RU2632616C2 - Injector of coiled tubing with tension relief - Google Patents
Injector of coiled tubing with tension relief Download PDFInfo
- Publication number
- RU2632616C2 RU2632616C2 RU2013127483A RU2013127483A RU2632616C2 RU 2632616 C2 RU2632616 C2 RU 2632616C2 RU 2013127483 A RU2013127483 A RU 2013127483A RU 2013127483 A RU2013127483 A RU 2013127483A RU 2632616 C2 RU2632616 C2 RU 2632616C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gripping
- several
- zone
- tension
- shoe
- Prior art date
Links
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 abstract description 3
- 238000003825 pressing Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/22—Handling reeled pipe or rod units, e.g. flexible drilling pipes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Placing Or Removing Of Piles Or Sheet Piles, Or Accessories Thereof (AREA)
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Инжекторы ГНКТ (гибкой насосно-компрессорной трубы) - это устройства для спуска ГНКТ в скважину и подъема из нее. Как правило, труба ГНКТ является непрерывной, но инжекторы могут использоваться также для спуска и подъема соединенных труб. Непрерывную трубу обычно называют "намотанной трубой" (ГНКТ), поскольку когда она не спущена в скважину, она хранится намотанной на большой барабан. Термины "tubing" (насосно-компрессорная труба, НКТ) и "pipe" (труба) являются синонимами, если не включают дополнительное определение "continuous" (непрерывная), "coiled" (намотанная) или "jointed" (соединенная), и обозначают все виды НКТ - непрерывную, намотанную и соединенную. Инжектором ГНКТ или, короче, инжектором называется устройство, служащее для спуска всех вышеупомянутых видов труб в скважину и подъема из нее. Название данного устройства происходит из того факта, что оно обычно используется для намотанной трубы (ГНКТ), и что в ранее пробуренных скважинах НКТ необходимо буквально "заталкивать" или "инжектировать" в скважину через скользящее уплотнение, преодолевая давление флюида в скважине, пока вес трубы не превысит выталкивающую силу, создаваемую данным давлением, действующим на площадь поперечного сечения трубы. Но когда вес трубы превысит давление в скважине, инжектор должен будет удерживать ее. При подъеме трубы из скважины данный процесс происходит в обратном направлении.Coiled tubing injectors (flexible tubing) are devices for lowering and lifting coiled tubing into a well. Typically, a coiled tubing is continuous, but injectors can also be used to lower and raise connected pipes. A continuous pipe is usually called a "coiled pipe" (CT), because when it is not lowered into the well, it is stored wound on a large drum. The terms tubing and tubing are synonymous unless they include the additional definition of continuous, coiled, or jointed, and denote all types of tubing - continuous, wound and connected. A coiled tubing injector or, in short, an injector is a device that serves to lower all the above types of pipes into the well and to lift from it. The name of this device comes from the fact that it is usually used for coiled tubing (CT), and that in previously drilled wells, tubing must literally “push” or “inject” into the well through a sliding seal, overcoming the pressure of the fluid in the well while the weight of the pipe will not exceed the buoyant force created by a given pressure acting on the pipe cross-sectional area. But when the weight of the pipe exceeds the pressure in the well, the injector will have to hold it. When lifting the pipe from the well, this process occurs in the opposite direction.
ГНКТ можно быстрее спустить и поднять из скважины, чем обычные соединенные или прямые трубы, и ее использовали главным образом для циркуляции жидкостей в скважине и других операциях по капитальному ремонту скважин, но ее можно применять и для бурения. Для бурения на конце ГНКТ подвешивают турбомотор, который приводится в действие буровым раствором, закачиваемым вниз по ГНКТ. ГНКТ используется также в качестве постоянной НКТ в добывающих скважинах. Эти новые виды работ, производимых с помощью ГНКТ, стали возможными благодаря появлению труб с большего диаметра и более прочных.Coiled tubing can be lowered and raised faster than conventional connected or straight pipes, and it was used mainly for circulating fluids in the well and other well workover operations, but it can also be used for drilling. For drilling, a turbo engine is suspended at the end of the coiled tubing, which is driven by a drilling fluid pumped down the coiled tubing. Coiled tubing is also used as a permanent tubing in production wells. These new types of work performed using coiled tubing have become possible due to the appearance of pipes with a larger diameter and more durable.
Уровень техникиState of the art
Примерами инжекторов ГНКТ являются устройства, описанные и раскрытые в патентах США №№5,309,990, 6,059,029, и 6,173,769, которые все приводятся здесь в виде ссылки.Examples of coiled tubing injectors are devices described and disclosed in US Pat. Nos. 5,309,990, 6,059,029, and 6,173,769, all of which are incorporated herein by reference.
Типичный инжектор ГНКТ содержит две непрерывные цепи, хотя может использоваться и большее количество цепей. Цепи установлены на зубчатых колесах, образуя удлиненные петли, вращающиеся в противоположном направлении. Система привода прикладывает крутящий момент к зубчатым колесам, заставляя цепи вращаться. В большинстве инжекторов цепи расположены попарно напротив друг друга, а труба находится между ними. Закрепленные на каждой цепи захватывающие устройства подходят одновременно с обеих сторон к трубе и прижимаются к ней. Таким образом, инжектор непрерывно захватывает часть НТК по мере ее продвижения в скважину или из скважины. "Зоной захвата" называют область, в которой захватывающие устройства контактируют с частью трубы, проходящей через инжектор.A typical coiled tubing injector contains two continuous chains, although more chains can be used. Chains are mounted on gears, forming elongated loops rotating in the opposite direction. The drive system applies torque to the gears, causing the chains to rotate. In most injectors, the circuits are arranged in pairs opposite each other, and the pipe is located between them. The grippers attached to each chain fit simultaneously on both sides of the pipe and press against it. Thus, the injector continuously captures part of the STC as it moves into or out of the well. A “capture zone" is an area in which the capture devices contact a portion of the pipe passing through the injector.
Для прижатия захватывающих устройств к НКТ могут использоваться несколько различных механизмов. Одним из общепринятых механизмов является башмак, служащий для прикладывания равномерного усилия к задней части захватывающих устройств во время из прохождения по зоне захвата. Например, на задней стороне каждого захватывающего устройства может быть установлен цилиндрический ролик, или несколько роликов на одной и той же оси вращения. При прохождении захватывающих устройств по зоне захвата данные ролики катятся по непрерывной, плоской поверхности башмака. За счет соответствующей установки башмака относительно НКТ башмак прижимает захватывающие устройства к НКТ с усилием, являющимся нормальным для данной НКТ. В альтернативном исполнении ролики могут быть установлены на башмаке, а задняя сторона захватывающих устройств выполнена в виде ровной, плоской поверхности, которая катится по роликам. Оси роликов расположены в одной и той же плоскости, так что удаленные точки окружности роликов также касаются башмаков в одной и той же плоскости, эффективно создавая плоскую поверхность для проката захватывающих устройств по роликам.Several different mechanisms can be used to press the grippers to the tubing. One of the generally accepted mechanisms is the shoe, which serves to apply uniform force to the rear of the gripping devices during passage through the gripping zone. For example, a cylindrical roller, or several rollers on the same axis of rotation, may be mounted on the rear side of each gripper. As capturing devices pass through the capture zone, these rollers roll along the continuous, flat surface of the shoe. Due to the appropriate installation of the shoe relative to the tubing, the shoe presses the gripper to the tubing with a force that is normal for the tubing. Alternatively, the rollers can be mounted on the shoe, and the rear side of the gripping devices is made in the form of a flat, flat surface that rolls along the rollers. The axes of the rollers are located in the same plane, so that the remote circumference of the rollers also touches the shoes in the same plane, effectively creating a flat surface for rolling grippers on the rollers.
Инжектор ГНКТ прикладывает перпендикулярную силу к захватывающим устройствам, и данная перпендикулярная сила за счет контактного трения обеспечивает осевую силу, направленную по продольной оси НКТ. Тяговое усилие, прикладываемое захватывающими устройствами к НКТ, определяется, по меньшей мере, частично, величиной вышеупомянутой силы. С целью регулирования величины перпендикулярной силы башмаки на противоположных цепях обычно притягиваются друг к другу поршнями гидроцилиндров или аналогичными устройствами для прижатия захватывающих устройств к НКТ. Еще одним возможным вариантом является прижатие башмаков друг к другу.The coiled tubing injector applies a perpendicular force to the gripping devices, and this perpendicular force due to contact friction provides axial force directed along the longitudinal axis of the tubing. The traction applied by the gripping devices to the tubing is determined, at least in part, by the magnitude of the aforementioned force. In order to control the magnitude of the perpendicular force, shoes on opposite chains are usually attracted to each other by hydraulic cylinder pistons or similar devices for pressing gripping devices to the tubing. Another possible option is to press the shoes against each other.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
В общих чертах, предметом настоящего изобретения является система протягивания цепей инжектора ГНКТ, обеспечивающая разгрузку упругой деформации, возникающей в ГНКТ при ее прохождении через зону захвата. Мгновенное устранение или уменьшение перпендикулярной силы на захватывающем устройстве, находящемся в среднем положении в зоне захвата, то есть мгновенное снятие или уменьшение осевой силы, прикладываемой захватывающим устройством к НКТ, позволяет, по меньшей мере, частично устранить упругую деформацию НКТ за счет перемещения захватывающего устройства относительно НКТ, без потери приложенного к НКТ тягового усилия инжектора в целом, то есть без проскальзывания трубы. При последующем повторном прикладывании перпендикулярной силы захватывающее устройство снова создает осевую силу, протягивающую НКТ.In General terms, the subject of the present invention is a system for pulling chains of a CT manifold injector, providing unloading of the elastic deformation that occurs in the CT during its passage through the capture zone. The immediate elimination or reduction of the perpendicular force on the gripper located in the middle position in the gripping zone, that is, the instantaneous removal or reduction of the axial force exerted by the gripper on the tubing, allows at least partially eliminating the elastic deformation of the tubing by moving the gripping device relative to The tubing without loss of traction applied to the tubing of the injector as a whole, that is, without slipping the pipe. Upon subsequent reapplication of a perpendicular force, the gripping device again creates an axial force stretching the tubing.
В одном приведенном в качестве примера варианте осуществления инжектора ГНКТ плоская поверхность башмака, вдоль которой перемещаются захватывающие устройства зажимной цепи, содержит промежуточный разрыв в поверхности, который на мгновение уменьшает или устраняет прикладываемую башмаком силу, позволяя захватывающему устройству изменить свое положение относительно трубы.In one exemplary embodiment of a CT injection injector, the flat surface of the shoe along which the gripping devices of the clamping chain move contains an intermediate gap in the surface that momentarily reduces or eliminates the force exerted by the shoe, allowing the gripper to change its position relative to the pipe.
В другом приведенном в качестве примера варианте осуществления инжектора ГНКТ ролики на обратной стороне захватывающих устройств на зажимной цепи проходят, по меньшей мере, через одну неглубокую проточку или впадину, выполненную на плоской контактной поверхности башмака, или через зазор между сегментами данной контактной поверхности, в результате чего на мгновение устраняется или уменьшается сила, прикладываемая башмаком к захватывающим устройствам, когда они проходят по меньшей мере одно установленное положение в пределах зоны захвата инжектора ГНКТ. Уменьшение или снятие силы позволяет захватывающим устройствам на зажимной цепи изменить свое положение относительно трубы в одном или нескольких установленных положениях с целью устранения деформации, вызванной натяжением в трубе при ее перемещении в инжекторе.In another exemplary embodiment of a CT injection injector, the rollers on the back of the grippers on the clamping chain pass through at least one shallow groove or trough made on the flat contact surface of the shoe, or through the gap between the segments of this contact surface, resulting which momentarily eliminates or decreases the force exerted by the shoe on the gripping devices when they pass at least one set position within the capture zone coiled tubing injector. Reducing or removing the force allows the gripping devices on the clamping chain to change their position relative to the pipe in one or more established positions in order to eliminate the deformation caused by tension in the pipe when it is moved in the injector.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
На фиг.1 показано перспективное изображение типичного инжектора ГНКТ.Figure 1 shows a perspective image of a typical coiled tubing injector.
На фиг.2 представлен вид в плане только установленных цепей с элементами захватывающих устройств и башмака типичного инжектора ГНКТ по фиг.1.Figure 2 presents a plan view of only installed circuits with elements of gripping devices and a shoe of a typical coiled tubing injector of figure 1.
На фиг.3 представлен подробный вид изображения, показанного на фиг.2.Figure 3 presents a detailed view of the image shown in figure 2.
На фиг.4 представлен вид сбоку одного из башмаков, показанных на фиг.2 и 3, демонстрирующий его профиль.Figure 4 presents a side view of one of the shoes shown in figure 2 and 3, showing its profile.
На фиг.5 показан вид в плане башмака, представленного на фиг.4.FIG. 5 is a plan view of the shoe of FIG. 4.
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
В приведенном ниже описании аналогичные элементы обозначены одинаковыми номерами.In the description below, similar elements are denoted by the same numbers.
Показанный на фиг.1, 2 и 3 инжектор 100, в целом, является типичным инжектором ГНКТ. Он имеет две приводные цепи 102 и 104, вращающиеся в противоположных направлениях. На каждой из цепей установлено определенное количество захватывающих элементов или захватывающих устройств 106. Поэтому данные цепи иногда называют зажимными цепями. Форма каждого из захватывающих устройств на цепи соответствует внешнему диаметру или кривизне внешней поверхности НКТ 109 (не показана на фиг.1), которую они должны захватывать. В одном из вариантов осуществления изобретения захватывающие устройства могут содержать крепежный элемент, закрепляемый на цепи, и колодку для сцепления с трубой. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления изобретения колодка может быть съемной или сменной. Захватывающие устройства на соответствующих цепях одновременно входят в область, называемую зоной захвата. При прохождении НКТ 109 через инжектор она поступает в зону захвата. В зоне захвата захватывающие устройства на каждой из цепей совместно зажимают трубу, охватывая ее при этом практически по диаметру, что предупреждает ее смятие при сжатии. В данном способе осуществления, например, зона захвата является практически прямолинейной, и секции соответствующих цепей в зоне захвата расположены прямо и параллельно друг другу. Центральная ось НКТ совпадает с центральной осью зоны захвата. В представленном способе осуществления, когда имеется только две цепи, данные цепи 102 и 104 вращаются, как правило, в одной и той же плоскости. (Обратите внимание, что на фиг.1 в верхней части инжектора цепи 102 и 104 вырезаны, для того чтобы показать зубчатые колеса, на которых они установлены). Инжекторы также могут содержать более двух цепей. Например, вторая пара приводных цепей может быть установлена напротив друг друга в плоскости, перпендикулярной плоскости первой паре цепей, таким образом, что при прохождении трубы через инжектор она зажимается четырьмя захватывающими элементами.The
Как показано на фиг.1, цепи инжектора установлены или подвешены по меньшей мере на двух зубчатых колесах, одно из которых расположено в верхней части инжектора, а другое - в его нижней части. Верхнее и нижнее зубчатые колеса, на практике, обычно состоят из двух расположенных на расстоянии друг от друга зубчатых колес, вращающихся на общей оси. В приведенном в качестве примера способе осуществления изобретения на фиг.1 видна только одна пара зубчатых колес 108 и 110. (На фиг.2 и 3 зубчатые колеса не показаны.) Верхние зубчатые колеса в показанном способе исполнения инжектора являются ведущими. Ведущие зубчатые колеса соединены с ведущей осью или ведущим валом, который вращается системой привода. На фиг.1 виден лишь один вал 112, служащий для привода пары верхних ведущих зубчатых колес 108. Нижние зубчатые колеса, не показанные на приведенных чертежах, за исключением торцов 114 и 116 валов, на которых они посажены, не являются ведущими в данном инжекторе. Они называются натяжными зубчатыми колесами. Нижние зубчатые колеса, однако, также могут быть ведущими, либо совместно с верхними зубчатыми колесами, либо вместо них. Кроме того, конструкция инжектора может включать и дополнительные зубчатые колеса для привода каждой из цепей.As shown in FIG. 1, the injector chains are mounted or suspended on at least two gear wheels, one of which is located in the upper part of the injector and the other in its lower part. The upper and lower gears, in practice, usually consist of two gears spaced apart from each other, rotating on a common axis. In the exemplary embodiment of FIG. 1, only one pair of
Зубчатые колеса установлены в раме, обозначенной в целом позицией 118. Валы верхних зубчатых колес установлены в подшипниках с противоположных сторон. Эти подшипники установлены в двух подшипниковых коробках 120 для вала 112 и двух подшипниковых коробках 122 для другого вала, который не виден на данном чертеже. Валы нижних зубчатых колес также установлены в подшипниках с противоположных сторон, которые смонтированы в подвижных несущих корпусах, которые могут скользить по выполненным в раме желобкам. На чертежах видны только два передних подшипника 124 и 126. Возможность перемещения валов нижних зубчатых колес вверх и вниз позволяет обеспечивать постоянное натяжение цепей с помощью гидравлических цилиндров 128 и 130.The gears are mounted in a frame, generally designated 118. The shafts of the upper gears are mounted in bearings on opposite sides. These bearings are installed in two bearing
Рама 118 в данном конкретном способе исполнения инжектора имеет форму коробки, выполненной из двух параллельных пластин, одна из которых (пластина 132) видна на чертеже, и из двух параллельных боковых пластин 134 и 136. Рама служит опорой для зубчатых колес, цепей, башмаков и других элементов инжектора, включая систему привода и тормоза 138 и 140. Каждый тормоз соединен с одним из ведущих валов, на которых установлены верхние зубчатые колеса. В системе с гидроприводом тормоза обычно автоматически включаются при потере гидравлического давления.The
Система привода инжектора содержит по меньшей мере один мотор, обычно с гидравлическим приводом, но электромоторы также применяются. Инжектор 100 содержит два мотора 142 и 144, по одному на каждую из зажимных цепей. Для привода каждой из цепей можно использовать и большее количество моторов, например, подсоединяя их к одному и тому же валу, или соединяя их с отдельным зубчатым колесом, на котором установлена цепь. Выходной вал каждого мотора соединен с валом ведущего зубчатого колеса цепи, приводимой мотором, и, таким образом, мотор соединен с цепью. Каждый мотор подсоединен непосредственно или, например, с помощью системы зубчатых передач, примером которой является планетарная коробка передач 145. Однако может использоваться и только один мотор. Он может использоваться как для привода только одной цепи (другая при этом остается бесприводной), так и для привода обеих цепей за счет их соединения непосредственным или косвенным образом путем привода ведущего зубчатого колеса каждой цепи. Примером такого типа привода является дифференциальный привод с несколькими выходными валами или шестеренной передачей, соединяющей оба ведущих зубчатых колеса. При использовании гидравлического мотора, во время работы инжектора в мотор подается гидравлическая жидкость под давлением, получаемая по трубопроводам из блока питания, содержащего гидронасос, приводимый, например, дизельным двигателем. Тот же самый блок питания можно использовать для привода и других гидросистем, содержащих гидроцилиндры, создающие силу сцепления, как будет показано ниже.The injector drive system comprises at least one motor, typically hydraulically driven, but electric motors are also used. The
Как показано на фиг.1-5 (хотя и не видно на фиг.1), инжектор 100 ГНКТ содержит башмаки 146 и 148 для каждой из цепей 102 и 104 соответственно служащие для прижатия захватывающих элементов 106 к НКТ 109 в зоне захвата. Башмаки прикладывают перпендикулярную силу к захватывающим элементам, которые передают эту силу на НКТ, создавая силу трения (которую мы называем силой сцепления) для удержания НКТ при ее прохождении через зону захвата. Чем больше перпендикулярная сила, тем больше сила сцепления. Перпендикулярная сила частично генерируется определенным количеством гидроцилиндров. Гидроцилиндры не показаны на приведенных чертежах. В одном из вариантов осуществления изобретения оба конца гидроцилиндра, установленного в определенной точке по длине зоны захвата, соединены с каждым из башмаков. Они создают равные силы, притягивая друг к другу башмаки в различных точках по их длине, в результате чего к трубе 109 прикладывается одинаковое сжимающее давление по всей длине башмака. В альтернативном варианте осуществления можно использовать несколько гидроцилиндров, толкающих башмаки вперед навстречу друг другу.As shown in FIGS. 1-5 (although not visible in FIG. 1), the
Во избежание деформации или повреждения трубы, при правильной установке захватывающих элементов относительно трубы башмак прикладывает перпендикулярную силу к НКТ равномерно по ее длине в зоне захвата. Для осуществления этого башмак содержит плоскую поверхность, по которой перемещаются захватывающие элементы. В рассматриваемом способе осуществления, при котором захватывающие элементы имеют ролики на своей задней стороне, данные ролики 152 катятся по плоской поверхности 150, и при этом захватывающие устройства зажимают НКТ в зоне захвата. Ролики катятся или перемещаются по определенной траектории вдоль плоской поверхности контакта. Плоская поверхность контакта - это зона 154 в центральной части башмака, совпадающая с зоной захвата; концы башмака с обеих сторон имеют конусовидную форму, то есть сужаются в переходных зонах 156 башмака. Поверхность контакта параллельна оси НКТ 109 при ее прохождении в зоне захвата. На каждом захватывающем устройстве закреплен ролик 152. В рассматриваемом варианте осуществления, лучше всего демонстрируемом фиг.1, каждый ролик содержит два цилиндрических элемента, установленных для вращения на общей оси.In order to avoid deformation or damage to the pipe, with the correct installation of the gripping elements relative to the pipe, the shoe applies a perpendicular force to the tubing uniformly along its length in the gripping zone. To accomplish this, the shoe comprises a flat surface along which the gripping elements move. In the present embodiment, in which the gripping elements have rollers on their rear side, these
Несмотря на то, что показанный на чертежах башмак представлен в виде одинарного, балкообразного элемента, имеющего гладкую, плоскую поверхность с одной стороны, он служит лишь в качестве примера. Башмак также может состоять из нескольких элементов, соединенных друг с другом или каким-либо другим способом удерживаемых в заданном положении относительно друг друга, так что они совместно образуют плоскую поверхность контакта с роликами.Despite the fact that the shoe shown in the drawings is presented as a single, beam-like element having a smooth, flat surface on one side, it serves only as an example. The shoe can also consist of several elements connected to each other or in some other way held in a predetermined position relative to each other, so that they together form a flat contact surface with the rollers.
Во время работы инжектора, когда НКТ уже спущена в скважину до точки, в которой вес НКТ и прикрепленного к ней оборудования начинает превышать гидростатическое давление в скважине, нагрузка на НКТ, и, следовательно, натяжение НКТ, удерживаемой инжектором, зависит от разности общего веса НКТ с оборудованием и гидростатического давления в стволе скважины. Напряжение растяжения НКТ является максимальным в нижней части инжектора, где труба входит в область захвата, и практически равно нулю в верхней части инжектора, в точке, где труба выходит из зоны захвата. (Барабан, на который наматывается НКТ, создает натяжение НКТ, когда она выходит из головки инжектора). Таким образом, натяжение НКТ будет максимальным в нижней части зоны захвата, около ствола скважины, и практически нулевым в верхней части зоны захвата. Однако напряжение, и, следовательно, натяжение зажимных цепей является прямо противоположным. По мере прохождения трубы 109 вверх через зону захвата она укорачивается, а длина цепи увеличивается. Уменьшение длины трубы и удлинение цепи создает осевую силу. По существу, снимаемое напряжение, по меньшей мере, частично, передается на захватывающее устройство.During the operation of the injector, when the tubing is already lowered into the well to the point where the weight of the tubing and the equipment attached to it begins to exceed the hydrostatic pressure in the well, the load on the tubing, and therefore the tension of the tubing held by the injector, depends on the difference in the total weight of the tubing with equipment and hydrostatic pressure in the wellbore. The tubing tensile stress is maximum in the lower part of the injector, where the pipe enters the capture region, and is practically equal to zero in the upper part of the injector, at the point where the pipe exits the capture zone. (The drum on which the tubing is wound creates tension on the tubing when it leaves the injector head). Thus, the tubing tension will be maximum in the lower part of the capture zone, near the wellbore, and practically zero in the upper part of the capture zone. However, the voltage, and therefore the tension of the clamping chains, is the exact opposite. As the
На сформированной на каждом башмаке 146 и 148 поверхности 150 контакта с роликами имеется одна или несколько областей разгрузки натяжения. В показанном варианте осуществления имеется три области разгрузки натяжения в виде неглубоких проточек 160а, 160b и 160с, выполненных (посредством машинной обработки или каким-либо иным способом) в центральной части башмака в трех определенных местах, находящихся на расстоянии друг от друга, в пределах зоны захвата. Области разгрузки натяжения позволяют ролику 152 совершать определенное движение в боковом направлении в сторону от НКТ (то есть в сторону от центральной оси зоны захвата), и, таким образом, захватывающее устройство 106, к которому прикреплен данный ролик, также может совершать данное движение в боковом направлении, в результате чего происходит моментальное, по меньшей мере, частичное, устранение перпендикулярной силы.On the
Это моментальное поперечное движение или смещение захватывающего элемента приводит к уменьшению перпендикулярной силы, приложенной к захватывающему элементу. Однако уменьшение или устранение перпендикулярной силы не обязательно приводит к потере контакта захватывающего элемента с трубой; величина уменьшения перпендикулярной силы является необходимой и достаточной для уменьшения трения между захватывающим элементом и НКТ до точки, в которой может произойти относительное смещение НКТ и захватывающего элемента.This momentary lateral movement or displacement of the gripping element results in a reduction in the perpendicular force exerted on the gripping element. However, reducing or eliminating the perpendicular force does not necessarily result in loss of contact of the picking member with the pipe; the magnitude of the reduction in the perpendicular force is necessary and sufficient to reduce friction between the gripping element and the tubing to the point at which relative displacement of the tubing and the gripping element can occur.
Каждая из одной или более областей разгрузки натяжения, выполненных на башмаке, фактически, делит зону захвата по меньшей мере на один сегмент разгрузки натяжения, расположенный между двумя тяговыми сегментами. Каждый сегмент разгрузки натяжения позволяет захватывающему элементу при его перемещении между тяговыми сегментами изменить свое положение на НКТ, в то время как захватывающие сегменты, находящиеся внутри тяговых сегментов, продолжают создавать осевую силу для зажатия НКТ.Each of one or more tension unloading areas made on the shoe actually divides the gripping zone into at least one tension unloading segment located between the two traction segments. Each tension unloading segment allows the gripping element to change its position on the tubing as it moves between the traction segments, while the gripping segments inside the traction segments continue to create axial force to clamp the tubing.
В показанном варианте осуществления ширина 162а-162с проточек 160а-160с является одинаковой. Кроме того, переходы от плоской поверхности 150 контакта с роликами к проточке имеют криволинейную форму в целях обеспечения более постепенного уменьшения перпендикулярной силы и более плавного качения роликов. Длина области разгрузки натяжения, которая в рассматриваемых вариантах осуществления изобретения равна ширине проточек (и, следовательно, длине области разгрузки натяжения), определяет время, в течение которого уменьшается перпендикулярная сила, прикладываемая к НКТ захватывающим элементом. В одном из способов осуществления ширина проточки приблизительно равна ширине ролика, когда ролик находится в центре проточки и касается самой глубокой ее точки. В альтернативном варианте осуществления изобретения проточка расширена с целью увеличения времени, в течение которого перпендикулярная сила, приложенная к захватывающему устройству, значительно уменьшена или устранена, и НКТ может проскользнуть относительно захватывающего устройства.In the shown embodiment, the
В показанном способе осуществления имеется три области разгрузки натяжения, равномерно разнесенные по длине башмака. Однако в альтернативных вариантах осуществления изобретения области разгрузки натяжения могут быть расположены на различных расстояниях друг от друга. Альтернативные варианты осуществления также могут содержать больше или меньше, чем три, точек разгрузки натяжения. Кроме того, в вариантах осуществления башмака с несколькими областями разгрузки натяжения величины длины двух или более областей разгрузки натяжения {то есть, величины ширины проточек 160а-с) могут отличаться друг от друга.In the embodiment shown, there are three tension unloading areas uniformly spaced along the length of the shoe. However, in alternative embodiments, the strain relief areas may be located at different distances from each other. Alternative embodiments may also contain more or less than three tension unloading points. Furthermore, in embodiments of a shoe with several tension unloading regions, lengths of two or more tension unloading regions (i.e., widths of
В рассматриваемом примере осуществления проточки 160а-160с на каждом башмаке находятся напротив друг друга, так что переустановка захватывающих элементов с противоположных сторон происходит одновременно. Однако в альтернативных вариантах исполнения данные проточки могут быть смещены относительно друг друга.In the exemplary embodiment under consideration,
В альтернативных вариантах осуществления области разгрузки натяжения могут быть выполнены в виде впадин, вогнутых поверхностей или узких щелей различной формы, в виде зазоров между сегментами или частями составного башмака, или в виде каких-либо других разрывов плоской поверхности контакта с роликами, обеспечивающих, по меньшей мере, контролируемое и/или заданное уменьшение перпендикулярной силы, приложенной захватывающим элементом при его проходе через область разгрузки натяжения, на величину, достаточную для обеспечения возможности относительного перемещения захватывающего устройства относительно НКТ в течение времени, на протяжении которого данное захватывающее устройство находится в границах области разгрузки натяжения.In alternative embodiments, the implementation of the area of tension unloading can be made in the form of hollows, concave surfaces or narrow slits of various shapes, in the form of gaps between segments or parts of the composite shoe, or in the form of any other discontinuities of the flat contact surface with the rollers, providing at least least, a controlled and / or predetermined decrease in the perpendicular force exerted by the gripping element as it passes through the tension unloading region by an amount sufficient to allow and the relative movement of the pickup device relative to the tubing during the time during which the pickup device is within the boundaries of the strain relief area.
Одним из потенциальных преимуществ контролируемого снятия натяжения НКТ при ее прохождении через инжектор является уменьшение риска проскальзывания НКТ. Поскольку тянущее усилие инжектора зависит от перпендикулярной силы, прикладываемой захватывающим устройством, умноженной на коэффициент трения, способность захватывающего элемента создавать тянущее усилие резко уменьшается при возникновении относительного перемещения между захватывающим элементом и НКТ. Как только захватывающий элемент или ряд захватывающих элементов начинает смещаться относительно НКТ, осевая сила, возникающая в результате действия приложенной перпендикулярной силы и трения, резко снижается. Коэффициенты трения стали по стали зависят от твердости стали, шероховатости и чистоты, и наличия смазки. Коэффициент трения покоя стали по стали для сталей, используемых при производстве НКТ и захватывающих устройств, составляет от 0,75 до 0,11 для сухой поверхности и поверхности со смазкой соответственно. Динамические коэффициенты трения для сухой и смазанной поверхностей составляют соответственно 0,42 и 0,03. Коэффициент трения значительно изменяется при переходе от статического контакта к динамическому между НКТ и захватывающим устройством. При уменьшении захватывающего усилия то точки, при которой инжектор уже не может создавать осевую силу, достаточную для удержания НКТ, происходит ее проскальзывание, приводящее к потере контроля за спуском/подъемом трубы, повреждениям внешней поверхности НКТ, а также возможным повреждениям захватывающих элементов. Увеличение перпендикулярной силы с целью увеличения трения может привести к повреждению НКТ. Контролируемое снятие натяжения в зоне захвата описанным выше способом обеспечивает снижение вероятности проскальзывания НКТ.One of the potential benefits of controlled tubing stress relief as it passes through the injector is to reduce the risk of tubing slipping. Since the pulling force of the injector depends on the perpendicular force exerted by the pickup device multiplied by the coefficient of friction, the ability of the pickup element to create the pulling force decreases sharply when a relative movement occurs between the pickup element and the tubing. As soon as the gripping element or a series of gripping elements begins to move relative to the tubing, the axial force resulting from the action of the applied perpendicular force and friction decreases sharply. The friction coefficients of steel over steel depend on the hardness of the steel, roughness and purity, and the presence of lubricant. The steel friction coefficient of steel on steel for steels used in the production of tubing and gripping devices ranges from 0.75 to 0.11 for a dry surface and a lubricated surface, respectively. The dynamic coefficients of friction for dry and oiled surfaces are 0.42 and 0.03, respectively. The friction coefficient changes significantly during the transition from static to dynamic contact between the tubing and the gripper. With a decrease in the gripping force, the point at which the injector can no longer create an axial force sufficient to hold the tubing, its slippage occurs, leading to loss of control over the descent / lifting of the pipe, damage to the outer surface of the tubing, as well as possible damage to the gripping elements. An increase in perpendicular force to increase friction can lead to damage to the tubing. The controlled release of tension in the gripping zone by the method described above reduces the likelihood of slipping tubing.
В изложенном выше описании приведенных в качестве примера и предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения используются, по меньшей мере, частично, определенные идеи данного изобретения. Данное изобретение, определяемое прилагаемыми пунктами формулы изобретения, не ограничивается описанными вариантами осуществления. Без отхода от сути данного изобретения возможны его изменения и модификации. Значение терминов, используемых в данном описании, если только специально не оговорено иначе, имеет обычный, общепринятый смысл и не ограничивается подробностями представленных конструкций или раскрытых вариантов осуществления изобретения.In the foregoing description of exemplary and preferred embodiments of the present invention, at least in part, certain ideas of the present invention are used. The invention, as defined by the appended claims, is not limited to the described embodiments. Without departing from the essence of the present invention, its changes and modifications are possible. The meaning of the terms used in this description, unless expressly agreed otherwise, has a common, generally accepted meaning and is not limited to the details of the presented constructions or disclosed embodiments of the invention.
Claims (24)
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201261661238P | 2012-06-18 | 2012-06-18 | |
US61/661,238 | 2012-06-18 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2013127483A RU2013127483A (en) | 2014-12-27 |
RU2632616C2 true RU2632616C2 (en) | 2017-10-06 |
Family
ID=53278317
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013127483A RU2632616C2 (en) | 2012-06-18 | 2013-06-17 | Injector of coiled tubing with tension relief |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2632616C2 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU785458A1 (en) * | 1978-09-25 | 1980-12-07 | Особое конструкторское бюро по конструированию, исследованию и внедрению глубинных бесштанговых насосов | Mechanism for running in and out continuous steel pipes and rods |
US5309990A (en) * | 1991-07-26 | 1994-05-10 | Hydra-Rig, Incorporated | Coiled tubing injector |
US5918671A (en) * | 1997-10-31 | 1999-07-06 | Willard P. Bridges D/B/A Coiled Tubing Products | Skate roller bearing for coiled tubing |
RU21929U1 (en) * | 2001-04-09 | 2002-02-27 | Общественное объединение "Белорусский фонд развития и поддержки изобретательства и рационализации" | DEVICE FOR LAUNCHING AND LIFTING OF LONG-LENGTH STEEL PIPE |
US20040094306A1 (en) * | 2002-11-12 | 2004-05-20 | John Goode | Subsea coiled tubing injector with pressure compensated roller assembly |
-
2013
- 2013-06-17 RU RU2013127483A patent/RU2632616C2/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU785458A1 (en) * | 1978-09-25 | 1980-12-07 | Особое конструкторское бюро по конструированию, исследованию и внедрению глубинных бесштанговых насосов | Mechanism for running in and out continuous steel pipes and rods |
US5309990A (en) * | 1991-07-26 | 1994-05-10 | Hydra-Rig, Incorporated | Coiled tubing injector |
US5918671A (en) * | 1997-10-31 | 1999-07-06 | Willard P. Bridges D/B/A Coiled Tubing Products | Skate roller bearing for coiled tubing |
RU21929U1 (en) * | 2001-04-09 | 2002-02-27 | Общественное объединение "Белорусский фонд развития и поддержки изобретательства и рационализации" | DEVICE FOR LAUNCHING AND LIFTING OF LONG-LENGTH STEEL PIPE |
US20040094306A1 (en) * | 2002-11-12 | 2004-05-20 | John Goode | Subsea coiled tubing injector with pressure compensated roller assembly |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2013127483A (en) | 2014-12-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10024123B2 (en) | Coiled tubing injector with hydraulic traction slip mitigation circuit and method of use | |
US8701754B2 (en) | Coiled tubing injector with strain relief | |
US5188174A (en) | Apparatus for inserting and withdrawing coil tubing into a well | |
US9458682B2 (en) | Coiled tubing injector with limited slip chains | |
US6173769B1 (en) | Universal carrier for grippers in a coiled tubing injector | |
US4836064A (en) | Jaws for power tongs and back-up units | |
US6216780B1 (en) | Coiled tubing injector with improved traction | |
EP0486324B1 (en) | Gripper blocks for reeled tubing injectors | |
US6230955B1 (en) | Multiple contour coiled tubing gripper block | |
WO2005073594A1 (en) | Power transmission chain and method of manufacturing the same, and power transmission device | |
USRE46119E1 (en) | Universal carrier for grippers in a coiled tubing injector | |
RU2632616C2 (en) | Injector of coiled tubing with tension relief | |
KR200420908Y1 (en) | Fishing Gear | |
US11134623B2 (en) | Feeding apparatus for a tree harvester | |
GB2325948A (en) | Coiled tubing injector grippers | |
CN206332380U (en) | Liner cable laying machine | |
EP3331783A1 (en) | Conveyor pulley, process for producing a roller tube and deforming tool | |
JP2014520673A (en) | Apparatus and method for generating shear deformation | |
JP5125648B2 (en) | Power transmission chain and power transmission device | |
WO2021037482A1 (en) | Tensile or support belt | |
JP2008168301A (en) | Method and apparatus for manufacturing power transmitting chain |