RU2795407C2

RU2795407C2 - Downhole tool and method for removing metal particles from wellbore

Info

Publication number: RU2795407C2
Application number: RU2021108992A
Authority: RU
Inventors: Гейр Магне ЛАНГЕЛАНН
Original assignee: Сварфикс Ас
Priority date: 2018-09-17
Filing date: 2019-09-10
Publication date: 2023-05-03

Abstract

FIELD: downhole tools.

SUBSTANCE: group of inventions relates to a downhole tool for removing metal particles from a wellbore and to a method for removing metal particles from a wellbore. The downhole tool comprises a magnetic element, an anti-rotation anchor, a particle removal unit, a particle container, and the first connecting end for connection to a downhole column mounted with the possibility of rotation. The magnetic element contains a cylindrical body having the first end and the second end. The particle removal unit contains a spiral longitudinal guide element installed around the cylindrical body. The anti-rotation anchor is operatively connected to the cylindrical body or the helical longitudinal guide such that actuation of the anti-rotation anchor during operation prevents rotation of the cylindrical body or the helical longitudinal guide, respectively, relative to the wellbore. The particle container has an opening at the second end of the cylindrical body. The cylindrical body and the helical longitudinal guide are rotatable relative to each other around the central axis of the downhole tool and are arranged in such a way that the metal particles accumulating on the surface of the cylindrical body during operation are guided by the helical longitudinal guide to the opening of the particle container when the anti-rotation the anchor is actuated and the first connecting end rotates.

EFFECT: reducing the time spent on removing metal particles from the well due to the fact that the proposed downhole tool does not need to be raised to the surface for intermediate cleaning and removal of metal particles.

16 cl, 13 dwg

Description

Область техники, к которой относится изобретениеThe field of technology to which the invention belongs

Настоящее изобретение относится к удалению металлических частиц, и более конкретно - к скважинному инструменту для удаления металлических частиц из ствола скважины.The present invention relates to the removal of metal particles, and more particularly to a downhole tool for removing metal particles from a wellbore.

Уровень техникиState of the art

В связи с определенными операциями, выполняемыми в стволе скважины, такими, как бурение, фрезерование и т.п., необходимо производить очистку для удаления металлических частиц, т.е., металлических стружек, опилок, остающихся в скважине. В противном случае такие частицы могут препятствовать надлежащему функционированию противовыбросового превентора (Blow-Out Preventer, ВОР) или других клапанов, присутствующих в скважине. Металлические частицы необходимо также удалять перед окончательным тампонированием истощенной скважины, чтобы исключить попадание металлических частиц в цементную пробку.In connection with certain operations performed in the wellbore, such as drilling, milling, etc., it is necessary to perform cleaning to remove metal particles, i.e., metal chips, sawdust, remaining in the well. Otherwise, such particles may interfere with the proper functioning of the blowout preventer (Blow-Out Preventer, BOP) or other valves present in the well. Metal particles must also be removed before the final plugging of a depleted well to prevent metal particles from entering the cement plug.

В настоящее время металлические частицы обычно удаляют, опуская в скважину погружной магнит. Металлические частицы притягиваются к магниту. После притяжения магнитом определенного количества металлических частиц его магнитное поле ослабевает и становится неспособным притягивать другие частицы. Для продолжения операции очистки магнит приходится возвращать на поверхность и вручную удалять с него металлические частицы. После удаления частиц магнит может быть снова опущен в скважину.Currently, metal particles are usually removed by lowering a submersible magnet into the well. The metal particles are attracted to the magnet. After a magnet attracts a certain amount of metal particles, its magnetic field weakens and becomes unable to attract other particles. To continue the cleaning operation, the magnet must be returned to the surface and metal particles must be manually removed from it. After removing the particles, the magnet can be lowered back into the well.

После выполнения определенных скважинных операций необходимо производить очистку скважины от металлических частиц. При этом может быть предусмотрено требование, согласно которому после очистки в скважине должно оставаться, например, менее, чем 0,5 кг металлических частиц. Для выполнения такого требования погружной магнит известного уровня техники обычно приходится многократно опускать в скважину и возвращать на поверхность. Такие операции требуют больших затрат времени и, следовательно, являются весьма дорогостоящими.After performing certain downhole operations, it is necessary to clean the well from metal particles. In this case, a requirement may be provided according to which, after cleaning, less than 0.5 kg of metal particles should remain in the well, for example. To meet such a requirement, a prior art submersible magnet typically has to be repeatedly lowered into the well and returned to the surface. Such operations are time consuming and therefore very costly.

В WO 2014/133393 А1 раскрыт скважинный инструмент для удаления магнитных частиц в ВОР и морском стояке.WO 2014/133393 A1 discloses a downhole tool for removing magnetic particles in a BOP and offshore riser.

Скважинные инструменты, использующие спиральные лопастные колеса для удаления частиц из ствола скважины, раскрыты, например, в US 2008/023033 А1, US 6695058 В1 и CN 104033127 А.Downhole tools using helical paddle wheels to remove particles from a wellbore are disclosed in, for example, US 2008/023033 A1, US 6695058 B1 and CN 104033127 A.

В WO 2016/155852 А1 раскрыт скважинный инструмент для удаления металлических частиц из ствола скважины. Описанный инструмент использует отдельный двигатель или вращающееся сопловое устройство для обеспечения вращения между цилиндрическим магнитным элементом и спиральным шнеком.WO 2016/155852 A1 discloses a downhole tool for removing metal particles from a wellbore. The described tool uses a separate motor or rotating nozzle device to provide rotation between the cylindrical magnetic element and the helical screw.

Задача настоящего изобретение заключается в том, чтобы обеспечить инструмент для удаления металлических частиц, который уменьшает или устраняет по меньшей мере некоторые недостатки способов и инструментов известного уровня техники.It is an object of the present invention to provide a metal particle removal tool that reduces or eliminates at least some of the disadvantages of prior art methods and tools.

Раскрытие сущности изобретенияDisclosure of the essence of the invention

Настоящее изобретение определяется прилагаемой формулой и следующим описанием.The present invention is defined by the appended claims and the following description.

В первом аспекте изобретение обеспечивает скважинный инструмент для удаления металлических частиц из ствола скважины, содержащий магнитный элемент, противовращательный анкер, блок удаления частиц, контейнер для частиц и соединительный конец для соединения со скважинной колонной, установленной с возможностью вращения, при этомIn a first aspect, the invention provides a downhole tool for removing metal particles from a wellbore, comprising a magnetic element, an anti-rotation anchor, a particle removal unit, a particle container, and a connecting end for connection to a rotatably mounted downhole string, wherein

- магнитный элемент содержит цилиндрический корпус, имеющий первый конец и второй конец;- the magnetic element contains a cylindrical body having a first end and a second end;

- блок удаления частиц содержит спиральный продольный направляющий элемент, расположенный вокруг цилиндрического корпуса;- the particle removal unit contains a spiral longitudinal guide element located around the cylindrical body;

- противовращательный анкер функционально соединяется с цилиндрическим корпусом или со спиральным продольным направляющим элементом, поэтому приведение в действие противовращательного анкера во время работы предотвращает вращение цилиндрического корпуса или спирального продольного направляющего элемента, соответственно, относительно ствола скважины; и- the anti-rotation anchor is operatively connected to the cylindrical body or the helical longitudinal guide, so that actuation of the anti-rotation anchor during operation prevents rotation of the cylindrical body or the helical longitudinal guide, respectively, relative to the wellbore; And

- контейнер для частиц имеет отверстие, расположенное на втором конце цилиндрического корпуса,- the container for particles has an opening located at the second end of the cylindrical body,

при этомwherein

цилиндрический корпус и спиральный продольный направляющий элемент установлены с возможностью вращения относительно друг друга вокруг центральной оси скважинного инструмента и скомпонованы таким образом, чтобы металлические частицы, накапливающиеся на поверхности цилиндрического корпуса во время работы, направлялись спиральным продольным направляющим элементом к отверстию контейнера для частиц, когда противовращательный анкер приведен в действие, а соединительный конец вращается. Соединительный конец предпочтительно вращается скважинной колонной, которая функционально соединена с соединительным концом и вращается.the cylindrical body and the helical longitudinal guide are mounted for rotation relative to each other about the central axis of the downhole tool and are arranged so that the metal particles accumulating on the surface of the cylindrical body during operation are guided by the helical longitudinal guide to the opening of the particle container when the anti-rotation the anchor is actuated and the connecting end rotates. The connecting end is preferably rotated by a downhole string that is operatively connected to and rotated by the connecting end.

Иными словами, когда противовращательный анкер приведен в действие во время работы, цилиндрический корпус вращается относительно спирального продольного элемента таким образом, чтобы металлические частицы, накапливающиеся на поверхности цилиндрического корпуса, направлялись спиральным продольным направляющим элементом к отверстию контейнера для частиц.In other words, when the anti-rotation anchor is actuated during operation, the cylindrical body rotates relative to the helical longitudinal member so that metal particles accumulating on the surface of the cylindrical body are guided by the helical longitudinal guide member to the opening of the particle container.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента цилиндрический корпус или спиральный продольный направляющий элемент, не имеющий функционального соединения с противовращательным анкером, функционально соединен с первым соединительным концом таким образом, чтобы вращательное движение соединительного конца передавалось цилиндрическому корпусу или спиральному продольному направляющему элементу, соответственно.In one embodiment of the downhole tool, a cylindrical body or a helical longitudinal guide that is not operatively connected to the anti-rotation anchor is operatively connected to the first connecting end such that rotational motion of the connecting end is transmitted to the cylindrical body or the helical longitudinal guide, respectively.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента спиральный продольный направляющий элемент функционально соединен с противовращательным анкером, а цилиндрический корпус функционально соединен с соединительным концом.In one embodiment of the downhole tool, the helical longitudinal guide is operatively connected to the anti-rotation anchor and the cylindrical body is operatively connected to the connecting end.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента цилиндрический корпус соединен с контейнером для частиц таким образом, чтобы контейнер для частиц мог вращаться относительно спирального продольного направляющего элемента, когда противовращательный анкер приведен в действие, и соединительный конец вращается.In one embodiment of the downhole tool, the cylindrical body is connected to the particle container so that the particle container can rotate about the helical longitudinal guide when the anti-rotation anchor is actuated and the connecting end is rotated.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента контейнер для частиц установлен таким образом, чтобы он вращался совместно с цилиндрическим корпусом.In one embodiment of the downhole tool, the particle container is mounted to rotate with the cylindrical body.

Первый соединительный конец пригоден для соединения скважинного инструмента со скважинной колонной, установленной с возможностью вращения, в частности, с бурильной колонной или каким-либо иным скважинным инструментом, пригодным для обеспечения вращательного движения соединительного конца.The first connection end is suitable for connecting a downhole tool to a rotatably mounted downhole string, in particular a drill string or some other downhole tool suitable for providing rotational movement of the connecting end.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента противовращательный анкер содержит втулочный блок, имеющий множество анкерных устройств, каждое из которых может быть приведено в действие путем перевода из первого положения во второе положение. Во втором положении анкерное устройство выступает в радиальном направлении относительно первого положения, при этом множество анкерных устройств, приведенных в действие во время работы, находится в контакте со стенкой ствола скважины.In one embodiment of the downhole tool, the anti-rotation anchor comprises a sleeve block having a plurality of anchor devices, each of which can be actuated from a first position to a second position. In the second position, the anchor device protrudes in a radial direction relative to the first position, with a plurality of anchor devices, activated during operation, in contact with the wellbore wall.

Иными словами, в первом положении анкерное устройство (т.е. часть анкерного устройства, контактирующая со стенкой ствола скважины) расположено ближе к центральной оси втулочного блока, чем во втором положении. Во втором положении анкерное устройство (т.е., часть анкерного устройства, контактирующая со стенкой ствола скважины) отходит от центральной оси втулочного блока и вступает в контакт со стенкой ствола скважины.In other words, in the first position, the anchor device (ie, the part of the anchor device in contact with the wellbore wall) is located closer to the central axis of the sleeve block than in the second position. In the second position, the anchor device (ie, the part of the anchor device in contact with the wellbore wall) moves away from the central axis of the sleeve block and comes into contact with the wellbore wall.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента каждое анкерное устройство содержит часть, контактирующую со стенкой. Часть, контактирующая со стенкой, может представлять собой любой элемент, способный, по существу, предотвращать или препятствовать вращательному движению противовращательного анкера относительно ствола скважины, в частности, роликовое устройство. Часть, контактирующая со стенкой, предпочтительно представляет собой роликовое устройство, установленное таким образом, чтобы противовращательный анкер, и, следовательно, скважинный инструмент, мог перемещаться в продольном направлении ствола скважины, в то время как вращательное движение противовращательного анкера, по существу, предотвращается или затормаживается.In one embodiment of the downhole tool, each anchor device includes a wall contact portion. The wall contact portion may be any element capable of substantially preventing or impeding rotational movement of the anti-rotation anchor relative to the wellbore, in particular a roller device. The wall contact portion is preferably a roller device mounted so that the anti-rotation anchor, and hence the downhole tool, can move in the longitudinal direction of the wellbore while the rotational movement of the anti-rotation anchor is substantially prevented or retarded. .

Множество анкерных элементов может быть равномерно распределено вокруг втулочного узла.A plurality of anchor elements may be evenly distributed around the sleeve assembly.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента каждое из анкерных устройств содержит роликовое устройство, предназначенное для контактирования со стенкой ствола скважины, когда анкерные устройства находятся во втором положении. Роликовое устройство имеет ось вращения, по существу, перпендикулярную центральной оси скважинного инструмента, при этом роликовое устройство предпочтительно представляет собой ролик.In one embodiment of the downhole tool, each of the anchor devices includes a roller device designed to contact the borehole wall when the anchor devices are in the second position. The roller device has an axis of rotation substantially perpendicular to the central axis of the downhole tool, and the roller device is preferably a roller.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента каждое из анкерных устройств содержит по меньшей мере один рычаг, соединенный с возможностью поворота с втулочным блоком и функционально соединенный с поршнем таким образом, чтобы приведение в действие поршня вызывало перемещение анкерного устройства во второе положение.In one embodiment of the downhole tool, each of the anchor devices includes at least one arm rotatably coupled to the sleeve block and operably connected to the piston such that actuation of the piston causes movement of the anchor device to a second position.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента по меньшей мере один рычаг содержит стопорную часть на конце, противоположном концу, который соединен с возможностью поворота с втулочным блоком, в то время как втулочный блок содержит ответную стопорную часть, предназначенную для взаимодействия со стопорной частью указанного по меньшей мере одного рычага, когда рычаг находится во втором положении. Взаимодействующие стопорные части предотвращают выход указанного по меньшей мере одного рычага в радиальном направлении за пределы второго положения. В качестве альтернативы стопорная часть рычага может называться первой взаимодействующей поверхностью, а стопорная часть втулочного блока - второй взаимодействующей поверхностью.In one embodiment of the downhole tool, at least one arm comprises a stop portion at the end opposite the end that is rotatably coupled to the sleeve block, while the sleeve block comprises a mating stop portion designed to engage with the stop portion of said at least least one lever when the lever is in the second position. Interacting locking parts prevent the exit of the specified at least one lever in the radial direction beyond the second position. Alternatively, the lock portion of the arm may be referred to as the first engagement surface and the lock portion of the sleeve block as the second engagement surface.

Иными словами, поршень предназначен для перемещения анкерного устройства во второе положение.In other words, the piston is designed to move the anchor device to the second position.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента рычаг функционально соединен с пружиной, которая смещает анкерное устройство в первое положение.In one embodiment of the downhole tool, the arm is operatively connected to a spring that biases the anchor device into the first position.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента поршень содержит упругий элемент для взаимодействия по меньшей мере с одним рычагом, при этом упругий элемент предпочтительно представляет собой плоскую пружину.In one embodiment of the downhole tool, the piston includes a resilient element for engagement with at least one lever, the resilient element preferably being a flat spring.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента по меньшей мере один рычаг функционально соединен с поршнем при помощи упругого элемента.In one embodiment of the downhole tool, at least one arm is operatively connected to the piston by a resilient member.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента упругий элемент содержит поверхность поршня, предназначенную для взаимодействия с анкерным устройством или рычагом.In one embodiment of the downhole tool, the resilient element includes a piston surface designed to interact with the anchor device or lever.

Упругий элемент выбран таким образом, чтобы усилие, прилагаемое поршнем к анкерному устройству, не могло превышать заданную максимальную величину. Максимальное усилие определяется свойствами упругого элемента.The elastic element is chosen in such a way that the force applied by the piston to the anchor device cannot exceed the specified maximum value. The maximum force is determined by the properties of the elastic element.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента противовращательный анкер соединен с блоком удаления частиц при помощи по меньшей мере одного срезного болта.In one embodiment of the downhole tool, the anti-rotation anchor is connected to the particle removal unit with at least one shear bolt.

Иными словами, противовращательный анкер соединяется с блоком удаления частиц таким образом, чтобы соединение между противовращательным анкером и блоком удаления частиц могло быть разъединено, если шнек блока удаления частиц застрянет во время работы.In other words, the anti-rotation anchor is connected to the particle removal unit so that the connection between the anti-rotation anchor and the particle removal unit can be disconnected if the screw of the particle removal unit gets stuck during operation.

В одном из вариантов осуществления скважинный инструмент содержит по меньшей мере один трубчатый элемент, выровненный относительно центральной оси скважинного инструмента и проходящий через противовращательный анкер и цилиндрический корпус.In one embodiment, the downhole tool includes at least one tubular element aligned with the central axis of the downhole tool and extending through the anti-rotation anchor and barrel.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента по меньшей мере один трубчатый элемент проходит через противовращательный анкер, цилиндрический корпус и контейнер для частиц.In one embodiment of the downhole tool, at least one tubular member extends through the anti-rotation anchor, barrel, and particle container.

Иными словами, по меньшей мере один трубчатый элемент проходит вокруг центральной оси противовращательного анкера, цилиндрического корпуса и/или контейнера для частиц.In other words, at least one tubular element extends around the central axis of the anti-rotation anchor, cylindrical body and/or particle container.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента соединительный конец жестко соединен по меньшей мере с одним трубчатым элементом. Во время работы скважинный инструмент занимает, по существу, вертикальное положение, а соединительный конец расположен на верхнем конце скважинного инструмента.In one embodiment of the downhole tool, the connecting end is rigidly connected to at least one tubular element. During operation, the downhole tool occupies a substantially vertical position, and the connecting end is located at the upper end of the downhole tool.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента соединительный конец расположен на одном конце по меньшей мере одного трубчатого элемента, предпочтительно - на том конце трубчатого элемента, который проходит через противовращательный анкер.In one embodiment of the downhole tool, the connecting end is located at one end of at least one tubular, preferably at the end of the tubular that passes through the anti-rotation anchor.

Иными словами, втулочный блок установлен с возможностью вращения относительно по меньшей мере одного трубчатого элемента, проходящего через втулочный блок, или в качестве альтернативы - через противовращательный анкер. Таким образом, по меньшей мере один трубчатый элемент может вращаться скважинной колонной, установленной с возможностью вращения и соединенной с соединительным концом, в то время как втулочный блок закреплен анкерными элементами без возможности вращения.In other words, the sleeve block is mounted for rotation relative to at least one tubular element passing through the sleeve block, or alternatively through the anti-rotation anchor. Thus, at least one tubular element can be rotated by a well string mounted with the possibility of rotation and connected to the connecting end, while the sleeve block is fixed with anchor elements without the possibility of rotation.

В одном из вариантов осуществления скважинный инструмент содержит центральное отверстие, выполненное или в качестве альтернативы образованное по меньшей мере одним трубчатым элементом.In one embodiment, the downhole tool includes a central hole made or alternatively formed by at least one tubular element.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента центральное отверстие проходит от первого соединительного конца до контейнера для частиц. Центральное отверстие может представлять собой сквозное отверстие, т.е. отверстие, проходящее насквозь скважинный инструмент, или глухое отверстие, т.е. отверстие, проходящее от соединительного конца вдоль части длины скважинного инструмента.In one embodiment of the downhole tool, the central opening extends from the first connecting end to the particle container. The central hole may be a through hole, ie. a hole passing through the downhole tool, or a blind hole, i. e. an opening extending from the connecting end along a portion of the length of the downhole tool.

В одном из вариантов осуществления скважинный инструмент содержит второй соединительный конец для дополнительного соединения с каким-либо подходящим вспомогательным скважинным инструментом, в частности, с фрезерным инструментом. Второй соединительный конец может быть расположен на противоположном конце центрального отверстия или по меньшей мере одного трубчатого элемента относительно первого соединительного конца. Во время работы второй соединительный конец расположен на нижнем конце скважинного инструмента. В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента первый соединительный конец имеет жидкостную связь с центральным отверстием скважинного инструмента.In one embodiment, the downhole tool includes a second connection end for additional connection to any suitable auxiliary downhole tool, in particular a milling tool. The second connecting end may be located at the opposite end of the central hole or at least one tubular element relative to the first connecting end. During operation, the second connecting end is located at the lower end of the downhole tool. In one embodiment of the downhole tool, the first connecting end is in fluid communication with the center bore of the downhole tool.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента поршень приводится в действие буровым раствором, поступающим из центрального отверстия.In one embodiment of the downhole tool, the piston is actuated by the drilling fluid coming from the central hole.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента спиральный продольный направляющий элемент функционально соединен с противовращательным анкером (и через противовращательный анкер соединен с возможностью вращения по меньшей мере с одним трубчатым элементом), в то время как цилиндрический корпус жестко соединен по меньшей мере с одним трубчатым элементом, или наоборот.In one embodiment of the downhole tool, the helical longitudinal guide element is operatively connected to the anti-rotation anchor (and is rotatably connected via the anti-rotation anchor to at least one tubular element), while the cylindrical body is rigidly connected to at least one tubular element, or vice versa.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента противовращательный анкер установлен с возможностью вращения вокруг центральной оси скважинного инструмента относительно по меньшей мере одного трубчатого элемента, проходящего через противовращательный анкер.In one embodiment of the downhole tool, the anti-rotation anchor is rotatably mounted about the central axis of the downhole tool relative to at least one tubular member extending through the anti-rotation anchor.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента противовращательный анкер содержит поршень, а по меньшей мере один трубчатый элемент содержит по меньшей мере одно радиальное сквозное отверстие, которое имеет жидкостное соединение с гидравлической камерой, которая расположена во втулочном блоке и служит для создания гидравлического давления, чтобы приводить в действие поршень.In one embodiment of the downhole tool, the anti-rotation anchor includes a piston and at least one tubular member includes at least one radial through hole that is in fluid communication with a hydraulic chamber that is located in the sleeve block and serves to generate hydraulic pressure to drive piston in action.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента конец втулочного блока (т.е. нижний конец втулочного блока, когда скважинный инструмент находится в рабочем положении, или конец втулочного блока, обращенный к контейнеру для частиц) соединен со спиральным продольным направляющим элементом таким образом, чтобы приведение в действие противовращательного анкера во время работы предотвращало вращение спирального продольного направляющего элемента относительно ствола скважины.In one embodiment of the downhole tool, the end of the sleeve block (i.e., the lower end of the sleeve block when the downhole tool is in the operating position, or the end of the sleeve block facing the particle container) is connected to the helical longitudinal guide member so as to actuate the action of the anti-rotation anchor during operation prevented the rotation of the helical longitudinal guide element relative to the wellbore.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента контейнер для частиц имеет цилиндрическую форму, при этом центральная ось контейнера для частиц совпадает с центральной осью цилиндрического корпуса магнитного элемента.In one embodiment of the downhole tool, the particle container has a cylindrical shape, with the central axis of the particle container coinciding with the central axis of the cylindrical body of the magnetic element.

В одном из вариантов осуществления скважинного инструмента первый соединительный конец и контейнер для частиц расположены на противоположных концах цилиндрического корпуса.In one embodiment of the downhole tool, the first connection end and the particle container are located at opposite ends of the cylindrical body.

В одном из вариантов осуществления отверстие контейнера для частиц обращено в направлении первого соединительного конца.In one embodiment, the opening of the particle container faces towards the first connecting end.

Цилиндрический корпус имеет периферическую поверхность, к которой притягивается металл под действием магнитного поля, предпочтительно создаваемого магнитами, установленными под указанной поверхностью.The cylindrical body has a peripheral surface to which metal is attracted by a magnetic field, preferably generated by magnets placed under said surface.

Во втором аспекте настоящее изобретение обеспечивает способ удаления металлических частиц из ствола скважины, содержащий следующие этапы:In a second aspect, the present invention provides a method for removing metal particles from a wellbore, comprising the steps of:

- берут скважинный инструмент согласно первому аспекту;- take the downhole tool according to the first aspect;

- соединяют скважинную колонну, выполненную с возможностью вращения, с первым соединительным концом;- connect the downhole column, made with the possibility of rotation, with the first connecting end;

- опускают указанный скважинный инструмент в ствол скважины;- lowering the specified downhole tool in the wellbore;

- приводят в действие противовращательный анкер; и- actuate the anti-rotation anchor; And

- вращают скважинную колонну для обеспечения вращения цилиндрического корпуса или спирального продольного направляющего элемента (т.е. цилиндрический корпус или спиральный продольный направляющий элемент не имеют функционального соединения с противовращательным анкером) вокруг центральной оси скважинного инструмента таким образом, чтобы металлические частицы, накапливающиеся на поверхности цилиндрического корпуса, направлялись спиральным продольным направляющим элементом к отверстию контейнера для частиц.- rotate the well string to ensure rotation of the cylindrical body or spiral longitudinal guide element (i.e., the cylindrical body or spiral longitudinal guide element does not have a functional connection with the anti-rotation anchor) around the central axis of the downhole tool so that metal particles accumulating on the surface of the cylindrical body, guided by a spiral longitudinal guide element to the opening of the container for particles.

В одном из вариантов осуществления указанный способ содержит операцию подачи бурового раствора под давлением на соединительный конец для приведения в действие противовращательного анкера.In one embodiment, said method comprises the step of applying pressurized drilling fluid to the connecting end to actuate the anti-rotation anchor.

В третьем аспекте настоящее изобретение обеспечивает противовращательный анкер содержащий любые из признаков, определенных для противовращательного анкера скважинного инструмента согласно первому аспекту.In a third aspect, the present invention provides an anti-rotation anchor comprising any of the features defined for a downhole tool anti-rotation anchor according to the first aspect.

Термин "противовращательный анкер" в качестве альтернативы может быть заменен термином "анкер, препятствующий вращению".The term "anti-rotation anchor" may alternatively be replaced by the term "anti-rotation anchor".

Термин "трубчатый элемент" в качестве альтернативы может быть заменен термином "трубный элемент".The term "tubular element" may alternatively be replaced by the term "tubular element".

Термин "магнитный элемент" означает элемент, содержащий части, способные посредством магнитных сил притягивать металлические обломки, в частности, металлическую стружку, частицы, опилки и обрезки.The term "magnetic element" means an element containing parts capable of magnetically attracting metal fragments, in particular metal chips, particles, sawdust and cuttings.

Термин "функционально соединенный" определяет соединение между двумя компонентами, которое обеспечивает определенный эффект.Иными словами, два компонента не обязательно должны находиться в прямом контакте, но могут быть также косвенно соединены посредством промежуточных элементов/компонентов.The term "operably connected" defines a connection between two components that provides a certain effect. In other words, the two components do not have to be in direct contact, but may also be indirectly connected through intermediate elements/components.

Краткое описание чертежейBrief description of the drawings

Ниже приведено подробное описание вариантов осуществления настоящего изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показаны:The following is a detailed description of embodiments of the present invention with reference to the accompanying drawings, which show:

ФИГ. 1 - вид в аксонометрии первого примера осуществления скважинного инструмента согласно изобретению.FIG. 1 is a perspective view of a first embodiment of a downhole tool according to the invention.

ФИГ. 2 - вид в аксонометрии фрагмента А скважинного инструмента с ФИГ. 1.FIG. 2 is a perspective view of fragment A of the downhole tool of FIG. 1.

ФИГ. 3 - вид скважинного инструмента с ФИГ. 1 в поперечном разрезе по центральной оси скважинного инструмента.FIG. 3 is a view of the downhole tool of FIG. 1 in cross section along the central axis of the downhole tool.

ФИГ. 4 - вид фрагмента В с ФИГ. 3 в увеличенном масштабе.FIG. 4 is a view of fragment B of FIG. 3 on an enlarged scale.

ФИГ. 5 - вид фрагмента С с ФИГ. 3 в увеличенном масштабе.FIG. 5 is a view of fragment C of FIG. 3 on an enlarged scale.

ФИГ. 6 - вид фрагмента D с ФИГ. 3 в увеличенном масштабе.FIG. 6 is a view of detail D of FIG. 3 on an enlarged scale.

ФИГ. 7 - вид части скважинного инструмента с ФИГ. 4 в увеличенном масштабе, при этом противовращательный анкер приведен в действие.FIG. 7 is a view of a portion of the downhole tool of FIG. 4 on an enlarged scale, with the anti-rotation anchor actuated.

ФИГ. 8 - вид сбоку второго примера осуществления скважинного инструмента согласно изобретению.FIG. 8 is a side view of a second embodiment of a downhole tool according to the invention.

ФИГ. 9 - вид в разрезе фрагмента Ε с ФИГ. 8.FIG. 9 is a sectional view of fragment E of FIG. 8.

ФИГ. 10 - вид фрагмента F с ФИГ. 9 в увеличенном масштабе.FIG. 10 is a view of fragment F of FIG. 9 on an enlarged scale.

ФИГ. 11 - вид сбоку анкера, используемого в скважинном инструменте с ФИГ. 8.FIG. 11 is a side view of an anchor used in the downhole tool of FIG. 8.

ФИГ. 12 - вид в разрезе анкера с ФИГ. 11.FIG. 12 is a sectional view of the anchor of FIG. eleven.

ФИГ. 13 - вид фрагмента G с ФИГ. 12 в увеличенном масштабе.FIG. 13 is a detail view of G of FIG. 12 on an enlarged scale.

Осуществление изобретенияImplementation of the invention

Настоящее изобретение обеспечивает инструмент для удаления металлических частиц из скважины, например, частиц, застрявших в ВОР или поблизости от него.The present invention provides a tool for removing metal particles from a well, such as particles stuck in or near a BOP.

Вариант осуществления такого инструмента в качестве примера описан ниже со ссылками на прилагаемые чертежи.An embodiment of such a tool is described below by way of example with reference to the accompanying drawings.

На ФИГ. 1 показан вид в аксонометрии инструмента 1 согласно настоящему изобретению, а на ФИГ. 2 - детализированный вид в увеличенном масштабе части инструмента, содержащей противовращательный анкер.FIG. 1 shows a perspective view of a tool 1 according to the present invention, and FIG. 2 is a detailed, enlarged view of the part of the tool containing the anti-rotation anchor.

На ФИГ. 3 показан вид скважинного инструмента в поперечном разрезе по центральной оси С.FIG. 3 shows a cross-sectional view of the downhole tool along the central axis C.

Скважинный инструмент содержит магнитный элемент 2 для притяжения металлических частиц, противовращательный анкер 5, блок 3 удаления частиц, контейнер 6 для частиц, первый соединительный конец 16, пригодный для соединения со скважинной колонной, установленной с возможностью вращения, и второй соединительный конец 33. Первый соединительный конец может быть также соединен со скважинной колонной, установленной с возможностью вращения, посредством нижнего конца какого-либо пригодного скважинного инструмента при условии обеспечения вращательного движения соединительного конца. Второй соединительный конец 33 в случае надобности может быть соединен с любым пригодным вспомогательным скважинным инструментом, в частности, с фрезерным инструментом.The downhole tool comprises a magnetic element 2 for attracting metal particles, an anti-rotation anchor 5, a particle removal unit 3, a particle container 6, a first connecting end 16 suitable for connection with a rotatably mounted downhole string, and a second connecting end 33. the end may also be connected to a rotatably mounted downhole string by means of the lower end of any suitable downhole tool, provided that rotational movement of the connecting end is provided. The second connection end 33 may be connected to any suitable auxiliary downhole tool, in particular a milling tool, if desired.

Магнитный элемент 2 содержит цилиндрический корпус 10, имеющий первый конец 7 и второй конец 8. В данном варианте осуществления цилиндрический корпус 10 содержит множество магнитов 11, см. ФИГ. 4 и 5, установленных под поверхностью 12 корпуса. Магниты создают магнитное поле, необходимое для притяжения металлических частиц. Магнитное поле может создаваться магнитным узлом 10 любого типа, пригодным для установки на поверхности или под поверхностью цилиндрического корпуса.The magnetic element 2 includes a cylindrical body 10 having a first end 7 and a second end 8. In this embodiment, the cylindrical body 10 contains a plurality of magnets 11, see FIG. 4 and 5 installed below the surface 12 of the housing. Magnets create the magnetic field needed to attract metal particles. The magnetic field may be generated by any type of magnetic assembly 10 suitable for mounting on or below the surface of the cylindrical body.

Блок 3 удаления частиц содержит шнек 4 (т.е. спиральный продольный направляющий элемент), расположенный вокруг цилиндрического корпуса 10. Шнек 4 проходит вокруг и соосно с цилиндрическим корпусом 10. Внутренняя поверхность шнека (т.е. поверхность, обращенная к периферической поверхности цилиндрического корпуса 10) расположена на небольшом расстоянии (0.1-0.5 мм) от периферической поверхности корпуса 10. Шнек 4 предпочтительно выполнен из немагнитной нержавеющей стали, т.е., из аустенитной нержавеющей стали пригодного типа.The particle removal unit 3 comprises a screw 4 (i.e., a helical longitudinal guide) located around a cylindrical body 10. The screw 4 extends around and coaxially with the cylindrical body 10. The inner surface of the screw (i.e., the surface facing the peripheral surface of the cylindrical body 10) is located at a small distance (0.1-0.5 mm) from the peripheral surface of the body 10. The screw 4 is preferably made of non-magnetic stainless steel, ie, austenitic stainless steel of a suitable type.

Цилиндрический корпус 10 и шнек 4 установлены с возможностью вращения относительно друг друга вокруг центральной оси С скважинного инструмента таким образом, чтобы металлические частицы, накапливающиеся на поверхности цилиндрического корпуса 10 во время работы, могли направляться шнеком 4 к отверстию 9 контейнера 6, когда противовращательный анкер 5 приведен в действие, и скважинная колонна, соединенная с соединительным концом, вращается.The cylindrical body 10 and the auger 4 are rotatably mounted relative to each other about the central axis C of the downhole tool so that the metal particles accumulating on the surface of the cylindrical body 10 during operation can be guided by the auger 4 to the opening 9 of the container 6 when the anti-rotation anchor 5 is actuated and the well string connected to the connecting end is rotated.

Концевая часть 13 магнитного элемента не имеет магнитного поля или имеет ослабленное магнитное поле в направлении второго конца 8, что позволяет сбрасывать металлические частицы в контейнер 6 через отверстие 9, предусмотренное на втором конце 8 цилиндрического корпуса 10. Для того, чтобы обеспечить поступление в контейнер основной части или всех металлических частиц, вся концевая часть 13 расположена внутри контейнера, т.е. ниже отверстия 9 контейнера 6, когда скважинный инструмент находится в вертикальном положении.The end part 13 of the magnetic element does not have a magnetic field or has a weakened magnetic field towards the second end 8, which allows metal particles to be thrown into the container 6 through an opening 9 provided at the second end 8 of the cylindrical body 10. In order to ensure that the main part or all of the metal particles, the entire end part 13 is located inside the container, i. e. below opening 9 of container 6 when the downhole tool is in a vertical position.

Противовращательный анкер 5 соединен со шнеком 4 таким образом, чтобы приведение в действие противовращательного анкера во время работы фиксировало шнек 4 в окружном направлении относительно ствола скважины, в котором работает скважинный инструмент. Противовращательный анкер содержит втулочный блок 15, имеющий множество анкерных устройств 19. Каждое анкерное устройство содержит рычаг 22, соединенный с возможностью поворота с втулочным блоком на первом конце, а на втором конце - с роликом 20 (т.е. с частью, контактирующей со стенкой, или с роликовым устройством). Рычаг 22 (или ролик 20) при помощи пружины смещается в первое положение и функционально соединен с кольцевым поршнем, таким образом, чтобы приведение в действие поршня вызывало перемещение ролика 20 из первого положения во второе положение, см. ФИГ. 4 и 7. Второе положение выступает в радиальном направлении относительно первого положения таким образом, чтобы во время работы ролика множества анкерных устройств могли вступать в контакт со стенкой ствола скважины. Ролики 20 препятствуют вращению шнека при вращении скважинной колонны, соединенной с соединительным концом, и в то же время позволяют осуществлять перемещение скважинного инструмента в вертикальном направлении в стволе скважины.The anti-rotation anchor 5 is connected to the auger 4 such that actuation of the anti-rotation anchor during operation fixes the auger 4 in a circumferential direction relative to the wellbore in which the downhole tool is operating. The anti-rotation anchor comprises a sleeve block 15 having a plurality of anchor devices 19. Each anchor device comprises a lever 22 rotatably connected to the sleeve block at the first end, and at the second end to the roller 20 (i.e., to the part in contact with the wall , or with a roller device). The lever 22 (or roller 20) is spring-biased to the first position and is operatively connected to the annular piston such that actuation of the piston causes the roller 20 to move from the first position to the second position, see FIG. 4 and 7. The second position extends radially from the first position so that, during the operation of the roller, the plurality of anchor devices may come into contact with the borehole wall. The rollers 20 prevent rotation of the screw during rotation of the well string connected to the connecting end, and at the same time allow the downhole tool to be moved in a vertical direction in the wellbore.

Таким образом, цилиндрический корпус 10 вращается относительно шнека 4 в то время, когда вращающийся втулочный узел находится в движении. Во время работы относительное вращательное движение между шнеком 4 и цилиндрическим корпусом 10 приводит к выталкиванию металлических частиц, которые притягиваются к магнитному элементу и накапливаются на нем, в контейнер 6. Таким образом, напряженность магнитного поля магнитного элемента не ослабляется со временем вследствие накапливания металлических частиц, и скважинный инструмент до окончания операции не требуется поднимать на поверхность для промежуточной очистки/удаления металлических частиц. Транспортировка металлических частиц в контейнер 6 дополнительно улучшается за счет того, что контейнер прикреплен к цилиндрическому корпусу 10, таким образом, чтобы контейнер 6 вращался относительно шнека 4. Последнее решение минимизирует образование заторов или скоплений металлических частицу отверстия 9 контейнера.Thus, the cylindrical body 10 rotates relative to the screw 4 while the rotating sleeve assembly is in motion. During operation, the relative rotational movement between the screw 4 and the cylindrical body 10 causes the metal particles, which are attracted to and accumulate on the magnetic element, to be pushed out into the container 6. Thus, the magnetic field strength of the magnetic element does not weaken with time due to the accumulation of metal particles, and the downhole tool does not need to be lifted to the surface for intermediate cleaning/removal of metal particles until the end of the operation. The transport of metal particles into the container 6 is further improved by the fact that the container is attached to the cylindrical body 10 so that the container 6 rotates relative to the screw 4. The latter solution minimizes the formation of blockages or accumulations of metal particles in the opening 9 of the container.

Дополнительные характеристики магнитного элемента 2, шнека и контейнера для частиц раскрыты в WO 2016/155852 А1 и включаются в настоящее описание в качестве ссылки.Additional characteristics of the magnetic element 2, screw and particle container are disclosed in WO 2016/155852 A1 and are incorporated herein by reference.

В данном варианте осуществления скважинный инструмент 1 содержит центральное отверстие 25, образованное множеством трубчатых элементов 17a-d (или труб) которые расположены соосно с противовращательным анкером, цилиндрическим корпусом 10, шнеком 4 и контейнером 6. Множество трубчатых элементов жестко взаимосвязано и вращается вокруг центральной оси С скважинного инструмента вместе с вращающейся скважинной колонной, соединенной с соединительным концом.In this embodiment, the downhole tool 1 comprises a central hole 25 formed by a plurality of tubular elements 17a-d (or pipes) that are coaxial with the anti-rotation anchor, barrel 10, auger 4, and container 6. The plurality of tubular elements are rigidly interconnected and rotate around a central axis. From a downhole tool together with a rotating downhole string connected to a connecting end.

В других вариантах осуществления предусмотрено, что одна труба может образовывать центральное отверстие. Однако решение, содержащее множество трубчатых элементов является предпочтительным, поскольку это упрощает изготовление, сборку и ремонт скважинного инструмента.In other embodiments, it is envisaged that one pipe may form the central opening. However, a solution containing a plurality of tubular elements is preferred because it simplifies the manufacture, assembly and repair of the downhole tool.

Трубчатый элемент 17а, проходящий через втулочный блок противовращательного анкера, имеет радиальные сквозные отверстия 18, которые находятся в жидкостном соединении с гидравлической камерой 14, установленной на одном конце поршневого блока 23а, 23b (т.е., поршня). Поршневой блок содержит первый элемент 23а поршня, который находится в контакте с рычагами 22, и второй элемент 23b поршня, который находится в контакте с гидравлической камерой 14. Первый и второй элементы поршня отделены друг от друга камерой 29, которая наполнена жидкостью и создает демпфирующий эффект. Во время работы скважинного инструмента 1 буровой раствор под давлением входит в гидравлическую камеру 14, и поршневой блок 23а, 23b прижимается к рычагам 22 анкерных устройств 19. В этом варианте осуществления элемент 23а поршня имеет наклонную поверхность 26, которая взаимодействует с ответной наклонной поверхностью 27, предусмотренной на рычаге 22. В результате взаимодействия ответных наклонных поверхностей конец рычага, содержащий ролик 20, перемещается в положение, выдвинутое в радиальном направлении, т.е. во второе положение, см. ФИГ. 7. Во втором положении ролик находится в контакте со стенкой ствола скважины.The tubular member 17a passing through the sleeve block of the anti-rotation anchor has radial through holes 18 that are in fluid communication with a hydraulic chamber 14 mounted at one end of the piston block 23a, 23b (i.e., the piston). The piston unit comprises a first piston element 23a which is in contact with the levers 22 and a second piston element 23b which is in contact with the hydraulic chamber 14. The first and second piston elements are separated from each other by a chamber 29 which is filled with fluid and creates a damping effect. . During operation of the downhole tool 1, drilling fluid under pressure enters the hydraulic chamber 14, and the piston block 23a, 23b is pressed against the levers 22 of the anchor devices 19. In this embodiment, the piston element 23a has an inclined surface 26, which interacts with a mating inclined surface 27, provided on the lever 22. As a result of the interaction of the mating inclined surfaces, the end of the lever containing the roller 20 moves to a position extended in the radial direction, i.e. to the second position, see FIG. 7. In the second position, the roller is in contact with the borehole wall.

Втулочный блок 15 соединен со шнеком 4 болтами 21. Благодаря применению подшипников 30 скольжения, упорных подшипников 31 и соответствующих уплотнений 32, установленных между втулочным блоком 15 и трубчатым элементом 17а, втулочный блок и шнек могут свободно вращаться относительно трубчатого элемента 17а и цилиндрического корпуса 10.The sleeve block 15 is connected to the screw 4 by bolts 21. Due to the use of bearings 30, thrust bearings 31 and appropriate seals 32 installed between the sleeve block 15 and the tubular element 17a, the sleeve block and the screw can freely rotate relative to the tubular element 17a and the cylindrical body 10.

Контейнер 6 при помощи соединительной втулки 28 жестко соединен с трубчатым элементом 17d, проходящим через концевую часть контейнера 6.The container 6 is rigidly connected by means of a connecting sleeve 28 to a tubular element 17d passing through the end part of the container 6.

Второй пример осуществления скважинного инструмента 1' показан на ФИГ. 8-10, а анкерная часть скважинного инструмента показана отдельно на ФИГ. 11-13.A second embodiment of the downhole tool 1' is shown in FIG. 8-10, and the anchor portion of the downhole tool is shown separately in FIG. 11-13.

Скважинный инструмент 1', показанный на ФИГ. 8-10, имеет такие же основные технические характеристики и функционирует таким же образом, как скважинный инструмент 1, показанный на ФИГ. 1-7. Идентичные ссылочные номера использованы для обозначения элементов, которые являются общими для двух примеров осуществления скважинного инструмента.The downhole tool 1' shown in FIG. 8-10 has the same basic specifications and functions in the same manner as the downhole tool 1 shown in FIG. 1-7. Identical reference numbers are used to designate elements that are common to the two embodiments of the downhole tool.

Вид сбоку скважинного инструмента показан на ФИГ. 8, а вид в разрезе анкерной части, т.е. фрагмент F, показан на ФИГ. 9. По сравнению с первым примером осуществления скважинного инструмента второй пример осуществления содержит две отличительные технические особенности.A side view of the downhole tool is shown in FIG. 8, and a sectional view of the anchor portion, i.e. fragment F shown in FIG. 9. Compared to the first embodiment of the downhole tool, the second embodiment contains two distinct technical features.

Первая отличительная особенность показана на ФИГ. 9 и 10. Блок 3 удаления частиц, включающий шнек 4, соединен с противовращательным анкером 5 при помощи срезных болтов или штифтов 34', 34''. Срезные болты или штифты предназначены для обеспечения полного разрушения под действием срезающего усилия, которое превышает заданное значение. Цель такого соединения шнека 4 с противовращательным анкером 5 заключается в том, чтобы скважинный инструмент не обязательно повреждался в случае застревания шнека 4 или прерывания вращательного движения между шнеком 4 и цилиндрическим корпусом 10 во время работы. Без срезных болтов/штифтов сопутствующие повреждения противовращательного анкера и других частей скважинного инструмента при застревании шнека 4 могут быть весьма значительными.The first feature is shown in FIG. 9 and 10. The particle removal unit 3, including the auger 4, is connected to the anti-rotation anchor 5 by means of shear bolts or pins 34', 34''. Shear bolts or pins are designed to break completely under shear force that exceeds a predetermined value. The purpose of connecting the auger 4 to the anti-rotation anchor 5 in this way is that the downhole tool is not necessarily damaged if the auger 4 gets stuck or the rotational movement between the auger 4 and the barrel 10 is interrupted during operation. Without shear bolts/pins, the collateral damage to the anti-rotation anchor and other parts of the downhole tool when the auger 4 gets stuck can be quite significant.

Вторая отличительная особенность показана на ФИГ. 12 и 13. Во втором примере осуществления скважинного инструмента поршень 23а, используемый для перемещения ролика 20, расположенного на рычаге 22 противовращательного анкера 5, во второе положение, как описано выше, содержит плоскую пружину 35, установленную на конце поршня 23а, который взаимодействует с рычагами 22. Плоская пружина 35 гарантирует, что усилие, под действием которого ролики 20 прижимаются к стенке обсадки ствола скважины, не будет превышать максимально допустимой величины. Максимально допустимая величина может быть установлена путем выбора плоской пружины 35, имеющей требуемую жесткость и перемещение. Конструкция, содержащая плоскую пружину 35 на поршне 23а может быть предпочтительной в том случае, если скважинный инструмент 1' используется вместе с гидравлическим отклонителем для изменения направления скважинного инструмента. Гидравлические отклонители часто требуют наличия в стволе скважины гидравлического давления, равного примерно 220 бар, при этом результирующее давление на ролики 20 противовращательного анкера 5 может быть слишком высоким и может, например, вызывать повреждение обсадки ствола скважины. В тех случаях, когда используется механический отклонитель, гидравлическое давление может поддерживаться на более низком уровне, поэтому плоская пружина не является необходимой. Предполагается, что применение плоских пружин является наиболее функциональным решением, однако, в других вариантах осуществления плоские пружины могут быть заменены альтернативными упругими элементами, в частности, пластинами, поддерживаемыми спиральными пружинами или аналогичными узлами. Во втором примере осуществления рычаг 22 содержит первую взаимодействующую поверхность 36, которая служит для упора во вторую взаимодействующую поверхность 37, предусмотренную на втулочном блоке 15, когда рычаг находится во втором положении, т.е., для предотвращения выхода рычага за пределы второго положения. Ограничение выхода в радиальном направлении во втором положении, благодаря взаимодействию поверхностей 36, 37, является полезным, в частности, при использовании скважинного инструмента вместе с гидравлическим отклонителем.The second distinguishing feature is shown in FIG. 12 and 13. In the second embodiment of the downhole tool, the piston 23a used to move the roller 20 located on the arm 22 of the anti-rotation anchor 5 to the second position, as described above, contains a leaf spring 35 mounted on the end of the piston 23a, which cooperates with the arms. 22. The flat spring 35 ensures that the force under which the rollers 20 are pressed against the wall of the wellbore casing will not exceed the maximum allowable value. The maximum allowable value can be set by selecting a leaf spring 35 having the required stiffness and displacement. A design comprising a leaf spring 35 on the piston 23a may be preferred if the downhole tool 1' is used in conjunction with a hydraulic deflector to change the direction of the downhole tool. Hydraulic diverters often require a hydraulic pressure of about 220 bar in the wellbore, whereby the resulting pressure on the rollers 20 of the anti-rotation anchor 5 may be too high and may, for example, cause damage to the wellbore casing. Where a mechanical deflector is used, the hydraulic pressure can be kept at a lower level so a flat spring is not necessary. It is assumed that the use of flat springs is the most functional solution, however, in other embodiments, the implementation of flat springs can be replaced by alternative elastic elements, in particular plates supported by coil springs or similar units. In the second embodiment, the lever 22 includes a first engagement surface 36 which serves to abut a second engagement surface 37 provided on the sleeve block 15 when the lever is in the second position, i.e., to prevent the lever from going beyond the second position. Limitation of the radial exit in the second position, due to the interaction of the surfaces 36, 37, is useful, in particular, when using a downhole tool in conjunction with a hydraulic deflector.

Конкретные решения для реализации анкерных устройств 19 показаны применительно к примерам осуществления скважинных инструментов, представленных на ФИГ. 1-13. Однако на основании данного описания специалисты в этой области техники могут легко представить множество альтернативных решений для получения анкерных устройств с гидравлическим или даже электрическим приводом.Specific solutions for the implementation of anchor devices 19 are shown in relation to the examples of implementation of downhole tools shown in FIG. 1-13. However, based on this description, those skilled in the art can easily imagine many alternative solutions for producing hydraulically or even electrically driven anchoring devices.

В приведенных примерах осуществления скважинных инструментов, показанных на ФИГ. 1-13, цилиндрический корпус 10 вращается 25 при помощи скважинной колонны, установленной с возможностью вращения и соединенной с первым соединительным концом 16, в то время как окружающий его шнек 4 закреплен без возможности вращения путем соединения с противовращательным анкером, что обеспечивает вращательное движение между цилиндрическим корпусом 10 и шнеком 4. В других вариантах осуществления вращательное движение может быть получено при помощи противоположного решения, т.е., при вращении шнека и закрепленном цилиндрическом корпусе. Последний эффект может получен, например, если противовращательный анкер установлен на контейнере 6, чтобы закрепить контейнер 6 и цилиндрический корпус без возможности вращения относительно ствола скважины, при этом трубчатый элемент проходит через скважинный инструмент, а соединительный конец функционально соединяется со шнеком. Противовращательный анкер может быть, например, встроен в соединительную втулку 28. Таким образом, вращающаяся скважинная колонна будет вызывать вращение шнека относительно ствола скважины и цилиндрического корпуса, создавая такой эффект, как в описанном примере осуществления скважинного инструмента.In the exemplary downhole tools shown in FIG. 1-13, the cylindrical body 10 is rotated 25 by a rotatably mounted well string connected to the first connecting end 16, while the auger 4 surrounding it is fixed without rotation by being connected to an anti-rotation anchor, which provides a rotational movement between the cylindrical body 10 and screw 4. In other embodiments, the implementation of the rotational movement can be obtained using the opposite solution, ie, with the rotation of the screw and the fixed cylindrical body. The latter effect can be obtained, for example, if an anti-rotation anchor is installed on the container 6 to fix the container 6 and the cylindrical body without the possibility of rotation relative to the wellbore, while the tubular element passes through the downhole tool, and the connecting end is operatively connected to the auger. The anti-rotation anchor may, for example, be incorporated into the coupling sleeve 28. Thus, the rotating well string will cause the auger to rotate relative to the wellbore and barrel, producing an effect as in the described downhole tool embodiment.

Claims

1. Downhole tool (1) for removing metal particles from the wellbore, containing a magnetic element (2), an anti-rotation anchor (5), a particle removal unit (3), a container (6) for particles and a first connecting end (16) for connection with a downhole column installed for rotation, while

the magnetic element (2) contains a cylindrical body (10) having a first end (7) and a second end (8);

block (3) removal of particles contains a spiral longitudinal guide element (4)mounted around the cylindrical body (10);

the anti-rotation anchor (5) is operatively connected to the cylindrical body (10) or to the helical longitudinal guide (4) in such a way that actuation of the anti-rotation anchor during operation prevents the rotation of the cylindrical body (10) or the helical longitudinal guide (4), respectively relative to the wellbore; And

the particle container (6) has an opening (9) provided at the second end (8) of the cylindrical body,

wherein

the cylindrical body (10) and the spiral longitudinal guide element (4) are rotatable relative to each other around the central axis (C) of the downhole tool and arranged in such a way that the metal particles accumulating on the surface of the cylindrical body (10) during operation are directed spiral longitudinal guide element (4) to the hole (9) of the container (6) for particles, when the anti-rotation anchor (5) is actuated and the first connecting end rotates.

2. Downhole tool according to claim 1, wherein the cylindrical body (10) or helical longitudinal guide (4), which is not operatively connected to the anti-rotation anchor (5), is operatively connected to the first connecting end (16) so that the rotational movement of the first connecting end was transmitted to the cylindrical body (10) or the helical longitudinal guide element (4), respectively.

3. Downhole tool according to claim 1 or 2, in which the anti-rotation anchor (5) contains a sleeve block (15) having a plurality of anchor devices (19), each of which can be activated by moving from the first position to the second position, wherein in the second position, the anchor devices protrude radially relative to the first position so that a plurality of anchor devices activated during operation can be in contact with the wellbore wall.

4. Downhole tool according to claim 3, in which each of the anchor devices (19) contains a roller device (20) configured to come into contact with the wall of the wellbore when the anchor devices are in the second position, while the roller device contains an axis rotation perpendicular to the central axis of the downhole tool, and the roller device is preferably a roller (20).

5. Downhole tool according to claim 3 or 4, in which each of the anchor devices (19) contains at least one lever (22), connected with the possibility of rotation with the sleeve block (15) and functionally connected to the piston (23a, 23b) such that actuation of the piston causes the anchor device to move to the second position.

6. Downhole tool according to claim 5, wherein at least one lever (22) is operatively connected to a spring (24) biasing the anchor devices into the first position.

7. Downhole tool according to claim 5 or 6, in which the piston (23a, 23b) contains an elastic element for interaction with at least one lever (22), while said elastic element is preferably a flat spring (35).

8. A downhole tool according to one of the preceding claims, wherein the anti-rotation anchor (5) is connected to the particle removal unit (3) by means of at least one shear bolt (34', 34'').

9. Downhole tool according to one of the preceding claims, comprising at least one tubular element (17a-17d) aligned with the central axis (C) of the downhole tool and passing through the anti-rotation anchor (5) and the cylindrical body.

10. Downhole tool according to claim 9, in which the first connecting end (16) is located at one end of at least one tubular element.

11. A downhole tool according to claim 9 or 10, comprising a central hole (25) formed by at least one tubular element (17a-17d).

12. Downhole tool according to claim 11, wherein the first connecting end (16) is in fluid communication with the central hole (25).

13. Downhole tool according to one of paragraphs. 5-7 and 10, in which the piston (23a, 23b) is configured to be actuated by drilling fluid coming from the central hole.

14. Downhole tool according to claim 13, in which at least one tubular element (17a) contains at least one radial through hole (18), which has a fluid connection with the hydraulic chamber (14) located in the sleeve block (15) , wherein the hydraulic chamber is configured to generate hydraulic pressure which actuates the piston (23a, 23b).

15. A method for removing metal particles from a wellbore, comprising the following steps:

take the downhole tool according to one of the preceding paragraphs;

connecting the rotatable downhole string to the first connecting end (16);

lowering said downhole tool into the wellbore;

actuate the anti-rotation anchor (5) and

the downhole string is rotated to ensure the rotation of the cylindrical body (10) or the spiral longitudinal guide element (4) around the central axis (C) of the downhole tool so that the metal particles accumulating on the surface of the cylindrical body (10) are guided by the spiral longitudinal guide element (4 ) to the opening (9) of the particle container (6).

16. The method of claim 15, wherein the anti-rotation anchor is actuated by applying drilling fluid to the first connecting end.