Механические барьеры для контроля внутрискважинного износа и обломков породы - RU2749874C1

Чертежи

Показать все 15 чертежа(ей)

Описание

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

[0001] Настоящее изобретение в основном относится к нефтепромысловому оборудованию, а, в частности, к скважинным инструментам, буровым системам и связанным с ними системам, а также к технологиям бурения, заканчивания, обслуживания и оценки скважин в земной поверхности. Вместе с тем, в частности, настоящее изобретение относится к системам и способам защиты скважинных инструментов и оборудования, используемого при транспортировке флюидов с эрозионными и/или коррозионными характеристиками.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Настоящее изобретение относится в основном к выполняемым операциям и оборудованию, используемому совместно с подземными скважинами и, в описанном в данной заявке варианте осуществления изобретения, в частности, предложены системы и способы защиты скважинного инструмента и оборудования путем предотвращения или уменьшения износа скважинных инструментов или оборудования, обусловленного флюидами с эрозионными и/или коррозионными системами свойств, такими как суспензии или потоки с высокой скоростью, используемые при гидроразрыве пласта.

[0003] Многоствольные скважины обычно содержат один или более второстепенных стволов скважин, часто называемых ответвляющимися или боковыми стволами скважин, выходящих из основного или родительского ствола скважины. Пересечение между основным стволом скважины известно как «разветвление ствола скважины». После бурения разных участков подземного ствола скважины, который проходит в поперечном направлении через пласт отдельные отрезки металлических трубчатых элементов относительно большого диаметра обычно скрепляют вместе для образования обсадной колонны, которую располагают в стволе скважины. Данная обсадная колонна повышает целостность ствола скважины и обеспечивает путь для добываемых флюидов из продуктивных интервалов на поверхность. Обычно обсадную колонну цементируют внутри ствола скважины путем закачивания цементного раствора через обсадную трубу и в кольцевое пространство между обсадной трубой и пластом. Для добычи флюида в обсадной колонне должны быть выполнены гидравлические отверстия или перфорации через осадную колонну, цементный слой и на небольшое расстояние в пласте.

[0004] Обычно эти перфорации выполняют с помощью перфоратора, присоединенного в продолжение буровой колонны, которую опускают в обсаженный ствол скважины посредством колонны насосно-компрессорных труб, каротажного кабеля, тросового каната, гибких насосно-компрессорных труб или других средств транспортировки. После того, как перфоратор будет ориентирован и расположен надлежащим образом в стволе скважины рядом с подлежащим бурению пластом перфоратор создает перфорации через обсадную трубу и цементный слой в пласт.

[0005] Скважины для добычи углеводородного сырья могут стимулировать посредством операций по гидроразрыву пласта. При операциях гидроразрыва пласта жидкую суспензию или вязкую жидкость для гидроразрыва пласта, которая также функционирует как жидкость-носитель, закачивают в продуктивную зону при скорости и давлении, необходимых для разлома или разрушения пласта и создания по меньшей мере одной трещины в указанной зоне. Затем измельченные твердые частицы, такие как песок, взвешенные в части жидкости для гидроразрыва пласта, осаждаются в трещинах. Эти измельченные твердые частицы или частицы расклинивающего агента помогают предотвратить полное смыкание трещин и позволяют создать проводящие каналы, через которые может протекать добываемое углеводородное сырье. Частицы расклинивающего агента, используемые для предотвращения полного смыкания трещин, могут быть природного происхождения, искусственными или специально разработанными, такими как песчинки, боксит, керамические шарики или гранулы из оксида алюминия, которые осаждаются в трещинах с использованием общепринятых технологий высокой загрузки расклинивающего агента. Однако, частицы расклинивающего агента, которые обычно являются абразивными, могут подвергать эрозии и/или коррозии скважинные инструменты и оборудование. Например, части ориентирующего профиля защелки на защелочном соединении могут подвергаться эрозии и/или коррозии частицами расклинивающего агента при закачивании и вымывании из скважины, которая может препятствовать инструментам входить в зацепление из-за эродированного профиля.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ чертежей

[0006] Различные варианты настоящего изобретения будут понятны более полно из приведенного ниже подробного описания и из прилагаемых графических материалов различных вариантов осуществления настоящего изобретения. На графических материалах одинаковые ссылочные номера могут указывать на идентичные или функционально подобные элементы. Варианты осуществления изобретения описываются в данной заявке подробно со ссылкой на прилагаемые фигуры, на которых:

[0007] на фиг. 1 проиллюстрирован вид в вертикальной проекции с частичным разрезом наземной скважинной системы с системой защиты для снижения износа скважинных инструментов и оборудования в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения;

[0008] на фиг. 2 проиллюстрирован вид в вертикальной проекции с частичным разрезом морской скважинной системы с системой защиты для снижения износа скважинных инструментов и оборудования в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения;

[0009] на фиг. 3A и 3B проиллюстрированы виды с поперечным разрезом узла защитной муфты, проиллюстрированного на фиг. 1 и 2, в разных ориентациях;

[00010] на фиг. 4A и 4B проиллюстрированы виды с поперечным разрезом части узла защитной муфты, проиллюстрированного на фиг. 3;

[00011] на фиг. 5 проиллюстрирован вид с поперечным разрезом части узла защитной муфты, проиллюстрированного на фиг. 3;

[00012] на фиг. 6 проиллюстрированы варианты осуществления способа установки узла защитной муфты, проиллюстрированного на фиг. 3;

[00013] на фиг. 7, 8 и 9A проиллюстрированы виды с поперечным разрезом инструмента на различных этапах взаимодействия с узлом защитной муфты, проиллюстрированным на фиг. 3;

[00014] на фиг. 9B проиллюстрирован детальный вид в разрезе части узла защитной муфты и защелочного соединения, проиллюстрированного на фигуре 9A;

[00015] на фиг. 10A проиллюстрирован вид с поперечным разрезом инструмента, взаимодействующего с узлом защитной муфты, проиллюстрированным на фиг. 3;

[00016] на фиг. 10B проиллюстрирован детальный вид в разрезе части узла защитной муфты и защелочного соединения, проиллюстрированного на фиг. 10A;

[00017] на фиг. 11 проиллюстрирован вид с поперечным разрезом инструмента, взаимодействующего с узлом защитной муфты, проиллюстрированным на фиг. 3;

[00018] на фиг. 12 проиллюстрированы варианты осуществления способа извлечения узла защитной муфты, проиллюстрированного на фиг. 3;

[00019] на фиг. 13-15 проиллюстрированы виды с поперечным разрезом спускного инструмента на различных этапах взаимодействия с узлом защитной муфты, проиллюстрированным на фиг. 3;

[00020] на фиг. 16 проиллюстрирован вид в вертикальной проекции с частичным разрезом скважинной системы с системой защиты для снижения износа скважинных инструментов и оборудования в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения; и

[00021] на фиг. 17A и 17B проиллюстрированы виды с поперечным разрезом защелочного соединения системы защиты для снижения износа скважинных инструментов и оборудования в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.

ОПИСАНИЕ предпочтительных вариантов осуществления ИЗОБРЕТЕНИЯ

[00022] В описании ссылочные номера и/или буквы в различных примерах или фигурах могут повторяться. Это повторение используется для облегчения понимания и ясности и само по себе не обуславливает связь между различными рассматриваемыми вариантами изобретения и/или конфигурациями. Кроме того, термины, указывающие на пространственное отношение, такие как, под, ниже, нижний, выше, верхний, вверх по стволу скважины, вниз по стволу скважины, выше по технологической схеме, ниже по технологической схеме и тому подобное, могут использоваться в данной заявке для простоты описания, чтобы описать взаимное расположение одного элемента или признака по отношению к другому(им) элементу(ам) или признаку(ам), как проиллюстрировано, направление вверх направлено к вершине соответствующей фигуры, а направление вниз направлено к нижней части соответствующей фигуры, направление вверх по стволу скважины направлено к поверхности скважины, направление вниз по стволу скважины направлено к забою скважины. Если не указано иное, термины, указывающие на пространственное отношение, предназначены для охвата различных ориентаций устройства при использовании или функционировании в дополнение к ориентации, изображенной на фигурах. Например, если устройство на фигурах перевернуто, элементы, описанные как расположенные «ниже» или «под» другими элементами или признаками, будут тогда ориентированы «выше» других элементов или признаков. Таким образом, приведенный в качестве примера термин «ниже» может охватывать обе ориентации: выше и ниже. Устройство может быть ориентировано иным образом (повернуто на 90 градусов или в других ориентациях) и описания, указывающие на пространственное отношение, используемые в данной заявке, могут аналогично интерпретироваться соответствующим образом.

[00023] Кроме того, даже в том случае, когда фигура может иллюстрировать горизонтальную скважину или вертикальную скважину, если не указано иное, специалистам в данной области техники следует понимать, что устройство в соответствии с настоящим изобретением одинаково подходит для использования в скважинах, имеющих другую ориентацию, включая наклонные скважины, многоствольные скважины или тому подобное. Аналогично, если не указано иное, даже в том случае, когда фигура может иллюстрировать морские работы, специалистам в данной области техники следует понимать, что устройство в соответствии с настоящим изобретением одинаково подходит для использования при работах на суше и наоборот.

[00024] Обратимся к фиг. 1 и 2, на которых показан вид в вертикальной проекции с частичным разрезом системы 10 бурения ствола скважины и добычи, используемой для добычи углеводородного сырья из ствола 12 скважины, проходящего через разные пласты земли в нефтеносный и газоносный пласт 14, расположенный ниже земной поверхности 16. Ствол 12 скважины может быть образован одним или множеством стволов 12a, 12b, . . . 12n (проиллюстрировано на фиг. 2), проходящих в пласт 14, и расположенных в любой ориентации, такой как горизонтальный ствол 12b скважины, проиллюстрированный на фиг. 2.

[00025] Система 10 бурения ствола скважины и добычи содержит буровую установку или буровую вышку 20. Буровая установка 20 может содержать подъемное устройство 22, талевый блок 24 и вертлюг 26 для подъема и спуска обсадной колонны, бурильной трубы, гибких насосно-компрессорных труб, эксплуатационных насосно-компрессорных труб, других типов колонн труб или насосно-компрессорных труб или других типов средств транспортировки, таких как каротажный кабель, тросовый канат и тому подобное 30. На фиг. 1, средство 30 транспортировки является по существу трубчатой, проходящей в продольном направлении бурильной колонной, образованной из множества звеньев бурильных труб, соединенных вместе встык, при этом на фиг. 2 средство 30 транспортировки является насосно-компрессорной трубой, поддерживаемой узлом заканчивания, как описано ниже. Буровая установка 20 может содержать ведущую бурильную трубу 32, роторный стол 34 и другое оборудование, связанное с вращением и/или прямолинейным перемещением колонны 30 насосно-компрессорных труб внутри ствола 12 скважины. Для некоторых вариантов применения буровая установка 20 может также содержать блок 36 привода.

[00026] Буровая установка 20 может быть расположена вблизи устья 40 скважины, как проиллюстрировано на фиг. 1, или может отстоять от устья 40 скважины, как например, в случае морской конфигурации, как проиллюстрировано на фиг. 2. Одно или более устройств 42 регулирования давления, таких как противовыбросовые превенторы (ПВП) и другое оборудование, связанное с бурением или эксплуатацией ствола скважины, могут быть предусмотрены на устье 40 скважины или в другом месте в системе 10.

[00027] Для морских работ, как показано на фиг. 2, независимо от того осуществляется ли бурение или эксплуатация, буровая установка 20 может быть установлена на нефтяной или газовой платформе 44, такой как морская платформа, как проиллюстрировано, полупогружные платформы, буровые суда и тому подобном (не показано). Хотя система 10 на фиг. 2 проиллюстрирована как морская система добычи, система 10 на фиг. 2 может быть развернута на суше. Подобным образом, хотя система 10 на фиг. 1 проиллюстрирована как наземная буровая система, при этом система 10 на фиг. 1 может быть развернута на расстоянии от берега. В любом случае для морских систем один или более подводных трубопроводов или водоотделяющих колонн 46 проходят от палубы 50 платформы 44 к подводному устью 40 скважины. Колонна 30 насосно-компрессорных труб проходит от буровой установки 20 через подводный трубопровод 46 и ПВП 42 в устье 12 скважины.

[00028] Источник 52 рабочей или эксплуатационной жидкости, такой как резервуар или контейнер, может подавать рабочую жидкость 54, нагнетаемую к верхнему концу колонны 30 насосно-компрессорных труб, и обеспечивать ее протекание через колонну 30 насосно-компрессорных труб. Источник 52 рабочей жидкости может подавать любую жидкость, используемую при скважинных операциях, включая без ограничения, буровой раствор, жидкий цементный раствор, жидкость для кислотной обработки, жидкую воду, пар или жидкость какого-либо другого типа.

[00029] Система 10 бурения ствола скважины и добычи в основном может описываться как содержащая систему 58 труб. Применительно к настоящему изобретению, система 58 труб может включать: обсадную трубу, водоотделяющие колонны, насосно-компрессорную трубу, бурильные колонны, колонны заканчивания или эксплуатационные колонны, переводники, головки или любые другие трубы, трубы или оборудование, выполненное с возможностью соединения или присоединения к вышеперечисленному, такие как колонна 30, трубопровод 46, муфты 61, утяжеленные бурильные трубы 63 и защелочные соединения, а также ствол 12 скважины и боковые стволы скважины, в которых могут размещаться трубы, обсадная труба и колонны. В связи с этим система 58 труб может содержать одну или более обсадных колонн 60, которые могут быть зацементированы в стволе 12 скважины, такие как кондукторная, промежуточная и эксплуатационная обсадные колонны 60, показанные на фиг. 1. Кольцевое пространство 62 образуется между стенками наборов смежных трубчатых компонентов, таких как концентрические обсадные колонны 60, или внешней поверхностью колонны 30 насосно-компрессорных труб и внутренней стенкой ствола 12 скважины или колонны 60 обсадных труб, в зависимости от обстоятельств.

[00030] Ствол 12 скважины может содержать подземное оборудование 56, расположенное в нем, такое как, например, узел заканчивания или скважинный инструмент любого другого типа. Рабочая жидкость 54, нагнетаемая до верхнего конца системы 58 труб, протекает через продольное внутреннее пространство системы 58 труб. Смесь рабочей жидкости может затем протекать вверх через кольцевое пространство 62 для возврата обломков породы на поверхность 16. Жидкости, буровой шлам и другие обломки породы, возвращающиеся на поверхность 16 из ствола 12 скважины, направляются с помощью нагнетательного трубопровода 118 к резервуарам 54 и/или системам 120 для технологической обработки, таким как вибрационные сита, центрифуги и тому подобное.

[00031] Подземное оборудование 56 и/или система 58 труб может содержать различные другие инструменты 74; например, инструмент 74 может представлять собой спускной инструмент, извлекающий инструмент, инструмент для гидроразрыва пласта или перфорирующий инструмент. В одном варианте осуществления изобретения инструмент 74 может представлять собой узел закачки флюида (и отдельные компоненты) для закачки одного или более веществ, включая, но, не ограничиваясь этим, воду, рассол, полимеры, бактерицидные добавки, средства для борьбы с водорослями, антикоррозийные добавки, углеводороды или любую их комбинацию. Инструмент 74 может также представлять собой узел закачки газа (и отдельные компоненты) для закачки одного или более веществ, включая, но, не ограничиваясь этим, диоксид углерода, моноксид углерода, воздух, углеводороды, азот, инертные газы или любую их комбинацию. Кроме того, инструмент 74 может представлять собой систему извлечения углеводородов (и отдельные компоненты) для извлечения углеводородов (например, нефти, газа или любой их комбинации) и какого-либо побочного продукта природного происхождения, извлеченного при извлечении углеводородов (например, воды, рассола, неуглеводородных газов (таких как, азот, диоксид углерода, и т. д.), следов минералов и твердых веществ, таких как сера, кварц, песок, ил, глина и т. д.). Система извлечения углеродов может представлять собой систему извлечения углеродов любого типа, известную в данной области техники, включая, но, не ограничиваясь этим, газлифт, искусственный газлифт, (например, штанговый глубинный насос, погружной насос, и т. д.), естественный подъем (т. е. фонтанные скважины), «умные скважины» (скважины, мониторинг и управление которых осуществляют с поверхности, скважины с внутрискважинным управлением), многоствольные заканчивания скважин, комбинированные заканчивания скважин, одноколонные скважины низкого давления/низкой температуры (НД/НТ), одноколонные скважины среднего давления/средней температуры (СД/СТ), одноколонные скважины высокого давления/высокой температуры (ВД/ВТ), многоколонные скважины НД/НТ, многоколонные скважины СД/СТ, многоколонные скважины ВД/ВТ, многозоновое выборочное заканчивание одноколонной скважины, двухзонное заканчивание с использованием параллельных колонн насосно-компрессорных труб, заканчивание скважин большого диаметра и скважин без уменьшения внутреннего диаметра.

[00032] Узел 82 компоновки для нижнего заканчивания скважины расположен в системе 60 обсадных труб и содержит различные инструменты, такие как сборочный узел 84 ориентирования и центрирования, пакер 86, узел 88 противопесочного фильтра, пакер 90, узел 92 противопесочного фильтра, пакер 94, узел 96 противопесочного фильтра и пакер 98.

[00033] От узла 82 компоновки для нижнего заканчивания скважины вниз по стволу скважины проходит один или более кабелей 100 связи, таких как кабель датчика или электрический кабель, который проходит через пакеры 86, 90, 94 и функционально связан с одним или более электрических устройств 102, связанных с узлом 82 компоновки для нижнего заканчивания скважины, таких как датчики, расположенные вблизи соединительных муфт 63 обсадной колонны, или скважинные контроллеры или исполнительные механизмы, используемые для работы скважинных инструментов или устройств управления потоком флюида. Кабель 100 может функционировать как коммуникационная среда для передачи электрической энергии или данных и тому подобного между узлом 82 компоновки для нижнего заканчивания скважины и узлом 104 компоновки для верхнего заканчивания скважины.

[00034] При этом расположенный в стволе 12 скважины на нижнем конце колонны 30 насосно-компрессорных труб узел 104 компоновки для верхнего заканчивания скважины содержит различные инструменты, такие как пакер 106, патрубок 108 для компенсации расширения пакера, пакер 110, модуль 112 управления потоком флюида и узел 114 якоря. От узла 104 компоновки для верхнего заканчивания скважины вверх по стволу скважины проходит один или более кабелей 116, таких как кабель датчика и электрический кабель, который выходит на поверхность 16. Кабель 116 может функционировать как коммуникационная среда для передачи электрической энергии или данных и тому подобного между поверхностным контроллером (не показан) и узлами 104, 82 компоновки для верхнего и нижнего заканчивания скважины, соответственно.

[00035] На фиг. 1 и 2 проиллюстрирован развернутый узел 150 для защиты скважинных инструментов и оборудования от износа. На фиг. 3A проиллюстрирован вид спереди с поперечным разрезом части скважинной системы, проиллюстрированной на фиг. 2, с узлом 150 защиты для защиты скважинных инструментов и оборудования от износа. Узел 150 защиты содержит часть 200 изолирующего устройства и часть 300 опорного устройства, расположенные соосно вокруг центральной оси 155. Изолирующее устройство 200 в основном является трубчатым, имеющим первый конец 202, второй конец 204, внешнюю поверхность 210, проходящую между ними, и внутреннюю поверхность 214, определяющую канал 220; изолирующее устройство 200 также может называться изолирующей муфтой 200. Канал 220 имеет часть 220a, 220c меньшего внутреннего диаметра, соответственно, на каждом конце 202, 204, соответственно, и часть 220b большего внутреннего диаметра между первым и вторым концами 202, 204. Изолирующая муфта 200 дополнительно содержит первое уплотнение 206, расположенное вблизи первого конца 202, и второе уплотнение 208, расположенное вблизи второго конца 204. Уплотнения 206, 208 предотвращают прохождение обломков породы через кольцевое пространство между узлом 150 защитной муфты и обсадной трубой 60 и могут, но, не обязательно, обеспечивать барьер давления. В одном варианте осуществления изобретения изолирующая муфта 200 также содержит множество штифтов 230 зажимного приспособления, расположенных на одной окружности вокруг центральной оси 155 и отделенные продольными пазами 232. В одном варианте осуществления изобретения в пазах 232 между штифтами 230 зажимного приспособления может быть расположен эластомерный материал 235.

[00036] Внешняя поверхность 210 изолирующей муфты также содержит внешний профиль 212, который может содержать одну или более кольцевых прорезей и/или выступов различной геометрической формы и размеров. Кольцевые прорези или канавки и/или выступы внешнего профиля 212 могут быть выполнены на любой части поверхности 210 изолирующей муфты, включая часть, которая содержит штифты 230 зажимного приспособления. Внутренняя поверхность 214 барьера содержит внутренний профиль 222, который может содержать одну или более прорезей и/или выступов различной геометрической формы и размеров. Кольцевые прорези или канавки и/или выступы внутреннего профиля 222 могут быть выполнены на любой части внутренней поверхности 214 изолирующей муфты. Каждый из внешнего и внутреннего профилей 212, 222 может содержать любую комбинацию канавок и выступов. Например, внешний и внутренний профили, 212, 222, соответственно, могут содержать одну или более канавок или пазов, которые могут иметь разную глубину и ширину, и один или более выступов, которые могут иметь разную высоту и ширину. В одном варианте осуществления изобретения внешний и внутренний профили 212, 222 могут содержать три или более любых комбинаций канавок/выступов, причем каждая канавка/выступ может быть расположена на одинаковом или неодинаковом расстоянии от смежных канавок/выступов. Например, внутренний профиль 222 может содержать прорези или канавки и/или выступы, расположенные вблизи первого конца 202 или второго конца 204, или вблизи обоих, изолирующей муфты 200 в части 220a, 220c меньшего внутреннего диаметра (обозначена как 214a; смотрите фиг. 4B, более подробно описанную ниже), в части 220b большего внутреннего диаметра или любой их комбинации.

[00037] Обратимся теперь к фиг. 4A, иллюстрирующей изолирующую муфту 200, причем на фиг. 4B проиллюстрирован увеличенный вид первого конца 202 изолирующей муфты 200, проиллюстрированной на фиг. 4A. В одном варианте осуществления изобретения участок или часть внутренней поверхности 214, которая проходит от первого конца 202 и содержит часть внутреннего профиля 222 (обозначена как 214a), может быть выполнена из эрозионностойкого и коррозионностойкого материала или износостойкого материала 225. Износостойкий материал 225 может представлять собой любой материал, известный в данной области техники, имеющий подходящие свойства эрозионной стойкости и коррозионной стойкости, включая, но, не ограничиваясь этим, карбид вольфрама, покрытие, выполненное посредством высокоскоростного кислородно-топливного напыления (HVOF, high velocity oxygen fuel), покрытие Hardide^®, газотермическое покрытие и ионно-плазменное покрытие. В одном варианте осуществления изобретения износостойкий материал 225 может быть покрытием, наносимым на участок 214a внутренней поверхности 214. В другом варианте осуществления изобретения различные части внутренней поверхности 214 могут быть покрыты или выполнены из протекторного легкоразрушающегося материала, в высокой степени эродируемого материала, в высокой степени неэродируемого материала или их комбинации. В частности, часть 214b внутренней поверхности 214, ближайшая к первому концу 202, может иметь скошенную кромку и быть выполненной из или покрытой протекторным легкоразрушающимся материалом, при этом часть 214a может быть выполнена из или покрыта в высокой степени неэродируемым материалом или наоборот. Еще одна часть, отстоящая от первого конца 202 части 200 изолирующей муфты (обозначена как 214c), может быть выполнена из или покрыта протекторным легкоразрушающимся материалом или в высокой степени неэродируемым материалом. В альтернативном варианте осуществления изобретения добавочный материал 245 может быть добавлен или образовывать часть части 214b и может представлять собой протекторный легкоразрушающийся материал.

[00038] Обратимся теперь к фиг. 5, иллюстрирующей часть 300 опорного устройства. Опорное устройство 300 в основном является трубчатым, имеющим первый конец 302, второй конец 304, внешнюю поверхность 306, проходящую между ними, и внутреннюю поверхность 308, определяющую канал 320; опорное устройство 300 также может называться опорной муфтой 300. Внешняя поверхность 306 опорной муфты также содержит внешний профиль 312, который может содержать одну или более кольцевых прорезей и/или выступов различной геометрической формы и размеров. Кольцевые прорези или канавки и/или выступы внешнего профиля 312 могут быть выполнены на любой части внешней поверхности 306 опорной муфты. Внутренняя поверхность 308 опорной муфты содержит внутренний профиль 322, который может содержать одну или более прорезей и/или выступов различной геометрической формы и размеров. Кольцевые прорези или канавки и/или выступы внутреннего профиля 322 могут быть выполнены на любой части внутренней поверхности 308 опорной муфты. Например, одна или более канавок или пазов могут иметь разную глубину и ширину, и один или более выступов могут иметь разную высоту и ширину. Каждый из внешнего и внутреннего профилей 312, 322 может содержать любую комбинацию канавок и выступов. В одном варианте осуществления изобретения внутренний профиль 322 может содержать прорези или канавки и/или выступы, расположенные вблизи первого конца 302 части 300 опорной муфты. Кроме того, часть 300 опорной муфты может быть выполнена из эрозионностойкого и коррозионностойкого материала или износостойкого материала 325. Износостойкий материал 325 может представлять собой любой материал, известный в данной области техники, имеющий подходящие свойства эрозионной стойкости и коррозионной стойкости, включая, но, не ограничиваясь этим, карбид вольфрама, покрытие, выполненное посредством высокоскоростного кислородно-топливного напыления (HVOF, high velocity oxygen fuel), покрытие Hardide^®, газотермическое покрытие и ионно-плазменное покрытие.

[00039] Возвращаясь к фиг. 3A, 3B, 4A и 5, на которых часть 300 опорной муфты, расположена с возможностью перемещения в части 200 изолирующей муфты таким образом, что внешняя поверхность 306 части 300 опорной муфты может находиться в контакте с проскальзыванием с частью 220b большего внутреннего диаметра внутренней поверхности 214 части 200 изолирующей муфты. В первом положении часть 300 опорной муфты может быть расположена в канале 220 части изолирующей муфты таким образом, что второй конец 304 опорной муфты располагается вблизи второго конца 204 изолирующей муфты (фиг. 3A). Выступ внешнего профиля 312 опорной муфты может совпадать с канавкой внутреннего профиля 222 изолирующей муфты для неподвижного блокирования опорной муфты 300 в первом положении относительно изолирующей муфты 200, когда канавка и противоположный выступ входят в зацепление. Подобным образом, внешний профиль 312 опорной муфты может содержать канавку, которая может совпадать и входить в зацепление с выступом внутреннего профиля 222 изолирующей муфты. Во втором положении часть 300 опорной муфты может быть расположена в канале 220 изолирующей муфты таким образом, что первый конец 302 опорной муфты располагается вблизи первого конца 202 изолирующей муфты (фиг. 3B). Выступ внешнего профиля 312 опорной муфты может совпадать с канавкой внутреннего профиля 222 изолирующей муфты для неподвижного блокирования опорной муфты 300 во втором положении относительно изолирующей муфты 200, когда канавка и противоположный выступ входят в зацепление. Подобным образом, внешний профиль 312 опорной муфты может содержать канавку, которая может совпадать и входить в зацепление с выступом внутреннего профиля 222 изолирующей муфты. Когда опорная муфта 300 находится во втором положении, опорная муфта 300 находится вблизи штифтов 230 зажимного приспособления изолирующей муфты. В то время как изолирующая муфта 300 находится вблизи штифтов 230 зажимного приспособления, штифты зажимного приспособления не могут отводиться или прогибаться в радиальном направлении внутрь.

[00040] В примерном варианте осуществления изобретения и как проиллюстрировано на фиг. 6, все еще ссылаясь на фиг. 1-5, описан способ 600 защиты от износа скважинных инструментов и оборудования. Способ 600 может использоваться для предотвращения, снижения и/или исключения эрозии и коррозии скважинных инструментов и оборудования, обусловленных флюидами с эрозионными характеристиками. Например, при закачке песка, используемого для гидроразрыва или суспензии для гидроразрыва.

[00041] На первом этапе 604 инструмент 74, расположенный с возможностью скольжения на оправке 410 для закрепления скважинного инструмента, которая выполнена с возможностью соединения с системой 58 труб (фиг. 1 и 2), подготавливают для установки в узел 150 защитной муфты с опорной муфтой 300, расположенной в и находящейся в зацеплении с изолирующей муфтой 200 в первом положении. Обратимся к фиг. 7, на которой оправка 410 для закрепления скважинного инструмента содержит первый конец 402, второй конец 404 и первый и второй набор направляющих ключей 420, 430, соответственно, расположенных по окружности оправки 410 для закрепления скважинного инструмента вблизи второго конца 404 и соосно вокруг оси 405. Каждая из внешних поверхностей первого и второго набора направляющих ключей 420, 430, соответственно, может содержать любую комбинацию канавок и выступов. Первый и второй наборы направляющих ключей 420, 430 могут быть выполнены с возможностью сжатия в радиальном направлении и расширения вокруг центральной оси 405.

[00042] Также со ссылкой на фиг. 4A, 4B, 6 и 8 проиллюстрирован инструмент 74 с оправкой 410 для закрепления скважинного инструмента, взаимодействующий с узлом 150 защитной муфты. На этапе 608 инструмент 74 вставляют в узел 150 защитной муфты. Первый набор направляющих ключей 420 сжимается, в ходе того, как они проходят часть 214a внутреннего профиля 222 на первом конце 202 части 200 изолирующей муфты, и расширяется обратно в радиальном направлении после устранения части 214a внутреннего профиля 222 на первом конце 202. Поскольку оправка 410 для закрепления скважинного инструмента продолжает перемещаться в канале 220, второй набор направляющих ключей 430 также сжимается, в ходе того, как они взаимодействуют с частью 214a внутреннего профиля 222 на первом конце 202 части 200 изолирующей муфты.

[00043] На этапе 612 инструмент 74 блокируют в некотором положении относительно изолирующей муфты 200. Второй набор направляющих ключей 430 может незначительно расширяться в радиальном направлении, обеспечивая вхождение в зацепление канавок и выступов второго набора направляющих ключей 430 с противоположными выступами и канавками на части 214a внутреннего профиля 222 на первом конце 202 части 200 изолирующей муфты, для поддержания неподвижного положения инструмента 74 относительно изолирующей муфты 200 на первом конце 202. Другими словами, поскольку оправка 410 для закрепления скважинного инструмента продолжает перемещение в канал 220 и со скольжением проходит через центральное отверстие инструмента 74, второй набор направляющих ключей 430 остается в зацеплении с частью 214a внутреннего профиля 222 части 200 изолирующей муфты.

[00044] На этапе 616 оправку для закрепления скважинного инструмента 410 блокируют в некотором положении относительно опорной муфты 300. Оправка 410 для закрепления скважинного инструмента продолжает проходить через центральное отверстие инструмента 74, при этом первый набор направляющих ключей 420 может сжаться снова, в ходе того, как они проходят и входят в зацепление с внутренним профилем 322 на первом конце 302 опорной муфты 300. Первый набор направляющих ключей 420 может незначительно расширяться в радиальном направлении, обеспечивая вхождение в зацепление канавок и выступов первого набора направляющих ключей 420 с противоположными выступами и канавками на внутреннем профиле 322, ближайшем к первому концу 302 опорной муфты 300, для поддержания неподвижного положения оправки 410 для закрепления скважинного инструмента относительно опорной муфты 300, ближайшей к первому концу 302 опорной муфты. Другими словами, любое дополнительное перемещение оправки 410 для закрепления скважинного инструмента будет также перемещать опорную муфту 300 в одинаковой степени в том же направлении.

[00045] На этапе 620 опорную муфту 300 блокируют в некотором положении относительно изолирующей муфты 200. Оправка 410 для закрепления скважинного инструмента с опорной муфтой 300 перемещается по направлению ко второму концу 204 изолирующей муфты, чтобы обеспечить введение в зацепление выступа во внешнем профиле 312 опорной муфты с канавкой во внутреннем профиле 222 изолирующей муфты для поддержания неподвижного положения опорной муфты 300 относительно изолирующей муфты 200. В одном варианте осуществления изобретения выступ может находиться во внутреннем профиле 222 изолирующей муфты, а канавка может находиться во внешнем профиле 312 опорной муфты. В альтернативном варианте осуществления изобретения каждый из: внешнего профиля 312 опорной муфты и внутреннего профиля 222 изолирующей муфты могут иметь множество канавок и выступов, которые совпадают и входят в зацепление друг с другом.

[00046] На этапе 624 соединяют вместе инструмент 74 и оправку 410 для закрепления скважинного инструмента. Оправка 410 для закрепления скважинного инструмента может быть поднята одновременно с изолирующей муфтой 200 и опорной муфтой 300, чтобы обеспечить доступ к скважинному инструменту 74 и оправке 410 для закрепления скважинного инструмента, которые могут быть соединены вместе с помощью любого крепежного элемента, известного в данной области техники, включая, но, не ограничиваясь этим, срезные винты 450.

[00047] Обратимся теперь к фиг. 6, 9A и 9B, на этапе 628 инструмент 74 спускают в скважину с узлом 150 защитной муфты в местоположение или на глубину, на которой требуется защитить компонент, отверстие, профиль или поверхность. Компонентом, подлежащим защите, может быть любой скважинный компонент, для которого требуется защита от флюидов с эрозионными или коррозионными свойствами, включая, но, не ограничиваясь этим, защелочные соединения, клапаны, оправки для съемных клапанов, уплотнения, инструменты изолирования разветвлений (JIT, junction isolation tools), и т. д. В данном варианте осуществления изобретения с помощью узла защитной муфты 150 защищают защелочное соединение 63. В другом варианте осуществления изобретения узел 150 защитной муфты может спускаться в скважину отдельно от инструмента 74.

[00048] На этапе 632 защелочное соединение 63 вводят в зацепление посредством узла 150 защитной муфты. Защелочное соединение 63 в основном является трубчатым и содержит профиль 65, имеющий на внутренней поверхности одну или более канавок и/или выступов 65a. Внутренний профиль защищается узлом 150 защитной муфты от обломков породы, которые могут подвергать эрозии профиль 65. Защелочное соединение 63 может использоваться для соединения секций 61 обсадных труб. Второй конец 204 изолирующей муфты вставляется в защелочное соединение 63. С помощью опорной муфты 300 в первом положении, как описано выше на этапе 604, штифты 230 зажимного приспособления могут сжиматься в радиальном направлении внутрь, чтобы обеспечить прохождение через защелочное соединение 63. Выравнивание уступа или выступа 212a на внешнем профиле 212 (показан на фиг. 4A) штифтов 230 зажимного приспособления с канавкой или прорезью 65a в защелочном соединении 63 позволяет выступу 212a перемещаться в радиальном направлении наружу в канавку 65a, более подробно показано на фиг. 9B. В одном варианте осуществления изобретения штифты 230 зажимного приспособления могут быть упруго изогнутыми в радиальном направлении внутрь таким образом, что когда выступ 212a внешнего профиля 212 приближается к канавке 65a в защелочном соединении 63, выступ 212a выходит в прорезь 65a. В одном варианте осуществления изобретения местоположения канавки и выступа могут меняться местами; в альтернативном варианте осуществления изобретения каждый из: штифтов 230 зажимного приспособления и защелочного соединения 63 могут иметь множество канавок и выступов.

[00049] На этапе 636 проверяют зацепление штифтов 230 зажимного приспособления и защелочного соединения 63. В одном варианте осуществления изобретения может прикладываться растягивающее усилие к оправке 410 для закрепления скважинного инструмента, которая соединяется с опорной муфтой 300 посредством направляющих ключей 420, которая в свою очередь соединяется с изолирующей муфтой 200 посредством зажимного приспособления 330, ближайшей ко второму концу 304 опорной муфты 300, которая входит в зацепление в канавке, ближайшей ко второму концу 204 изолирующей муфты 200. Изолирующая муфта 200 в свою очередь соединяется с защелочным соединением 63 посредством канавки 65a и выступа 212a. В другом варианте осуществления изобретения для спуска спускного инструмента 74 может использоваться каротажный кабель или гибкая насосно-компрессорная труба, при этом сжатие может передаваться на оправку 410 для закрепления скважинного инструмента путем ударного воздействия, направленного вниз, по спускному инструменту 74, которое передается от оправки 410 для закрепления скважинного инструмента через срезные винты 450 и к первому концу 202 изолирующей муфты.

[00050] На этапе 640 отсоединяют оправку для закрепления скважинного инструмента 410 от инструмента 74. Инструмент 74 может дополнительно спускаться в ствол 12 скважины, когда выступ 212a на штифтах 230 зажимного приспособления надежно входит в зацепление в канавку 65a на защелочном соединении 63. Срезные винты 450 могут срезаться с помощью любых средств, общепринятых в данной области техники, включая, но, не ограничиваясь этим, использование веса рабочей колонны или спуска вниз ясов в случае использования каротажного кабеля или гибких насосно-компрессорных труб для спуска спускного инструмента 74 и узла 150 защитной муфты. В одном варианте осуществления изобретения инструмент 74 может дополнительно спускаться в ствол 12 скважины, когда выступ 212a на штифтах 230 зажимного приспособления надежно входит в зацепление в канавку 65a на защелочном соединении 63 таким образом, что вес системы 58 труб срезает срезные винты 450, чтобы обеспечить перемещение оправки 410 для закрепления скважинного инструмента относительно инструмента 74.

[00051] Обратимся теперь к фиг. 6, 10A и 10B, на этапе 644 опорную муфту 300 блокируют во втором положении относительно изолирующей муфты 200. Со срезанными срезными винтами 450 оправка 410 для закрепления скважинного инструмента может быть поднята с помощью направляющих ключей 420, которые все еще находятся в зацеплении с опорной муфтой 300, для поднятия опорной муфты 300 внутри канала 220 барьера. Опорная муфта 300 перемещается во второе положение в канале 220 изолирующей муфты таким образом, что первый конец 302 опорной муфты располагается вблизи первого конца 202 изолирующей муфты. Во втором положении опорная муфта 300 находится вблизи и является соосной со штифтами 230 зажимного приспособления. Выравнивание уступа или выступа 312a на внешнем профиле 312 опорной муфты 300 с канавкой или прорезью 212b в изолирующей муфте 200 позволяет выступу 312a перемещаться в радиальном направлении наружу в канавку 212b, более подробно показано на фиг. 10B.

[00052] Обратимся теперь к фиг. 6 и 11, на этапе 648 извлекают оправку 410 для закрепления скважинного инструмента и инструмент 74 из узла 150 защитной муфты, при этом узел 150 защитной муфты устанавливают в защелочное соединение 63. Оправка 410 для закрепления скважинного инструмента и инструмент 74 продолжают подниматься; структура или уступ 412 на оправке 410 для закрепления скважинного инструмента достигает и входит в зацепление с инструментом 74. С помощью продолжительного движения вверх уступ 412 отделяется от второго набора направляющих ключей 430, сжимая направляющие ключи 430 и выводя из зацепления с сопряженной частью 214a внутреннего профиля 222 на первом конце 202 части 200 изолирующей муфты (смотрите фиг. 4B). Поскольку второй набор направляющих ключей 430 освобождается от изолирующей муфты 200, направляющие ключи 430 выходят обратно в радиальном направлении в нейтральное положение. Поскольку оправка 410 для закрепления скважинного инструмента и инструмент 74 продолжают подниматься, первый набор направляющих ключей 420 сжимается снова, поскольку они выходят из зацепления с внутренним профилем 322 на первом конце 302 опорной муфты 300 и затем выходят из зацепления с сопряженной частью 214a внутреннего профиля 222 на первом конце 202 части 200 изолирующей муфты. Поскольку первый набор направляющих ключей 420 освобождается от изолирующей муфты 200, направляющие ключи 420 выходят обратно в радиальном направлении в нейтральное положение. С направляющими ключами 420, выведенными из зацепления с изолирующей муфтой 200 оправка 410 для закрепления скважинного инструмента и инструмент 74 освобождаются от узла 150 защитной муфты и могут быть извлечены из ствола 12 скважины.

[00053] В примерном варианте осуществления изобретения и как проиллюстрировано на фиг. 12, все еще ссылаясь на фиг. 1-5, описан способ 1200 извлечения узла 150 для защиты от износа скважинных инструментов и оборудования. После того, как операции, в которых использовались флюиды с эрозионными и коррозионными характеристиками были завершены и больше не требуется защита скважинных инструментов и оборудования от флюидов, может быть извлечен узел 150 защитной муфты.

[00054] На этапе 1204 инструмент 74 с оправкой 410 для закрепления скважинного инструмента (смотрите фиг. 7) спускают в ствол 12 скважины и вставляют в узел 150 защиты. Первый набор направляющих ключей 420 сжимается, в ходе того, как они проходят часть 214a внутреннего профиля 222 на первом конце 202 части 200 изолирующей муфты и остаются сжатыми, в ходе того, как они проходят в канал 320 опорной муфты. Поскольку оправка 410 для закрепления скважинного инструмента продолжает перемещаться в канале 220, второй набор направляющих ключей 430 также сжимается, в ходе того, как они взаимодействуют с частью 214a внутреннего профиля 222 на первом конце 202 части 200 изолирующей муфты. Второй набор направляющих ключей 430 может незначительно расширяться в радиальном направлении, обеспечивая вхождение в зацепление канавок и выступов второго набора направляющих ключей 430 с противоположными выступами и канавками на части 214a внутреннего профиля 222 на первом конце 202 части 200 изолирующей муфты, для поддержания неподвижного положения инструмента 74 относительно изолирующей муфты 200 на первом конце 202.

[00055] Обратимся теперь к фиг. 12 и 13, на этапе 1208 опорную муфту 300 перемещают из второго положения в первое положение в канале 220 изолирующей муфты. Поскольку оправка 410 для закрепления скважинного инструмента продолжает со скольжением перемещаться через центральное отверстие инструмента 74, второй набор направляющих ключей 430 остается в зацеплении с частью 214a внутреннего профиля 222 (смотрите фиг. 4B) части 200 изолирующей муфты. Первый набор направляющих ключей 420 незначительно расширяется в радиальном направлении, обеспечивая вхождение в зацепление канавок и выступов первого набора направляющих ключей 420 с противоположными выступами и канавками на внутреннем профиле 322, ближайшем к первому концу 302 опорной муфты 300, для поддержания неподвижного положения оправки 410 для закрепления скважинного инструмента относительно опорной муфты 300, ближайшей к первому концу 302 опорной муфты. Опорная муфта 300, находящаяся теперь в зацеплении с оправкой 410 для закрепления скважинного инструмента посредством направляющих ключей 420, перемещается вниз с оправкой 410 для закрепления скважинного инструмента, выводя из зацепления уступ или выступ 312a во внешнем профиле 312 (смотрите фиг. 5) опорной муфты 300 из канавки 212b в изолирующей муфте 200. С опорной муфтой 300, выведенной из зацепления из изолирующей муфты 200 опорная муфта 300 может перемещаться вниз с оправкой 410 для закрепления скважинного инструмента из второго положения в канале 220 изолирующей муфты, смежном и соосным с изолирующей муфтой 200, в первое положение в канале 220 изолирующей муфты, в котором второй конец 304 опорной муфты располагается вблизи второго конца 204 изолирующей муфты.

[00056] Обратимся теперь к фиг. 12 и 14, на этапе 1212 опорную муфту 300 блокируют в некотором положении относительно изолирующей муфты 200. Выравнивание и введение в зацепление выступа на внешнем профиле 312 опорной муфты с канавкой внутреннего профиля 222 части изолирующей муфты неподвижно блокирует опорную муфту 300 в первом положении относительно изолирующей муфты 200.

[00057] На этапе 1216 оправку для закрепления скважинного инструмента 410 блокируют в некотором положении относительно инструмента 74. Оправка 410 для закрепления скважинного инструмента прекращает движение вниз, когда уступ 414 на оправке 410 для закрепления скважинного инструмента упирается в конец 402 инструмента. Оправка 410 для закрепления скважинного инструмента дополнительно содержит по меньшей мере один крепежный элемент 415, который вводит в зацепление вырез или канавку 74a в инструменте 74; по меньшей мере один крепежный элемент 415 проходит в вырез 74a, чтобы обеспечить извлечение посредством оправки 410 для закрепления скважинного инструмента и инструмента 74 узла 150 защитной муфты из ствола 12 скважины. Крепежный элемент может быть любым механическим крепежным элементом, известным в данной области техники, включая, но, не ограничиваясь этим, пружинное стопорное кольцо, крепежное кольцо или любой подпружиненный крепежный элемент.

[00058] Обратимся теперь к фиг. 12 и 15, на этапе 1220 узел 150 защитной муфты извлекают из защелочного соединения 63. С помощью опорной муфты 300 в первом положении, как описано выше, штифты 230 зажимного приспособления могут сжиматься в радиальном направлении внутрь, чтобы обеспечить прохождение через защелочное соединение 63. Выступ 212a на внешнем профиле 212 штифтов 230 зажимного приспособления перемещается в радиальном направлении внутрь от канавки 65a в защелочном соединении 63, выводя из зацепления выступ 212a из канавки 65a, в ходе того, как поднимаются оправка 410 для закрепления скважинного инструмента и инструмент 74. Узел защитной муфты может быть извлечен из ствола 12 скважины с помощью крепежного элемента 415, соединяющего вместе оправку 410 для закрепления скважинного инструмента и инструмент 74, направляющих ключей 430 на оправке 410 для закрепления скважинного инструмента, находящихся в зацеплении с сопряженной частью 214a внутреннего профиля 222 (смотрите фиг. 4B) на первом конце 202 части 200 изолирующей муфты, и опорной муфты 300, закрепленной в первом положении внутри изолирующей муфты 200 посредством введения в зацепление выступа на внешнем профиле 312 опорной муфты с канавкой внутреннего профиля 222 части изолирующей муфты.

[00059] В одном варианте осуществления изобретения в стволе 12 скважины могут быть развернуты более одного узла 150 защитной муфты, и могут быть расположены с возможностью последующего снятия и извлечения в определенном порядке. В альтернативном варианте осуществления изобретения узел 150 защитной муфты может устанавливаться для защиты скважинного инструмента или поверхности одновременно со спуском другого инструмента или устройства в ствол 12 скважины. Например, узел 150 защитной муфты может устанавливаться для защиты защелочного соединения 63 во время того же спуска, во время которого спускается инструмент изолирования ответвлений (JIT) 500 (фиг. 16). JIT 500 может представлять собой любой JIT, общепринятый в данной области техники. В одном варианте осуществления изобретения два узла 150 защитной муфты могут разворачиваться для защиты двух защелочных соединений 63 во время того же спуска, во время которого спускается JIT 500.

[00060] Обратимся теперь к фиг. 17A и 17B, в альтернативном варианте осуществления изобретения внутренний профиль 65 защелочного соединения может быть защищен от вызывающих эрозию флюидов с помощью отклонителя 700 потока флюида (фиг. 17A) или подпружиненного отклонителя 700a потока флюида (фиг. 17B). Отклонитель 700 потока флюида может быть выполнен из или покрыт в высокой степени неэродируемым материалом, может быть выполнен из эрозионностойкого и коррозионностойкого материала или износостойкого материала 725. Износостойкий материал 725 может представлять собой любой материал, известный в данной области техники, имеющий подходящие свойства эрозионной стойкости и коррозионной стойкости, включая, но, не ограничиваясь этим, карбид вольфрама, покрытие, выполненное посредством высокоскоростного кислородно-топливного напыления (HVOF, high velocity oxygen fuel), покрытие Hardide^®, газотермическое покрытие и ионно-плазменное покрытие. В одном варианте осуществления изобретения отклонитель 700 потока флюида может спускаться с помощью инструментов для гидроразрыва пласта в нижних боковых стволах и извлекаться после завершения операций гидроразрыва пласта. В альтернативном варианте осуществления изобретения отклонитель 700 потока флюида может быть выполнен из или покрыт в высокой степени эродируемым материалом, предназначенным для защиты, чтобы предотвратить или уменьшить повреждение внутреннего профиля 65. В другом варианте осуществления изобретения отклонитель потока флюида может быть подпружиненным 710 и находиться в канавке или прорези 750, когда отклонитель потока флюида не находится в рабочем положении. Подпружиненный отклонитель 700a потока флюида может приводиться в рабочее положение с помощью инструментов для гидроразрыва пласта и извлекаться после завершения операций гидроразрыва пласта. В альтернативном варианте осуществления изобретения отклонитель 700, 700a потока флюида может быть оставлен в защелочном соединении 63 и просто эродировать или выталкиваться назад с помощью инструмента для гидроразрыва пласта.

[00061] Хотя были проиллюстрированы и описаны различные варианты осуществления изобретения и способы, изобретение не ограничивается такими вариантами осуществления изобретения и способами и для специалиста в данной области техники будет очевидным, что они включают все модификации и вариации. По этой причине следует понимать, что данное описание не предназначено для того, чтобы ограничивать описанные конкретные формы; скорее намерение охватывает все модификации, эквиваленты и альтернативы, которые не выходят за пределы сущности и объема настоящего изобретения, как определено в прилагаемой формуле изобретения.

[00062] Таким образом, был описан узел, который защищает скважинный инструмент от износа, обусловленного эрозионными или коррозионными флюидами. Варианты осуществления узла могут в основном включать: изолирующую муфту, имеющую первый конец, второй конец, внешнюю поверхность и внутреннюю поверхность, образующую канал, при этом внутренняя поверхность изолирующей муфты содержит по меньшей мере одну канавку, образующую профиль, и опорную муфту, расположенную в части изолирующей муфты, при этом внешняя поверхность опорной муфты содержит по меньшей мере один выступ, образующий профиль, причем по меньшей мере часть внешней поверхности части опорной муфты находится в контакте с внутренней поверхностью части изолирующей муфты, причем в первом положении профиль изолирующей муфты совпадает и входит в зацепление с возможностью последующего снятия с профилем опорной муфты. Другие варианты осуществления узла, которые защищают скважинный инструмент от износа, обусловленного эрозионными или коррозионными флюидами, могут в основном включать: изолирующую муфту, имеющую первый конец, второй конец, внешнюю поверхность и внутреннюю поверхность, образующую канал, и опорное устройство, расположенное с возможностью перемещения в изолирующей муфте, причем изолирующая муфта расположена между скважинным инструментом и эрозионными или коррозионными флюидами, причем в первом положении опорное устройство входит в зацепление с возможностью последующего снятия с изолирующей муфтой. Аналогично, система для защиты скважинного инструмента от износа, обусловленного эрозионными или коррозионными флюидами, может в основном содержать: инструмент, имеющий центральное отверстие, оправку для закрепления скважинного инструмента, расположенную с возможностью скольжения через центральное отверстие и имеющую первый и второй набор направляющих ключей, изолирующую муфту, имеющую первый конец, второй конец, внешнюю поверхность и внутреннюю поверхность, образующую канал, и опорную муфту, имеющую первый конец, второй конец, внешнюю поверхность и внутреннюю поверхность, образующую канал, при этом опорная муфта расположена с возможностью скольжения в изолирующей муфте, причем первый и второй наборы направляющих ключей входят в зацепление с возможностью последующего снятия по меньшей мере с одной канавкой на внутренней поверхности изолирующей муфты. Другие варианты осуществления системы для защиты скважинного инструмента от износа, обусловленного эрозионными или коррозионными флюидами, может в основном содержать: инструмент, имеющий центральное отверстие, оправку для закрепления скважинного инструмента, расположенную с возможностью скольжения через центральное отверстие и имеющую первый и второй набор направляющих ключей, изолирующую муфту, имеющую первый конец, второй конец, внешнюю поверхность и внутреннюю поверхность, образующую канал, и опорную муфту, имеющую первый конец, второй конец, внешнюю поверхность и внутреннюю поверхность, образующую канал, при этом опорная муфта расположена с возможностью скольжения в изолирующей муфте, причем первый и второй наборы направляющих ключей входят в зацепление с возможностью последующего снятия с профилем на внутренней поверхности изолирующей муфты.

[00063] Для любого из вышеприведенных вариантов осуществления изобретения, узел может содержать любой из следующих элементов, по-отдельности или в сочетании друг с другом.

[00064] Изолирующая муфта дополнительно содержит множество штифтов зажимного приспособления.

[00065] Изолирующая муфта дополнительно содержит первое кольцевое уплотнение, расположенное на первом конце, и второе кольцевое уплотнение, расположенное на втором конце.

[00066] Внутренняя поверхность изолирующей муфты содержит износостойкий материал.

[00067] Добавочный материал, который является легко эродируемым, добавляют на часть внутренней поверхности изолирующей муфты.

[00068] Износостойкий материал является покрытием.

[00069] Изолирующая муфта содержит отклонитель потока флюида.

[00070] Внешняя поверхность опорного устройства содержит по меньшей мере один выступ, образующий профиль.

[00071] Внутренняя поверхность изолирующей муфты содержит профиль, который входит в зацепление с возможностью последующего снятия с профилем опорного устройства.

[00072] Изолирующая муфта дополнительно содержит по меньшей мере одно кольцевое уплотнение, расположенное на одном из следующего: первый конец и второй конец.

[00073] Часть изолирующей муфты содержит износостойкий материал.

[00074] Добавочный материал, который является в высокой степени эродируемым, добавляют на часть внутренней поверхности изолирующей муфты.

[00075] Износостойкий материал является покрытием.

[00076] Изолирующая муфта содержит отклонитель потока флюида.

[00077] Отклонитель потока флюида содержит в высокой степени эродируемый материал.

[00078] Узел выполнен как единое целое со скважинным инструментом.

[00079] Узел спускают в скважину отдельно от скважинного инструмента.

[00080] Внешняя поверхность опорной муфты содержит по меньшей мере один выступ, образующий профиль.

[00081] По меньшей мере один выступ опорной муфты совпадает и входит в зацепление с возможностью последующего снятия по меньшей мере с одной канавкой изолирующей муфты.

[00082] Первый набор направляющих ключей на оправке для закрепления скважинного инструмента входит в зацепление с возможностью последующего снятия с профилем опорной муфты.

[00083] Внешняя поверхность опорной муфты содержит по меньшей мере один выступ, образующий профиль, причем по меньшей мере один выступ опорной муфты совпадает и входит в зацепление с возможностью последующего снятия с профилем изолирующей муфты.

[00084] Поверхности изолирующей муфты и опорной муфты, которые подвергаются воздействию эрозионных или коррозионных флюидов, содержат материал, который является более эрозионностойким или коррозионностойким, чем скважинный инструмент.

[00085] Материал является покрытием.

[00086] Был описан способ защиты скважинного инструмента от износа в стволе скважины. Способ может в основном включать: установку инструмента в узел защитной муфты, содержащий опорную муфту, расположенную в первом положении в изолирующей муфте, введение в зацепление первого профиля, имеющего канавки на внутренней поверхности изолирующей муфты, с первым множеством направляющих ключей на оправке для закрепления скважинного инструмента, введение в зацепление второго профиля, имеющего канавки на внутренней поверхности опорной муфты, со вторым множеством направляющих ключей на оправке для закрепления скважинного инструмента, спуск инструмента и оправки для скважинного инструмента с изолирующей муфтой и опорной муфтой в ствол скважины, сжатие множества штифтов зажимного приспособления на изолирующей муфте, введение в зацепление защелочного соединения с изолирующей муфтой, блокировку опорной муфты во втором положении, ближайшем к первому концу изолирующей муфты, и извлечение скважинного инструмента из ствола скважины. Другие варианты осуществления способа для защиты скважинного инструмента от износа в стволе скважины могут в основном включать: установку инструмента в узел защитной муфты, содержащий опорную муфту, расположенную в первом положении в изолирующей муфте, введение в зацепление первого профиля, имеющего канавки на внутренней поверхности изолирующей муфты, с первым множеством направляющих ключей на оправке для закрепления скважинного инструмента, введение в зацепление второго профиля, имеющего канавки на внутренней поверхности опорной муфты, со вторым множеством направляющих ключей на оправке для закрепления скважинного инструмента, спуск инструмента и оправки для скважинного инструмента с изолирующей муфтой и опорной муфтой в ствол скважины, сжатие множества штифтов зажимного приспособления на изолирующей муфте, введение в зацепление защелочного соединения с изолирующей муфтой, блокировку опорной муфты во втором положении, ближайшем к первому концу изолирующей муфты, и извлечение скважинного инструмента из ствола скважины.

[00087] Для вышеприведенных вариантов осуществления изобретения, способ может содержать любой из следующих этапов, по-отдельности или в сочетании друг с другом:

[00088] Блокировку инструмента в некотором положении относительно изолирующей муфты.

[00089] Блокировку оправки для скважинного инструмента в некотором положении относительно опорной муфты.

[00090] Присоединение инструмента к оправке для закрепления скважинного инструмента.

[00091] Извлечение узла защитной муфты из ствола скважины.

[00092] Вставку инструмента и оправки для скважинного инструмента в узел защитной муфты.

[00093] Перемещение опорной муфты из второго положения в первое положение в изолирующей муфте.

[00094] Блокировку опорной муфты в некотором положении относительно изолирующей муфты.

[00095] Блокировку оправки для скважинного инструмента в некотором положении относительно инструмента.

[00096] Извлечение оправки для скважинного инструмента, инструмента и узла защитной муфты из защелочного соединения.

[00097] Вставку инструмента и оправки для скважинного инструмента в узел защитной муфты и перемещение опорной муфты из второго положения в первое положение в изолирующей муфте.

[00098] Блокировку опорной муфты в некотором положении относительно изолирующей муфты, блокировку оправки для скважинного инструмента в некотором положении относительно инструмента и извлечение оправки для скважинного инструмента, инструмента и узла защитной муфты из защелочного соединения.

[00099] Хотя были подробно проиллюстрированы и описаны различные варианты осуществления изобретения, изобретение не ограничивается проиллюстрированными вариантами осуществления. Для специалистов в данной области техники может быть очевидна модификация и адаптация вышеприведенных вариантов осуществления изобретения. Такие модификации и адаптации не выходят за пределы сущности и объема настоящего изобретения.

Реферат

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, в частности к защите скважинных инструментов и оборудования при транспортировке флюидов с эрозионными и/или коррозионными характеристиками. Узел, защищающий скважинный инструмент от износа, содержит изолирующую муфту, имеющую первый конец, второй конец, внешнюю поверхность и внутреннюю поверхность, образующую канал. Опорное устройство, расположенное с возможностью перемещения в изолирующей муфте. Изолирующая муфта расположена между скважинным инструментом и эрозионными или коррозионными флюидами. В первом положении опорное устройство входит в зацепление с возможностью последующего снятия с изолирующей муфтой. Добавочный материал, являющийся в высокой степени эродируемым, добавлен на часть внутренней поверхности изолирующей муфты. Для осуществления способа защиты скважинного инструмента от износа в стволе скважины устанавливают инструмент в узел защитной муфты, содержащий опорную муфту, расположенную в первом положении в изолирующей муфте. Вводят в зацепление первый профиль, имеющий канавки на внутренней поверхности изолирующей муфты, с первым множеством направляющих ключей на оправке для закрепления скважинного инструмента. Вводят в зацепление второй профиль, имеющий канавки на внутренней поверхности опорной муфты, со вторым множеством направляющих ключей на оправке для закрепления скважинного инструмента. Спускают инструмент и оправку для скважинного инструмента с изолирующей муфтой и опорной муфтой в ствол скважины. Сжимают множество штифтов зажимного приспособления на изолирующей муфте, вводят в зацепление защелочное соединение с изолирующей муфтой. Блокируют опорную муфту во втором положении, ближайшем к первому концу изолирующей муфты, и извлекают скважинный инструмент из ствола скважины. Технический результат – повышение надежности защиты скважинного инструмента за счет предотвращения эродирования профиля защелочного соединения. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 22 ил.

Формула