压力控制阀的制作方法

压力控制阀
1.相关申请的交叉引用
2.本技术要求2019年9月3日提交的美国临时申请号62/895,130的优先权和权益，其全部内容通过引用并入本文。


背景技术：

3.在井下钻探操作期间，井下工具可以在压力差下操作。压力差由流过井下钻井系统的液压阻力确定。可以通过在一个或多个排放位置安装喷嘴来增加压力差。一个常见的排放端口位于钻头处，其中喷嘴有助于引导流动以冷却钻头并向井上冲洗岩屑。一些井下工具以最佳压力差运行。


技术实现要素：

4.在一些实施例中，井下流动系统包括带有穿过其中的孔的壳体。流体流流过该孔。端口将一部分流体流引导至可由流体流操作的井下工具。压力控制阀位于端口的井下孔中，压力控制阀包括限流器和连接到限流器的致动器。致动器改变限流器的位置，以调节压力控制阀井上的压力差。
5.在一些实施例中，井下流动系统包括带有穿过其中的孔的壳体。端口将流动引导至可由流体流操作的井下工具。端口的井下孔中的压力控制阀包括孔中的阻流器主体。阻流器主体包括孔口，该孔口具有小于孔直径的孔口直径。限流器具有的限流器直径大于孔口直径。弹性构件将阻流器主体推向限流器。
6.在一些实施例中，一种控制井下工具处的压力的方法，包括使流体流过壳体中的孔。该孔包括压力控制阀。流体流具有第一钻井特性和压力控制单元的井上压力差。一部分流体流被引导至压力控制阀井上的井下工具。第一钻井特性变为第二钻井特性。响应于将第一钻井特性改变为第二钻井特性，用致动器调节压力控制阀中的限流器。调节限流器保持压力控制阀上方的压力差。
7.提供本概述以介绍在详细描述中进一步描述的一些概念。该概述不旨在标识所要求保护的主题的关键或必要特征，也不旨在用于帮助限制所要求保护的主题的范围。本公开的实施例的附加特征和方面将在本文中阐述，并且部分将从描述中显而易见，或者可以通过这些实施例的实践来了解。
附图说明
8.为了描述能够获得本公开的上述和其他特征的方式，将参考附图中示出的具体实施例来进行更具体的描述。为了更好地理解，在各个附图中，相同的元件用相同的附图标记表示。虽然一些附图可以是概念的示意性或夸张表示，但至少一些附图可以按比例绘制。理解附图描绘了一些示例实施例，将通过使用附图以附加的具体性和细节来描述和解释实施例，在附图中：
9.图1是根据本公开的至少一个实施例的钻井系统的示意图；
10.图2是根据本公开的至少一个实施例的井下流动系统的示意图；
11.图3是根据本公开的至少一个实施例的井下转向系统的另一种表示的横截面图；
12.图4-1和图4-2是根据本公开的至少一个实施例的压力控制阀的表示的截面图；
13.图5-1和图5-2是根据本公开的至少一个实施例的压力控制阀的另一种表示的截面图；
14.图6-1至图6-3是根据本公开的至少一个实施例的压力控制阀的又一表示的截面图；
15.图7-1至图7-4是根据本公开的至少一个实施例的压力控制阀的又一表示的截面图；和
16.图8是根据本公开的至少一个实施例的用于控制井下压力的方法的表示。
具体实施方式
17.本公开总体上涉及用于控制压力控制阀的井下压力差的装置、系统和方法。在钻井眼时，钻井流体通过一系列管状构件被泵送到钻头。管状构件之间的压力差以及管状构件与井眼壁之间的环空可通过钻头处或管状构件的孔内的一个或多个喷嘴来维持。压力差可以驱动一个或多个井下工具。在一些实施例中，流体流的一种或多种流体特性，例如流体密度或体积流量，可以在钻井眼的过程中改变。这可能会改变压力差，这可能会改变井下工具如何操作。在钻井操作期间，操作者可能希望保持恒定的压力差或将压力差保持在所需范围内。在一些实施例中，为了保持压力差范围，操作者可以将流体密度或体积流量保持在指定范围内。然而，改变钻井条件可能需要改变流体密度或体积流量，这可能会改变压力差。在一些实施例中，管状构件的孔中的压力控制阀可以维持压力差范围。控制井下工具处的压力差可以提供对井下工具的更精细程度的控制。这可以为操作者提供对诸如轨迹、旋转速度等井眼特性的更大控制，为操作者提供更宽的钻井流体体积流量和密度的操作范围，或前述的组合。这些益处可以增加钻井钻速、降低每英尺的钻井成本、提高井眼精度，或上述的组合。
18.多个井下工具可以受益于对压力差的这种控制。可膨胀工具通常使用液压操作的活塞。活塞不得移动到指定压力范围之外。通过控制压力差，可以控制活塞延伸的时间和/或力。压力差可以进一步保护可膨胀工具(例如，铰刀、稳定器、铣刀)免于意外或意外膨胀。这可能是因为压力控制阀将不允许压力达到阈值，除非被致动或除非流量增加到指定流量以上。在一些实施例中，主动压力控制阀可以关闭以有意地增加压力控制阀的井上压力并由此启动井下工具(例如，在铰刀上膨胀可膨胀刀片等)，即使在低流体流/流体密度情况中也是如此。控制活塞的延伸和工具的致动可以通过防止工具断裂、防止损坏井眼、防止井下工具的不必要磨损或其组合来节省时间和金钱。
19.在一些实施例中，井下发电机可以具有最佳或优选的工作压力差。压力控制阀可以控制井下发电机处的压力差，使得发电机可以用于井下的各种不同位置，并且可以帮助防止由于涡轮机超速而损坏发电机，并防止由于低压而使发电机失速。
20.在一些实施例中，端口可以将流体流的一部分引导至可膨胀活塞。流体流可以用基于压力差的力推动可膨胀活塞。如果力足够强(即，如果压力差足够大)，则可膨胀活塞可以在力的方向上移动(例如，伸出)。在可膨胀活塞膨胀之前、期间和/或之后，流体流的一部
分可以通过排放端口排放到环空。
21.改变可膨胀活塞延伸的力可以改变井下钻井系统的操作。例如，旋转可转向系统可包括多个可膨胀转向垫。转向垫可以响应于压力差膨胀并对井眼壁施加垫力。更大的垫力可能会增加弯曲的严重性。此外，更大的垫力可能导致转向垫侵蚀井眼壁，即使在不主动弯曲井眼时也是如此。使用压力控制阀来调节可膨胀转向垫上的压力差可能有助于控制转向垫膨胀的力。这可以为操作者提供对井眼轨迹的更大控制，减少或防止井眼壁的不必要或不期望的侵蚀，为操作者提供更宽的钻井流体体积流量和密度的操作范围，或前述的组合。
22.在一些实施例中，井下流动系统包括壳体。一孔穿过壳体的中心。流体流流过该孔。在一些实施例中，通过孔的流体流是主流体流。换句话说，孔是从地面到钻头的主要流体流动路径，并且流体流是从地面到钻头的主要流体流。流体流的一部分可以进入端口并行进到井下工具(例如，rss的可移动活塞)。压力控制阀可以位于端口的井下。压力控制阀位于壳体的孔中，并且可以限制除了转移到井下工具的部分之外的全部流体流动。换句话说，流过端口的井下孔的全部流体流可以流过压力控制阀。
23.在某些实施例中，端口可位于连接至壳体的分流器(flow diverter)中。在一些实施例中，压力控制阀可以位于分流器中。在一些实施例中，分流器可以包括多个分流器路径，并且压力控制阀可以位于每个分流器路径中。在一些实施例中，压力控制阀可以位于分流器的井下。
24.在某些实施例中，压力控制阀可为流体流提供阻力。例如，压力控制阀可以包括对流体流的阻碍。在一些实施例中，压力控制阀可以减小流体流的流动路径(例如，孔)的直径。这可以允许压力控制阀增加压力控制阀井上的压力差。这可能增加通向井下工具(例如，rss可膨胀垫)的工具路径的端口处的压力差。以这种方式，尽管钻井流体密度低和/或体积流量低，压力控制阀仍可保持压力控制阀的井上压力差增大。
25.在一些实施例中，压力控制阀可打开旁通流动通道，以引导流体远离井下工具。例如，可以打开至旁路流动通道的端口的压力控制阀。流体可以流过旁路流动通道并远离压力控制阀下游的井下工具。这可以帮助井下工具保持压力差的工作范围。在一些实施例中，主动压力控制阀可以打开至旁通流动通道的端口，以主动地从井下工具泄放压力。
26.在某些实施例中，压力控制阀可被动操作。例如，压力控制阀可以保持压力差，该压力差由液压流体的力提供动力，或者没有电致动。这可以增加钻井钻速，降低每英尺钻井成本，提高井眼精度，或上述的组合。此外，被动操作的压力控制阀可以是简单的，易于安装和维护，并且在井下是可靠的。
27.在某些实施例中，可主动操作压力控制阀。例如，压力控制阀可以包括电启动系统，例如电马达、线性致动器、螺线管、音圈、压电材料、步进马达上的丝杠、液压活塞、开路需求阀(例如，潜水调节阀)、其他启动系统或前述的组合。压力控制阀的主动控制可以允许操作者确定或决定压力控制阀井上的压力差，而不是保持预设的压力差。这可以增加可用压力差的范围、施加的垫力的范围、井下钻井系统的灵敏度和/或响应性，或者前述的组合。这可以增加钻井钻速，降低每英尺钻井成本，提高井眼精度，或上述的组合。
28.在一些实施例中，压力控制阀可包括限流器和阻流器主体。阻流器主体具有小于孔直径的孔口。限流器可以包括位于阻流器主体井上的限流器主体。在一些实施例中，限流
器主体可以位于阻流器主体的井下。限流器主体可以至少部分地阻挡流体通过孔口的流动。在一些实施例中，限流器主体可以是圆柱形的。在一些实施例中，限流器主体可以具有任何形状，包括圆柱形、圆锥形、截头圆锥形、金字塔形、截头金字塔形、立方体、球形、椭圆形、其他形状或前述形状的组合。
29.在一些实施例中，在井下钻井操作中使用的体积流量是基于井下钻井工具的尺寸来选择的。近似的最大体积流量是工具尺寸的函数，如等式(1)所示的:
30.q＝(f)d
ꢀꢀꢀ
(1)
31.其中q是体积流量，d是工具尺寸。应当理解，流量q是可以使用的近似最大流量，并且可以根据情况使用更多或更少的流量。
32.在一些实施例中，孔口的面积取决于流量、流量系数、流体密度和期望的穿过孔口的压力差降。因此，孔口的面积可以近似为如等式(2)所示:
[0033][0034]
其中a是孔口的面积，q是井下工具的体积流体流量，cd是孔口的流量系数，ρ是流体密度，以及δp是所需的压力差变化。
[0035]
通过针对δp求解等式(2)，可针对设定的孔口面积对压力差进行建模，如等式(3)所示:
[0036][0037]
因此，孔口两侧压力差的变化取决于流体密度、体积流量、流量系数和孔口面积。在井下钻井操作期间，流体密度和/或体积流量可能会改变。这将改变压力差。为了保持恒定的压力差，或者为了将压力差保持在设定的范围内，可以改变流量系数和/或孔口面积。例如，对于增加的流体密度或体积流量，为了保持恒定的压力差，可以减小流量系数和/或孔口面积。类似地，对于降低的流体密度或体积流量，为了保持恒定的压力差，可以增加流量系数和/或孔口面积。
[0038]
限流器主体具有限流器直径，孔口具有孔口直径。在一些实施例中，限流器直径相对于孔口直径以限流器直径比来确定尺寸。较大的限流器直径比可以使压力控制阀的井上压力差增加更多。在一些实施例中，限流器直径比可以在具有以下上限值、下限值或上下限值的范围内，包括50％、60％、70％、80％、90％、100％、110％、120％、130％、140％、150％或其间的任何值。例如，限流器直径比可以大于50％。在另一个示例中，限流器直径比可以小于150％。在其他示例中，限流器直径比可以是50％和150％之间范围内的任何值。在一些实施例中，限流器直径比大于100％以充分增加压力控制阀井上的压力差可能是关键的。
[0039]
限流器主体以一限流器偏移量从孔口(例如，阻流器主体)偏移。限流器偏移量是孔口直径的偏移百分比。较小的限流器偏移量会降低流量系数，从而增加压力控制阀井上的压力差。类似地，较大的限流器偏移量可以增加流量系数，从而降低压力控制阀的井上压力差。在一些实施例中，偏移百分比可以在具有以下上限值、下限值或上下限值的范围内，包括1％、5％、10％、15％、20％、25％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、90％、100％或其间的任何值。例如，偏移百分比可以大于1％。在另一个示例中，偏移百分比可以小于100％。在其他示例中，偏移百分比可以是1％和100％之间范围内的任何值。在一些实施例中，限流
器主体可以接触阻流器主体(即，限流器偏移量为0或者孔口直径百分比为0％)。当限流器偏移量等于0时，在流量开始流过孔口之前，必须达到最小体积流量。在一些实施例中，限流器主体可以位于比100％的偏移百分比更远离孔口或阻流器主体的位置。在一些实施例中，基于流体密度和/或体积流量的变化，偏移百分比在50％和100％之间以提供足够范围的压力差可能是关键的。在一些实施例中，限流器偏移量可以非零。换句话说，至少一部分流体流可以总是流过孔口，或者在限流器主体和阻流器主体之间可以永久地存在空间。在完全伸展时，阻流器主体可能不会接触限流器主体。这可以允许至少一些流体流过压力控制阀，即使在低体积流量下。
[0040]
在一些实施例中，限流器偏移量可以是可调节的。可调节的限流器偏移量可以允许压力差在限流器偏移量的井上是可调节的。在一些实施例中，可以通过相对于限流器主体移动阻流器主体来调整限流器偏移量。在一些实施例中，可以通过相对于阻流器主体移动限流器主体来调整限流器偏移量。在一些实施例中，限流器主体和阻流器主体都可以相对于壳体移动。
[0041]
在一些实施例中，限流器主体可相对于壳体保持固定，一个或多个弹性构件可通过弹性力将阻流器主体推向限流器主体。当流体流流过孔口时，流体流可在阻流器主体上施加面向井下的流体力。流体力可以将阻流器主体推离限流器主体或者向井下推动。当操作者改变一种或多种流体特性时，阻流器主体上的流体力也可能改变。如果流体力大于弹性力，阻流器主体可能远离限流器主体或向井下移动。如果弹性力大于流体力，那么阻流器主体可能朝向限流器主体或向井上移动。随着钻井流体的流体特性改变，流体力和弹性力之间的平衡可能改变。这可以使阻流器主体朝向或远离限流器主体移动。相对于限流器主体移动阻流器主体将改变限流器偏移量，从而改变压力控制阀井上的压力差。弹性构件的尺寸可以设置成使得由于改变钻井参数而导致的限流器偏移量的改变可以导致保持在特定范围内的压力差。以这种方式，压力控制阀可以为各种流体特性保持一致的压力差范围。在一些实施例中，不管流体流的来源如何(例如，来自地面、来自环空、来自井下液压泵)，都是压力控制阀两侧的压力差产生推压弹性构件的力，以引起阻流器主体和/或限流器主体相对于彼此的相对运动。
[0042]
在常规喷嘴中，当流体特性发生变化时，例如流体密度增加和/或体积流量增加，喷嘴井上的压力差增加。通过将阻流器主体从限流器主体移开，可以减少或消除压力控制阀的井上压力差的增加。类似地，降低的流体密度和/或降低的体积流量可降低喷嘴井上的压力差。通过朝向限流器主体移动阻流器主体，可以减小或消除压力差的减小。这可允许在设定的压力范围内操作井下工具时使用更大范围的流体特性，这可增加钻井钻速，降低每英尺钻井成本，提高井眼精度，或前述的组合。
[0043]
在一些实施例中，使用弹性构件将阻流器主体推向限流器主体可以是被动压力控制阀。换句话说，压力控制阀可以自动地将压力控制阀井上的压力差保持在基于钻井流体特性的压力差范围内。给定的一组流体特性的压力差范围可以基于弹性构件施加的弹簧力来选择。在一些实施例中，弹性构件可包括任何弹性构件，包括螺旋弹簧、一个或多个贝氏垫圈、波形弹簧、液压活塞、气动活塞、弹性材料、可压缩材料、任何其他弹性材料或其组合。
[0044]
在一些实施例中，阻流器主体可主动启动。代替弹性构件或除了弹性构件之外，阻流器主体可以由线性致动器、螺线管、音圈、液压活塞、其他致动器或其组合来移动。在一些
实施例中，阻流器主体可以仅在两个位置(例如，高压力位置和低压力位置)之间移动。在一些实施例中，致动器可以是双稳态致动器，使得不需要动力来维持高压力位置或当前压力位置。在一些实施例中，当致动器处于高压力位置或低压力位置之一时，致动器可以被连续启动。仅在两个位置之间可致动的阻流器主体可以简单地安装和操作，并且在操作时是可靠的。
[0045]
在一些实施例中，阻流器主体可在高压力位置和低压力位置之间的范围内移动。例如，阻流器主体可以设置或保持在完全致动和完全非致动位置之间的任何位置。这可以允许操作者在大的压力差范围内设定压力差。这可以增加用于钻井眼的流体特性的可工作范围，包括流体密度、体积流量等。
[0046]
在一些实施例中，阻流器主体可包括弹性构件和电子致动器。例如，用于钻曲线(例如狗腿形)的期望压力范围可能不同于用于钻直线(水平地、垂直地或任何恒定的方位角和倾斜度)的期望压力范围。弹性构件的基部可以利用致动器在两个或更多个位置之间移动。当利用致动器将基部位置移动到更靠近限流器主体时，则来自推动阻流器主体并被弹性构件抵抗的液压变化的压力差范围会增大。类似地，当基部位置随着致动器从限流器主体进一步移动时，则来自推动阻流器主体并被弹性构件抵抗的液压变化的压力差范围会减小。
[0047]
在一些实施例中，阻流器主体可相对于壳体保持固定，一个或多个弹性构件可通过弹性力将限流器主体推向阻流器主体。当流体流流过孔口时，流体流可在限流器主体上施加面向井下的流体力。流体力可以推动限流器主体远离阻流器主体，或者向井下。当操作者改变一种或多种流体特性时，限流器主体上的流体力也会改变。如果流体力大于弹性力，限流器主体可能远离阻流器主体或向井下移动。如果弹性力大于流体力，则限流器主体可能朝向阻流器主体或向井上移动。随着钻井流体的流体特性改变，流体力和弹性力的平衡可能改变。这可以使限流器主体朝向或远离阻流器主体移动。相对于阻流器主体移动限流器主体将改变限流器偏移量。弹性构件的尺寸可以设置成使得由于改变钻井参数而导致的限流器偏移量的改变可以导致保持在特定范围内的压力差。以这种方式，压力控制阀可以为各种流体特性保持一致的压力差范围。
[0048]
此外，通过将限流器主体移离阻流器主体，可减少或消除因流体特性变化而导致的压力差变化。这可允许在设定的压力范围内操作井下工具时使用更大范围的流体特性，这可增加钻井钻速，降低每英尺钻井成本，提高井眼精度，或前述的组合。
[0049]
在某些实施例中，限流器主体可被动启动，例如通过弹性构件。在一些实施例中，限流器主体可以被主动致动。代替弹性构件或除了弹性构件之外，限流器主体可以由线性致动器、螺线管、音圈、液压活塞、其他致动器或其组合来移动。在一些实施例中，限流器主体可以仅在两个位置(例如，高压力位置和低压力位置)之间移动。在一些实施例中，致动器可以是双稳态致动器，使得不需要动力来维持高压力位置或当前压力位置。在一些实施例中，当致动器处于高压力位置或低压力位置之一时，致动器可以被连续启动。仅在两个位置之间可致动的限流器主体可以简单地安装和操作，并且在操作时可以是可靠的。
[0050]
在一些实施例中，限流器主体可在高压力位置和低压力位置之间的范围内移动。例如，限流器主体可以位于完全致动位置和完全非致动位置之间的任何位置。这可以允许操作者在大的压力差范围内设定压力差。这可以增加用于钻井眼的流体特性的可工作范
围，包括流体密度、体积流量等。在一些实施例中，限流器主体可以包括弹性构件和电子致动器。
[0051]
在某些实施例中，压力控制阀可包括转子和定子。定子可以连接到壳体，并且包括一个或多个定子端口。转子可以直接位于定子的井上或井下，并且可以包括一个或多个限流器凸角。转子可以相对于定子旋转。当转子相对于定子旋转时，一个或多个转子凸角可闭塞或阻塞一个或多个定子端口(例如，处于关闭位置)。这可能会增加压力控制阀井上的压力差。
[0052]
随着转子相对于定子进一步旋转(沿相同方向或相反方向)，转子凸角可能会露出定子端口(例如，处于打开位置)。这可能会降低压力控制阀的压力差。在一些实施例中，定子端口可以与转子凸角的尺寸相同或小于转子凸角的尺寸。因此，当转子旋转时，定子端口可能在关闭位置被完全覆盖或堵塞。在一些实施例中，定子端口可以大于转子凸角。以这种方式，至少一部分流体流可流过定子端口，即使在被转子凸角阻塞时处于关闭位置。在至少一个实施例中，旋转阀可以允许对定子端口的阻塞进行精细控制。这可以允许对压力控制阀井上的压力差进行精细控制。
[0053]
在某些实施例中，孔口可包括可变直径。例如，阻流器主体可以包括致动器，该致动器可以在打开位置(例如，较大的孔口直径)和关闭位置(例如，较小的孔口直径)之间改变孔口的直径。在打开位置，阻流器主体的井上压力差可以增大，而在关闭位置，阻流器主体的井上压力差可以减小。
[0054]
在某些实施例中，阻流器主体可使用挡板阀改变孔口直径。挡板阀可以包括多个围绕孔口周向布置的阀构件。每个阀构件可以通过滑动连接连接到相邻的阀构件。每个阀构件可以具有连接到阻流器主体的基部和朝向孔口定向的尖端(例如，大致三角形)。当阀构件伸出时(例如，处于关闭位置)，阀构件的尖端可以伸入孔口中。阀构件的侧面可以彼此并排滑动，并且孔口直径可以减小。当阀构件缩回(例如，处于打开位置)时，阀构件的尖端可以朝向阻流器主体缩回。阀构件的侧面可以彼此并排滑动，并且孔口直径可以增大。
[0055]
在某些实施例中，每个阀构件可由单独的致动器移动。在一些实施例中，阻流器主体可以包括比致动器更多的阀构件，并且被致动的阀构件的运动可以移动未被致动的阀构件。在一些实施例中，阀构件可以延伸到足以完全关闭挡板阀。在一些实施例中，在其最大延伸时，阀构件可以留下最小的孔口直径，使得一部分流体流可以流过处于关闭位置的孔口。
[0056]
挡板阀可对孔口直径进行精细控制。这可以允许精确控制阻流器主体井上的压力差。此外，因为挡板阀中的孔口是圆形或近似圆形的，并且在流体流动的流动路径中没有限流器，所以挡板阀在流体动力学上是有利的。有利的流体动力条件可以减少阻流器主体的井上和井下的各种部件上的磨损，并且可以在井下工具(例如，可延伸垫)处提供一致且可预测的压力差。
[0057]
在一些实施例中，压力控制阀可包括本文所述阀的组合。例如，压力控制阀可以包括具有挡板阀和可变孔口直径的阻流器主体，并且还可以包括可变限流器偏移量(例如，通过移动阻流器主体或限流器主体)。在其他示例中，限流器主体可以是可旋转的并且具有可变的限流器偏移量。在其他示例中，限流器主体可以是可旋转的，限流器偏移量可以是可变的，并且孔口直径可以是可变的。这些组合可以允许对压力控制阀井上的压力差进行更好
的控制。
[0058]
在一些实施例中，用于控制井下工具处的压力的方法包括使流体流通过壳体中的孔。该孔包括压力控制阀。流体流具有第一钻井特性和压力控制阀上方的第一压力差。该方法包括将一部分流体流转向压力控制阀上方的井下工具。井下工具可包括任何可操作的或受流体压力影响的井下工具。例如，井下工具可以是旋转可转向系统(rss)上的可膨胀活塞。在其他示例中，井下工具可以是铰刀或其他可膨胀工具。在一些示例中，井下工具可以是发电系统。
[0059]
该方法可包括将第一钻井特性改变为第二钻井特性。例如，钻井特性可以包括任何流体特性，包括流体密度、体积流量等。该方法还可以包括响应于将第一钻井特性改变为第二钻井特性，用致动器调节压力控制阀的限流器。调节限流器可以保持或基本保持压力控制阀上方的第一压力差。
[0060]
调节限流器可进一步包括改变限流器的流量系数。例如，流量系数可以直接与限流器主体相对于阻流器主体或孔口的接近程度相关。通过移动限流器主体更靠近或远离阻流器主体，可以改变流量系数。
[0061]
调节限流器可进一步包括主动调节限流器。例如，可以用传感器测量钻井特性，并且致动器可以基于测量的钻井特性调节限流器。在一些实施例中，一个或多个传感器可以测量任何井下钻井参数，包括井眼条件，例如温度、振动、伽马射线测量、方位角、倾斜度、其他井下钻井参数或其组合。限流器可以基于任何测量的或推断的钻井参数而改变，以优化特定钻井条件下的压力差。
[0062]
现在参考附图，图1示出了用于钻探地层101以形成井眼102的钻井系统100的一个示例。钻井系统100包括钻机103，钻机103用于转动向下延伸到井眼102中的钻井工具组件104。钻井工具组件104可包括钻柱105、井底组件(“bha”)106和附接到钻柱105的井下端的钻头110。
[0063]
钻柱105可包括通过工具接头109首尾相连的钻杆108的多个接头。钻柱105通过钻孔传输钻井流体，并将旋转动力从钻机103传输到bha 106。在一些实施例中，钻柱105可以进一步包括附加部件，例如短接头、短节等。钻杆108提供液压通道，钻井流体通过该液压通道从地面泵出。钻井流体通过钻头110中选定尺寸的喷嘴、喷口或其它孔口排出，用于冷却钻头110和其上的切割结构，以及用于在钻井时将钻屑提升出井眼102。
[0064]
bha 106可包括钻头110或其他部件。示例性bha 106可以包括额外的或其他的部件(例如，联接在钻柱105和钻头110之间)。额外的bha部件的示例包括钻铤、稳定器、随钻测量(“mwd”)工具、随钻测井(“lwd”)工具、井下马达、铰刀、断面铣刀、液压分离装置、震击器、振动或阻尼工具、其他部件或前述部件的组合。bha 106还可以包括旋转可转向系统(rss)。rss可包括改变钻头110方向的定向钻井工具，从而改变井眼轨迹。rss的至少一部分可维持相对于绝对参考系(例如重力、磁北和/或真北)的地球静止位置。使用利用对地静止位置获得的测量值，rss可以定位钻头110，改变钻头110的路线，并且在计划的轨迹上引导定向钻井工具。
[0065]
一般而言，钻井系统100可包括其他钻井部件和附件，如特殊阀(如方钻杆旋塞、防喷器和安全阀)。包括在钻井系统100中的附加部件可以被认为是钻井工具组件104、钻柱105的一部分，或者bha 106的一部分，这取决于它们在钻井系统100中的位置。
[0066]
bha 106中的钻头110可为适用于破碎井下材料的任何类型的钻头。例如，钻头110可以是适于钻地层101的钻头。用于钻地层的钻头的示例类型是固定切割器或刮刀钻头。在其它实施例中，钻头110可以是用于移除金属、复合材料、弹性体、其它井下材料或其组合的磨机。例如，钻头110可以与造斜器一起使用，以钻入为井眼102加衬的套管107中。钻头110也可以是用于磨掉井眼102内的工具、堵塞物、水泥、其他材料或其组合的废料磨机。使用磨机形成的碎屑或其他切屑可能会被提升到地面，或者可能会落到井下。
[0067]
图2为根据本公开的至少一个实施例的井下流动系统214的横截面图。井下转向系统214包括连接到钻头210的壳体216。孔218穿过壳体216到达钻头210。流体流222穿过孔218，直到它在钻头喷嘴220处离开钻头。流体流222在井眼202的孔218和环空224之间具有压力差。压力差可以至少部分取决于钻头喷嘴220的直径。
[0068]
流体流222的至少一部分230流入壳体216的端口232。流体流222的部分230流入通向一个或多个井下工具235的流体路径234。当压力差足够时，一个或多个井下工具235可以被致动。
[0069]
压力控制阀226位于流体流222的路径中的孔218内。在所示的实施例中，压力控制阀226延伸穿过孔218的整个直径。压力控制阀226位于通向井下工具235的端口232的井下(例如，流体流222的下游)。压力控制阀226包括限流器(其示例在图4-1至5-2中示出),该限流器改变压力控制阀226的井上228(例如流体流222的上游)的压力差。在至少一个实施例中，这可以允许操作者基于井眼特性，例如地质构造、钻井条件、倾斜轨迹或前述的组合，定制施加到井眼壁238的力的大小。
[0070]
图3为根据本公开的至少一个实施例的井下转向系统314的横截面图。压力控制阀326位于分流器340的井下孔318中。分流器340包括通向活塞流体路径334和可膨胀活塞336的端口332。分流器340中的主通道342将流体导入下孔319。压力控制阀326位于下孔319中。分流器340可以帮助提供孔318和活塞流体路径334以及下孔319之间的平滑过渡。这可以减少壳体316的腐蚀。此外，压力控制阀326可以改变压力控制阀326井上的压力差。因此，通过调节压力控制阀326，可膨胀活塞236两侧的压力差可以改变。这可以减小可膨胀活塞336抵靠钻孔壁338的力。这可以帮助减少钻孔壁338的腐蚀，并且可以允许操作者调节可膨胀活塞336推靠钻孔壁338的力。
[0071]
图4-1为根据本公开的至少一个实施例的压力控制阀426的示意图。压力控制阀426包括位于壳体416的孔418中的限流器主体444。在所示的实施例中，限流器主体444固定到壳体416上(例如，不相对于壳体416纵向移动)。阻流器主体446可相对于壳体416和限流器主体444移动。弹性构件448将阻流器主体446推向限流器主体444。流体流422围绕限流器主体444流动，并穿过阻流器主体446中的孔口449。
[0072]
孔口的面积取决于流量、流量系数、流体密度和期望的孔口两侧的压力差。孔口449的面积因此可以近似为如等式(2)所示(重新复制如下)：
[0073][0074]
其中a是孔口449的面积(例如，以平方英寸为单位)，q是井下工具的体积流体流量(例如，美国加仑每分钟)，cd是孔口449的流量系数，ρ是流体密度，δp是期望的压力差变化。
[0075]
通过针对δp求解等式(2)，可针对设定的孔口面积对压力差进行建模，如等式(3)所示(重新复制在下面)：
[0076][0077]
因此，孔口449两侧的压力差变化取决于流体密度、体积流量、流量系数和孔口面积。在井下钻井操作期间，流体密度和/或体积流量可能会改变。这将改变压力差。为了保持恒定的压力差，或者为了将压力差保持在设定的范围内，可以改变流量系数和/或孔口449的面积。例如，对于增加的流体密度或体积流量，为了保持恒定的压力差，可以减小流量系数和/或孔口449的面积。类似地，对于降低的流体密度或体积流量，为了保持恒定的压力差，可以增加流量系数和/或孔口449的面积。
[0078]
限流器主体444具有限流器直径450，孔口449具有孔口直径452。孔口直径452小于孔的孔直径。在一些实施例中，限流器直径450相对于孔口直径452的尺寸具有限流器直径比。较大的限流器直径比可以在压力控制阀426的井上(例如，在图2的端口232处)提供更大的压力差增加。在一些实施例中，限流器直径比可以在具有以下上限值、下限值或上下限值的范围内，包括50％、60％、70％、80％、90％、100％、110％、120％、130％、140％、150％或其间的任何值。例如，限流器直径比可以大于50％。在另一个示例中，限流器直径比可以小于150％。在其他示例中，限流器直径比可以是50％和150％之间范围内的任何值。在一些实施例中，限流器直径比大于100％以充分增加压力控制阀井上的压力差可能是关键的。
[0079]
限流器主体444以限流器偏移量454从孔口449(例如，阻流器主体446)偏移。限流器偏移量454是孔口直径452的偏移百分比。较小的限流器偏移量454可降低流量系数，从而增加压力控制阀426的井上压力差。类似地，较大的限流器偏移量可以增加流量系数，从而降低压力控制阀的井上压力差。在一些实施例中，偏移百分比可以在具有以下上限值、下限值或上下限值的范围内，包括1％、5％、10％、15％、20％、25％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、90％、100％或其间的任何值。例如，偏移百分比可以大于1％。在另一个示例中，偏移百分比可以小于100％。在其他示例中，偏移百分比可以是1％和100％之间范围内的任何值。在一些实施例中，限流器主体444可以接触阻流器主体(即，限流器偏移量为0或者孔口直径百分比为0％)。当限流器偏移量等于0时，在流量开始流过孔口之前，必须达到最小体积流量。在一些实施例中，与100％的偏移百分比相比，限流器主体444可以位于离孔口449或阻流器主体446更远的位置。在一些实施例中，偏移百分比小于10％以充分增加压力控制阀井上的压力差可能是关键的。在一些实施例中，限流器偏移量454可以非零。换句话说，流体流422的至少一部分可以总是流过孔口449，或者在限流器主体444和阻流器主体446之间可以永久地存在空间。在完全伸展时，阻流器主体446可以不接触限流器主体444。这可以允许至少一些流体甚至以低体积流量流过压力控制阀426。
[0080]
流体流422推动阻流器主体446的井上表面455。在图4-1所示的视图中，来自流体流422的流体压力至少部分地克服了来自弹性构件448的弹性力。因此，在所示视图中，压力控制阀426处于打开位置。换句话说，阻流器主体446已经滑下壳体416远离限流器主体444。这可以减小压力控制阀426的井上压力差，或者减小钻井流体参数变化的影响，例如钻井流体密度增加、体积流量增加、钻井流体参数的另一变化或其组合。
[0081]
图4-2为图4-1中压力控制阀426处于关闭位置的示意图。在所示位置，流体流422
的钻井流体特性的变化，例如降低的钻井流体密度、降低的体积流量、另一种流体特性或其组合，已经降低了阻流器主体446上的流体压力。因此，来自弹性构件448的力已经至少部分地克服了来自流体流422的流体压力。所示的弹性构件是一叠盘簧(例如，贝氏垫圈)。
[0082]
来自弹性构件448的力使阻流器主体446沿壳体416向井上滑动。以这种方式，限流器主体444和阻流器主体446之间的限流器偏移量454已经减小。这将增加压力控制阀426的井上压力差，或者减少钻井流体参数变化的影响。以这种方式，基于由弹性构件施加的弹性力，压力控制阀426的井上压力差可以保持在设定的压力差范围内。在至少一个实施例中，这增加了钻井流体密度和体积流量的范围，当钻井眼时可以有效地使用这些范围。在至少一个实施例中，这提高了钻速，降低了每英尺的钻井成本，提高了钻井系统的通用性，或其组合。
[0083]
图4-1和图4-2所示的实施例为被动压力控制阀426的示例。换句话说，弹性构件448基于一种或多种钻井流体特性的变化自动调节阻流器主体446的位置(并因此调节限流器偏移量454)。被动压力控制阀426易于安装和维护，制造成本低廉，并且在井下可靠。这可以在钻井操作中节省时间和金钱。
[0084]
图5-1为根据本公开的至少一个实施例的压力控制阀526的横截面图。压力控制阀526包括固定在壳体516上的阻流器主体546。限流器主体544可相对于壳体516和阻流器主体546移动。致动器556连接到限流器主体544。致动器556移动限流器主体544更靠近和远离阻流器主体546。这可以改变限流器偏移量554，这可以改变压力控制阀526的井上压力差。
[0085]
在图5-1所示的视图中，压力控制阀526被示出为处于打开位置。以这种方式，流体流522通过孔口549受到更少的限制。这可以减小压力控制阀526的井上压力差。
[0086]
图5-2为根据本公开的至少一个实施例的图5-1所示的压力控制阀526的截面图。在所示的视图中，致动器556已经使限流器主体544朝向阻流器主体546纵向延伸。这减小了限流器偏移量554，从而增加了对流体流动522的阻力。这可以增加压力控制阀526的井上压力差。
[0087]
图5-1和图5-2所示的实施例为主动压力控制阀526的一个示例。主动压力控制阀526可以独立于钻井流体特性来改变限流器主体544的位置。这可以允许操作者增加或减少压力控制阀526的井上(例如，在通向图2的可膨胀活塞236的端口232处)的压力差。以这种方式，操作者可以基于任何输入改变压力差，例如地层特征、井眼轨迹、其他输入或前述的组合。这可以改善井眼质量，改善井眼轨迹，降低井眼成本，并提高机械钻速。
[0088]
图6-1为根据本公开的至少一个实施例的压力控制阀626的表示的纵向截面图。压力控制阀626包括连接到壳体616的定子658。转子660可相对于定子658旋转。在图6-1所示的视图中，转子660处于打开位置。在该位置，转子660不堵塞或覆盖孔口649，或者仅部分堵塞或覆盖孔口649。在该位置，流体流622通过孔口649受到较少限制，这导致压力控制阀626的井上压力差减小。
[0089]
图6-2为根据本公开的至少一个实施例的图6-1所示的压力控制阀626的纵向截面图。在所示的视图中，转子660处于关闭位置，或者转子660已经阻塞或闭塞了定子658中的孔口649。在该位置，流体流622被部分或完全阻挡穿过孔口649。这导致压力控制阀629的井上压力差增加。
[0090]
图6-3为根据本公开的至少一个实施例的图6-1的压力控制阀626的横向截面图。
在所示视图中，转子660已经部分堵塞或阻塞了定子658的孔口649(例如，定子658部分之间的端口)。图6-1、图6-2和图6-3所示的实施例是主动压力控制阀626的一示例。主动压力控制阀626可以独立于钻井流体特性改变转子660的位置。这可以允许操作者增加或减少压力控制阀626的井上(例如，在图2的可膨胀活塞236的端口232处)的压力差。此外，如图6-3所示，转子660可定位在完全打开(例如，孔口649完全打开)和完全关闭(例如，孔口649完全封闭或覆盖)之间的任何位置。这可以允许对压力控制阀626的井上压力差进行精细控制。以这种方式，操作者可以基于任何输入，例如地层特征、井眼轨迹、其他输入或前述的组合，来改变压力差。这可以改善井眼质量，改善井眼轨迹，降低井眼成本，并提高机械钻速。
[0091]
图7-1为根据本公开的至少一个实施例的压力控制阀726的纵向截面图。压力控制阀726包括固定在壳体716上的阻流器主体746。阻流器主体746包括具有可调孔口直径的孔口749(统称为752)。在图7-1所示的视图中，压力控制阀726处于打开位置，孔口749以第一孔口直径752-1打开。在该位置，压力控制阀726的井上压力差减小。
[0092]
图7-2为根据本公开的至少一个实施例的处于关闭位置的压力控制阀726的纵向截面图。在所示的视图中，阻流器主体746具有孔口749，孔口749具有小于图7-1的第一孔口直径752-1的第二孔口直径752-2。在这个位置，压力控制阀726的井上压力差增加。
[0093]
图7-3为根据本公开的至少一个实施例的图7-1的压力控制阀726处于打开位置时的横向截面图。阻流器主体746包括围绕孔口749周向布置的多个阀构件762。每个阀构件762通过滑动连接件764连接到其相邻的阀构件762。在所示的视图中，每个阀构件762的尖端766朝向壳体716延伸。这可以打开孔口749，从而将孔口749增大到第一孔口直径752-1。
[0094]
图7-4为根据本公开的至少一个实施例的图7-2的压力控制阀726处于关闭位置时的横向截面图。在所示的视图中，每个阀构件762的尖端766已经延伸到孔口749中，这已经将孔口749减小到第二孔口直径752-2。随着尖端766延伸到孔口749中，阀构件762沿着滑动连接件764抵靠着它们的相邻阀构件762滑动。
[0095]
图7-1、图7-2、图7-3和图7-4所示的实施例为主动压力控制阀726的示例。主动压力控制阀726可以独立于钻井流体特性改变孔口直径752。这可以允许操作者增加或减少压力控制阀726的井上(例如，在图2的可膨胀活塞236的端口232处)的压力差。此外，阀构件762可定位在两个位置之间:完全打开(例如，具有第一孔口直径752-1)和完全关闭(例如，具有第二孔口直径752-2)。两个位置具有压力控制阀726易于安装、维护，并且故障率低。以这种方式，操作者可以基于任何输入，例如地层特征、井眼轨迹、其他输入或前述的组合，来改变压力差。在至少一个实施例中，这改善了井眼质量、改善了井眼轨迹、降低了井眼成本、增加了机械钻速或其组合。
[0096]
图8为根据本公开的至少一个实施例的控制井下工具处压力的方法868的示意图。方法868包括在870处使流体流流过壳体中的孔。该孔包括压力控制阀。流体流具有第一钻井特性和压力控制阀上方的第一压力差。该方法包括在872处将一部分流体流转向压力控制阀上方的井下工具。井下工具可包括任何可操作的或受流体压力影响的井下工具。例如，井下工具可以是旋转可转向系统(rss)上的可膨胀活塞。在其他实例中，井下工具可以是铰刀或其他可膨胀工具。在一些示例中，井下工具可以是发电系统。
[0097]
该方法可包括在874处将第一钻井特性改变为第二钻井特性。例如，钻井特性可以包括任何流体特性，包括流体密度、体积流量等。该方法还可以包括在876处响应于将第一
钻井特性改变为第二钻井特性，用致动器调节压力控制阀的限流器。调节限流器可以保持或基本保持压力控制阀上方的第一压力差。
[0098]
压力控制阀的实施例主要参照井眼钻井操作进行描述；本文所述的压力控制阀可用于除钻井眼以外的应用中。在其他实施例中，根据本公开的压力控制阀可以在用于自然资源勘探或生产的井眼或其他井下环境之外使用。例如，本公开的压力控制阀可以用在用于放置公用事业管线的钻孔中。因此，术语“井眼”、“钻孔”等不应被解释为将本公开的工具、系统、组件或方法限制于任何特定的行业、领域或环境。
[0099]
本文描述了本发明的一个或多个具体实施例。这些描述的实施例是当前公开的技术的示例。另外，为了提供这些实施例的简明描述，在说明书中可能没有描述实际实施例的所有特征。应当理解，在任何这种实际实施方式的开发中，如同在任何工程或设计项目中一样，将做出许多特定于实施例的决定，以实现开发者的特定目标，例如符合系统相关和商业相关的约束，这些约束可能因实施例而异。此外，应当理解，这种开发努力可能是复杂且耗时的，但是对于受益于本公开的普通技术人员来说，这仍然是设计、制作和制造的常规任务。
[0100]
此外，应理解的是，本发明的“一个实施例”或“一实施例”的引用不得解释为排除也包含所述特征的附加实施例的存在。例如，关于这里的实施例描述的任何元件可以与这里描述的任何其他实施例的任何元件组合。本文所述的数字、百分比、比率或其他值旨在包括该值，以及“大约”或“近似”所述值的其他值，如本公开的实施例所涵盖的本领域普通技术人员所理解的。因此，所述值应该被解释为足够宽泛，以包含至少足够接近所述值的值，以执行期望的功能或实现期望的结果。所述值至少包括在合适的制造或生产过程中预期的变化，并且可以包括在所述值的5％以内、1％以内、0.1％以内或0.01％以内的值。
[0101]
鉴于本公开内容，本领域普通技术人员应认识到，等同结构不脱离本公开内容的精神和范围，且可对本公开内容的实施例进行各种改变、替代和变更，而不脱离本公开内容的精神和范围。包括功能性“装置加功能”条款在内的等同结构旨在涵盖在此描述的执行所述功能的结构，包括以相同方式操作的结构等同物和提供相同功能的等同结构。申请人的明确意图是不为任何权利要求援引装置加功能或其他功能性声明，除了那些词语“用于...装置”与相关功能一起出现的权利要求。落入权利要求的含义和范围内的对实施例的每个添加、删除和修改都将被权利要求所包含。
[0102]
本文使用的术语“大约”、“约”和“基本上”表示接近所述量的量，其在标准制造或工艺公差内，或仍能执行所需功能或达到所需结果。例如，术语“大约”、“约”和“基本上”可以指所述量的小于5％、小于1％、小于0.1％和小于0.01％的量。此外，应该理解，前面描述中的任何方向或参考系仅仅是相对方向或运动。例如，对“上”和“下”或“上方”或“下方”的任何引用仅仅是对相关元件的相对位置或运动的描述。
[0103]
在不脱离本发明精神或特征的情况下，本发明可实施为其他特定形式。所描述的实施例被认为是说明性的而非限制性的。在权利要求的等同物的含义和范围内的变化将包含在它们的范围内。