximum range anchor in a wellbore Download PDFInfo
- Publication number
- RU2747284C2 RU2747284C2 RU2019116730A RU2019116730A RU2747284C2 RU 2747284 C2 RU2747284 C2 RU 2747284C2 RU 2019116730 A RU2019116730 A RU 2019116730A RU 2019116730 A RU2019116730 A RU 2019116730A RU 2747284 C2 RU2747284 C2 RU 2747284C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellbore
- anchor
- tool
- yoke
- arm
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000009471 action Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 7
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 7
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 7
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 6
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 9
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 9
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 5
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000002783 friction material Substances 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000012858 resilient material Substances 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000009834 selective interaction Effects 0.000 description 1
- 238000012163 sequencing technique Methods 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/01—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for anchoring the tools or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1014—Flexible or expansible centering means, e.g. with pistons pressing against the wall of the well
- E21B17/1021—Flexible or expansible centering means, e.g. with pistons pressing against the wall of the well with articulated arms or arcuate springs
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Piles And Underground Anchors (AREA)
- Surgical Instruments (AREA)
- Joining Of Building Structures In Genera (AREA)
- Mechanical Control Devices (AREA)
- Dowels (AREA)
- Prostheses (AREA)
- Conveying And Assembling Of Building Elements In Situ (AREA)
Abstract
Description
ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИLINK TO RELATED APPLICATIONS
[01] Настоящая заявка является заявкой по договору о патентной кооперации (PCT), которая испрашивает приоритет патентной заявки США 15/340835, под названием ʺSystems And Methods For Setting An Extreme-Range Anchor Within A Wellboreʺ, поданной 2 ноября 2016 г., которая является частичным продолжением, испрашивает приоритет патентной заявки США 14/143,534, под названием ʺTool Positioning And Latching Systemʺ, поданной 30 декабря 2013 г., патентной заявки США 14/727,609, под названием ʺAnchor System For Pipe Cutting Apparatusʺ, поданной 1 июня, 2015 г., патентной заявки США 13/507732, под названием ʺ Permanent Or Removable Positioning Apparatus And Method For Downhole Tool Operationsʺ, поданной 24 июля 2012 г., и патентной заявки США 14/930,369, под названием ʺ Setting Tool For Downhole Applicationsʺ, поданной 2 ноября 2015 г., полное содержание которых включено в данный документ посредством ссылки.[01] This application is a Patent Cooperation Treaty (PCT) application that claims the priority of US Patent Application 15/340835, entitled `` Systems And Methods For Setting An Extreme-Range Anchor Within A Wellbore, '' filed November 2, 2016, which is a partial sequel claiming priority from U.S. Patent Application No. 14 / 143,534, entitled "Tool Positioning And Latching System," filed December 30, 2013, U.S. Patent Application No. 14 / 727,609, entitled "Anchor System For Pipe Cutting Apparatus," filed June 1, 2015 ., US patent application 13/507732, entitled "Permanent Or Removable Positioning Apparatus And Method For Downhole Tool Operations", filed July 24, 2012, and US
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕTECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
[02] Варианты осуществления, применимые в объеме настоящего изобретения, относятся в общем к устройству, системам и способам установки анкера в стволе скважины и, более конкретно, к устройству, системам и способам применимым для точной установки позиционирования, и приведения в действие резцов, газовых резаков, перфораторов, установочных инструментов и/или инструментов других типов, применяемых в забойной зоне скважины.[02] Embodiments applicable within the scope of the present invention relate generally to apparatus, systems and methods for installing an anchor in a wellbore, and more particularly to apparatus, systems, and methods applicable to accurately positioning, and actuating cutters, gas cutters, perforators, installation tools and / or other types of tools used in the bottom hole of the well.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИLEVEL OF TECHNOLOGY
[03] Многие скважинные работы требуют анкерного крепления инструмента на забое и в стволе скважины. Такие скважинные инструменты включают в себя, например, сварочные горелки, перфораторы, посадочные инструменты, оборудование гидроразрыва пласта (ГРП), и т.п. (вместе именуются в данном документе скважинными инструментами).[03] Many downhole operations require tool anchoring at the bottom and in the wellbore. Such downhole tools include, for example, welding torches, rock drills, landing tools, hydraulic fracturing equipment, and the like. (collectively referred to herein as downhole tools).
[04] В нефтяной и газовой промышленности требуется обеспечивать возможность анкерного крепления, синхронизации по направлению и последующего высвобождения переходного инструмента или колонны инструмента, что должно обеспечивать показатели точной и эффективной работы системы инструмента. Обеспечение точного размещения: силы, приложения крутящего момента, датчика, перфорации или выреза, а также выхода для бурения или другой работы на забое скважины, при оптимальном положении, дополнительно сокращает требование повторного позиционирования с многочисленными спусками в скважину инструментов и способов работы инструмента одного размещения, при этом минимизируют шансы на развертывание инструментов с неправильным наведением и развертыванием в нерабочем положении.[04] The oil and gas industry requires the ability to anchor, directionally synchronize, and then release the adapter or tool string to provide accurate and efficient performance of the tool system. Providing accurate placement of: force, torque, transducer, perforation or notch, and exit for drilling or other downhole operation, at the optimum position, further reduces the requirement for repositioning with multiple runs of tools and tooling methods of the same placement. while minimizing the chances of deploying tools with incorrect guidance and deployment in an inoperative position.
[05] Некоторые существующие системы инструментов, развертываемые в стволе скважины, сконструированы с линиями управления, окружающими периферию трубы или трубной колонны. Удаление трубы требует отрезания обеих, трубы в целевом местоположении и линии или линий управления. Без отрезания обеих операторы не могут выполнить требуемые завершающие работы. Операции отрезания с достаточной мощностью для отрезания всех элементов, вместе с тем, имеют ограничения по применению вследствие опасности нанесения ущерба инфраструктуре затрубного пространства. Таким образом, способность выполнения многочисленных, точных отрезаний на плоскости одной цели может обеспечивать отрезание всех элементов. Существует необходимость расположения инструментов, которые обеспечивают прецизионную подачу энергии для эффективности отрезания.[05] Some existing systems of tools deployed in the wellbore are designed with control lines surrounding the periphery of the pipe or tubing string. Removing a pipe requires cutting off both, the pipe at the target location and the control line or lines. Without cutting both, operators cannot perform the required finishing work. Cutting operations with sufficient power to cut all elements are, however, limited in use due to the risk of damage to the annulus infrastructure. Thus, the ability to perform multiple, accurate cuts on the plane of a single target can cut all elements. There is a need to locate tools that provide a precise supply of energy for cutting efficiency.
[06] Для прецизионного позиционирования инструмента целесообразной является установка анкера или системы анкерного крепления в одном положении так, что многочисленные инструменты можно блокировать в такой анкер или систему анкерного крепления для точного расположения и позиционирования каждого инструмента. Когда анкер расположен в забойной зоне скважины, инструмент не может рассчитывать на измерение или синхронизацию с поверхности. Альтернативно, требуются системы анкерного крепления, обеспечивающие позиционирование и повторное позиционирование одного или многочисленных скважинных инструментов и обеспечивающие ориентирование или синхронизацию инструмента на забое скважины. Синхронизация скважинного инструмента обеспечивает выполнение скважинным инструментом будущих работ на одном месте в стволе скважины или на смещении. Смещение может включать в себя угловое смещение (например, азимутальное, радиальное, полярное, и т.д.) инструмента или позиционное смещение места скважинного инструмента (например, вниз или вверх в стволе скважины от предыдущего места в стволе скважины, на котором проводили предыдущие работы).[06] For precision positioning of an instrument, it is advantageous to mount the anchor or anchoring system in one position so that multiple instruments can be locked into such an anchor or anchoring system to accurately position and position each instrument. When the anchor is located in the bottom hole of the well, the tool cannot rely on measurement or synchronization from the surface. Alternatively, anchoring systems are required to position and reposition one or more downhole tools and to orient or synchronize the tool downhole. Downhole tool synchronization enables the downhole tool to perform future work at the same location in the wellbore or offset. The offset can include an angular offset (e.g., azimuthal, radial, polar, etc.) of the tool, or a positional offset of the location of the downhole tool (e.g., downward or upward in the wellbore from a previous location in the wellbore where previous jobs were performed. ).
[07] Когда свинчены вместе и скреплены с приложением надлежащего крутящего момента, соединения между трубами в трубной колонне становятся сравнительно бесшовными, и отсутствие различимых признаков делает трудной локацию соединений с применением обычных скважинных каротажных устройств. Хотя локаторы муфт обсадной колонны и аналогичные устройства могут помочь в позиционировании инструмента в трубной колонне, существующие устройства имеют ограниченную точность, которая может в общем, в лучшем случае, находиться в диапазоне нескольких футов (фут=305мм). Цель в виде соединения в трубной колонне может иметь длину, измеряемую дюймами (дюйм=25мм), что требует значительно более точного расположения инструмента чем, могут обеспечить сегодняшние локаторы муфт и аналогичные устройства.[07] When screwed together and secured with the proper torque applied, the joints between the pipes in the tubular string become relatively seamless, and the lack of discernible features makes it difficult to locate the joints using conventional downhole logging tools. While casing collar locators and similar devices can assist in positioning the tool in tubing, existing devices have limited accuracy, which can generally be in the range of several feet (ft = 305mm) at best. A tubing joint target can be in lengths measured in inches (in = 25mm), which requires a much more accurate tool positioning than today's collar locators and similar devices can provide.
[08] Процессы заканчивания, проходящие в стволе скважины, часто требуют установки датчиков, перфорирования стенки для сообщения и перфорирования обсадной колонны для установления контакта с геологическими структурами. Работы, такие как встраивание измерительных приборов, закачивание цементного раствора, гидроразрыв пласта и гидравлическое бурение, становятся последующими процессами.[08] Completions taking place in the wellbore often require the installation of sensors, perforating the wall for communication, and perforating the casing to establish contact with the geologic structures. Jobs such as metering, grouting, hydraulic fracturing, and hydraulic drilling become downstream processes.
[09] Другие позиционирующие системы могут включать в себя обеспечение физических элементов во внутреннем пространстве трубной колонны, которые взаимодействуют с соответствующими физическими элементами установочного инструмента; вместе с тем, данные позиционирующие системы требуют многочисленных, прецизионно изготовленных элементов для обеспечения надлежащего функционирования и взаимодействия, содержащих различные подвижные части для обеспечения избирательного взаимодействия между соответствующими элементами.[09] Other positioning systems may include providing physical elements in the interior of the tubing string that interact with corresponding physical elements of the positioning tool; however, these positioning systems require numerous, precision-made elements to ensure proper functioning and interaction, containing various moving parts to ensure selective interaction between the corresponding elements.
[10] Существует необходимость создания съемного позиционирующего устройства и способов позиционирования инструмента, способного к комплементарной стыковке с интеграцией в трубной колонне, для обеспечения прецизионного позиционирование закрепляемых анкером инструментов на заданном месте, содержащем соединения, в трубной колонне для содействия эффективности инструментов. Наличие гибкости избирательно располагаемого блокирующего элемента в трубном элементе значительно улучшает способность инструмента жестко фиксировать инструмент, применяя заранее установленные механизмы профиля анкерного крепления в системе ствола скважины.[10] There is a need for a detachable positioning device and tool positioning methods capable of complementary docking with integration in a tubular string to provide precise positioning of anchored tools at a predetermined location containing joints in a tubular string to facilitate tooling efficiency. Having the flexibility of the selectively positioned locking element in the tubular greatly improves the tool's ability to firmly anchor the tool using pre-installed anchoring profile mechanisms in the wellbore system.
[11] Дополнительно существует необходимость создания позиционирующего устройства и способов, применимых для позиционирования инструмента в трубной колонне, простых по конструкции и функционированию, способных иметь составе части повторного применения, поддающихся механической обработке и повторной механической обработке, способных приспосабливаться к различным ориентациям фиксации и/или взаимодействия.[11] In addition, there is a need for a positioning device and methods applicable to positioning a tool in a tubular string, simple in design and operation, capable of being part of a reusable part, amenable to machining and re-machining, capable of adapting to different retention orientations and / or interactions.
[12] Также существует необходимость создания позиционирующего устройства и способов, применимых для позиционирования инструмента в трубной колонне, спускаемого и развертываемого с использованием легко доступных установочных инструментов.[12] There is also a need for a positioning device and methods useful for positioning a tool in a tubing string, run and deploy using readily available setting tools.
[13] Представленные варианты осуществления удовлетворяют указанным требованиям.[13] The presented embodiments satisfy these requirements.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDISCLOSURE OF THE INVENTION
[14] Варианты осуществления настоящего изобретения включают в себя устройство, системы и способы, применимые для точной установки, позиционирования, и приведения в действие пакеров, резцов, сварочных горелок, перфораторов, установочных инструментов и/или инструментов других типов, применяемых в зоне забоя скважины.[14] Embodiments of the present invention include apparatus, systems, and methods useful for accurately setting, positioning, and activating packers, cutters, welding torches, rock drills, setting tools, and / or other types of tools used in the downhole ...
[15] Описанные варианты осуществления включают в себя систему для обеспечения установки самоцентрирующегося анкера многократного использования в стволе скважины. Система включает в себя анкер предельной дальности действия, имеющий первый выдвигающийся узел, выполненный с возможностью зацепления ствола скважины. Первый выдвигающийся узел может содержать первое множество рычагов, которые могут соединяться с первым хомутом, второе множество рычагов, которые могут соединяться со вторым хомутом, и множество опорных плит. Каждая опорная плита в множестве опорных плит может быть соединена на первой стороне с первым множеством рычагов и может быть соединена на второй стороне с вторым множеством рычагов. Каждая опорная плита может содержать фиксатор, который может быть соединен c радиально наружной поверхностью и выполнен с возможностью надежного зацепления ствола скважины. Анкер предельной дальности действия может включать в себя тягу, которая может быть жестко соединена c первым хомутом и соединена с возможностью скольжения с вторым хомутом. Принудительная подача тяги в осевом направлении может сокращать расстояние между первым хомутом и вторым хомутом и может заставлять множество опорных плит перемещаться в радиальном направлении к стволу скважины.[15] The described embodiments include a system for facilitating the installation of a reusable self-centering anchor in a wellbore. The system includes a range limit anchor having a first retractable assembly configured to engage a wellbore. The first retractable assembly may comprise a first plurality of arms that can be coupled to the first yoke, a second plurality of arms that can be coupled to the second yoke, and a plurality of base plates. Each base plate in the plurality of base plates may be connected on a first side to a first plurality of arms and may be connected on a second side to a second plurality of arms. Each base plate may include a latch that may be connected to a radially outer surface and configured to securely engage the wellbore. The range anchor may include a rod that can be rigidly coupled to the first yoke and slidably coupled to the second yoke. Forcing thrust in the axial direction can shorten the distance between the first yoke and the second yoke and can cause the plurality of base plates to move radially toward the wellbore.
[16] В некоторых вариантах осуществления система может включать в себя второй выдвигающийся узел, выполненный с возможностью зацепления ствола скважины. Второй выдвигающийся узел может включать в себя третье множество рычагов, соединенных со вторым хомутом, четвертое множество рычагов, соединенных с третьим хомутом, и второе множество опорных плит. Каждая опорная плита во втором множестве опорных плит может быть соединена на первой стороне третьего множества рычагов и соединена на второй стороне с четвертым множеством рычагов.[16] In some embodiments, the system may include a second retractable assembly configured to engage a wellbore. The second retractable assembly may include a third plurality of arms coupled to the second yoke, a fourth set of arms coupled to the third yoke, and a second plurality of base plates. Each base plate in the second plurality of base plates may be coupled on the first side of the third plurality of arms and coupled on the second side with the fourth plurality of arms.
[17] В некоторых вариантах осуществления система может включать в себя корпус и сцепной замок. Сцепной замок может быть выполнен с возможностью сцепления с корпусом для сохранения осевого положения тяги относительно корпуса, когда тяга принудительно подается в осевом направлении. В некоторых вариантах осуществления сцепной замок может быть выполнен с возможностью расцепления в корпусе в ответ на приложение к корпусу пороговой расцепляющей силы в осевом направлении.[17] In some embodiments, the implementation of the system may include a housing and a hitch lock. The hitch lock may be configured to engage with the housing to maintain the axial position of the linkage relative to the housing when the linkage is forced axially. In some embodiments, the implementation of the hitch lock may be configured to disengage in the housing in response to the application of a threshold trip force to the housing in the axial direction.
[18] В некоторых вариантах осуществления множество опорных плит выполнен с возможностью перемещения на расстояние до пятнадцати (15) сантиметров в радиальном направлении для зацепления со стволом скважины. В некоторых вариантах осуществления фиксаторы могут представлять собой фиксаторы конической формы, фиксаторы полуконической формы, зубчатые фиксаторы или другие фиксаторы для надежного зацепления ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления первый выдвигающийся узел может включать в себя пружину тяги, скрепляющие штифты, скрепляющие пояса или другие скрепляющие приспособления для предотвращения радиального перемещения множества опорных плит до принудительной подачи тяги.[18] In some embodiments, the plurality of base plates are movable up to fifteen (15) centimeters radially to engage a wellbore. In some embodiments, the retainers may be tapered retainers, semi-conical retainers, serrated retainers, or other retainers to securely engage the wellbore. In some embodiments, the first retractable assembly may include a thrust spring, securing pins, securing belts, or other securing devices to prevent radial movement of a plurality of base plates prior to being forced to be thrust.
[19] В некоторых вариантах осуществления система может включать в себя крышки фиксатора, выполненные с возможностью перекрывать фиксаторы. Крышки фиксатора могут предотвращать взаимодействие между фиксаторами и стволом скважины, когда анкер предельной дальности действия развертывают до некоторой глубины в стволе скважины. В некоторых вариантах осуществления анкер предельной дальности действия может включать в себя установочную штангу, выполненную с возможностью соединения с тягой шпонкой на первом конце, и с установочным инструментом на втором конце. Установочный инструмент может тянуть установочную штангу для принудительной подачи тяги в осевом направлении. В некоторых вариантах осуществления шпонка может быть выполнена с возможностью срезания установочной штанги с тяги, когда ее тянут установленной силой.[19] In some embodiments, the system may include retainer covers configured to overlap the retainers. The retainer caps can prevent interaction between the retainers and the wellbore when the range anchor is deployed to a certain depth in the wellbore. In some embodiments, the range anchor may include a positioning bar configured to be coupled to a pull rod at a first end and a positioning tool at a second end. The setting tool can pull the setting rod to force thrust in the axial direction. In some embodiments, the key may be configured to shear the locating rod from the rod when it is pulled by a predetermined force.
[20] Описанные варианты осуществления могут включать в себя способ выполнения работы в забойной зоне ствола скважины. Способ может включать в себя спуск анкера предельной дальности действия в ствол скважины, при этом анкер предельной дальности действия может включать в себя соединительную головку для инструмента. Способ может включать в себя этап, на котором приводят в действие установочный инструмент для принудительной подачи тяги в осевом направлении для выдвижения множества опорных плит в радиальном направлении. Опорные плиты могут быть выполнены с возможностью надежного зацепления ствола скважины с фиксаторами, соединенными c радиально наружной поверхностью опорных плит. Способ может дополнительно включать в себя этапы, на которых спускают первый инструмент на соединительную головку для инструмента, выполняют первую работу первым инструментом, извлекают первый инструмент на поверхность из ствола скважины, спускают второй инструмент на соединительную головку для инструмента, выполняют вторую работу вторым инструментом на втором месте, и извлекают второй инструмент на поверхность из ствола скважины.[20] Described embodiments may include a method of performing work in the bottom hole of a wellbore. The method may include lowering a range anchor into a wellbore, wherein the range anchor may include a tool coupling. The method may include actuating an axial thrust setting tool to extend the plurality of base plates radially. The base plates can be made with the possibility of reliable engagement of the wellbore with clamps connected to the radially outer surface of the base plates. The method may further include lowering the first tool onto the tool connection head, performing the first work with the first tool, retrieving the first tool to the surface from the wellbore, lowering the second tool onto the tool connection head, performing the second work with the second tool on the second place, and retrieve the second tool to the surface from the wellbore.
[21] Способ описанных вариантов осуществления может также содержать этапы, на которых соединительную головку для инструмента тянут в осевом направлении для отцепления множества опорных плит от ствола скважины. Этап, на котором выполняют первую работу, вторую работу или их комбинации, может включать в себя приведение в действие осевого газового резака, радиального газового резака, скважинного перфоратора, резака для эксплуатационной насосно-компрессорной трубы, или их комбинации. Также, результатом приведения в действие установочного инструмента может быть срезание установочной штанги с тяги. Срезание может быть выполнено, когда множество опорных плит зацеплен со стволом скважины. В некоторых вариантах осуществления описанных способов, первая работа может быть выполнена в целевом местоположении и вторая работа может быть выполнена в трех (3) сантиметрах (1,18 дюймов) или меньше трех (3) сантиметров от целевого местоположения. Также, опорные плиты могут быть выполнены с возможностью выдвижения в радиальном направлении на расстояние до пятнадцати (15) сантиметров.[21] The method of the described embodiments may also include the steps of pulling the tool coupling axially to disengage the plurality of base plates from the wellbore. The step in which the first job, the second job, or combinations thereof is performed, may include operating an axial torch, radial torch, rock drill, production tubing cutter, or a combination thereof. Also, actuation of the setting tool may result in shearing of the setting rod from the link. Shearing can be performed when a plurality of base plates are engaged with the wellbore. In some embodiments of the described methods, the first job may be performed at the target location and the second job may be performed three (3) centimeters (1.18 inches) or less than three (3) centimeters from the target location. Also, the base plates can be radially extendable up to fifteen (15) centimeters.
[22] В некоторых описанных вариантах осуществления система для надежного зацепления ствола скважины может включать в себя первый рычаг, соединенный с возможностью поворота с первым хомутом на первом конец первого рычага, второй рычаг, соединенный с возможностью поворота с вторым хомутом на первом конце второго рычага, и тягу, жестко соединенную с первым хомутом и соединенную с возможностью скольжения с вторым хомутом и выполненную с возможностью поступательного перемещения в продольном направлении. Первый рычаг и второй рычаг могут быть выполнены с возможностью поворота, когда тяга поступательно перемещается в продольном направлении, при этом второй конец первого рычага и второй конец второго рычага выступают в осевом направлении перпендикулярно продольному направлению.[22] In some described embodiments, a system for securely engaging a wellbore may include a first arm pivotally coupled to a first yoke at a first end of a first arm, a second arm pivotally coupled to a second yoke at a first end of a second arm, and a rod rigidly coupled to the first yoke and slidably coupled to the second yoke and movable longitudinally. The first arm and the second arm may be pivotable when the link is translationally moved in the longitudinal direction, with the second end of the first arm and the second end of the second arm protruding axially perpendicular to the longitudinal direction.
[23] В некоторых вариантах осуществления система может включать в себя опорную плиту, соединенную с возможностью поворота с вторым концом первого рычага и вторым концом второго рычага. Система может дополнительно включать в себя выступ, прикрепленный на втором конце второго рычага. Выступ может быть выполнен с возможностью выступать в ствол скважины после поступательно перемещения тяги в продольном направлении. Первый рычаг может включать в себя выемку, выполненную с возможностью размещения выступа во время транспортировки системы в стволе скважины, и первый рычаг, второй рычаг или их комбинации могут содержать гибкие элементы, как описано ниже.[23] In some embodiments, the system may include a base plate pivotally coupled to a second end of a first arm and a second end of a second arm. The system may further include a protrusion attached to the second end of the second arm. The protrusion can be configured to protrude into the wellbore after translational movement of the thrust in the longitudinal direction. The first arm may include a recess configured to receive a protrusion during transport of the system in the wellbore, and the first arm, second arm, or combinations thereof may include flexible members, as described below.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS
[23] В подробном описании различных вариантов осуществления, применимых в объеме настоящего изобретения, представленном ниже, дается ссылка на прилагаемые чертежи, на которых показано следующее.[23] In the detailed description of various embodiments applicable within the scope of the present invention presented below, reference is made to the accompanying drawings, in which the following is shown.
[24] На фиг. 1 показан в изометрии вариант осуществления анкера предельной дальности действия, применимого в объеме настоящего изобретения.[24] FIG. 1 shows an perspective view of an embodiment of a range anchor useful within the scope of the present invention.
[25] На фиг. 2 показано сечение варианта осуществления анкера предельной дальности действия фиг. 1.[25] FIG. 2 is a cross-sectional view of an embodiment of the range anchor of FIG. one.
[26] На фиг. 3 показано сечение варианта осуществления анкера предельной дальности действия фиг. 1.[26] FIG. 3 shows a cross-sectional view of an embodiment of the range anchor of FIG. one.
[27] На фиг. 4 показан в изометрии вариант осуществления опорной плиты которую можно применять, как часть анкера предельной дальности действия фиг. 1.[27] FIG. 4 shows an perspective view of an embodiment of a base plate which can be used as part of the range anchor of FIG. one.
[28] На фиг. 5 показан в изометрии вариант осуществления опорной плиты которую можно применять, как часть анкера предельной дальности действия фиг. 1.[28] FIG. 5 shows an perspective view of an embodiment of a base plate which can be used as part of the range anchor of FIG. one.
[29] На фиг. 6 показано сечение варианта осуществления анкера предельной дальности действия фиг. 1.[29] FIG. 6 is a cross-sectional view of an embodiment of the range anchor of FIG. one.
[30] На фиг. 7 показан вид сбоку с сечением дополнительного или альтернативного нижнего выдвигающегося узла 130.[30] FIG. 7 is a cross-sectional side view of an additional or alternative lower
[31] На фиг. 8 показан вариант осуществления анкера предельной дальности действия настоящего изобретения, в котором применен электромеханический анкер.[31] FIG. 8 illustrates an embodiment of the range anchor of the present invention that employs an electromechanical anchor.
[32] Один или несколько вариантов осуществления описаны ниже со ссылкой на перечисленные фигуры.[32] One or more embodiments are described below with reference to the listed figures.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯDESCRIPTION OF PREFERRED EMBODIMENTS
[33] Перед подробным описанием выбранных вариантов осуществления настоящего изобретения, указываем, что настоящее изобретение не ограничено частными вариантами осуществления, описанными в данном документе. Раскрытие и описание в данном документе является иллюстративным и объясняющим один или несколько предпочтительных в настоящее время вариантов осуществления и их вариаций, и специалисту в данной области техники понятно, что различные изменения в конструкции, организации, средствах эксплуатации, структурах, местоположении, методологии и применении механических эквивалентов можно выполнять без отхода от сущности изобретения.[33] Before describing the selected embodiments of the present invention in detail, we point out that the present invention is not limited to the particular embodiments described herein. The disclosure and description herein is illustrative and explanatory of one or more presently preferred embodiments and variations thereof, and a person skilled in the art will appreciate that various changes in design, organization, means of operation, structures, location, methodology, and mechanical application equivalents can be made without departing from the spirit of the invention.
[34] Также, следует понимать, что чертежи служат для иллюстрации и просто раскрывают в настоящее время предпочтительные варианты осуществления специалисту в технике, но не служат рабочими чертежами или изображениями готовых изделий и могут включать в себя упрощенные концептуальные виды для содействия пониманию или объяснению. Также, относительный размер и устройство компонентов могут отличаться от показанного и при этом соответствовать сущности изобретения.[34] Also, it should be understood that the drawings are for illustration and merely disclose currently preferred embodiments to a person skilled in the art, but do not serve as working drawings or finished product drawings and may include simplified conceptual views to aid understanding or explanation. Also, the relative size and arrangement of the components may differ from that shown and still be consistent with the spirit of the invention.
[34] Кроме того, следует понимать, что различные направления, такие как ʺверхнийʺ, ʺнижнийʺ, ʺнизʺ, ʺверхʺ, ʺлевыйʺ, ʺправыйʺ, и т.д. даны только по отношению к объяснениям в соединении с чертежами, и что компоненты можно ориентировать иначе, например, во время транспортировки и изготовления, а также эксплуатации. Поскольку много разных и отличающихся вариантов осуществления можно выполнить в объеме концепции (концепций), изложенной в данном документе, и поскольку много модификаций можно выполнить в вариантах осуществления, описанных в данном документе, понятно, что детали в данном документе следует интерпретировать, как иллюстративные и не ограничивающие.[34] In addition, it should be understood that different directions such as "up", "down", "down", "up", "left", "right", etc. are given only with reference to explanations in connection with the drawings, and that components can be oriented differently, for example, during transport and manufacture, as well as during operation. Since many different and different embodiments can be accomplished within the scope of the concept (s) set forth herein, and since many modifications can be made to the embodiments described herein, it is understood that the details herein are to be interpreted as illustrative and not limiting.
[36] На фиг. 1 показан в изометрии вариант осуществления анкера 10 предельной дальности действия, который может быть размещен в забойной зоне ствола скважины. Анкер 10 предельной дальности действия может быть размещен в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе (НКТ) ствола скважины или бурильной колонне, или в некоторых вариантах осуществления может быть закреплен в обсадной колонне ствола скважины. Анкер 10 предельной дальности действия обеспечивает полезность для анкерного крепления в большом диапазоне насосно-компрессорных труб. Например, как объяснено подробно ниже, аналогичный вариант осуществления анкера 10 предельной дальности действия может быть установлен в 8,9 сантиметровой (3,5 дюймовой) эксплуатационной насосно-компрессорной трубе, извлечен, и затем позже установлен в 27,3 сантиметровой (10,75 дюймовой) эксплуатационной насосно-компрессорной трубе. Анкер 10, как показано, может включать в себя нижнюю секцию 12, которая включает в себя закрепляющие элементы, как объяснено ниже, и верхнюю секцию 14, которая может включать в себя электронные, механические или химические элементы развертывания, как объяснено ниже.[36] FIG. 1 shows an perspective view of an embodiment of a
[37] Как показано на фиг. 1, элемент 16 центрирования, с которым скважинные инструменты можно соединять, может быть прикреплен к верхней секции 14. Например, элемент 16 центрирования может включать в себя ловильную шейку, как проиллюстрировано, для соединения со скважинным инструментом. С таким элементом 16 центрирования скважинный инструмент 17 можно спускать на ловильную шейку (окружающую элемент 16 центрирования). Элемент 16 центрирования может включать в себя утолщение 18, которое может обеспечивать скважинному инструменту 17 азимутальное направление, в которое скважинный инструмент 17 может синхронизироваться. С утолщением 18, обеспечивающим азимутальное направление, операция прецизионного направления может быть проведена много раз с одним или несколькими инструментами. То есть, анкер 10 остается в стволе скважины, и дополнительные скважинные инструменты 17 могут быть спущены на элемент 16 центрирования, ориентированы на утолщении 18, запущены в работу и извлечены. Скважинный инструмент 17 может быть блокирован на место на ловильной шейке на элементе 16 центрирования или блокирован на утолщение 18.[37] As shown in FIG. 1, a centering
[39] Для блокирования анкера 10 предельной дальности действия на место, нижняя секция 12 может включать в себя ряд выдвигающихся узлов, которые могут быть убраны, когда анкер 10 предельной дальности действия спускают в ствол скважины. Затем, когда анкер 10 предельной дальности действия расположен на месте, выдвигающиеся узлы могут выдвигаться наружу, как объяснено подробно ниже.[39] To lock the
[39] В варианте осуществления фиг. 1 показан нижний выдвигающийся узел 20 и верхний выдвигающийся узел 22. Каждый из узлов 20, 22 включают в себя рычаги 24 и опорные плиты 26, которые расположены, как множества рычагов 24 и множества опорных плит 26. На фиг. 1 показан вариант осуществления, в котором каждое множество включает в себя три рычага 24 (т.е., первое множество, содержащее три рычага, обозначенные позицией 24a, третий рычаг 24a не показан на фиг. 1, второе множество, содержащее три рычага, обозначенные позицией 24b третий рычаг 24b не показан на фиг. 1, третье множество, содержащее три рычага, обозначенные позицией 24c, третий рычаг 24c не показан на фиг. 1, четвертое множество, содержащее три рычага, обозначенные позицией 24d, третий рычаг 24d не показан на фиг. 1) и три опорные плиты 26 (т.е., первое множество, содержащее три опорные плиты обозначенные позицией 26a, третья опорная плита 26a не показана на фиг. 1, и второе множество, содержащее три опорные плиты, обозначенные позицией 26b, третья опорная плита 26b не показана на фиг. 1, соответственно). Нижний узел 20 включает в себя множество нижних рычагов 24a, множество опорных плит 26a и множество верхних рычагов 24b. Аналогично, верхний узел 22 включает в себя множество нижних рычагов 24c, множество опорных плит 26b и множество верхних рычагов 24d. Каждое множество рычагов 24 или опорных плит 26 может содержать, самое меньшее, два элемента или намного больше элементов. Например, множество может включать в себя 3 (как в показанном варианте осуществления), 4, 5, 6, 7, 8, 9, или больше рычагов 24 или опорных плит 26, или множества рычагов 24a-d и опорных плит 26a-b. Хотя вариант осуществления анкера 10 предельной дальности действия, показанный на фиг. 1, включает в себя два узла 20, 22, каждый узел, содержащий множества рычагов 24a-d и множества опорных плит 26a-b, анкер 10 предельной дальности действия может включать в себя любое число узлов 20, 22 для обеспечения надежного соединения в стволе скважины.[39] In the embodiment of FIG. 1 shows a lower
[40] Как показано на фиг. 1, рычаги 24 могут соединять опорную плиту 26 с хомутами, которые могут связывать узлы 20, 22 вместе. Например, как дополнительно показано на фиг. 1, нижний рычаг 24a (для упрощения, каждое из множеств рычагов 24a-d может быть рассмотрен ниже, как индивидуальные рычаги; следует понимать, что ʺнижние рычаги 24aʺ должны означать нижний рычаг в каждом множестве нижних рычагов 24a) в нижнем узле 20 может соединять первый конец первой опорной плиты 26a с нижним хомутом 28, и верхний рычаг 24b в нижнем узле 20 может соединять второй конец первой опорной плиты 26a со средним хомутом 29. В отношении верхнего узла 22, нижний рычаг 24c в верхнем узле 22 может соединять вторую опорную плиту 26b со средним хомутом 29, и верхний рычаг 24d верхнего узла 22 может соединять вторую опорную плиту 26b с верхним хомутом 30. Соединения между рычагами 24a-d и хомутами 28, 29, 30 могут являться поворотными шарнирами, так что рычаги 24a-d могут свободно изменять угол, под которым они соединены с каждым из хомутов 28, 29, 30.[40] As shown in FIG. 1, levers 24 may connect
[41] Узлы 20, 22 могут выдвигаться радиально наружу в ответ на действие тяги 32, которая тянет на себя нижнюю головку 34 анкера 10 предельной дальности действия для сокращения расстояния между хомутами 28, 29, 30. То есть, установочный инструмент, электромеханический анкер, или другой инструмент для вытягивания, заставляет тягу 32 (возможно через промежуточные компоненты, как объяснено ниже) перемещаться в верхнем направлении 36; и в ответ опорные плиты 26 в нижнем узле 20 и верхнем узле 22 одновременно выдвигаются в радиально наружном направлении 44. Одновременное перемещение всех множеств рычагов 24a-d и опорных плит 26a-b автоматически центрирует анкер 10 предельной дальности действия в стволе скважины, насосно-компрессорной трубе и т.д. Пружина 40 тяги может быть использована для приложения силы в направлении 42 вниз во время выполнения анкером 10 предельной дальности действия рейса вглубь ствола скважины для сохранения узлов 20, 22 в направлении 38 радиально внутрь и предотвращения вибрации или случайного перемещения узлов 20, 22 вследствие не стесненного перемещения рычагов 24a-d и/или опорных плит 26a-b.[41] The
[42] На фиг. 2 показано сечение варианта осуществления анкера 10 предельной дальности действия фиг. 1. В частности, на фиг. 2 показан нижний узел 20 при выполнении рейса или в не выдвинутом положении с тягой 32 в самом низу в радиальном направлении 42. Для дополнительного обеспечения условий устойчивого перемещения опорная плита 26a может быть закреплена на место штифтами 46, которые могут быть прикреплены к пружине 40 тяги или другой площади анкера 10 предельной дальности действия. Штифты 46 могут захватывать опорную плиту 26 на поверхности 48 захвата, которая стабильно фиксируется до развертывания тяги 32 в радиальном направлении 36 вверх. Другими словами, нижний узел 20, показанный на фиг. 2, должен выдерживать при перемещении угол 50 для рычагов 24a-b относительно хомутов 28, 29 в течение всего спуска в ствол скважины. При выполнении рейса угол 50 может обычно иметь величину около 90 градусов, что означает выполнение рейса с рычагами 24a-b параллельными стволу скважины во время спуска. В некоторых вариантах осуществления вместе с тем, при выполнении рейса угол 50 может быть больше или меньше 90 градусов для удовлетворения требований более быстрого развертывания или других требований для развертывания анкера 10 предельной дальности действия.[42] FIG. 2 shows a sectional view of an embodiment of the
[43] Для развертывания анкера 10 предельной дальности действия тягу 32 тянут вверх в радиальном направлении 36, как упомянуто выше. На фиг. 2 показано, что тяга 32 жестко прикреплена к нижней головке 34, так что когда тягу 32 тянут, все, нижнюю головку 34, нижний хомут 28 и прикрепленный рычаг 24a тянут в радиальном направление 36 вверх. Средний хомут 29, напротив, может перемещаться по наружному диаметру вдоль тяги 32, так что тяга 32 свободна для скольжения через средний хомут 29. Сила, действующая от верхнего узла 22, отжимает средний хомут 29 вниз (т.е., вниз в радиальном направлении 42) относительно нижнего конца 34, и рычаги 24a-b, и опорная плита 26a таким образом принудительно подаются в направлении 44 радиально наружу. [43] To deploy the
[44] Развернутый вариант осуществления анкера 10 предельной дальности действия фиг. 2 показан на фиг. 3. Как показано на фиг. 3, нижний хомут 28 (с нижней головкой 34) подтянут ближе к среднему хомуту 29, и рычаги 24a-b и опорная плита 26a переместились радиально в направлении 44 наружу. Рычаги 24a-b теперь образуют угол 52 развертывания относительно хомутов 28, 29, а опорная плита 26a остается параллельной тяге 32 и, что важно, стенке 62 насосно-компрессорной трубы. Угол 52 развертывания в общем меньше угла 50 выполнения рейса, при котором анкер 10 предельной дальности действия выполняет рейс вниз по стволу скважины с меньшим профилем, чем когда анкер 10 развертывают. Опорная плита 26a перемещается на расстояние 56 от положения выполнения рейса (фиг. 2) до положения развертывания (фиг. 3). Расстояние 56 может, в некоторых вариантах осуществления составлять до 30 сантиметров. Например, диапазон может составлять от 1 сантиметра до 15 сантиметров, от 1 сантиметра до 20 сантиметров, от 1 сантиметра до 25 сантиметров, от 5 сантиметров до 15 сантиметров и т.д. Когда тягу 32 тянут и анкер развертывают, поверхность 60 опорной плиты 26a может упираться в стенку 62 насосно-компрессорной трубы, и фиксаторы 64 (показаны на фиг. 4 и 5) могут вдавливаться в стенку 62 насосно-компрессорной трубы для обеспечения надежного прилегания. Поскольку рычаги 24a-b и опорная плита 26a могут развертываться или выдвигаться одновременно, опорная плита 26a и/или фиксаторы 64 (показаны на фиг. 4 и 5) в каждом множестве или узле 20, 22, могут вдавливаться в стенку 62 насосно-компрессорной трубы с одинаковой силой и синхронизацией. То есть, когда одна опорная плита 26a может соприкасаться со стенкой 62 насосно-компрессорной трубы раньше другой опорной плиты 26a, анкер 10 предельной дальности действия должен центрироваться до того, как любая из опорных плит 26a прикладывает какое-либо давление, которое должно фактически задавливать фиксаторы 64 в стенку 62 насосно-компрессорной трубы. Фиксаторы 64 уменьшают вероятность проскальзывания или сдвига после развертывания, и фиксаторы 64 могут содержать любые комбинации форм и размеров для надежного вдавливания в стенку 62 насосно-компрессорной трубы. Показанные варианты осуществления включают в себя фиксатор 70 в виде усеченного конуса, заостренный конический фиксатор 72, и многоточечный фиксатор 74, как показано на фиг. 2 и 3.[44] The deployed embodiment of the
[45] На фиг. 4 показан вариант осуществления опорной плиты 26, которую можно применять в анкере 10 предельной дальности действия фиг. 1-3. Как показано, в опорной плите 26 применены фиксаторы 64 единого размера и формы. В частности, на фиг. 4 показана расстановка два на три точечных конических фиксаторов 72. Размер, форма, и/или расстановка фиксаторов 64 может зависеть от типа стенки 62 насосно-компрессорной трубы, в которую фиксаторы 64 должны вдавливаться. Например, для стенки 62 насосно-компрессорной трубы, которая сильно поражена коррозией и/или ржавчиной, с разрыхленным или размягченным материалом на внутренний поверхности 80 (показано на фиг. 3), можно задействовать фиксатор 64, который проникает глубже во внутреннюю поверхность 80. С другой стороны, если стенка 62 насосно-компрессорной трубы имеет твердую и/или полированную поверхность, для фиксаторов 64 можно применять меньшие, более острые и/или с большим числом точек на поверхности 60 опорной плиты 26.[45] FIG. 4 shows an embodiment of a
[46] Дополнительный, но не ограничивающий пример фиг. 5 показывает вариант осуществления опорной плиты 26 имеющий пять фиксаторов 64, расположенных на поверхности 60 опорной плиты 26. В состав варианта осуществления фиг. 5 включен больший многоточечный фиксатор 74, установленный в центре опорной плиты 26 с несколькими меньшими фиксаторами 70 в виде усеченных конусов, установленных по углам опорной плиты 26. Кроме того, опорная плита 26 в варианте осуществления, показанном на фиг. 5, включает в себя химические фиксаторы 82, в которых можно применять клей, эпоксид, адгезив или другие химреагенты для прикрепления опорной плиты 26 к стенке насосно-компрессорной трубы 62.[46] A further but non-limiting example of FIG. 5 shows an embodiment of a
[47] Для защиты фиксаторов 64 во время выполнения рейса в стволе скважины опорная плита 26 может включать в себя крышку 84 фиксаторов (показано на фиг. 2 и 3). Крышка 84 фиксаторов может быть прикреплена к поверхности 60 во время выполнения рейса в скважину и в некоторых вариантах осуществления выполнена из материала с низким коэффициентом трения. Например, крышка 84 фиксаторов может включать в себя полимер, керамику, пластик, силикон, резину или другой защитный материал. Крышка обеспечивает опорной плите 26 и анкеру 10 предельной дальности действия сквозной проход мимо элементов в стволе скважины, которые могут без нее соприкасаться с фиксаторами 64 и мешать рейсу. Кроме того, крышка 84 фиксаторов защищает фиксаторы 64, при этом любые острые точки фиксаторов 64 сохраняют свою остроту до развертывания. После развертывания анкера 10 предельной дальности действия, крышку 84 фиксаторов можно деформировать, сжимать, или дробить, чтобы дать фиксаторам 64 возможность столкнуться с внутренней поверхностью 80 стенки 62 насосно-компрессорной трубы. В показанном варианте осуществления фиг. 3 крышка 84 фиксаторов раздроблена и должна раствориться или упасть вниз в стволе скважины.[47] To protect the
[48] На фиг. 6 показан вариант осуществления верхней секции 14 анкера 10 предельной дальности действия фиг. 1. Как показано, верхнюю секцию 14 анкера 10 предельной дальности действия можно применять для размещения корпуса 98, который помогает в сохранять выдвигающиеся узлы 20, 22 в развернутом положении после развертывание. На фиг. 6 показана верхняя секция 14 до вытягивания тяги 32. Как показано, муфта 100 тяги 32 сидит на дне полости 102 на заплечике 120 который лежит в контакте с опорной поверхностью 104 корпуса. Как объяснено выше, анкер 10 предельной дальности действия может выполнять рейс вниз в стволе скважины в данном положении. Для развертывания анкера 10 предельной дальности действия тяга 32 может быть соединена с первым концом установочной штанги 106 срезным штифтом 108. Установочная штанга 106 может быть соединена на другом конце с установочным инструментом, электромеханическим анкером или другим скважинным тяговым устройством, которое тянет на себя установочную штангу 106. Установочная штанга 106, срезной штифт 108, и тяга 32 могут перемещать вверх в направлении 36 относительно корпуса 98. Аналогично средней хомуту 29 описанной выше, верхняя хомут 30 может быть соединена с возможностью скольжения c тягой 32, что обеспечивает тяге 32 осевое перемещение в направлении 36 вверх, и таким образом заставляет рычаги 24 перемещаться в радиальном направлении 44 наружу. Для предотвращения деформации стенки 62 насосно-компрессорной трубы срезной штифт 108 можно калибровать для среза при заданной силе развертывания. В некоторых вариантах осуществления электромеханический анкер можно калибровать или программировать для отключения энергии, когда обнаружена некоторая сила развертывания (например, меньше силы, которая деформирует стенку 62 насосно-компрессорной трубы). В таких вариантах осуществления анкер 10 предельной дальности действия может не иметь срезного штифта 108. Сила развертывания является достаточно большой для задавливания фиксаторов 64 во внутреннюю поверхность 80 стенки 62 насосно-компрессорной трубы, но достаточно малой, чтобы анкер 10 предельной дальности действия и стенка 62 насосно-компрессорной трубы не деформировались или не получали иного повреждения. После развертывание анкера 10 предельной дальности действия установочный инструмент (если применен), установочная штанга 106, и любая часть срезного штифта 108, прикрепленная к установочной штанге 106, может быть извлечена обратно на поверхность из ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления электромеханический анкер, применяемый для установки анкера 10 предельной дальности действия, может оставаться в забойной зоне до готовности анкера 10 предельной дальности действия к извлечению.[48] FIG. 6 shows an embodiment of the
[49] Тягу 32 можно удерживать на месте различными закрепляющими устройствами. Например, верхняя секция 14 может включать в себя сцепной замок 110, удерживающий срезной штифт 122 и гребни 112 внутри полости 102 корпуса 98. Гребни 112 в показанном варианте осуществления выполнены с возможностью обеспечивать сцепному замку скольжение аксиально в направлении 36 вверх, но предотвращать скольжение сцепного замка 110 в направлении 42 вниз. Нижняя кромка 114 каждого гребня 112 может быть немного скошена для уменьшения трения между верхней кромкой 116 сцепного замка 110 и нижней кромкой 114 каждого гребня 112. Верхняя кромка 118 гребней 112, вместе с тем, скошена для увеличения удерживающей способности нижней кромки 120 сцепного замка 110. Сцепной замок 110 может также включать в себя сцепную пружину 124, которая увеличивает силу сцепного замка 110, действующую в направлении 44 радиально наружу на гребни 112. Сцепной замок 110 может включать в себя варианты осуществления где сцепная пружина 124 является цилиндрической пружиной или, как проиллюстрировано, может включать в себя упругий материал, или дугообразную пружину, которая поджимает сцепной замок 110 к гребням 112.[49] The
[50] После развертывания анкер 10 может оставаться на месте развертывания для ряда работ. Один или несколько инструментов могут быть спущены в забойную зону скважины и на элемент 16 центрирования для работы. После завершения всех требуемых работ инструмента оператор может извлечь анкер 10 предельной дальности действия с помощью возврата выдвигающихся узлов 20, 22 в положение выполнения рейса. Например, электромеханический регулятор может использовать двигатель для подтягивания тяги 32 в направлении 42 обратно вниз относительно верхней секции 14 и верхнего хомута 30. Тягу 32 можно также высвобождать с помощью дробления или срезания удерживающего срезного штифта 122. Удерживающий срезной штифт 122 можно калибровать для дробления при пороговой расцепляющей силе на анкере 10 предельной дальности действия. Альтернативно, извлекающий инструмент можно спустить и закрепить на элементе 16 центрирования и подтянуть аксиально в направлении 36 вверх. При пороговой расцепляющей силе удерживающий срезной штифт 122 срезается, обеспечивая тяге 32 отсоединение от сцепного замка 110. Конец со стороны забоя муфты 100 должен входить в контакт с концом со стороны устья заплечика 120 после извлечения. Пружина 40 тяги заставляет тягу 32 оставаться в выдвинутом положении, что удерживает выдвигающиеся узлы 20, 22 в направлении 38 радиально внутрь 38, так что анкер 10 может быть полностью извлечен. Работа извлечения может быть выполнена последним инструментом, подлежащим ориентированию на анкере 10. Последний инструмент в таком случае должен быть установлен с возможностью приложения достаточного дополнительного натяжения к анкеру 10, при котором удерживающий срезной штифт 122 разрывается или срезается.[50] Once deployed, the
[51] На фиг. 7 показан вид сбоку с сечением дополнительного или альтернативного нижнего выдвигающегося узла 130. Нижний выдвигающийся узел 130 включает в себя нижний рычаг 132a, который может прикрепляться к нижнему хомуту 28 способом, одинаковым с другим нижним рычагом 24a. Аналогично, верхний рычаг 132b может прикрепляться к среднему хомуту 29 способом, одинаковым с описанным выше. Как проиллюстрировано, вместе с тем, нижний выдвигающийся узел 130 может включать в себя варианты осуществления для скрепления анкера 10 со стволом скважины без опорной плиты 26, описанной выше. Вместо этого, в нижнем выдвигающемся узле 130 можно применять скрепляющий выступ 134, который выступает из верхнего конца 142 верхнего рычага 132b. Выступ 134 включает в себя гребни 136, которые вдавливаются в ствол скважины. Вдавливание гребней 136 закрепляет позиционирование анкера 10 во время ориентации в последующем закрепляемых анкером инструментов. Гребни 136 могут иметь дополнительные или альтернативные показанным на фиг. 7 размер, форму, и/или расстановка в зависимости от материала, в который гребни 136 должны вдавливаться. Как и в случае с фиксаторами 64 (объяснено выше), благодаря размеру, форме и/или расстановке гребни 136 могут проникать глубже во внутреннюю поверхность, если стенка 62 насосно-компрессорной трубы сильно поражена коррозией и/или ржавчиной, имеет разрыхленный или размягченный материал на своей внутренней поверхности 80. С другой стороны, если стенка 62 насосно-компрессорной трубы выполнена из твердого материала и/или имеет полированную поверхность, для гребней 136 можно применять острия меньшего размера, более острые и/или в большем количестве.[51] FIG. 7 is a cross-sectional side view of an additional or alternative
[51] Во время транспортировки анкера 10 в стволе скважины, нижний рычаг 132a и верхний рычаг 132b, по существу, параллельны тяге 32, что делает более узким профиль анкера 10 предельной дальности действия аналогично варианту осуществления, показанному на фиг. 2 и описанному выше. Выступ 134 располагается на одной линии с рычагами 132a, 132b. Нижний рычаг 132a включает в себя выемку 138, вырезанную в нижнем рычаге 132a; и во время транспортировки выступ 134 размещен в выемке 138 для защиты гребней 136 и обеспечения плавного спуска анкера 10. Нижний рычаг 132a может прикрепляться к левой стороне 137 и правой стороне 140 верхнего рычага 132b, что обеспечивает плавное и надежное развертывание выступа 134 с упором в ствол скважины. В некоторых вариантах осуществления нижний рычаг 132a может включать в себя выступ, имеющий гребни на верхнем конце для дополнительного закрепления анкера 10 в стволе скважины. В дополнительном или альтернативном варианте осуществления верхний рычаг 132b и нижний рычаг 132a могут меняться ролями. То есть, нижний рычаг может включать в себя выступ 134 а верхний рычаг 132b может включать в себя выемку 138.[51] During transport of the
[53] Верхний рычаг 132b (или нижний рычаг 132a в некоторых вариантах осуществления) могут также включать в себя гибкие элементы 144, или другие амортизирующие элементы, которые обеспечивают верхнему рычагу 132b амортизацию или гибкость во время развертывания. Гибкость и амортизация могут быть полезными для выполнения и поддержания соединения между выступом 134 и стволом скважины. Например, как показано на фиг. 6, когда сцепной замок 110 скользит в направлении 36 вверх вдоль гребней 112, каждый гребень 112 индивидуально скользит мимо сцепного замка 110. Когда срезной штифт 108 срезается, сцепной замок 110 может испытывать обратное скольжение. Данное небольшое скольжение может возникать в особенности если сцепной замок 110 только частично оттянут от одного гребня 112 к следующему гребню 112. Указанное может иметь весьма малую величину (например, 0,006 дюймов или 0,152 мм) вследствие небольшой длины гребней 112, но может все равно обуславливать потерю выступом 134 некоторой силы сцепления со стволом скважины.[53] The
[54] Для предотвращения данной потери силы сцепления гибкие элементы 144 (как показано на фиг. 7) обеспечивают некоторый рост потенциальной энергии пружины до срезания срезного штифта 108. То есть, тяга 32 тянет хомуты 28, 29 для перемещения рычагов 132a, 132b в направлении 44 наружу до соприкосновения выступа 134 со стволом скважины. Затем верхний рычаг 132b может изгибаться для создания потенциальной энергии пружины между стволом скважины и тягой 32. Следом за изгибом верхнего рычага 132b, срезной штифт 108 срезается и потенциальная энергия пружины от изгиба поглощает любую потерю в силе сцепления, обусловленную сдвигом сцепного замка 110 между гребнями 112. Потенциальная энергия пружины толкает выступ 134 на ствол скважины с дополнительной силой, которая увеличивает силу трения и таким образом в целом способность анкера 10 предельной дальности действия оставаться в фиксированном месте.[54] To prevent this loss of traction force, the flex members 144 (as shown in FIG. 7) provide some increase in potential spring energy prior to shearing
[55] Гибкие элементы 144 могут включать в себя пазы, борозды, канавки или другие физические изменения рычага (например, верхнего рычага 132b) для обеспечения жесткому в их отсутствие рычагу изгиба или изгиба дугой без деформирования или постоянного искривления. Гибкие элементы 144 могут также содержать значительные отличия для рычагов. Например, рычаги 132 могут быть сконструированы из гибкого металла, полимера, резины или другого материала, который не деформируется под нагрузкой. Кроме того, гибкие элементы 144 могут включать в себя комбинации данных или других признаков, которые дают возможность рычагам 132 обеспечивать увеличенную силу, нормальную к внутренней поверхности ствола скважины.[55]
[56] В некоторых вариантах осуществления анкер 10 может быть намеренно отклонен от центра ствола скважины. Например, нижние рычаги 132a и верхние рычаги 132b могут менять длину от одного множества выдвигающегося узла 130 к другому множеству. То есть, верхний рычаг 132b одного множества может быть длиннее верхних рычагов 132b других множеств частного выдвигающегося узла 130. Указанное может приводить к прикреплению укороченного верхнего рычага 132b к среднему хомуту 29, а более длинного верхнего рычага 132b к отличающемуся среднему хомуту. Когда выдвигающийся узел 130 развертывают, более длинные рычаги одного множества должны заставлять анкер 10 отходить от центра ствола скважины до зацепления укороченными рычагами другого множества стенки ствола скважины. Альтернативно или дополнительно, для смещения анкера 10 от центра ствола скважины точку 146 соединения между нижним рычагом 132a и верхним рычагом 132b можно регулировать. В показанном варианте осуществления фиг. 7, оба, нижние рычаги 132a и оба, верхние рычаги 132b имеют, по существу, равную длину, и точка 146 соединения расположена вблизи концов данных рычагов 132a, 132b, как показано. Вместе с тем, в некоторых вариантах осуществления нижний рычаг 132a может быть длиннее, с выемкой 138, охватывающей больше площади верхнего рычага 132b. То есть, нижний рычаг 132a может выдвигаться на каждой из сторон верхнего рычага 132b до любой точки соединения, например, см. соединение 148.[56] In some embodiments, the implementation of the
[56] В вариантах осуществления с более длинными выемками 138 соединение 148 может быть размещено ближе к среднему хомуту 29 на длину 150 продолжения, таким образом переустанавливают точку 146 соединения в соединении 148. Длины верхних рычагов 132b могут оставаться одинаковыми, вместе с тем, точка 146 соединения может быть изменена для любого соединения 148 вдоль верхнего рычага 132b. Когда точка 146 соединения установлена на соединении 148 и расположена ближе к среднему хомуту 29, развертывание выдвигающегося узла 130 может обуславливать выдвижение выступа 134 дальше от нижнего выдвигающегося узла 130. Данное должно обеспечивать верхнему рычагу 132b с выступом 134, дополнительное выдвижение от анкера 10 предельной дальности действия для данного расстояния поступательного перемещения тяги 32. Таким образом, если точка 146 соединения установлена на отличающемся соединении 148 для каждого множества рычагов 132a, 132b, анкер 10 предельной дальности действия должен быть установлен внецентренно в стволе скважины.[56] In embodiments with
[58] На фиг. 8 показан вариант осуществления анкера 10 предельной дальности действия, где применен электромеханический анкер в верхней секции 14. Электромеханическая секция, должна быть установлена со стороны устья, в направлении 36 от верхнего хомута 30. Электромеханическая секция может включать в себя сцепной замок 110, срезной штифт 122, поворотное устройство (например, исполнительный механизм, двигатель, толкатель, и т.д.) и устройство связи (например, блок электронной платы). Можно передавать сигнал на устройство связи для инициирования процедуры установки или процедуры извлечения. Сигнал можно передавать с поверхности, посылая волну давления, которую обнаруживает устройство связи, или осуществляя прямую электронную связь через проводное соединение. Кроме того, устройство связи может начинать процедуру развертывания, когда набор нужных условий обнаружен в стволе скважины. Набор нужных условий может включать в себя давление, температуру, химический состав, ориентацию (например, развертывание только в горизонтальном стволе скважины), ускорение (например, исключение развертывания в движении) и время (например, исключение развертывания до истечения некоторого времени после сброса в ствол скважины). Устройство связи должно передавать сигнал на поворотное устройство для инициирования установочной последовательности. Результатом инициирования поворотного устройства должно быть перемещение в направлении 36 к устью тяги 32 и функционирование системы должно реагировать, как указано выше. Дополнительно, процесс извлечения может включать в себя второй сигнал или группу обнаруживаемых сигналов для реверса движения поворотного устройства. Процесс извлечения может также включать в себя приложение значительной силы в направлении 36 вверх в системе для срезания штифта, соединяющего сцепной замок 110 и тягу 32. Срезание штифта должно приводить к отцеплению профилей от обсадной колонны, и анкерные рычаги должны складываться до угла 50 выполнения рейса.[58] FIG. 8 shows an embodiment of the
[59] Хотя описаны с выделением различные варианты осуществления, применимые в объеме настоящего изобретения, следует понимать, что в объеме прилагаемой формулы настоящее изобретение можно практически реализовать иначе, чем описано в данном документе.[59] While described with emphasis on various embodiments applicable within the scope of the present invention, it should be understood that within the scope of the appended claims, the present invention may be practiced differently than described herein.
Claims (42)
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US15/340,835 US10294744B2 (en) | 2012-07-24 | 2016-11-01 | Systems and methods for setting an extreme-range anchor within a wellbore |
US15/340,835 | 2016-11-01 | ||
PCT/US2017/059544 WO2018085409A1 (en) | 2016-11-01 | 2017-11-01 | Systems and methods for setting an extreme-range anchor within a wellbore |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2019116730A RU2019116730A (en) | 2020-12-03 |
RU2019116730A3 RU2019116730A3 (en) | 2021-03-04 |
RU2747284C2 true RU2747284C2 (en) | 2021-05-04 |
Family
ID=62077148
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019116730A RU2747284C2 (en) | 2016-11-01 | 2017-11-01 | Systems and methods for installing a maximum range anchor in a wellbore |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP3535474B1 (en) |
CN (1) | CN110114550B (en) |
AU (1) | AU2017355428B2 (en) |
BR (1) | BR112019008782B1 (en) |
CA (1) | CA3042378C (en) |
CO (1) | CO2019005543A2 (en) |
MX (1) | MX2019005073A (en) |
RU (1) | RU2747284C2 (en) |
SG (1) | SG11201903905QA (en) |
WO (1) | WO2018085409A1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU881306A1 (en) * | 1980-01-07 | 1981-11-15 | Научно-Производственное Объединение "Геофизика" Министерства Геологии Ссср | Device for running logging tool into well |
RU2026956C1 (en) * | 1992-06-29 | 1995-01-20 | Станислав Федорович Петров | Device for installation of metal patch in casing string |
RU28726U1 (en) * | 2002-11-12 | 2003-04-10 | Открытое акционерное общество "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | ANCHOR FOR INSTALLING DEVICES IN A WELL |
US20070034370A1 (en) * | 2005-07-22 | 2007-02-15 | Moyes Peter B | Downhole tool |
RU2376447C2 (en) * | 2007-04-25 | 2009-12-20 | Рамиль Владимирович Степанов | Anchor-centraliser of stepanov hydro-mechanical structure |
WO2016137465A1 (en) * | 2015-02-26 | 2016-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole activation of seismic tools |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5836387A (en) * | 1993-09-10 | 1998-11-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | System for securing an item in a tubular channel in a wellbore |
US6796380B2 (en) | 2002-08-19 | 2004-09-28 | Baker Hughes Incorporated | High expansion anchor system |
US7784797B2 (en) * | 2006-05-19 | 2010-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Seal and slip assembly for expandable downhole tools |
WO2008157428A2 (en) | 2007-06-14 | 2008-12-24 | Western Well Tool, Inc. | Electrically powered tractor |
US7690423B2 (en) * | 2007-06-21 | 2010-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool having an extendable component with a pivoting element |
US7886834B2 (en) * | 2007-09-18 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Anchoring system for use in a wellbore |
US10081998B2 (en) * | 2012-07-05 | 2018-09-25 | Bruce A. Tunget | Method and apparatus for string access or passage through the deformed and dissimilar contiguous walls of a wellbore |
NO20121079A1 (en) * | 2012-09-24 | 2014-03-25 | Interwell As | Downhole tool and method for setting the tool |
US9482067B2 (en) * | 2013-06-21 | 2016-11-01 | Tam International, Inc. | Hydraulic anchor for downhole packer |
GB201406299D0 (en) * | 2014-04-08 | 2014-05-21 | Acoustic Data Ltd | Gauge hanger |
CN104329083B (en) * | 2014-11-05 | 2017-01-18 | 王少斌 | Pushing and setting device |
WO2016130142A1 (en) * | 2015-02-13 | 2016-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole apparatus with anchors and failsafe high torque transmission drive |
CN104763328B (en) * | 2015-04-02 | 2017-03-08 | 宁波易和桩基工程技术开发有限公司 | A kind of hydraulic pressure reaming circulation drilling machine and its reaming pile constructing process |
-
2017
- 2017-11-01 CA CA3042378A patent/CA3042378C/en active Active
- 2017-11-01 MX MX2019005073A patent/MX2019005073A/en unknown
- 2017-11-01 RU RU2019116730A patent/RU2747284C2/en active
- 2017-11-01 BR BR112019008782-6A patent/BR112019008782B1/en active IP Right Grant
- 2017-11-01 SG SG11201903905QA patent/SG11201903905QA/en unknown
- 2017-11-01 CN CN201780080766.7A patent/CN110114550B/en active Active
- 2017-11-01 WO PCT/US2017/059544 patent/WO2018085409A1/en active Search and Examination
- 2017-11-01 AU AU2017355428A patent/AU2017355428B2/en active Active
- 2017-11-01 EP EP17867604.5A patent/EP3535474B1/en active Active
-
2019
- 2019-05-28 CO CONC2019/0005543A patent/CO2019005543A2/en unknown
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU881306A1 (en) * | 1980-01-07 | 1981-11-15 | Научно-Производственное Объединение "Геофизика" Министерства Геологии Ссср | Device for running logging tool into well |
RU2026956C1 (en) * | 1992-06-29 | 1995-01-20 | Станислав Федорович Петров | Device for installation of metal patch in casing string |
RU28726U1 (en) * | 2002-11-12 | 2003-04-10 | Открытое акционерное общество "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | ANCHOR FOR INSTALLING DEVICES IN A WELL |
US20070034370A1 (en) * | 2005-07-22 | 2007-02-15 | Moyes Peter B | Downhole tool |
RU2376447C2 (en) * | 2007-04-25 | 2009-12-20 | Рамиль Владимирович Степанов | Anchor-centraliser of stepanov hydro-mechanical structure |
WO2016137465A1 (en) * | 2015-02-26 | 2016-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole activation of seismic tools |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN110114550A (en) | 2019-08-09 |
CA3042378A1 (en) | 2018-05-11 |
AU2017355428B2 (en) | 2019-08-15 |
EP3535474A1 (en) | 2019-09-11 |
BR112019008782B1 (en) | 2022-12-13 |
NZ753668A (en) | 2020-10-30 |
CN110114550B (en) | 2021-11-16 |
RU2019116730A3 (en) | 2021-03-04 |
WO2018085409A1 (en) | 2018-05-11 |
CA3042378C (en) | 2019-12-17 |
SG11201903905QA (en) | 2019-05-30 |
BR112019008782A2 (en) | 2019-07-16 |
EP3535474B1 (en) | 2022-01-05 |
AU2017355428A1 (en) | 2019-06-06 |
CO2019005543A2 (en) | 2019-08-09 |
EP3535474A4 (en) | 2020-08-12 |
RU2019116730A (en) | 2020-12-03 |
MX2019005073A (en) | 2019-10-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10294744B2 (en) | Systems and methods for setting an extreme-range anchor within a wellbore | |
US10465500B2 (en) | Permanent or removable positioning apparatus and method for downhole tool operations | |
US11719062B2 (en) | Systems and methods for setting an extreme-range anchor within a wellbore | |
US10801286B2 (en) | Tool positioning and latching system | |
EP2504516B1 (en) | Tool positioning and latching system | |
US9347268B2 (en) | System and method to facilitate the drilling of a deviated borehole | |
US6702031B2 (en) | Anchoring device removal method and apparatus | |
RU2747284C2 (en) | Systems and methods for installing a maximum range anchor in a wellbore | |
EP2989286B1 (en) | Downhole apparatus and method of use | |
NZ753668B2 (en) | Systems and methods for setting an extreme-range anchor within a wellbore | |
US20200063552A1 (en) | Permanent or removable positioning apparatus and method for downhole tool operations |