EA010676B1 - Coiled tubing top drive rig and method for inserting coiled tubing into a well - Google Patents

Coiled tubing top drive rig and method for inserting coiled tubing into a well Download PDF

Info

Publication number
EA010676B1
EA010676B1 EA200800121A EA200800121A EA010676B1 EA 010676 B1 EA010676 B1 EA 010676B1 EA 200800121 A EA200800121 A EA 200800121A EA 200800121 A EA200800121 A EA 200800121A EA 010676 B1 EA010676 B1 EA 010676B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
tower
injector
drilling rig
flexible pipe
axis
Prior art date
Application number
EA200800121A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
EA200800121A1 (en
Inventor
Томас Д. Вуд
Ричард Д. Хавинга
Original Assignee
Экстрим Койл Дриллинг Корпорэйшн
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from US11/165,931 external-priority patent/US7182140B2/en
Priority claimed from US11/294,036 external-priority patent/US7185708B2/en
Application filed by Экстрим Койл Дриллинг Корпорэйшн filed Critical Экстрим Койл Дриллинг Корпорэйшн
Publication of EA200800121A1 publication Critical patent/EA200800121A1/en
Publication of EA010676B1 publication Critical patent/EA010676B1/en

Links

Landscapes

  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

The rig for selectively inserting coiled tubing or a threaded tubular through a rig floor 13 and into a well includes a mast 15 extending upward from the rig floor and movable between a threaded tubular position and a coiled tubing position. A top drive 21 is movable along an axis of the mast to insert the threaded tubular in the well when a top drive axis 42 is substantially aligned with the axis 44 of the well. Injector 17 supported on the mast inserts coiled tubing into the well, with the injector having an axis 46 offset from the top drive axis and substantially aligned with the axis of the well when the mast is in the coiled tubing position. A powered drive 54 is provided for selectively moving the mast between the threaded tubular position and the coiled tubing position.

Description

Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION

Настоящее изобретение относится к способам и устройству для выполнения наземных скважинных операций, таких как бурение, и в частности к способам и устройству, в котором можно использовать гибкую трубу или трубу с резьбой.The present invention relates to methods and apparatus for performing downhole operations, such as drilling, and in particular to methods and apparatus in which a flexible pipe or threaded pipe can be used.

Уровень техникиState of the art

Использование технологии гибкой трубы при бурении на газ и нефть и техническом обслуживании становится все более обычным в последние несколько лет. В технологии гибкой трубы непрерывную трубу, намотанную на катушку, распрямляют и толкают в низ скважины с использованием инжектора гибкой трубы. Технологию гибкой трубы можно использовать как для бурения, так и для операций технического обслуживания.The use of flexible pipe technology for gas and oil drilling and maintenance has become more common in the last few years. In flexible pipe technology, a continuous pipe wound on a spool is straightened and pushed to the bottom of the well using a flexible pipe injector. Flexible pipe technology can be used for both drilling and maintenance operations.

Преимущества, обеспечиваемые технологией гибкой трубы, включая экономию времени и стоимости, хорошо известны. По сравнению с технологией соединяемой трубы, в которой обычно прямые секции трубы длиной 30-45 футов соединяют с помощью резьбы по одной секции, технология гибкой трубы обеспечивает непрерывное развертывание трубы, что значительно сокращает частоту остановки введения трубы в скважину для соединения дополнительных секций трубы. Это приводит к сокращению времени соединения и, тем самым, повышению эффективности как относительно времени, так и стоимости. Технология гибкой трубы обеспечивает также непрерывную циркуляцию бурового раствора в скважине при введении трубы в скважину, что значительно уменьшает вероятность застревания трубы.The benefits of flexible pipe technology, including time and cost savings, are well known. Compared to the pipe joint technology, in which usually straight sections of a pipe 30-45 feet long are joined by threading along one section, the flexible pipe technology provides continuous pipe deployment, which significantly reduces the frequency of stopping the introduction of the pipe into the well to connect additional pipe sections. This leads to a reduction in the connection time and, thereby, an increase in efficiency both with respect to time and cost. The flexible pipe technology also provides continuous circulation of the drilling fluid in the well when the pipe is inserted into the well, which significantly reduces the likelihood of a stuck pipe.

Однако распространение технологии гибкой трубы оказалось меньше, чем ожидалось, в результате определенных проблем, связанных с применением гибкой трубы. Например, поскольку гибкая труба имеет тенденцию к меньшей устойчивости, чем труба с резьбой, то часто необходимо бурить кондукторную часть ствола скважины с использованием труб с резьбой, цементировать обсадную трубу кондукторной части ствола скважины, а затем переходить на бурение с использованием гибкой трубы. Дополнительно к этому, когда встречаются сложные скальные породы в скважине, то может быть желательным переход с бурения с использованием гибкой трубы на бурение с использованием труб с резьбой до завершения бурения через сложный пласт, а затем снова переходить на бурение с использованием гибкой трубы для продолжения эффективного бурения скважины. Аналогичным образом, когда необходимо выполнять испытания бурильной колонны или операции взятия образцов для оценки условий в скважине, то снова может быть желательным переход с бурения с использованием гибкой трубы на бурение с помощью труб с резьбой, а затем обратно. Переход на работу с использованием труб с резьбой может быть также желательным для опускания обсадной трубы в пробуренную скважину. При выполнении операций бурения с использованием гибкой трубы часто желательно переходить с буровой установки для гибкой трубы на обычную буровую установку для труб с резьбой и обратно, что связано со значительными затратами на две буровые установки и потерями времени на передвижение одной буровой установки от скважины и придвижение другой установки.However, the spread of flexible pipe technology turned out to be less than expected as a result of certain problems associated with the use of flexible pipe. For example, since a flexible pipe tends to be less stable than a threaded pipe, it is often necessary to drill the conductor part of the wellbore using threaded pipes, cement the casing of the conductor part of the wellbore, and then switch to drilling using the flexible pipe. Additionally, when complex rock formations are encountered in the well, it may be desirable to switch from drilling using a flexible pipe to drilling using threaded pipes until drilling through a complex formation is completed, and then switch back to drilling using a flexible pipe to continue effective well drilling. Similarly, when it is necessary to perform drill string tests or sampling operations to evaluate conditions in the well, it may again be desirable to switch from drilling using a flexible pipe to drilling using threaded pipes and then back. Transitioning to work using threaded pipes may also be desirable for lowering the casing into a drilled well. When performing drilling operations using a flexible pipe, it is often desirable to switch from a flexible pipe drilling rig to a conventional threaded pipe drilling rig and vice versa, which is associated with significant costs for two drilling rigs and time losses for moving one drilling rig from the well and moving the other installation.

Недостатком бурения с использованием гибкой трубы является занимающий много времени процесс сборки узла низа бурильной колонны (ВНА), т.е. компонентов на конце гибкой трубы для бурения, испытания, технического обслуживания скважины и т.д., и присоединения ВНА к концу гибкой трубы. В настоящее время эту операцию выполняют обычно вручную с использованием поворотных столов и оборудования для свинчивания и развинчивания. В некоторых случаях используют верхние приводы, однако, необходимо убирать либо инжектор гибкой трубы, или верхний привод, т. е. они не могут быть оба на одной линии со скважиной. Этот процесс не только обуславливает дорогостоящее время остановки, но также представляет опасность для рабочих при манипулировании вручную тяжелыми компонентами.The disadvantage of drilling using a flexible pipe is the time-consuming assembly process of the bottom of the drill string (BHA), i.e. components at the end of the flexible pipe for drilling, testing, well maintenance, etc., and attaching the BHA to the end of the flexible pipe. Currently, this operation is usually performed manually using rotary tables and equipment for screwing and unscrewing. In some cases, upper drives are used, however, it is necessary to remove either the injector of the flexible pipe or the upper drive, i.e., they cannot be both in line with the well. This process not only causes costly shutdown times, but also poses a risk to workers when manually handling heavy components.

В патенте США № 2004/0206551 раскрыта буровая установка, предназначенная для выполнения операций бурения скважин с использованием гибкой трубы и/или трубы с резьбой, инжектора гибкой трубы и верхнего привода, установленных на одной и той же вышке. Инжектор гибкой трубы можно избирательно перемещать относительно вышки между первым положением, в котором инжектор гибкой трубы расположен на одной линии с вышкой буровой установки и тем самым со скважиной, и вторым положением, в котором инжектор не расположен на одной линии с вышкой с обеспечением выполнения операций с трубой с резьбой с использованием верхнего привода.US Pat. No. 2004/0206551 discloses a rig designed to perform well drilling operations using a flexible pipe and / or threaded pipe, a flexible pipe injector, and an overhead drive mounted on the same tower. The flexible pipe injector can be selectively moved relative to the tower between the first position in which the flexible pipe injector is in line with the rig’s rig and thereby the well, and the second position in which the injector is not in line with the rig so that operations with threaded pipe using top drive.

Недостатки известного решения преодолены с помощью настоящего изобретения, и ниже раскрываются улучшенная буровая установка и способ для введения гибкой трубы или трубы с резьбой в скважину с использованием инжектора гибкой трубы или верхнего привода, соответственно.The disadvantages of the known solution are overcome by the present invention, and an improved drilling rig and method for introducing a flexible pipe or threaded pipe into a well using a flexible pipe injector or top drive, respectively, are disclosed below.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Согласно одному аспекту данного изобретения предлагается буровая установка для избирательного введения гибкой трубы или трубы с резьбой через пол буровой установки и в скважину. Буровая установка включает вышку, проходящую вверх от основания буровой установки с возможностью перемещения между положением для труб с резьбой и положением для гибкой трубы. Верхний привод установлен с возможностью перемещения вдоль оси вышки для введения трубы с резьбой и имеет ось, находящуюся, по существу, на одной линии с осью скважины, когда вышка находится в положении для трубы с резьбой. Предусмотрен также инжектор, опирающийся на вышку, для введения гибкой трубы в скважину и имеющий ось, смещенную относительно оси верхнего привода и находящуюся, по существу, на однойAccording to one aspect of the present invention, there is provided a drilling rig for selectively introducing a flexible pipe or threaded pipe through the floor of a drilling rig and into a well. The drilling rig includes a tower extending upward from the base of the drilling rig with the ability to move between the position for threaded pipes and the position for the flexible pipe. The top drive is mounted to move along the axis of the tower for introducing a threaded pipe and has an axis that is substantially in line with the axis of the well when the tower is in a threaded pipe position. An injector supported by a tower is also provided for introducing a flexible pipe into the well and having an axis offset from the axis of the upper drive and located substantially on one

- 1 010676 линии с осью скважины, когда вышка находится в положении для гибкой трубы. Используется силовой привод для избирательного перемещения вышки между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы.- 1 010676 line with the axis of the well, when the tower is in position for a flexible pipe. A power drive is used to selectively move the tower between the threaded pipe position and the flexible pipe position.

Согласно другому аспекту изобретения вышка выполнена с возможностью поворотного перемещения относительно пола буровой установки между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы. Инжектор может быть закреплен на вышке с помощью опорного кронштейна, или же могут быть предусмотрены салазки, опирающиеся на вышку, для направления вертикального перемещения инжектора относительно пола буровой установки, когда вышка находится в положении для гибкой трубы.According to another aspect of the invention, the tower is rotatable relative to the floor of the rig between the threaded pipe position and the flexible pipe position. The injector may be secured to the tower using a support bracket, or a slide supported by the tower may be provided to guide the vertical movement of the injector relative to the rig floor when the tower is in the flexible pipe position.

В другом варианте выполнения буровая установка для избирательного введения гибкой трубы или трубы с резьбой через пол буровой установки и в скважину включает вышку, верхний привод и инжектор. Предусмотрен соединитель для подвижного соединения вышки с инжектором, и силовой привод избирательно поднимает вышку и опирающийся на вышку инжектор, и тот же привод или другой привод перемещает вышку между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы. Инжектор и барабан для гибкой трубы могут опираться на трейлер независимо от основания буровой установки во время транспортировки, и можно использовать силовой подъемник для подъема инжектора с целью соединения с вышкой. Вышка может быть выполнена с возможностью поворота относительно основания буровой установки между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы. В одном варианте выполнения предусмотрен приводимый в действие текучей средой цилиндр для перемещения инжектора относительно вышки и соединения инжектора с вышкой.In another embodiment, a drilling rig for selectively introducing a flexible pipe or threaded pipe through the floor of the drilling rig and into the well includes a tower, top drive and injector. A connector is provided for movably connecting the tower to the injector, and the power drive selectively lifts the tower and the injector resting on the tower, and the same drive or another drive moves the tower between the threaded pipe position and the flexible pipe position. The injector and drum for the flexible pipe can be supported on the trailer regardless of the base of the rig during transportation, and you can use the power lift to lift the injector to connect to the tower. The tower may be rotatable relative to the base of the rig between the position for the threaded pipe and the position for the flexible pipe. In one embodiment, a fluid-driven cylinder is provided for moving the injector relative to the tower and connecting the injector to the tower.

Другие признаки и преимущества данного изобретения следуют из приведенного ниже подробного описания со ссылками на прилагаемые чертежи.Other features and advantages of the present invention will follow from the following detailed description with reference to the accompanying drawings.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

Фиг. 1 изображает вариант выполнения настоящего изобретения, включающий верхний привод, опирающийся на вышку и находящийся на одной линии со скважиной, на виде сбоку.FIG. 1 shows an embodiment of the present invention, including a top drive resting on a tower and in line with the well, in side view.

Фиг. 2 - буровую установку согласно фиг. 1, при этом вышка перемещена в положение для гибкой трубы, так что центральная ось инжектор находится на одной линии со скважиной.FIG. 2 - the drilling rig according to FIG. 1, while the tower is moved to the position for the flexible pipe, so that the central axis of the injector is in line with the well.

Фиг. 3 - другой вариант буровой установки согласно изобретению, при этом центральная ось инжектора находится на одной линии со скважиной и инжектор установлен с возможностью вертикального перемещения вдоль салазок, опирающихся на вышку, на виде сбоку.FIG. 3 is another embodiment of a drilling rig according to the invention, wherein the central axis of the injector is in line with the well and the injector is mounted for vertical movement along the slide based on the tower, in side view.

Фиг. 4 - другой вариант выполнения данного изобретения, включающий верхний привод, опирающийся на вышку и находящийся на одной линии со скважиной.FIG. 4 is another embodiment of the present invention, including a top drive resting on a tower and in line with the well.

Фиг. 5 - буровую установку согласно фиг. 4, при этом вышка перемещена в боковом направлении в положение для гибкой трубы, так что центральная ось инжектора находится на одной линии со скважиной.FIG. 5 - drilling rig according to FIG. 4, wherein the tower is laterally moved to the position for the flexible pipe, so that the central axis of the injector is in line with the well.

Фиг. 6 - разрез по линии 6-6 на фиг. 5 с изображением других деталей механизма позиционирования вышки.FIG. 6 is a section along line 6-6 of FIG. 5 depicting other details of the tower positioning mechanism.

Фиг. 7 - вышку, опирающуюся на основание буровой установки, и барабан для гибкой трубы, опирающийся на трейлер отдельно от основания буровой установки для подачи гибкой трубы в инжектор, опирающийся на вышку.FIG. 7 - a tower resting on the base of the drilling rig and a drum for a flexible pipe resting on a trailer separately from the base of the drilling rig for supplying a flexible pipe to an injector resting on a tower.

Фиг. 8 - вышку, поворотную относительно основания буровой установки, и отдельный от основания буровой установки трейлер для опоры барабана для гибкой трубы, и инжектор, при этом инжектор поднят для соединения с вышкой.FIG. 8 - a tower, rotatable relative to the base of the drilling rig, and a trailer separate from the base of the drilling rig for supporting the drum for a flexible pipe, and an injector, while the injector is raised for connection with the rig.

Фиг. 9 - вышку, полностью опущенную на основание буровой установки.FIG. 9 - a tower completely lowered to the base of the drilling rig.

Фиг. 10 - вышку, перемещенную в боковом направлении относительно основания буровой установки для опоры на трейлер вышки, отдельно от основания буровой установки, для транспортировки.FIG. 10 - a tower laterally moved relative to the base of the rig to support the tower trailer, separately from the base of the rig, for transportation.

Фиг. 11 и 12 - регулировочный механизм на трейлере для регулирования положения инжектора относительно вышки для облегчения соединения инжектора и вышки.FIG. 11 and 12 are an adjusting mechanism on the trailer for adjusting the position of the injector relative to the tower to facilitate the connection of the injector and the tower.

Фиг. 13 - альтернативный вариант выполнения, в котором вышка перемещается в боковом направлении относительно основания буровой установки между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы после использования вышки для подъема инжектора.FIG. 13 is an alternative embodiment in which the derrick moves laterally relative to the base of the rig between the threaded pipe position and the flexible pipe position after using the derrick to lift the injector.

Фиг. 14 - другой вариант выполнения, в котором инжектор снабжен смазочным устройством, ось которого смещена относительно вышки, для выполнения операций с использованием гибкой трубы после использования вышки для подъема инжектора.FIG. 14 is another embodiment in which the injector is provided with a lubricating device whose axis is offset from the tower to perform operations using a flexible pipe after using the tower to lift the injector.

Описание предпочтительных вариантов выполненияDescription of Preferred Embodiments

Как показано на фиг. 1, в одном варианте выполнения буровая установка включает вышку 15, рабочую платформу 12 и пол 13 буровой установки. Вышка состоит из пары расположенных на расстоянии друг от друга удлиненных рамных элементов 32, соединенных на вершине с помощью верхней рамы 22. Понятно, что фигуры упрощены и что вышка и буровая установка могут иметь различные структурные формы. Вышка 15 соединена с возможностью поворота с платформой 12, как будет пояснено ниже. Как показано на фиг. 1, платформа 12 опирается на колесный носитель или трейлер 1, имеющий относительно низкую несущую поверхность 3. Колесный носитель 1 может включать также выступ 2, который можно прикреплять к транспортному средству, так что трейлер 1 можно перемещать с одного места на другое. Понятно, что в качестве альтернативного решения колесный носитель 1 может быть самодвижуAs shown in FIG. 1, in one embodiment, the drilling rig includes a tower 15, a working platform 12, and floor 13 of the drilling rig. The tower consists of a pair of elongated frame elements 32 located at a distance from each other and connected at the apex by means of the upper frame 22. It is understood that the figures are simplified and that the tower and the drilling rig can have different structural forms. The tower 15 is rotatably connected to the platform 12, as will be explained below. As shown in FIG. 1, the platform 12 is supported by a wheeled carrier or a trailer 1 having a relatively low bearing surface 3. The wheeled carrier 1 may also include a protrusion 2 that can be attached to the vehicle so that the trailer 1 can be moved from one place to another. It is understood that, as an alternative, the wheel carrier 1 can be self-propelled

- 2 010676 щимся или же носитель может содержать стационарную структуру, такую как, например, полозья или т.п., которые можно поднимать и помещать на трейлер или другое транспортное средство для перемещения к другой рабочей площадке. Понятно также, что буровую установку согласно данному изобретению можно устанавливать на морскую платформу с помощью полозьев или другой опорной структуры, на которую устанавливаются вышка и другие компоненты. Колесный трейлер 1 обеспечивает также вторую, заднюю платформу, на которой предусмотрен буровой ротор 14, при этом пол 13 буровой установки образован платформой 12. Рабочая платформа 12, которую можно предпочтительно поднимать над носителем 1, образует пол 13 буровой установки для рабочих для введения различных компонентов скважины в буровой ротор 14 и из него на рабочей платформе 12 и обеспечивает выполнение рабочими других нормальных операций в связи с бурением скважины, такими как бурение, ремонт, техническое обслуживание и т. д.- 010676 or the carrier may contain a stationary structure, such as, for example, runners or the like, which can be lifted and placed on a trailer or other vehicle to move to another working platform. It is also clear that the drilling rig according to this invention can be installed on the offshore platform using skids or other supporting structure on which the tower and other components are mounted. The wheeled trailer 1 also provides a second, rear platform on which a drilling rotor 14 is provided, wherein the floor of the drilling rig 13 is formed by the platform 12. A working platform 12, which can preferably be lifted above the carrier 1, forms the floor of the drilling rig 13 for workers to introduce various components wells into the drilling rotor 14 and from it on the working platform 12 and ensures that workers perform other normal operations in connection with drilling the well, such as drilling, repair, maintenance, etc.

На трейлере 1 установлена с возможностью вращения катушка 4, на которую намотана гибкая труба 30 определенной длины. Катушку 4 можно вращать по часовой стрелке и против часовой стрелки с использованием подходящего приводного блока (не изображен). На трейлере 1 расположены также двигатель 7 и бак 8 для хранения гидравлической жидкости, используемой в работе различных гидравлических компонентов буровой установки, например двигателей, гидравлических цилиндров и т.д. Как хорошо известно, большинство компонентов буровой установки могут работать гидравлически, электрически или, в некоторых случаях, пневматически. Гибкие трубы 30 проходят вверх к 8-образному колену или направляющей арке 34. 8-Образное колено 34 прикреплено к вершине инжектора 17 для гибкой трубы, который, как показано на фиг. 1, находится на расстоянии от вышки 15. Инжектор 17 содержит ряд блоков, звездочек или подобных захватов, приводимых в движение с помощью бесконечных цепей или ремней, которые захватывают гибкую трубу 30 и направляют ее вниз при введении ее в скважину или вытягивают вверх при удалении из скважины.A coil 4 is mounted on the trailer 1 for rotation and a flexible pipe 30 of a certain length is wound around it. Coil 4 can be rotated clockwise and counterclockwise using a suitable drive unit (not shown). On the trailer 1 there are also an engine 7 and a tank 8 for storing hydraulic fluid used in the operation of various hydraulic components of the drilling rig, for example engines, hydraulic cylinders, etc. As is well known, most components of a rig can operate hydraulically, electrically, or, in some cases, pneumatically. Flexible pipes 30 extend upward to an 8-shaped elbow or guide arch 34. An 8-shaped elbow 34 is attached to the top of the flexible pipe injector 17, which, as shown in FIG. 1, is located at a distance from the tower 15. The injector 17 contains a number of blocks, sprockets, or similar grippers, driven by endless chains or belts that grasp the flexible pipe 30 and guide it down when it is inserted into the well or pulled up when removed from wells.

Как показано на фиг. 1, верхний привод 21 установлен на вышке 15 между элементами 32 для перемещения по ним в продольном направлении в любом направлении. Обычно верхний привод 21 установлен на направляющей системе, которая закреплена на вышке, при этом направляющая система задает центральную ось 40 вышки, которая задает направление движения верхнего привода 21. Верхний привод 21 можно перемещать в продольном направлении вдоль вышки 15 с помощью подъемной системы, состоящей из лебедки или буровых лебедок 20, установленных на трейлере 1, и одного или нескольких тросов 35, которые проходят через роликовый узел в верхней раме 22, расположенной на вершине вышки 15. Тросы 35 могут проходить вниз от верхнего блока и могут быть прикреплены к верхнему приводу 21, за счет чего буровые лебедки 20 могут избирательно поднимать верхний привод 31 вверх вдоль вышки 15 или опускать верхний привод 21 вниз вдоль вышки 21. Понятно, что может быть предусмотрен винтовой механизм, проходящий в продольном направлении вдоль элементов 15, для избирательного подъема или опускания верхнего привода 15 вдоль вышки 15. Однако ясно, что верхний привод 21 можно перемещать с помощью гидравлических цилиндров или других мощных приводных элементов для избирательного позиционирования верхнего привода в продольном направлении вдоль вышки 15. В показанном на фиг. 1 варианте выполнения центральная ось 42 верхнего привода 21 находится на одной линии с осью 40 вышки 15 и осью 44 скважины, в то время как ось 46 инжектора 17 для гибкой трубы смещена от оси 42 верхнего привода. Инжектор 17 может быть расположен выше или ниже верхнего привода 21, однако, центральная ось верхнего привода 21 находится на расстоянии от центральной оси инжектора 17.As shown in FIG. 1, the top drive 21 is mounted on a tower 15 between the elements 32 for moving along them in the longitudinal direction in any direction. Typically, the top drive 21 is mounted on a guide system that is mounted on the tower, while the guide system defines the center axis 40 of the tower, which sets the direction of movement of the top drive 21. The top drive 21 can be moved in the longitudinal direction along the tower 15 using a lifting system consisting of winches or drill winches 20 mounted on the trailer 1 and one or more cables 35 that pass through the roller assembly in the upper frame 22 located at the top of the tower 15. The cables 35 may extend downward from the top block and can be attached to the upper drive 21, due to which the drawworks 20 can selectively raise the upper drive 31 up along the tower 15 or lower the upper drive 21 down along the tower 21. It is clear that a screw mechanism can be provided that extends longitudinally along elements 15 for selectively raising or lowering the top drive 15 along the tower 15. However, it is clear that the top drive 21 can be moved using hydraulic cylinders or other powerful drive elements for selective positioning Nia top drive longitudinally along the tower 15. In FIG. 1 of the embodiment, the central axis 42 of the upper drive 21 is in line with the axis 40 of the tower 15 and the axis 44 of the well, while the axis 46 of the injector 17 for the flexible pipe is offset from the axis 42 of the upper drive. The injector 17 may be located above or below the upper drive 21, however, the central axis of the upper drive 21 is located at a distance from the central axis of the injector 17.

В варианте выполнения, показанном на фиг. 1, оси как верхнего привода 21, так и вышки 15 всегда находятся не на одной линии с осью 46 инжектора 17 для гибкой трубы, так что верхний привод и инжектор могут работать независимо друг от друга. Понятно, что инжектор 17 не находится на одной линии с осью 42 верхнего привода 21 и что ось 42 верхнего привода 21 находится на одной линии с осями вышки 15 и скважины. Таким образом, трубы с резьбой, опирающиеся на верхний привод 21, могут проходить в скважину, в то время как инжектор 17 не находится в рабочем положении.In the embodiment shown in FIG. 1, the axes of both the top drive 21 and the towers 15 are always not in line with the axis 46 of the flexible pipe injector 17, so that the top drive and injector can operate independently of each other. It is understood that the injector 17 is not in line with the axis 42 of the upper drive 21 and that the axis 42 of the upper drive 21 is in line with the axes of the tower 15 and the well. Thus, threaded pipes resting on the upper actuator 21 can extend into the well while the injector 17 is not in the working position.

В частности, в вариантах выполнения, в которых барабан 4 опирается на носитель 1, инжектор 17 и, тем самым, направляющая арка 34 расположены между вышкой 15 и барабаном 4, так что вышка не создает помех во время операций с использованием гибкой трубы в показанной на фиг. 2 конфигурации и инжектор не создает помех для верхнего привода и операций с использованием трубы с резьбой в показанной на фиг. 1 конфигурации.In particular, in embodiments in which the drum 4 rests on the carrier 1, the injector 17 and, thus, the guide arch 34 are located between the tower 15 and the drum 4, so that the tower does not interfere during operations using the flexible pipe shown in FIG. 2 of the configuration and the injector does not interfere with the top drive and operations using the threaded pipe in FIG. 1 configuration.

Таким образом, на фиг. 1 инжектор 17 для гибкой трубы находится в нерабочем положении, в то время как верхний привод 21 находится в положении для манипулирования компонентами трубы с резьбой. При нахождении инжектора 17 не на одной линии с осью 44 скважины верхний привод 21 может выполнять операции, обычно выполняемые с помощью верхнего привода, такие как, например, манипулирование трубчатым компонентом, таким как обсадная труба, вводимая через У-образную створку, как обычно в типичных нефтедобывающих операциях. Хотя это и не показано, понятно, что буровая установка согласно данному изобретению может быть снабжена подъемниками или другими компонентами, обычно используемыми для манипулирования скважинными компонентами, например для захвата трубы или другого компонента в скважине и перемещения его в положение, где его можно сцеплять, а затемThus, in FIG. 1, the injector 17 for the flexible pipe is in the off position, while the top drive 21 is in the position for manipulating the threaded pipe components. When the injector 17 is not in the same line with the axis 44 of the well, the top drive 21 can perform operations typically performed using the top drive, such as, for example, manipulating a tubular component, such as a casing, introduced through a U-shaped leaf, as usual in typical oil operations. Although not shown, it is understood that the drilling rig according to this invention may be provided with hoists or other components commonly used to manipulate downhole components, for example, to grip a pipe or other component in the well and move it to a position where it can be engaged, and then

- 3 010676 обрабатывать с помощью верхнего привода. Эта возможность избирательного использования верхнего привода и инжектора независимо друг от друга является явно предпочтительной, с точки зрения экономии денег и времени. Буровая установка является универсальной в том смысле, что одна и та же буровая установка несет инжектор для гибкой трубы для манипулирования гибкой трубой и верхний привод для манипулирования соединяемой трубой или другими компонентами скважины. Инжектор и верхний привод могут работать избирательно, независимо друг от друга для выполнения своих обычных функций.- 3 010676 handle with the top drive. This possibility of selective use of the top drive and injector independently of one another is clearly preferable from the point of view of saving money and time. A drilling rig is universal in the sense that the same drilling rig carries an injector for a flexible pipe for manipulating the flexible pipe and an upper drive for manipulating the connected pipe or other components of the well. The injector and top drive can selectively operate independently of each other to perform their usual functions.

Как показано на фиг. 2, инжектор 17 для гибкой трубы расположен над осью 44 скважины, в то время как оси как вышки 15, так и верхнего привода 21 не находятся на одной линии с осью 44 скважины и верхний привод 21 не работает. Таким образом, в показанном на фиг. 2 варианте выполнения инжектор 17 для гибкой трубы используется для манипулирования гибкой трубой 30, а верхний привод 21 находится в нерабочем положении, в то время как в показанном на фиг. 1 варианте выполнения верхний привод 21 используется для ввода трубы с резьбой в скважину, а инжектор 17 не работает.As shown in FIG. 2, the injector 17 for the flexible pipe is located above the axis 44 of the well, while the axes of both the towers 15 and the top drive 21 are not in line with the axis 44 of the well and the top drive 21 does not work. Thus, in FIG. 2 of the embodiment, the injector 17 for the flexible pipe is used to manipulate the flexible pipe 30, and the top drive 21 is in the off position, while in the one shown in FIG. 1 of the embodiment, the upper drive 21 is used to enter the threaded pipe into the well, and the injector 17 does not work.

На фиг. 2 показано также смазывающее устройство 52, расположенное ниже инжектора 17, для герметизации кольцевого пространства над инжектируемой трубой при ее прохождении в скважину или из скважины. Могут быть предусмотрены один или несколько гидравлических цилиндров 54, проходящих между вышкой 15 и трейлером 1, для поворота вышки 15 между положением инжектора для гибкой трубы, показанным на фиг. 2, и положением верхнего привода, показанным на фиг. 1. Выдвигаемый элемент 56 может служить стопором для ограничения поворотного движения вышки 15, когда вышка находится в положении инжектора для гибкой трубы. В качестве альтернативного решения другие стопоры и/или предельные переключатели могут быть расположены на платформе 12 или вышке 15 для выполнения функции стопора или прерывания подачи энергии в цилиндры 54 для остановки вышки, когда она находится в положении, показанном на фиг. 1, или в положении, показанном на фиг. 2. На фиг. 2 показан также блок 6 для разрезания гибкой трубы, который может быть расположен на полу 3 буровой установки для отрезания гибкой трубы в выбранном месте над буровым ротором при одновременной опоре отрезанной трубы в скважине.In FIG. 2 also shows a lubricating device 52, located below the injector 17, for sealing the annular space above the injected pipe as it passes into or out of the well. One or more hydraulic cylinders 54 extending between tower 15 and trailer 1 may be provided to rotate tower 15 between the position of the flexible pipe injector shown in FIG. 2, and the position of the top drive shown in FIG. 1. The extendable member 56 may serve as a stop to limit the pivoting movement of the tower 15 when the tower is in the injector position for the flexible pipe. Alternatively, other stoppers and / or limit switches may be located on the platform 12 or tower 15 to act as a stopper or to interrupt the energy supply to the cylinders 54 to stop the tower when it is in the position shown in FIG. 1, or in the position shown in FIG. 2. In FIG. 2 also shows a block 6 for cutting a flexible pipe, which can be located on the floor 3 of the drilling rig for cutting a flexible pipe in a selected location above the drill rotor while simultaneously supporting the cut pipe in the well.

На фиг. 2 показан также опорный кронштейн 58, прикрепленный к вышке 15 и инжектору 17, для фиксации относительного положения инжектора относительно вышки. Таким образом, ось 46 инжектора наклонена под углом к оси 40 вышки 15, так что, когда вышка 15 наклонена, как показано на фиг. 2, ось инжектора проходит вертикально, так что гибкая труба проходит через инжектор и в скважину. Несколько фиксирующих или запирающих механизмов могут быть расположены на расстоянии друг от друга в продольном направлении вдоль вышки 15, так что верхний привод 21 можно удерживать в различных желаемых, расположенных на расстоянии друг от друга в продольном направлении местах вдоль вышки 15, когда инжектор 17 находится в работе.In FIG. 2 also shows a support bracket 58, attached to the tower 15 and the injector 17, for fixing the relative position of the injector relative to the tower. Thus, the axis 46 of the injector is inclined at an angle to the axis 40 of the tower 15, so that when the tower 15 is tilted, as shown in FIG. 2, the axis of the injector extends vertically, so that the flexible pipe extends through the injector and into the well. Several locking or locking mechanisms may be spaced apart longitudinally along the tower 15, so that the top drive 21 can be held at various desired longitudinally spaced locations along the tower 15 when the injector 17 is in work.

Как показано на фиг. 1 и 2, угол между осью 44 инжектора 17 и осью 42 верхнего привода 21 равен углу отклонения вышки 15 от вертикали, так что при нахождении вышки 15 в вертикальном положении ось 42 верхнего привода 21 находится на одной линией со скважиной, а когда вышка 15 наклонена, то ось 42 инжектора находится на одной линии с той же осью скважины.As shown in FIG. 1 and 2, the angle between the axis 44 of the injector 17 and the axis 42 of the upper drive 21 is equal to the angle of deviation of the tower 15 from the vertical, so that when the tower 15 is upright, the axis 42 of the upper drive 21 is on the same line with the well, and when the tower 15 is tilted , then the axis 42 of the injector is in line with the same axis of the well.

Таким образом, создана универсальная буровая установка, обеспечивающая избирательную обработку и установку различных типов труб, гибкой трубы и другого наземного оборудования скважины, за счет чего исключается необходимость двух буровых установок - одной буровой установки для использования верхнего привода обычным образом для трубы с резьбой и отдельной буровой установки с инжектором для гибкой трубы для выполнения операций с использованием гибкой трубы.Thus, a universal drilling rig has been created, which provides selective processing and installation of various types of pipes, a flexible pipe and other surface equipment of the well, which eliminates the need for two drilling rigs - one drilling rig to use the top drive in the usual way for a threaded pipe and a separate drill installations with an injector for a flexible pipe for operations using a flexible pipe.

В приведенном ниже описании вариантов выполнения используются одинаковые позиции для обозначения аналогичных компонентов. Как показано на фиг. 3-6, вышка 15 поворачивается относительно платформы 12, однако, в этом случае инжектор 17 не закреплен на вышке, а, вместо этого, на вышке закреплен элемент 68 вертикального скольжения, при этом ось элемента скольжения проходит вертикально, когда вышка находится в положении для гибкой трубы, как показано на фиг. 3. Механическое соединение между вертикальными салазками 68 и вышкой не оказывает помех перемещению верхнего привода 21 вдоль вышки, однако, позволяет поднимать и опускать инжектор 17 и направляющую 34 на вершине инжектора относительно вышки, как показано на фиг. 3. Этот признак позволяет позиционировать инжектор желательно вблизи пола 13 буровой установки при инжектировании гибкой трубы в скважину, а также позволяет поднимать инжектор 17 в более высокое положение, так что можно располагать относительно длинные инструменты между инжектором и полом буровой установки во время операций технического обслуживания. Кроме того, для специалистов в данной области техники понятно, что вышку 15 можно поворачивать в положение транспортировки, так что блок 22 верхней рамы всегда находится вблизи переднего конца трейлера 1. Элемент 68 скольжения позволяет перемещать инжектор в выбранное положение вдоль вышки при опускании вышки в положение для транспортировки буровой установки к другому месту.In the description of embodiments below, the same reference numbers are used to refer to like components. As shown in FIG. 3-6, the tower 15 rotates relative to the platform 12, however, in this case, the injector 17 is not fixed to the tower, but instead, the vertical sliding element 68 is fixed on the tower, while the axis of the sliding element extends vertically when the tower is in position for flexible pipe as shown in FIG. 3. The mechanical connection between the vertical slide 68 and the tower does not interfere with the movement of the top drive 21 along the tower, however, it allows the injector 17 and the rail 34 to be raised and lowered on the top of the injector relative to the tower, as shown in FIG. 3. This feature allows the injector to be positioned preferably near the floor 13 of the rig when injecting the flexible pipe into the well, and also allows the injector 17 to be raised to a higher position so that relatively long tools can be placed between the injector and the floor of the rig during maintenance operations. In addition, it is understood by those skilled in the art that the tower 15 can be rotated to the transport position, so that the upper frame unit 22 is always close to the front end of the trailer 1. The slide member 68 allows the injector to be moved to a selected position along the tower when lowering the tower to the position to transport the rig to another location.

Таким образом, как показано на фиг. 3, кронштейн 62, закрепленный на инжекторе 17, установлен с возможностью скольжения вдоль осевой длины элемента 68 скольжения, и этим перемещением можно управлять с помощью лебедки, цилиндров, цепного приводного механизма, приводимого в действие гидравлическим двигателем, или с помощью любого другого подходящего приводного механизма 70 дляThus, as shown in FIG. 3, a bracket 62 mounted on the injector 17 is slidably mounted along the axial length of the slide member 68, and this movement can be controlled using a winch, cylinders, a chain drive mechanism driven by a hydraulic motor, or any other suitable drive mechanism 70 for

- 4 010676 поднимания и опускания инжектора. За исключением указанных компонентов, другие компоненты буровой установки, показанной на фиг. 3-6, могут быть аналогичными компонентам буровой установки, показанной на фиг. 1 и 2.- 4 010676 raising and lowering the injector. With the exception of these components, other components of the rig shown in FIG. 3-6 may be similar to the components of the rig shown in FIG. 1 and 2.

Как показано на фиг. 5, вышка 15 и верхний привод 21 расположены на одной линии с центральной осью 44 скважины, так что буровую установку можно использовать для операций, включающих соединение труб, имеющих резьбовые концы. Ось 46 инжектора 17 находится на расстоянии от оси 40 вышки 15, однако, эти оси параллельны, а не наклонены друг к другу. Таким образом, кронштейн 58 может фиксировать положение инжектора 17 на вышке.As shown in FIG. 5, the tower 15 and the top drive 21 are in line with the central axis 44 of the well, so that the rig can be used for operations involving the connection of pipes having threaded ends. The axis 46 of the injector 17 is located at a distance from the axis 40 of the tower 15, however, these axes are parallel and not tilted to each other. Thus, the bracket 58 can fix the position of the injector 17 on the tower.

Вместо поворота вышки, в показанном на фиг. 4 и 5 варианте выполнения платформа 12 и вышка 15 перемещаются относительно трейлера 1 в боковом направлении, так что центральную ось 46 инжектора 17 можно позиционировать на одной линии со скважиной, как показано на фиг. 4. Направляющие рельсы 78, 88 и 90, как показано на фиг. 6, и один или несколько гидравлических цилиндров 74, как показано на фиг. 4 и 5, можно использовать для бокового перемещения платформы 12 и вышки 15 относительно трейлера 1 между положением для верхнего привода, как показано на фиг. 5, и положением для инжектора гибкой трубы, как показано на фиг. 4. Когда вышка 15 не используется, то ее можно поворачивать для опускания вышки в положение, в основном, над трейлером для транспортировки буровой установки к другой скважине. На фиг. 4 и 5 показано также множество находящихся в соприкосновении с грунтом телескопических элементов 72 для надежной опоры трейлера 1 и опирающегося на него оборудования во время использования буровой установки и при перемещении вышки в боковом направлении между положением для верхнего привода и положением для инжектора труб. Те же элементы соприкосновения с грунтом можно использовать в других указанных здесь вариантах выполнения.Instead of turning the tower, as shown in FIG. 4 and 5, the platform 12 and the tower 15 are laterally moved relative to the trailer 1, so that the central axis 46 of the injector 17 can be positioned in line with the well, as shown in FIG. 4. Guide rails 78, 88 and 90, as shown in FIG. 6, and one or more hydraulic cylinders 74, as shown in FIG. 4 and 5 can be used for lateral movement of the platform 12 and the tower 15 relative to the trailer 1 between the position for the top drive, as shown in FIG. 5, and the position for the injector of the flexible pipe, as shown in FIG. 4. When the tower 15 is not used, it can be rotated to lower the tower to a position mainly above the trailer for transporting the rig to another well. In FIG. 4 and 5, a plurality of telescopic elements 72 in contact with the ground is also shown for reliable support of the trailer 1 and the equipment resting on it during use of the rig and when moving the tower laterally between the position for the top drive and the position for the pipe injector. The same soil contact elements can be used in the other embodiments described here.

На фиг. 4 и 5 показаны один или несколько гидравлических цилиндров 74 для перемещения платформы 12 и вышки 15 в боковом направлении между положением для гибкой трубы и положением для трубы с резьбой. В частности, конец штока цилиндра 74 соединен с базовой рамой 76, которая скользит на верхней плите 78 трейлера 1, как показано на фиг. 6. Таким образом, плита 80 скольжения, прямоугольный элемент 82 рамы, опорный элемент 84 и опорный элемент 86 перемещаются в виде узла относительно трейлера. Распорная плита 88 может быть закреплена с помощью узла 89 из болта и гайки между верхней плитой 78 трейлера и покрывающей плитой 90, при этом плиты 88 и 90 действуют в качестве направляющей во время бокового перемещения рамы 76 между положением для инжектора труб и положением для верхнего привода. Аналогичная направляющая на противоположной стороне базовой рамы 76 обеспечивает надежное перемещение между двумя положениями. Можно использовать также направляющие рельсы другого типа. В показанных на фиг. 4 и 5 вариантах выполнения можно отказаться от стопорного элемента 56 или же его можно использовать для остановки поворотного движения вышки при перемещении в положение транспортировки.In FIG. 4 and 5 show one or more hydraulic cylinders 74 for moving the platform 12 and the tower 15 laterally between the flexible pipe position and the threaded pipe position. In particular, the end of the cylinder rod 74 is connected to a base frame 76 that slides on the top plate 78 of the trailer 1, as shown in FIG. 6. Thus, the slide plate 80, the rectangular frame member 82, the support member 84 and the support member 86 are displaced in a knot relative to the trailer. The spacer plate 88 may be secured with a bolt and nut assembly 89 between the upper trailer plate 78 and the cover plate 90, with the plates 88 and 90 acting as a guide during lateral movement of the frame 76 between the position for the pipe injector and the position for the top drive . A similar guide on the opposite side of the base frame 76 provides reliable movement between the two positions. Other types of guide rails can also be used. As shown in FIG. 4 and 5, the implementation of the implementation can be abandoned the locking element 56 or it can be used to stop the pivoting movement of the tower when moving to the transport position.

В альтернативном варианте выполнения можно использовать элемент 68 скольжения, аналогичный элементу, показанному на фиг. 3, в вариантах выполнения согласно фиг. 4 и 5, что позволяет перемещать инжектор 17 вертикально относительно вышки. Однако элемент скольжения предпочтительно имеет ось, не наклоненную относительно оси вышки, а имеет ось, параллельную и смещенную относительно оси вышки. В этом случае элемент скольжения можно использовать для подъема или опускания инжектора 17, когда вышка находится в положении для гибкой трубы, как показано на фиг. 4.In an alternative embodiment, a slide member 68 similar to that shown in FIG. 3, in the embodiments of FIG. 4 and 5, which allows the injector 17 to be moved vertically relative to the tower. However, the sliding element preferably has an axis that is not inclined relative to the axis of the tower, but has an axis parallel to and offset from the axis of the tower. In this case, the sliding element can be used to raise or lower the injector 17 when the tower is in the flexible pipe position, as shown in FIG. 4.

В указанных выше вариантах выполнения вышка 15 имеет вертикальную ось, когда буровая установка используется с верхним приводом для опускания труб с резьбой в скважину, и ось вышки наклоняется от вертикали или перемещается в боковом направлении от вертикальной оси инжектора 17 при выполнении операций с гибкими трубами. Следует понимать, что в других применениях оси вышки, верхнего привода и бурового ротора могут быть каждая наклонена от вертикали, однако, эти оси остаются на одной линии с осью скважины, которая также наклонена. Если скважину бурят при наклоне вышки 15 на 10° вправо, как показано на фиг. 1, то вышку необходимо наклонять дальше, например до 28° от вертикали, при выполнении операций с гибкой трубой, поскольку ось инжектора 17 в это время наклонена на 15° от вертикали, так что гибкая труба остается на одной прямой с осью скважины. Наклон вышки 15 от вертикали часто осуществляют при выполнении операций определенного типа направленного или наклонного бурения, включая бурение скважины под руслом реки.In the above embodiments, the tower 15 has a vertical axis when the drilling rig is used with a top drive to lower threaded pipes into the well, and the tower axis tilts from the vertical or moves laterally from the vertical axis of the injector 17 when performing operations with flexible pipes. It should be understood that in other applications, the axis of the tower, top drive, and drill rotor can each be tilted from the vertical, however, these axes remain in line with the axis of the well, which is also tilted. If a well is drilled when the tower 15 is tilted 10 ° to the right, as shown in FIG. 1, the tower must be tilted further, for example, to 28 ° from the vertical, when performing operations with the flexible pipe, since the axis of the injector 17 at this time is tilted 15 ° from the vertical, so that the flexible pipe remains on a straight line with the axis of the well. The inclination of the tower 15 from the vertical is often carried out when performing operations of a certain type of directional or inclined drilling, including drilling a well under a river channel.

В вариантах выполнения, показанных на фиг. 1 и 2, инжектор 17 предпочтительно надежно закреплен на вышке 15 с помощью опорной плиты 58 во время операций с гибкой трубой, операций с трубами с резьбой, для переключения с одной операции на другую операцию. Аналогичным образом, как показано на фиг. 3, инжектор 17 закреплен на салазках 68 с возможностью вертикального перемещения инжектора, а в других случаях ограничивается перемещение инжектора относительно салазок 68. В то время, как для работы в показанных на фиг. 1 и 2 конфигурациях инжектор 17 предпочтительно зафиксирован на вышке 15, также предпочтительным является обеспечение поворота инжектора 17 относительно кронштейна 58, когда вышка уложена вниз для транспортировки буровой установки. Таким образом, вышку 15 можно предпочтительно поворачивать также против часовой стрелки, при этом конечное положение транспортировки вышки является, по существу, горизонтальным и между ступицами барабана 4. При укладывании вниз или поднимания вышки 15 вверх гибкая труба 30 на барабане 4 остается удерживаеIn the embodiments shown in FIG. 1 and 2, the injector 17 is preferably securely attached to the tower 15 with the support plate 58 during flexible pipe operations, threaded pipe operations, for switching from one operation to another operation. Similarly, as shown in FIG. 3, the injector 17 is mounted on the slide 68 with the possibility of vertical movement of the injector, and in other cases, the movement of the injector relative to the slide 68 is limited. At the same time, for the operation shown in FIG. 1 and 2, the injector 17 is preferably fixed on the tower 15, it is also preferable to ensure that the injector 17 rotates relative to the bracket 58 when the tower is laid down for transportation of the drilling rig. Thus, the tower 15 can preferably also be rotated counterclockwise, while the final transportation position of the tower is essentially horizontal between the hubs of the drum 4. When laying down or lifting the tower 15 upward, the flexible pipe 30 remains on the drum 4

- 5 010676 мой в инжекторе 17 для противодействия силам, оказываемым гибкой трубой на барабан 4. Во время этой операции подготовки буровой установки для транспортировки ось инжектора 17 можно предпочтительно поворачивать относительно кронштейна 58 для минимизации изгибающих сил, действующих на гибкую трубу, и сил, действующих на инжектор. Таким образом, при укладке вниз вышки необходимо вытянуть штырь или другой запирающий механизм для обеспечения поворота инжектора 17 относительно кронштейна 58 и после этого поворачивать инжектор 17 вокруг оси между кронштейном и инжектором. При подъеме вышки на месте новой скважины для выполнения операций нефтедобычи стержень можно снова вводить или активировать запирающий механизм для закрепления снова инжектора 17 относительно вышки 58. В показанном на фиг. 3 варианте выполнения также предпочтительно, что фиксированное положение салазок 68 относительно вышки можно освобождать при укладывании вышки вниз для транспортировки, что позволяет поворачивать салазки 68 относительно вышки 68 при подготовке к транспортировке. При подъеме вышки в рабочее положение стержень можно вставлять или активировать запирающий механизм, так что салазки фиксируются на вышке 15. В показанном на фиг. 3 варианте выполнения может быть предусмотрена возможность поворота инжектора относительно кронштейна 62. Возможность поворота вышки при укладке вышки вниз для транспортировки и при подъеме вышки у новой скважины можно использовать в варианте выполнения, показанном на фиг. 4 и 5. Однако преимущества возможности избирательного наклона инжектора относительно вышки особенно важны в вариантах выполнения, в которых вышка поворачивается между положением гибкой трубы и положением трубы с резьбой.- 5 010676 mine in the injector 17 to counter the forces exerted by the flexible pipe on the drum 4. During this operation, preparing the drilling rig for transportation, the axis of the injector 17 can preferably be rotated relative to the bracket 58 to minimize the bending forces acting on the flexible pipe and the forces acting to the injector. Thus, when laying down the towers, it is necessary to pull out a pin or other locking mechanism to ensure that the injector 17 rotates relative to the bracket 58 and then rotate the injector 17 about an axis between the bracket and the injector. When the tower is lifted in place of a new well to perform oil production operations, the rod can be reinserted or the locking mechanism activated to secure the injector 17 again with respect to the tower 58. In FIG. 3 embodiment, it is also preferable that the fixed position of the slide 68 relative to the tower can be released when the tower is laid down for transportation, which allows the slide 68 to rotate relative to the tower 68 in preparation for transportation. When the tower is raised to its working position, the rod can be inserted or the locking mechanism activated, so that the slide is fixed on the tower 15. In the one shown in FIG. 3 of the embodiment, it may be possible to rotate the injector relative to the bracket 62. The ability to rotate the tower when laying the tower down for transportation and when lifting the tower near a new well can be used in the embodiment shown in FIG. 4 and 5. However, the advantages of being able to selectively tilt the injector relative to the tower are especially important in embodiments in which the tower rotates between the position of the flexible pipe and the position of the threaded pipe.

Как показано на фиг. 7, буровая установка 110 предназначена для избирательного введения гибкой трубы или трубы с резьбой через пол буровой установки и в скважину. Буровая установка включает вышку 112, проходящую вверх от основания 114 буровой установки. Вышка 112 поворотно перемещается между положением для трубы с резьбой, как показано на фиг. 7, при этом центральная ось вышки находится на одной линии со скважиной, и положением для гибкой трубы, в котором инжектор 116 находится на одной линии с центральной осью скважины. Мощный привод, такой как гидравлический цилиндр 120, предусмотрен для поворотного перемещения вышки между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы для укладки вышки вниз для транспортировки и для опускания вышки для подъема инжектора. На фиг. 7 показан верхний привод 112, перемещаемый вдоль оси вышки, для введения трубы с резьбой в скважину, при этом верхний привод имеет ось, которая, по существу, находится на одной линии с осью скважины. Инжектор 116 опирается на вышку, и ось инжектора смещена относительно оси верхнего привода.As shown in FIG. 7, the drilling rig 110 is designed to selectively insert a flexible pipe or threaded pipe through the floor of the drilling rig and into the well. The drilling rig includes a derrick 112 extending upward from the base 114 of the drilling rig. Tower 112 pivots between the threaded pipe position, as shown in FIG. 7, wherein the center axis of the tower is in line with the well, and the position for the flexible pipe, in which the injector 116 is in line with the central axis of the well. A powerful drive, such as a hydraulic cylinder 120, is provided for pivoting the tower between the threaded pipe position and the flexible pipe position for laying the tower down for transportation and lowering the tower to raise the injector. In FIG. 7 shows a top drive 112 that is moved along the axis of the tower to insert a threaded pipe into the well, the top drive having an axis that is substantially in line with the axis of the well. The injector 116 rests on a tower, and the axis of the injector is offset relative to the axis of the top drive.

В варианте выполнения согласно фиг. 7 дополнительно показаны буровые лебедки 124, опирающиеся на основание буровой установки, для перемещения верхнего привода вдоль оси вышки и трейлер 126, структурно отдельный от основания 114 буровой установки, на который опираются барабан 128 для гибкой трубы и механизм 130 подъема инжектора, описание которого приводится ниже. Таким образом, основание 114 буровой установки можно перевозить к скважине и от нее, отдельно от трейлера 126, при этом инжектор 116 и барабан 128 опираются каждый на трейлер 126 во время транспортировки.In the embodiment of FIG. 7 further shows drilling winches 124, supported by the base of the drilling rig, for moving the top drive along the axis of the derrick, and a trailer 126 structurally separate from the base 114 of the drilling rig, on which the flexible pipe drum 128 and the injector lifting mechanism 130 are described, which are described below . Thus, the base 114 of the rig can be transported to and from the well, separately from the trailer 126, with the injector 116 and the drum 128 resting each on the trailer 126 during transportation.

На фиг. 8 буровая установка показана в положении, в котором вышка, по существу, опущена с помощью гидравлического цилиндра (цилиндров) 120, так что вышка расположена над трейлером 126, при этом инжектор 116 опирается на трейлер. Таким образом, во время транспортировки гибкая труба проходит между барабаном 128 и инжектором 116. При расположении трейлера 126 у буровой площадки вышку 112 опускают или же, если желательно, сначала приводят в действие подъемник 130 для подъема инжектора, а затем опускают вышку. В любом случае, функцией мощного подъемника 130 является подъем инжектора 116 трейлера 126 в положение, в котором инжектор 116 проще прикреплять к вышке. В частности, крепление можно осуществлять с помощью седла 132, которое закрепляется на вышке и сцепляется с инжектором, и мощного цилиндра (цилиндров) 134, показанного на фиг. 11, который соединен на одном конце с вышкой 112, а на другом конце с инжектором 116. После разъемного соединения инжектора с вышкой можно приводить в действие гидравлический цилиндр или цилиндры 120 для подъема вышки и инжектора, прикрепленного к вышке, для позиционирования вышки и прикрепленного инжектора, как показано на фиг. 7.In FIG. 8, the rig is shown in a position in which the derrick is substantially lowered by means of a hydraulic cylinder (s) 120, so that the derrick is located above the trailer 126, with the injector 116 resting on the trailer. Thus, during transportation, a flexible pipe extends between the drum 128 and the injector 116. When the trailer 126 is located at the well site, the tower 112 is lowered or, if desired, the elevator 130 is first actuated to raise the injector, and then the tower is lowered. In any case, the function of the powerful lift 130 is to lift the injector 116 of the trailer 126 to a position in which the injector 116 is easier to attach to the tower. In particular, the fastening can be carried out using the seat 132, which is mounted on the tower and engages with the injector, and the powerful cylinder (s) 134 shown in FIG. 11, which is connected at one end to a tower 112, and at the other end to an injector 116. After detachably connecting the injector to the tower, a hydraulic cylinder or cylinders 120 can be actuated to raise the tower and injector attached to the tower to position the tower and attached injector as shown in FIG. 7.

Таким образом, в раскрытом варианте выполнения соединительный элемент для разъемного соединения с вышкой включает опору 132 и гидравлический цилиндр (цилиндры) 134, однако, в других вариантах выполнения может включать другие механизмы для механического соединения вышки и инжектора. Таким образом, мощный подъемник 130 обеспечивает возможность удобного соединения инжектора с вышкой, при этом вышка не создает помех для барабана 128 на трейлере 126.Thus, in the disclosed embodiment, the connecting element for detachable connection with the tower includes a support 132 and a hydraulic cylinder (s) 134, however, in other embodiments, execution may include other mechanisms for mechanically connecting the tower and injector. Thus, the powerful lift 130 provides the ability to conveniently connect the injector to the tower, while the tower does not interfere with the drum 128 on the trailer 126.

На фиг. 9 показан трейлер 126, удаленный с буровой площадки, при этом вышка 112 полностью опущена вниз и отсоединена на своем нижнем конце от основания буровой установки, так что вышка может скользить горизонтально относительно основания буровой установки. Как показано на фиг. 9, верхний привод 122 предпочтительно все еще установлен на вышке, так же, как седло 132. На фиг. 10 показана вышка после скольжения с основания буровой установки с опорой на трейлер 140 для вышки.In FIG. 9 shows a trailer 126 removed from the rig site, with the rig 112 fully lowered down and disconnected at its lower end from the base of the rig, so that the rig can slide horizontally relative to the base of the rig. As shown in FIG. 9, the top drive 122 is preferably still mounted on the tower, just like the seat 132. In FIG. 10 shows the tower after sliding from the base of the rig, resting on a trailer 140 for the tower.

На фиг. 11 показан механизм 152 для регулирования положения инжектора 116 во время позиционирования на подъемник 130, так что инжектор можно более просто прикреплять к опоре 132 и, тем са- 6 010676 мым, к вышке 112. В этом случае регулировочный механизм 152 может перемещать инжектор в боковом направлении, в основном, перпендикулярном оси вышки, и/или горизонтально, в основном, в продольном направлении на одной линии с вышкой, так что седло и инжектор проще соединять. На фиг. 11 показан инжектор 116 с прикрепленной к нему 8-образной аркой 117. Как указывалось выше, инжектор опирается на подъемный механизм 130. Подъемный механизм включает поворотный элемент 154, поворотно соединенный с основанием 155 подъемника и вершиной 156 подъемника, пару гидравлических цилиндров 157, каждый из которых соединен на одном конце с поворотным элементом 154, а на другом конце с основанием 155 или вершиной 156. Приведение в действие гидравлических цилиндров 156 приводит к подъему стола 156 относительно основания 155, а также может приводить к избирательному наклону стола 156 относительно основания 155.In FIG. 11 shows a mechanism 152 for adjusting the position of the injector 116 during positioning on the lift 130, so that the injector can more easily be attached to the support 132 and, therefore, to the tower 112. In this case, the adjusting mechanism 152 can move the injector laterally the direction is generally perpendicular to the axis of the tower, and / or horizontally, mainly in the longitudinal direction, in line with the tower, so that the seat and the injector are easier to connect. In FIG. 11 shows an injector 116 with an 8-shaped arch 117 attached thereto. As indicated above, the injector is supported by a lifting mechanism 130. The lifting mechanism includes a pivoting member 154 pivotally connected to the base of the lift 155 and the top 156 of the lift, a pair of hydraulic cylinders 157, each which is connected at one end with a pivoting member 154, and at the other end with a base 155 or apex 156. The actuation of the hydraulic cylinders 156 raises the table 156 relative to the base 155, and can also lead to the election the tilt of the table 156 relative to the base 155.

Для осуществления регулирования инжектора 116 относительно стола 156 могут быть предусмотрены один или несколько цилиндров 158 для перемещения инжектора влево или вправо, как показано на фиг. 11, так что опора находится на одной линии с инжектором для соединения инжектора с вышкой. К столу может быть прикреплена верхняя плита для облегчения движения скольжения инжектора относительно стола 156, и множество головок болтов могут служить в качестве стопоров для соединения этих плит. Можно использовать обычные стопоры для предотвращения непреднамеренного соскальзывания инжектора с верхней плиты или стола 156.To regulate the injector 116 relative to the table 156, one or more cylinders 158 may be provided for moving the injector left or right, as shown in FIG. 11, so that the support is in line with the injector for connecting the injector to the tower. An upper plate can be attached to the table to facilitate the sliding movement of the injector relative to table 156, and a plurality of bolt heads can serve as stoppers for connecting these plates. Conventional stoppers can be used to prevent the injector from accidentally slipping off the top plate or table 156.

На фиг. 12 на виде с конца подъемника 130 инжектор 116 показан на столе 156. Можно использовать пару цилиндров 159 для перемещения основания 155 в боковом направлении, по существу, перпендикулярном движению, вызванному цилиндром 158, так что основание 155, цилиндры 154, 157, 158 и вершина 158 в виде стола, все перемещаются в боковом направлении для выравнивания инжектора с седлом и, тем самым, для более простого соединения инжектора с вышкой. После правильного соединения инжектора с опорой 132 цилиндр 134 может быть соединен как с вышкой, так и инжектором для опоры противоположного конца инжектора при его подъеме с помощью вышки, по существу, в вертикальное положение. В альтернативных вариантах выполнения седло можно регулировать относительно вышки, так что регулирование седла, само по себе или в связи с регулировочным механизмом, показанным на фиг. 11 и 12, можно использовать для более простого соединения инжектора на подъемнике с вышкой.In FIG. 12, from the end of the lift 130, the injector 116 is shown on the table 156. A pair of cylinders 159 can be used to move the base 155 in the lateral direction, essentially perpendicular to the movement caused by the cylinder 158, so that the base 155, the cylinders 154, 157, 158 and the top 158 in the form of a table, everyone moves laterally to align the injector with the seat and, thus, to more easily connect the injector to the tower. After the injector is correctly connected to the support 132, the cylinder 134 can be connected to both the tower and the injector to support the opposite end of the injector when it is raised by the tower to a substantially vertical position. In alternative embodiments, the saddle can be adjusted relative to the tower, so that the regulation of the saddle, alone or in connection with the adjusting mechanism shown in FIG. 11 and 12, can be used to more easily connect the injector on the lift to the tower.

На фиг. 13 показан альтернативный вариант выполнения, в котором вышка 112 и верхний привод 122 расположены на одной линии с центральной осью скважины, так что буровую установку можно использовать для операции соединения труб с резьбовыми концами. Ось инжектора 116 находится на расстоянии от оси вышки для выполнения операций с использованием гибкой трубы. Вместо поворота вышки между рабочим положением для гибкой трубы и рабочим положением для трубы с резьбой, в этом варианте выполнения вышка 112 перемещается относительно структуры 114 в боковом направлении, так что центральную ось инжектора можно позиционировать над скважиной для операций с использованием гибкой трубы и центральную ось вышки можно позиционировать над скважиной для операций с использованием трубы с резьбой. Один или несколько гидравлических цилиндров 120 используются для подъема вышки и инжектора, по существу, в вертикальное положение, и могут быть предусмотрены один или несколько гидравлических цилиндров 160 для перемещения вышки в боковом направлении между положением для гибкой трубы и положением для верхнего привода. Несколько наружных домкратов 162 могут выравнивать и стабилизировать основание буровой установки или структуру 114 на грунте. Другие подробности этого варианта выполнения были указаны выше при описании фиг. 4 и 5.In FIG. 13 shows an alternative embodiment in which the tower 112 and the upper drive 122 are in line with the central axis of the well, so that the drilling rig can be used for the operation of connecting pipes with threaded ends. The axis of the injector 116 is located at a distance from the axis of the tower to perform operations using a flexible pipe. Instead of turning the tower between the working position for the flexible pipe and the working position for the threaded pipe, in this embodiment, the tower 112 moves laterally with respect to the structure 114, so that the central axis of the injector can be positioned above the well for operations using the flexible pipe and the central axis of the tower can be positioned above the well for operations using a threaded pipe. One or more hydraulic cylinders 120 are used to raise the tower and injector substantially in a vertical position, and one or more hydraulic cylinders 160 can be provided to move the tower laterally between the flexible pipe position and the top drive position. Several outdoor jacks 162 can level and stabilize the base of the rig or structure 114 on the ground. Other details of this embodiment have been indicated above with reference to FIG. 4 and 5.

На фиг. 14 показан еще один вариант выполнения изобретения, содержащий корпус 162 смазывающего устройства для гибкой трубы, центральная ось которого не совпадает с осью скважины или вышки 112, для направления гибкой трубы через арку и в скважину. Таким образом, инжектор для гибкой трубы можно прикреплять к вышке, когда вышка опущена, по существу, в положение, показанное на фиг. 8, а затем поднимать вышку с инжектором для гибкой трубы, по существу, в вертикальное положение. Таким образом, используются один или несколько цилиндров 120 для опускания вышки, затем вышку соединяют с инжектором, затем поднимают вышку вместе с инжектором, по существу, в вертикальное положение. Как раскрыто в заявке на патент США № 60/723111, инжектор можно позиционировать на вышке, когда она находится, по существу, в вертикальном положении, а затем использовать лебедку для подъема смазывающего устройства 162 для закрепления на инжекторе. В качестве альтернативного решения смазывающее устройство 162 и инжектор 116 можно прикреплять к вышке в виде узла в положении, по существу, показанном на фиг. 8, и затем поднимать вышку для подъема инжектора и смазывающего устройства. Как показано на фиг. 14, центральная ось инжектора 116 наклонена относительно оси вышки 112, которая является, по существу, вертикальной и находится на одной линии с осью скважины. Ось смазочного устройства 162 слегка изогнута, так что ролики, направляющие или другие элементы позиционируют гибкую трубу на выходе из смазочного устройства так, что ось гибкой трубы, в основном, находится на одной линии с осью скважины.In FIG. 14 shows another embodiment of the invention, comprising a housing 162 of a lubricating device for a flexible pipe, the central axis of which does not coincide with the axis of the well or tower 112, for guiding the flexible pipe through the arch and into the well. Thus, the injector for the flexible pipe can be attached to the tower when the tower is lowered essentially to the position shown in FIG. 8, and then raise the tower with the injector for the flexible pipe to a substantially vertical position. Thus, one or more cylinders 120 are used to lower the tower, then the tower is connected to the injector, then the tower together with the injector is raised to a substantially vertical position. As disclosed in US Patent Application No. 60/723111, the injector can be positioned on the tower when it is in a substantially vertical position, and then use a winch to lift the lubricating device 162 for securing to the injector. Alternatively, a lubricating device 162 and an injector 116 may be attached to the tower as a unit in the position essentially shown in FIG. 8, and then raise the tower to raise the injector and lubricator. As shown in FIG. 14, the central axis of the injector 116 is inclined relative to the axis of the tower 112, which is substantially vertical and in line with the axis of the well. The axis of the lubricating device 162 is slightly bent so that the rollers, guides or other elements position the flexible pipe at the outlet of the lubricating device so that the axis of the flexible pipe is substantially in line with the axis of the well.

Для специалистов в данной области техники понятно, что буровая установка, показанная на фиг. 714, может быть изменена так, что в других вариантах выполнения инжектор может быть прикреплен с возможностью перемещения к вышке, и можно использовать мощный привод для подъема инжектора с вышкой, при этом инжектор и барабан предусмотрены на той же структуре, что и основание буровойIt will be understood by those skilled in the art that the rig shown in FIG. 714 can be modified so that in other embodiments, the injector can be mounted movably to the derrick, and a powerful drive can be used to lift the injector with the derrick, with the injector and drum provided on the same structure as the drill base

- 7 010676 установки. В других вариантах выполнения можно использовать вышку для подъема и опускания инжектора из положения транспортировки в рабочее положение и после подъема вышки и инжектора вышку можно перемещать в боковом направлении с помощью другого или того же мощного приводного механизма со скольжением вышки между положением для инжектора трубы и положением для верхнего привода. В других вариантах выполнения вышку можно использовать для подъема инжектора, опирающегося на то же основание буровой установки, что и вышка.- 7 010676 installations. In other embodiments, the tower can be used to raise and lower the injector from the transport position to the working position, and after raising the tower and injector, the tower can be moved laterally using another or the same powerful drive mechanism with the tower sliding between the position for the pipe injector and the position for top drive. In other embodiments, the tower can be used to lift an injector resting on the same base of the drilling rig as the tower.

Раскрытую выше буровую установку можно использовать для выполнения различных наземных скважинных операций. В случае применения инжектора для гибкой трубы, буровую установку можно использовать для бурения с использованием забойного турбинного двигателя, при этом можно выполнять направленное бурение или бурение прямой скважины. Дополнительно к этому, гибкие трубы можно использовать в различных завершающих операциях, таких как дробление, кислотная обработка, очистка, ловильные работы, использование гибкой трубы в качестве скоростной колонны и т.д. Гибкую трубу можно использовать также в качестве добывающей трубы. Что касается типичных операций с использованием верхнего привода, то можно выполнять обычное бурение, устанавливать обсадную трубу, а также выполнять завершающие операции и операции технического обслуживания, указанные выше применительно к гибкой трубе. Дополнительно к этому, верхний привод можно использовать для установки обычных добывающих труб.The drilling rig disclosed above can be used to perform various surface well operations. In the case of the use of an injector for a flexible pipe, the drilling rig can be used for drilling using a downhole turbine engine, while you can perform directional drilling or drilling a direct well. In addition, flexible pipes can be used in various finishing operations, such as crushing, acidizing, cleaning, fishing, using the flexible pipe as a high-speed column, etc. A flexible pipe can also be used as a production pipe. As for typical operations using the top drive, it is possible to carry out conventional drilling, install the casing, and also perform the final operations and maintenance operations indicated above with respect to the flexible pipe. In addition, the top drive can be used to install conventional production pipes.

Циркуляция жидкости через колонну гибкой трубы происходит во время бурения и предпочтительно во время введения гибкой трубы в скважину, при этом циркуляционная жидкость протекает между внутренним пространством колонны труб и кольцом вокруг колонны труб. Циркуляция при установке колонны труб предпочтительно выполняется для лучшего направления колонны в скважину и для обеспечения правильной очистки скважины.The circulation of fluid through the flexible pipe string occurs during drilling, and preferably during the introduction of the flexible pipe into the well, with the circulation fluid flowing between the interior of the pipe string and the ring around the pipe string. The circulation when installing the pipe string is preferably performed to better guide the pipe into the well and to ensure proper cleaning of the well.

Во многих применениях гибкая труба после установки в скважине обеспечивает барьер между кольцевым пространством вокруг трубы и внутренним пространством трубы. В других вариантах выполнения гибкая труба является не сплошной трубой, а может быть снабжена прорезями или перфорацией для обеспечения протекания текучей среды во внутреннее пространство обсадной колонны.In many applications, the flexible pipe after installation in the well provides a barrier between the annular space around the pipe and the interior of the pipe. In other embodiments, the flexible pipe is not a continuous pipe, but may be provided with slots or perforations to allow fluid to flow into the interior of the casing.

Гибкая труба может быть выполнена из различных материалов, включая углеродистую сталь или углеродный волоконный материал. В соединении с колонной из гибкой трубы можно использовать различные направляющие устройства, инструменты цементирования, приводные башмаки, пакеры, стреляющие перфораторы, индикаторы корреляции и инструменты для спуска с шарниром.The flexible pipe may be made of various materials, including carbon steel or carbon fiber material. In conjunction with a flexible pipe string, various guiding devices, cementing tools, drive shoes, packers, firing punch drills, correlation indicators, and articulated hinges can be used.

Гибкие трубы можно вводить в скважину вертикально, направленно или, по существу, в горизонтальной плоскости. Внутреннее давление в гибкой трубе можно создавать с помощью активированной текучей среды или газа. Можно использовать воздух, азот, природный газ, воду, совместимые жидкие углеводороды, буровые растворы и другие среды для нагнетания в колонну гибкой трубы с использованием насосов или компрессоров, обычно применяемых при нефтедобыче.Flexible pipes can be introduced vertically, directionally, or substantially horizontally into the well. The internal pressure in the flexible pipe can be generated using an activated fluid or gas. You can use air, nitrogen, natural gas, water, compatible liquid hydrocarbons, drilling fluids, and other media to pump a flexible pipe into a string using pumps or compressors commonly used in oil production.

Используемое здесь слово «носитель» обозначает любую структуру, подвижную или неподвижную, на суше или в море, к которой можно прикреплять с возможностью поворота или скольжения вышку, на которую опирается вышка и оборудование, используемое в буровой установке.As used herein, the term “carrier” means any structure, mobile or fixed, on land or at sea, to which a tower that supports the tower and equipment used in the rig can be rotated or slidably mounted.

Понятие «основание буровой установки» обозначает любую структуру, к которой может быть прикреплена вышка для опоры, по существу, в вертикальном положении. Понятие «трейлер» относится к структуре, которая во время транспортировки отделена от основания буровой установки и используется для опоры барабана для гибкой трубы и инжектора во время транспортировки. Трейлер может включать любой колесный носитель, самодвижущийся или буксируемый трактором или другим источником привода, и может быть также установлен на полозья для транспортировки. Вспомогательная структура, на которой установлена вышка, может включать колесную структуру, но может быть установлена также на полозья.The term “rig base” means any structure to which a support tower can be attached in a substantially vertical position. The term “trailer” refers to a structure that is separated from the base of the rig during transportation and used to support the drum for the flexible pipe and injector during transportation. The trailer can include any wheeled vehicle that is self-propelled or towed by a tractor or other drive source, and can also be mounted on skids for transportation. The auxiliary structure on which the tower is mounted may include a wheel structure, but may also be mounted on skids.

Понятие «мощный подъемник» относится к любому типу мощного устройства для избирательного перемещения инжектора, так что инжектор можно более просто закреплять на вышке и отсоединять от вышки.The term “powerful lift” refers to any type of powerful device for selectively moving the injector, so that the injector can more easily be mounted on a tower and disconnected from the tower.

Указанные в приведенном выше описании центральные оси вышки, верхнего привода, инжектора и скважины часто называются центральными осями, которые находятся на одной линии или не находятся на одной линии в различное время. Следует понимать, что когда указывается нахождение осей оборудования на одной линии, то нет необходимости в точном выравнивании осей оборудования. Вместо этого, следует понимать, что оси оборудования, которые находятся на одной линии, находятся, по существу, на одной линии и любое неправильное выравнивание не создает значительных проблем относительно прохождения трубы между оборудованием или скважиной.The center axes of the tower, top drive, injector, and borehole described in the above description are often called center axes that are on the same line or are not on the same line at different times. It should be understood that when the axes are located on the same line, then there is no need for precise alignment of the axes of the equipment. Instead, it should be understood that the axes of the equipment that are on the same line are essentially on the same line and any incorrect alignment does not pose significant problems regarding the passage of the pipe between the equipment or the well.

Используемое здесь понятие «инжектор» относится к любому мощному оборудованию для перемещения гибкой трубы в скважину или из скважины. Выше были указаны обычные инжекторы, хорошо известные из уровня техники, однако, можно применять другие типы инжекторов, использующих другие технологии для перемещения гибкой трубы в скважину и из скважины. Таким образом, все оборудование, опирающееся на вышку, для перемещения гибкой трубы в скважину и из скважины можно рассматривать как инжектор. Аналогичным образом, используемое здесь понятие «верхний привод» относится кAs used herein, the term “injector” refers to any powerful equipment for moving a flexible pipe into or out of a well. Conventional injectors that are well known in the art have been indicated above, however, other types of injectors may be used that use other technologies to move the flexible pipe into and out of the well. Thus, all the equipment based on the tower for moving the flexible pipe into and out of the well can be considered as an injector. Similarly, the term “top drive” as used herein refers to

- 8 010676 любому приводному механизму, расположенному над полом буровой установки для вращения трубы с резьбой. Верхний привод перемещается вдоль оси вышки, как указывалось выше, для введения трубы с резьбой в скважину, и различные типы верхнего привода могут быть снабжены подходящим механизмом для перемещения верхнего привода вдоль вышки.- 8 010676 to any drive mechanism located above the rig floor to rotate a threaded pipe. The top drive moves along the axis of the tower, as indicated above, for introducing a threaded pipe into the well, and various types of top drive can be equipped with a suitable mechanism for moving the top drive along the tower.

Понятно, что данное изобретение не ограничено использованием в операциях нефтедобычи и его можно использовать в бурении водных скважин, шахтных операциях, в бурении нагнетательных скважин и т.д. Кроме того, как указывалось выше, устройство согласно изобретению не ограничивается операциями наземных скважин, а может использоваться также для бурения в море и на добывающих платформах.It is clear that this invention is not limited to use in oil production operations, and it can be used in drilling water wells, mine operations, in drilling injection wells, etc. In addition, as indicated above, the device according to the invention is not limited to operations of surface wells, but can also be used for drilling at sea and on production platforms.

Хотя выше приведено подробное описание специальных вариантов выполнения изобретения, это было сделано лишь с целью пояснения различных аспектов изобретения и не должно ограничивать объем изобретения, заданный в прилагаемой формуле изобретения. Для специалистов в данной области техники понятно, что показанные и описанные варианты выполнения приведены лишь в качестве примера и что на практике можно выполнять различные другие замены, изменения и модификации, включая, но не ограничиваясь этим, указанные выше альтернативные решения, без выхода за его объем.Although the above is a detailed description of specific embodiments of the invention, this was done only for the purpose of explaining various aspects of the invention and should not limit the scope of the invention defined in the attached claims. For specialists in the art it is clear that the shown and described embodiments are given only as an example and that in practice it is possible to perform various other replacements, changes and modifications, including, but not limited to, the above alternative solutions, without going beyond its scope .

Claims (35)

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM 1. Буровая установка для избирательного введения гибкой трубы или трубы с резьбой через пол буровой установки и в скважину, содержащая вышку, проходящую вверх от основания буровой установки, верхний привод, установленный с возможностью перемещения вдоль оси вышки для введения трубы с резьбой в скважину и имеющий ось верхнего привода, расположенную, по существу, на одной линии с осью скважины, когда вышка находится в положении для трубы с резьбой, в котором может работать верхний привод, инжектор, опирающийся на вышку, предназначенный для введения гибкой трубы в скважину и имеющий ось инжектора, смещенную относительно оси верхнего привода, когда вышка находится в положении для гибкой трубы, в котором может работать верхний привод, соединительный элемент для разъемного соединения вышки и инжектора и силовой привод для избирательного подъема вышки и инжектора, опирающегося на вышку.1. A drilling rig for selectively inserting a flexible pipe or a threaded pipe through the floor of the drilling rig and into a well containing a tower extending upwards from the base of the drilling rig, an upper drive mounted for movement along the tower axis for inserting the threaded pipe into the well and having the axis of the top drive, located essentially in line with the axis of the well, when the rig is in position for a threaded pipe in which the top drive can operate, an injector supported on a rig designed for the installation of a flexible pipe into the well and having an injector axis that is offset from the axis of the top drive when the tower is in the position for a flexible pipe in which the top drive can work, a connecting element for detachably connecting the tower and the injector and a power drive for selectively lifting the tower and the injector, leaning on the tower. 2. Буровая установка по п.1, дополнительно содержащая инжектор и барабан для гибкой трубы, которые опираются на трейлер отдельно от основания буровой установки во время транспортировки, и силовой привод, способный поднимать инжектор с вышкой с трейлера.2. The drilling rig of claim 1, further comprising an injector and a coiled tubing drum, which rest on the trailer separately from the base of the rig during transport, and a power drive capable of raising the injector with the tower from the trailer. 3. Буровая установка по п.2, дополнительно содержащая силовой подъемник для поднятия инжектора вверх относительно трейлера для соединения с вышкой.3. The drilling rig of claim 2, further comprising a power hoist for raising the injector upwardly relative to the trailer for connection with the tower. 4. Буровая установка по п.1, дополнительно содержащая по меньшей мере часть соединительного элемента для разъемного соединения вышки и инжектора, соединенную с вышкой перед соединением с инжектором, и регулировочный механизм для регулирования положения соединительного элемента относительно вышки для соединения соединительного элемента и инжектора.4. The drilling rig of claim 1, further comprising at least a portion of the connecting member for releasably connecting the tower and the injector, connected to the tower before connecting to the injector, and an adjusting mechanism for adjusting the position of the connecting element relative to the tower for connecting the connecting element and the injector. 5. Буровая установка по п.2, дополнительно содержащая регулировочный механизм для изменения положения инжектора относительно трейлера для выравнивания инжектора с соединительным элементом для соединения с вышкой.5. The drilling rig of claim 2, further comprising an adjusting mechanism for changing the position of the injector relative to the trailer for aligning the injector with a connecting element for connecting to the tower. 6. Буровая установка по п.1, в которой соединительный элемент включает опору инжектора, закрепленную на вышке для опоры инжектора при поднятии вышки.6. The drilling rig of claim 1, wherein the connecting element includes an injector support fixed to the tower for supporting the injector when the tower is raised. 7. Буровая установка по п.1, в которой соединительный элемент включает цилиндр, прикрепленный к вышке и инжектору, для опоры инжектора на вышке.7. The drilling rig of claim 1, wherein the connecting member includes a cylinder attached to the tower and the injector to support the injector on the tower. 8. Буровая установка по п.1, в которой вышка предназначена для поворота относительно пола буровой установки с помощью силового привода между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы.8. The drilling rig according to claim 1, in which the tower is designed to rotate relative to the floor of the drilling rig using an actuator between the position for the threaded pipe and the position for the flexible pipe. 9. Буровая установка по п.8, дополнительно содержащая силовой привод, включающий один или несколько приводимых в действие с помощью текучей среды цилиндров для поворота вышки между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы.9. The drilling rig of claim 8, further comprising a power actuator including one or more fluid-actuated cylinders for rotating the tower between the threaded pipe position and the flexible pipe position. 10. Буровая установка по п.1, дополнительно содержащая направляющий рельс для направления бокового перемещения вышки относительно пола буровой установки между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы.10. The drilling rig of claim 1, further comprising a guide rail for guiding the lateral movement of the tower relative to the floor of the drilling rig between the position for the threaded pipe and the position for the flexible pipe. 11. Буровая установка по п.10, дополнительно содержащая один или несколько приводимых в действие с помощью текучей среды цилиндров для перемещения вышки в боковом направлении между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы.11. The drilling rig of claim 10, further comprising one or more fluid-actuated cylinders for moving the tower in the lateral direction between the threaded pipe position and the flexible pipe position. 12. Буровая установка по п.1, дополнительно содержащая смазывающее устройство, имеющее верхний конец, закрепленный на инжекторе, и центральную ось, смещенную относительно оси скважины, для пропускания гибкой трубы в скважину, когда вышка находится в положении для гибкой трубы.12. The drilling rig of claim 1, further comprising a lubricating device having an upper end attached to the injector and a central axis displaced relative to the axis of the well to pass the flexible pipe into the well when the tower is in the position for the flexible pipe. 13. Буровая установка по п.1, в которой положение вышки для трубы с резьбой является одинаковым с положением вышки для гибкой трубы.13. The drilling rig of claim 1, wherein the position of the tower for the threaded pipe is the same as the position of the tower for the flexible pipe. 14. Буровая установка по п.12, в которой смазывающее устройство и инжектор способны подниматься вместе с вышкой.14. The drilling rig of claim 12, wherein the lubricator and the injector are capable of being raised along with the tower. - 9 010676- 9 010676 15. Буровая установка по п.1, дополнительно содержащая буровые лебедки, опирающиеся на основание буровой установки, для перемещения верхнего привода вдоль оси вышки.15. The drilling rig according to claim 1, further comprising drilling winches resting on the base of the drilling rig to move the upper drive along the tower axis. 16. Буровая установка для избирательного введения гибкой трубы или трубы с резьбой через пол буровой установки и в скважину, содержащая вышку, проходящую вверх от основания буровой установки, верхний привод, установленный с возможностью перемещения вдоль оси вышки для введения трубы с резьбой в скважину и имеющий ось верхнего привода, расположенную, по существу, на одной линии с осью стола буровой установки, когда вышка находится в положении для трубы с резьбой, в котором может работать верхний привод, инжектор, опирающийся на вышку для введения гибкой трубы в скважину и имеющий ось инжектора, смещенную относительно оси верхнего привода, когда вышка находится в положении для гибкой трубы, в котором может работать верхний привод, соединительный элемент для разъемного соединения вышки и инжектора, инжектор и барабан для гибкой трубы, опирающиеся на трейлер отдельно от основания буровой установки во время транспортировки, силовой подъемник для подъема инжектора относительно трейлера для соединения с вышкой и силовой привод для избирательного подъема вышки и инжектора, опирающегося на вышку.16. A drilling rig for selectively inserting a flexible pipe or a threaded pipe through the floor of the drilling rig and into the well, containing a tower extending upwards from the base of the drilling unit, the upper drive mounted for movement along the tower axis for inserting the threaded pipe into the well and having the axis of the top drive, located essentially in line with the axis of the table of the drilling rig when the tower is in position for a threaded pipe in which the top drive can work, the injector resting on the tower for insertion of the flexible pipe into the well and having an injector axis displaced relative to the axis of the top drive when the tower is in the position for the flexible pipe, in which the top drive can work, the connecting element for a detachable connection between the tower and the injector, the injector and the drum for the flexible pipe trailer separately from the base of the drilling rig during transportation, power lift for lifting the injector relative to the trailer for connecting to the tower and power actuator for selectively lifting the tower and the injector, leaning mounted on a tower. 17. Буровая установка по п.16, дополнительно содержащая буровые лебедки, опирающиеся на основание буровой установки, для перемещения верхнего привода вдоль оси вышки.17. The drilling rig according to claim 16, further comprising drilling winches resting on the base of the drilling rig to move the upper drive along the tower axis. 18. Буровая установка по п.16, дополнительно содержащая элемент скольжения, опирающийся на вышку, для направления вертикального перемещения инжектора относительно пола буровой установки, когда вышка находится в положении для гибкой трубы, и приводной элемент для избирательного перемещения инжектора для гибкой трубы вертикально вдоль элемента скольжения.18. The drilling rig of claim 16, further comprising a sliding member supported on the tower for directing the vertical movement of the injector relative to the floor of the drilling rig when the tower is in position for the flexible pipe, and a drive element for selectively moving the injector for the flexible pipe vertically along the element slip. 19. Буровая установка по п.16, дополнительно содержащая по меньшей мере часть соединительного элемента для разъемного соединения вышки и инжектора, соединенную с вышкой перед соединением с инжектором, и регулировочный механизм для регулирования положения соединительного элемента относительно вышки для соединения соединительного элемента и инжектора.19. The drilling rig of claim 16, further comprising at least a portion of the connecting member for releasably connecting the tower and the injector, connected to the tower before connecting to the injector, and an adjusting mechanism for adjusting the position of the connecting element relative to the tower for connecting the connecting element and the injector. 20. Буровая установка по п.16, дополнительно содержащая регулировочный механизм для изменения положения инжектора относительно трейлера для выравнивания инжектора с соединительным элементом для соединения с вышкой.20. The drilling rig of claim 16, further comprising an adjustment mechanism for changing the position of the injector relative to the trailer for aligning the injector with a connecting element for connecting to the tower. 21. Буровая установка по п.16, в которой вышка предназначена для поворота относительно пола буровой установки с помощью силового привода между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы.21. The drilling rig according to claim 16, in which the tower is designed to rotate relative to the floor of the drilling rig with a power drive between the position for the threaded pipe and the position for the flexible pipe. 22. Буровая установка по п.16, дополнительно содержащая направляющий рельс для направления бокового перемещения вышки относительно пола буровой установки между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы и один или несколько приводимых в действие с помощью текучей среды цилиндров для перемещения вышки в боковом направлении между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы.22. The drilling rig of claim 16, further comprising a guide rail for guiding the lateral movement of the tower relative to the floor of the drilling rig between the threaded pipe position and the flexible pipe position and one or more fluid-actuated cylinders for moving the tower in the lateral the direction between the position for the threaded pipe and the position for the flexible pipe. 23. Буровая установка для избирательного введения гибкой трубы или трубы с резьбой через пол буровой установки и в скважину, содержащая вышку, проходящую вверх от основания буровой установки с возможностью перемещения между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы, верхний привод, установленный с возможностью перемещения вдоль оси вышки для введения трубы с резьбой в скважину, имеющий ось верхнего привода, расположенную, по существу, на одной линии с осью стола буровой установки, когда вышка находится в положении для трубы с резьбой, инжектор, опирающийся на вышку, для введения гибкой трубы в скважину и имеющий ось инжектора, смещенную относительно оси верхнего привода и расположенную, по существу, на одной линии с осью скважины, когда вышка находится в положении для гибкой трубы, инжектор и барабан для гибкой трубы, опирающиеся на трейлер отдельно от основания буровой установки во время транспортировки, соединительный элемент для разъемного соединения вышки и инжектора, приводимый в действие с помощью текучей среды цилиндр для перемещения инжектора относительно вышки и соединения вышки и инжектора и буровые лебедки для перемещения верхнего привода вдоль оси вышки.23. A drilling rig for selectively introducing a flexible pipe or a threaded pipe through the floor of the drilling rig and into a well containing a tower running upwards from the base of the drilling rig with the possibility of moving between the position for the threaded pipe and the position for the flexible pipe, the upper drive installed with the ability to move along the axis of the tower for inserting the threaded pipe into the well, which has an axis of the top drive, located essentially in line with the axis of the drilling rig table when the tower is in the position for tr worn out with a thread, an injector supported on a derrick, for inserting a flexible pipe into the well and having an injector axis that is offset from the axis of the top drive and located essentially in line with the axis of the well when the rig is in the position for the flexible pipe, the injector and a coil tube, supported by a trailer separate from the base of the drilling rig during transport, a connecting piece for a detachable connection between the derrick and the injector, a fluid-driven cylinder for moving the injector from ositelno platforms and rigs and injector compound and drawworks to move the top drive along the axis of the derrick. 24. Буровая установка по п.23, дополнительно содержащая силовой подъемник для подъема инжектора относительно трейлера для соединения с вышкой.24. The drilling rig of claim 23, further comprising a power hoist for lifting the injector relative to the trailer for connection to the tower. 25. Буровая установка по п.23, дополнительно содержащая силовой привод для избирательного подъема вышки и инжектора, опирающегося на вышку.25. The drilling rig of claim 23, further comprising an actuator for selectively lifting the tower and the injector supported on the tower. 26. Способ избирательного введения гибкой трубы или трубы с резьбой через пол буровой установки и в скважину, содержащий следующие стадии:26. A method for selectively introducing a flexible pipe or threaded pipe through a drilling rig floor and into a well, comprising the following steps: обеспечение вышки, проходящей вверх от основания буровой установки;providing a tower running upwards from the base of the rig; перемещение верхнего привода вдоль оси вышки для введения трубы с резьбой в скважину, при этом верхний привод имеет ось верхнего привода, расположенную, по существу, на одной линии с осью скважины, когда вышка находится в положении для трубы с резьбой;moving the upper actuator along the axis of the tower for inserting the threaded pipe into the well, while the upper actuator has an axis of the upper actuator located substantially in line with the axis of the well when the tower is in position for the threaded pipe; обеспечение опоры инжектора на вышку для введения гибкой трубы в скважину, при этом инжектор имеет ось инжектора, смещенную относительно оси верхнего привода и расположенную, по существу, на одной линии с осью скважины, когда вышка находится в положении для гибкой трубы;providing the injector support to the derrick for inserting the flexible pipe into the well, while the injector has an injector axis that is offset from the axis of the upper drive and located substantially in line with the axis of the well when the rig is in position for the flexible pipe; разъемное соединение вышки и инжектора;detachable connection between the tower and the injector; - 10 010676 приведение в действие приводного блока для подъема вышки и инжектора, опирающегося на вышку.- 10 010676 actuation of the drive unit for lifting the tower and the injector resting on the tower. 27. Способ по п.26, дополнительно содержащий обеспечение опоры инжектора и барабана для гибкой трубы на трейлер отдельно от основания буровой установки и использование вышки для подъема инжектора с трейлера.27. The method according to claim 26, further comprising providing support for the injector and the coiled tubing drum to the trailer separately from the base of the drilling rig and using a tower for raising the injector from the trailer. 28. Способ по п.27, дополнительно содержащий подъем инжектора перед соединением вышки и инжектора.28. The method according to claim 27, further comprising raising the injector before connecting the tower and the injector. 29. Способ по п.26, дополнительно содержащий избирательный подъем вышки между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы.29. The method of claim 26, further comprising selectively raising the tower between the position for the threaded pipe and the position for the flexible pipe. 30. Способ по п.26, дополнительно содержащий перемещение верхнего привода вдоль оси вышки с помощью буровых лебедок.30. The method of claim 26, further comprising moving the top drive along the tower axis with the aid of drawworks. 31. Способ по п.26, дополнительно содержащий поворот вышки между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы.31. The method of claim 26, further comprising rotating the tower between the position for the threaded pipe and the position for the flexible pipe. 32. Способ по п.26, дополнительно содержащий разъемное соединение по меньшей мере части соединительного элемента с вышкой перед соединением со смазывающим устройством и регулирование положения соединительного элемента относительно вышки для соединения соединительного элемента и инжектора.32. The method according to p, optionally containing a plug connection at least part of the connecting element with the tower before connecting with a lubricating device and adjusting the position of the connecting element relative to the tower for connecting the connecting element and the injector. 33. Способ по п.27, дополнительно содержащий регулирование положения инжектора относительно трейлера для выравнивания инжектора с соединительным элементом для соединения с вышкой.33. The method according to claim 27, further comprising adjusting the position of the injector relative to the trailer for aligning the injector with a connecting element for connecting to the tower. 34. Способ по п.26, дополнительно содержащий направление бокового перемещения вышки относительно пола буровой установки между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы и перемещение вышки в боковом направлении между положением для трубы с резьбой и положением для гибкой трубы.34. The method of claim 26, further comprising the direction of lateral movement of the tower relative to the floor of the drilling rig between the threaded pipe position and the flexible pipe position and the lateral movement of the tower between the threaded pipe position and the flexible pipe position. 35. Способ по п.26, дополнительно содержащий закрепление верхнего конца смазывающего устройства на инжекторе, при этом смазывающее устройство имеет центральную ось, смещенную от оси скважины, для введения гибкой трубы в скважину, когда вышка находится в положении для гибкой трубы.35. The method of claim 26, further comprising fixing the upper end of the lubricating device to the injector, wherein the lubricating device has a central axis offset from the axis of the well to introduce the flexible pipe into the well when the tower is in the position for the flexible pipe.
EA200800121A 2005-06-24 2006-06-22 Coiled tubing top drive rig and method for inserting coiled tubing into a well EA010676B1 (en)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/165,931 US7182140B2 (en) 2005-06-24 2005-06-24 Coiled tubing/top drive rig and method
US11/294,036 US7185708B2 (en) 2005-06-24 2005-12-05 Coiled tubing/top drive rig and method
PCT/US2006/024627 WO2007002491A2 (en) 2005-06-24 2006-06-22 Coiled tubing/top drive rig and method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200800121A1 EA200800121A1 (en) 2008-06-30
EA010676B1 true EA010676B1 (en) 2008-10-30

Family

ID=40851970

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200800121A EA010676B1 (en) 2005-06-24 2006-06-22 Coiled tubing top drive rig and method for inserting coiled tubing into a well

Country Status (1)

Country Link
EA (1) EA010676B1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2629296C1 (en) * 2014-01-17 2017-08-28 Сандвик Майнинг Энд Констракшн Лион Сас Guiding pipe for the formable bending drill rod
RU2728302C1 (en) * 2020-03-30 2020-07-29 Александр Владимирович Долгов Device for inlet of balls into pipeline

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9316067B1 (en) * 2015-04-28 2016-04-19 National Oilwell Varco, Lp Coiled tubing injector handler

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6431286B1 (en) * 2000-10-11 2002-08-13 Cancoil Integrated Services Inc. Pivoting injector arrangement
US20030079883A1 (en) * 2001-10-30 2003-05-01 Mcculloch David W. Mast for handling a coiled tubing injector
US6609565B1 (en) * 2000-10-06 2003-08-26 Technicoil Corporation Trolley and traveling block system
US20040206551A1 (en) * 2003-04-15 2004-10-21 Gene Carriere Drilling rig apparatus and downhole tool assembly system and method
US20050247456A1 (en) * 2004-05-07 2005-11-10 Leslie Wise Coiled tubing injector deployment assembly

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6609565B1 (en) * 2000-10-06 2003-08-26 Technicoil Corporation Trolley and traveling block system
US6431286B1 (en) * 2000-10-11 2002-08-13 Cancoil Integrated Services Inc. Pivoting injector arrangement
US20030079883A1 (en) * 2001-10-30 2003-05-01 Mcculloch David W. Mast for handling a coiled tubing injector
US20040206551A1 (en) * 2003-04-15 2004-10-21 Gene Carriere Drilling rig apparatus and downhole tool assembly system and method
US20050247456A1 (en) * 2004-05-07 2005-11-10 Leslie Wise Coiled tubing injector deployment assembly

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2629296C1 (en) * 2014-01-17 2017-08-28 Сандвик Майнинг Энд Констракшн Лион Сас Guiding pipe for the formable bending drill rod
RU2728302C1 (en) * 2020-03-30 2020-07-29 Александр Владимирович Долгов Device for inlet of balls into pipeline

Also Published As

Publication number Publication date
EA200800121A1 (en) 2008-06-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2533969C (en) Coiled tubing/top drive rig and method
US7182140B2 (en) Coiled tubing/top drive rig and method
US6408955B2 (en) Hybrid sectional and coiled tubing drilling rig
US8327927B2 (en) Apparatus and method for performing earth borehole operations
US6412576B1 (en) Methods and apparatus for subterranean drilling utilizing a top drive
US8181698B2 (en) Multi-function multi-hole drilling rig
USRE41141E1 (en) Combined drilling apparatus and method
AU2007204939B2 (en) Top feed of control lines to a reciprocating spider
US7527100B2 (en) Method and apparatus for cutting and removal of pipe from wells
CA2533725C (en) Apparatus and method for performing earth borehole operations
US7909106B2 (en) Method for spooled tubing operations
US20060027373A1 (en) Drilling rig apparatus and downhole tool assembly system and method
CA2824963C (en) Method and apparatus for drilling auxiliary holes
EA013622B1 (en) Integrated top drive and coiled tubing injector
WO2003002843A1 (en) Method and apparatus for coiled tubing operations
CA2425448C (en) Drilling rig apparatus and downhole tool assembly system and method
EA013628B1 (en) Universal rig with vertical stand for tubulars
US20060048933A1 (en) Method and apparatus for spooled tubing operations
US20060231269A1 (en) Apparatus and method for performing earth borehole operations
EA010676B1 (en) Coiled tubing top drive rig and method for inserting coiled tubing into a well
EA014374B1 (en) Mobile drilling rig and a method for selectively inserting coiled tubing or threaded tubulars into a well

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU