Буровая установка с закрытой намотанной трубой



Буровая установка с закрытой намотанной трубой
Буровая установка с закрытой намотанной трубой
Буровая установка с закрытой намотанной трубой
Буровая установка с закрытой намотанной трубой
Буровая установка с закрытой намотанной трубой
Буровая установка с закрытой намотанной трубой
Буровая установка с закрытой намотанной трубой

 


Владельцы патента RU 2471059:

НЕЙБОРС ГЛОБАЛ ХОЛДИНГЗ, ЛТД. (BM)

Группа изобретений относится к бурению, в частности к установкам с закрытой намотанной трубой и к способам введения ствола скважины в подземную формацию. Обеспечивает эффективность бурения, защиту внутреннего пространства буровой установки от внешних факторов. Установка с закрытой намотанной трубой содержит передвижной прицеп; узел намотанной трубы, соединенный с передвижным прицепом с возможностью отсоединения, и содержащий барабан намотанной трубы, оперативно соединенный с инжектором намотанной трубы, причем барабан и инжектор позиционно закреплены друг относительно друга и вместе перемещаются относительно передвижного прицепа как единое целое; и кожух, окружающий узел намотанной трубы, для поддержания температуры. Способ введения ствола скважины в подземную формацию включает в себя перемещение узла намотанной трубы внутри кожуха в первое положение и затем введение оборудования низа бурильной колонны (ВНА) в ствол скважины с использованием подъемной системы, когда узел намотанной трубы находится в первом положении, при этом узел намотанной трубы и по меньшей мере участок подъемной системы заключены внутри кожуха, причем узел намотанной трубы содержит намотанную трубу, барабан намотанной трубы и инжектор намотанной трубы; и при этом барабан намотанной трубы и инжектор намотанной трубы позиционно закреплены друг относительно друга и перемещаются вместе как единое целое; перемещение узла намотанной трубы внутри кожуха во второе положение и затем соединение намотанной трубы с ВНА и введение ВНА в ствол скважины, когда узел намотанной трубы находится во втором положении. 2 н. и 15 з.п. ф-лы. 7 ил.

 

Предпосылки к созданию изобретения

Бурение с использованием намотанной трубы преимущественно позволяет сократить время и снизить расходы по сравнению с операциями обычного бурения, когда используют сегментированную трубу. Эти преимущества включают в себя снижение времени перемещения трубы, снижение времени сочленения сегментов трубы и снижение рисков утечки.

Однако, когда применяют бурение с использованием намотанной трубы, все еще может потребоваться обычное бурение для бурения поверхностных скважин по причине недостатка веса долота у поверхности при бурении с использованием намотанной трубы. Таким образом, требуется обычная буровая установка для бурения поверхностной скважины, для установки кондуктора, ввода цемента и затем бурения на большую глубину. Следовательно, существуют гибридные буровые установки, которые позволяют производить как обычное бурение, так и бурение с использованием намотанной трубы.

Однако гибридные буровые установки часто используют при очень низких температурах, например зимой на Аляске. Эти буровые установки типично имеют фиксированное местоположение барабана намотанной трубы, который является громоздким и который трудно устанавливать в заданное положение и перемещать, особенно при очень низких температурах. Более того, весь узел намотанной трубы целиком (например, барабан и инжектор) подвержены воздействию низкой температуры и могут замерзать или иметь другие связанные с атмосферным влиянием отказы.

Указанные ранее и другие характеристики изобретения будут более ясны из последующего детального описания, приведенного со ссылкой на сопроводительные чертежи. Следует иметь в виду, что в соответствии со стандартной практикой чертежи выполнены не в реальном масштабе, причем размеры на различных чертежах для большей ясности могут быть произвольно увеличены или уменьшены.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показан вид сбоку установки с намотанной трубой в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

На фиг.2 показан разрез установки, показанной на фиг.1.

На фиг.3 показан другой разрез установки, показанной на фиг.1.

На фиг.4 показан еще один разрез установки, показанной на фиг.1.

На фиг.5 показан вид сбоку установки, показанной на фиг.1, в конфигурации управления лубрикатором принудительной смазки, в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

На фиг.6 показан вид сбоку установки, показанной на фиг.1, в конфигурации бурения, в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

На фиг.7 показана схема последовательности операций по меньшей мере части способа в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

Следует иметь в виду, что в последующем описании приведены различные варианты осуществления или примеры осуществления различных характеристик различных вариантов осуществления настоящего изобретения. Специфические примеры компонентов и схем построения описаны далее для того, чтобы упростить понимание настоящего изобретения. Однако следует иметь в виду, что это только примеры, которые не предназначены для ограничения настоящего изобретения. Кроме того, в последующем описании в различных примерах могут повторяться позиционные обозначения. Этот повтор служит только для упрощения и повышения четкости изложения и не диктует взаимосвязь между различными обсуждаемыми вариантами и/или конфигурациями. Более того, в последующем описании образование первого признака поверх второго признака или на втором признаке может иметь варианты, в которых первый и второй признаки образованы в прямом контакте, а также может иметь варианты, в которых дополнительные признаки могут быть образованы между первым и вторым признаками, так что первый и второй признаки могут не находиться в прямом контакте.

На фиг.1 показан вид сбоку с вырывом буровой установки 100 с намотанной трубой в конфигурации перемещения (транспортирования), в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения. Буровая установка 100 с намотанной трубой полностью окружена внешней стенкой 104. Полное окружение внешней стенкой 104 позволяет легче поддерживать соответствующую температуру бурового оборудования и других компонентов буровой установки 100 с намотанной трубой и, следовательно, исключить замерзание. Например, внешняя стенка 104 экранирует внутреннее пространство буровой установки 100 от ветра и других воздействий холодной погоды, а также позволяет исключить утечку любой теплоты, созданной во внутреннем пространстве буровой установки 100. Альтернативно, внешняя стенка 104 может экранировать внутреннее пространство буровой установки 100 от другого вредного влияния другой (не холодной) окружающей среды, например, может защищать внутреннее пространство буровой установки 100 от песка или других воздушных частиц, которые могут встречаться, например, в горячем воздухе пустыни.

На фиг.2 показан разрез первого уровня 101а буровой установки 100 с намотанной трубой, показанной на фиг.1. Обратимся теперь к совместному рассмотрению фиг.1 и 2, на которых показано, что буровая установка 100 с намотанной трубой выполнена с возможностью транспортирования на грузовом автомобиле 106 и сконструирована как передвижной прицеп, имеющий, например, нижнюю раму с колесами 110, которая поддерживает буровую установку 100 с намотанной трубой во время транспортирования. На первом уровне 101 предусмотрены машинный отсек 112 и блок 114 управления двигателем, расположенные напротив колес 110, а также один или несколько гидроагрегатов 116 и воздушных компрессоров 118.

В машинном отсеке 112 расположены один или несколько комплектов 202 электродвигателя-генератора. Каждый комплект 202 электродвигателя-генератора может иметь, например, комплект электродвигателя-генератора Caterpillar С18 с частотой вращения 1200 об/мин и мощностью 735 ВНР. Блок 114 управления двигателем может иметь привод переменной частоты для создания мощности переменного тока, необходимой для бурения и работы оборудования. Блок 114 управления двигателем также позволяет использовать поступающую электроэнергию, например, с напряжением 13.8 кВ, если она есть. Радиаторы 204 и расходный резервуар 206 также могут быть предусмотрены на первом уровне 101а и могут быть установлены впереди от блока 114 управления двигателем, как это показано на фиг.2.

На фиг.3 показан разрез второго уровня 101b буровой установки 100 с намотанной трубой, показанной на фиг.1 и 2. Обратимся теперь к совместному рассмотрению фиг.1 и 3, на которых показано, что буровая установка 100 с намотанной трубой содержит один или несколько эллингов 120 для труб, которые могут быть расположены над машинным отсеком 112. Например, один эллинг 120 для труб может иметь два независимых трубных отсека с гидравлическим управлением, а именно, первый отсек 120а, в котором могут находиться 100 плетей трубы 3-1/2'', и второй отсек 120b, в котором могут находиться 100 плетей трубы 2-3/8''. Эллинг 120 для труб может иметь емкость 8,000 фунтов труб с максимальным диаметром 20'' и позволяет размещать в нем трубы с максимальной длиной 45'-0", однако и другие конфигурации не выходят за рамки настоящего изобретения. Буровая установка 100 с намотанной трубой также содержит лубрикатор принудительной смазки ("PDL") 121 и систему 122 трубного манипулятора, такую как, например, система Columbia Pipe Handler System, однако эти компоненты показаны штрих пунктирными линиями на фиг.3, так как они не всегда расположены на втором уровне 101b буровой установки 100.

Эллинг 120 для труб также может иметь или может быть выполнен с возможностью работы совместно с одной (одним) или несколькими рейками и роликами оборудования низа бурильной колонны, однако и другие конфигурации не выходят за рамки настоящего изобретения. Эллинг 120 для труб также может иметь или может быть выполнен с возможностью работы совместно с одним или несколькими мостовыми кранами. В соответствии с примерным вариантом, эллинг 120 для труб содержит два независимых мостовых крана грузоподъемностью 5 тонн, а также комплект ключей для труб Lil Jerk, позволяющий подключать и отсоединять компоненты оборудования низа бурильной колонны (ВНА), однако и другие конфигурации не выходят за рамки настоящего изобретения.

В рабочем положении внешняя стенка 104 окружает трубу, расположенную внутри эллинга 120 для труб, а также окружает PDL 121 и трубный манипулятор 122. Следовательно, труба в эллинге 120 для труб, в PDL 121 и в трубном манипуляторе 122 защищена от воздействия внешней окружающей среды. Таким образом, например, может поддерживаться минимальная допустимая температура трубы в эллинге 120 для труб, в PDL 121 и в трубном манипуляторе 122, несмотря на сильный ветер и/или температуру ниже нуля снаружи от внешней стенки 104.

Буровая установка 100 с намотанной трубой также может иметь выдвижной (втягиваемый) коридор 123, выступающий с одной стороны и позволяющий иметь временный или постоянный проход к смежным амбару для бурового раствора, буровой установке, устройству и/или другой конструкции. Одна или несколько лестниц 124 также могут обеспечивать доступ оператора к различным уровням буровой установки 100.

Внешняя стенка 104 буровой установки 100 также позволяет ограждать противовыбросовый превентор (ВОР) 140 (или несколько противовыбросовых превенторов, которые далее совместно обозначены как ВОР 140). Например, участок 104а внешней стенки 104 позволяет ограждать ВОР 140 и, как таковой, может быть главным образом зацентрирован вокруг ствола 103 скважины. Этот участок 104а внешней стенки 104 может иметь меньшую ширину W и/или меньшие другие размеры по сравнению с остальной частью внешней стенки 104, так что меньший замкнутый объем вокруг ВОР 140 дополнительно помогает поддерживать ВОР 140 при температуре выше заданной температуры. В соответствии с примерным вариантом, заданная температура составляет около 40°F (4.44°C), однако за рамки настоящего изобретения также не выходит использование температур выше 32°F (0°C). Однако участок 104а внешней стенки 104, окружающий ВОР 140, также может иметь главным образом такую же ширину, что и остальная часть внешней стенки 104, или может быть выполнен иным образом в рамках настоящего изобретения.

ВОР 140 может идти от нижней точки поблизости от отверстия ствола 103 скважины вверх выше первого и второго уровней 101a, 101b буровой установки 100. Таким образом, несмотря на то, что ВОР 140 и не показан на фиг.3, его положение относительно других компонентов буровой установки 100 легко понять, по меньшей мере частично, за счет его изображения на фиг.1. Однако следует также понимать, что ВОР 140 выполнен с возможностью расположения сбоку от отверстия ствола 103 скважины за счет расположения буровой установки 100, показанного на фиг.1. Кроме того, буровая установка 100 может иметь средства для совмещения ВОР 140 со стволом скважины 103, другие, чем выбор положения буровой установки 100 (или дополнительные к нему).

На фиг.4 показан разрез третьего уровня 101с буровой установки 100 с намотанной трубой, показанной на фиг.1-3. Обратимся теперь к совместному рассмотрению фиг.1 и 4, на которых показано, что буровая установка 100 с намотанной трубой содержит систему привода барабана намотанной трубы, который перемещается по конструктивным направляющим 128, которые идут главным образом на всю длину буровой установки с намотанной трубой 100. В соответствии с примерным вариантом, система привода барабана намотанной трубы представляет собой или содержит систему привода барабана намотанной трубы, изготовленную на фирме Foremost Industries. Система привода барабана намотанной трубы может иметь барабан 134 намотанной трубы и, например, систему 135 для подъема и опускания барабана намотанной трубы грузоподъемностью 50 тонн. На фиг.1 подъемная система 135 показана в конфигурации транспортирования, в которой она сложена для хранения внутри внешней стенки 104. На фиг.4 подъемная система 135 не показана, так как в ее конфигурации хранения она находится выше третьего уровня, показанного на фиг.4. Однако на фиг.4 показано, что трубный манипулятор 122 и барабан 134 намотанной трубы взаимно совмещены или зацентрированы, причем они оба могут быть зацентрированы относительно буровой установки 100 и/или ствола 103 скважины.

Как это лучше всего показано на фиг.1, буровая установка 100 с намотанной трубой также содержит приводную тележку 136 инжектора намотанной трубы, которая также перемещается по конструктивным направляющим 128. Приводная тележка 136 инжектора намотанной трубы осуществляет поддержку инжектора 138 намотанной трубы, такого как, например, инжектор М100 намотанной трубы, изготовленный фирмой Stewart and Stevenson. Система привода барабана намотанной трубы и приводная тележка 136 инжектора намотанной трубы могут быть соединены вместе для одновременного перемещения вдоль конструктивных направляющих 128 или же они могут двигаться независимо по конструктивным направляющим 128. В соответствии с примерным вариантом, система привода барабана намотанной трубы и приводная тележка 136 инжектора намотанной трубы изготовлены как единое целое и, следовательно, могут вместе перемещаться вдоль конструктивных направляющих 128. Вне зависимости от того, образована она как единое целое или в виде дискретных компонентов, которые механически соединены вместе, объединенная система манипулятора выполнена с возможностью установки в заданное положение системы привода барабана намотанной трубы и приводной тележки 136 инжектора намотанной трубы вместе как единого блока, что позволяет уравновешивать вес буровой установки 100 с намотанной трубой при ее перемещении вперед и назад. Система манипулятора также обеспечивает надлежащее расстояние между инжектором 138 намотанной трубы и барабаном 134 намотанной трубы, что необходимо, например, для намотки.

Как это показано на фиг.4, буровая установка 100 с намотанной трубой может иметь дополнительный выдвижной коридор 123, выступающий с одной стороны, для временного или постоянного доступа в соседнее хранилище для бурового раствора, к соседней буровой установке и/или к другой конструкции. Одна или несколько лестниц 124 также позволяют оператору иметь доступ к различным уровням буровой установки 100.

Буровая установка 100 также может иметь кабину 404 бурильщика и/или ODS инструментальный участок / штуцерный манифольд 402. В соответствии с примерным вариантом, кабина 404 бурильщика может иметь размеры ориентировочно 10' (3 м) (ширина) × 23' (7 м) (длина) × 10' (3м) (высота), однако и другие размеры не выходят за рамки настоящего изобретения. В кабине 404 бурильщика имеется автоматика и поддерживается низкий уровень шума, что позволяет бурильщику спокойно работать. Толканием и втягиванием инжектора 138 намотанной трубы и подъемом и опусканием блока можно управлять из кабины 404 при помощи джойстика или другого человеко-машинного интерфейса.

В этой атмосфере повышается качество работы и принятия важных решений. Пульт управления и другие приборные панели внутри кабины 404 бурильщика позволяют бурильщику совершать регулярные передвижения без напряжений, в комфортной среде, несмотря на то, что вне кабины 404 имеются суровые атмосферные условия. Доступ к рабочим элементам и параметрам управления, таким как нагрузка на крюке, высота блока, скорость проникновения (ROP), а также к элементам контроля состояния и к аварийной сигнализации может быть обеспечен с использованием сенсорных экранов, подключенных к сети управления бурением. Система управления имеет различные характеристики, позволяющие бурильщику оптимизировать эффективность и безопасность работы, в том числе: задавать минимальное и максимальное значение растяжения намотанной трубы, производить расчет механических напряжений намотанной трубы и определять наработку на отказ, управлять шибером, ограничивать положения блока (предохранительное устройство вершины и предохранительное устройство пола), ограничивать скорость блока (защитные ограничители, скорость сваба, выброса и кожуха), вводить уставки бурильщика (положения останова), вводить пределы максимального тягового усилия и пределы амортизирования, причем имеются технологические экраны бурения и расцепления, производить управление объемом отстойника, расходом и клапаном отстойника. Электронные алгоритмы управления бурением позволяют значительно снизить стоимость бурения и улучшить безопасность буровой установки. Повышенное качество бурения может быть достигнуто за счет точного контроля или поддержания одновременно четырех параметров: нагрузки на долото (WOB), ROP, вращающего момента бурения и дельты Р (перепада давления забойного двигателя). Эти проектные характеристики позволяют обеспечивать постоянный текущий контроль состояния бурового долота, что позволяет повысить срок службы бурового долота, обеспечить оптимальный режим работы долота, снизить износ долота и уменьшить число спусков-подъемов долота. Эта система позволяет также улучшить контроль направления бурения и его точность.

Буровая установка 100 также может иметь верхний привод, например, такой как 150 Ton Foremost Model F-150T AC Top Drive. Буровая установка 100 также может иметь буровую лебедку, например, такую как Pacific Rim Commander 350, а также основание для поддержки мачты подъемной системы 135. Один или несколько этих компонентов могут быть установлены сзади от буровой установки 100. Стол бурового ротора может быть использован вместо верхнего привода или совместно с ним. Буровая установка 100 с намотанной трубой выполнена с возможностью бурения с намотанной трубой или в конфигурации с верхним приводом и мачтой. Мачта может быть расположена горизонтально поверх барабана 134 намотанной трубы во время транспортирования, как это показано в конфигурации транспортирования на фиг.1.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг.5, на которой буровая установка 100 с намотанной трубой показана в конфигурации управления лубрикатором. В конфигурации управления лубрикатором дверцы 502 крыши открыты и мачта 148 подъемной системы 135 поднята в вертикальное положение. После открывания дверцы 502 крыши могут быть опущены для повышения прочности и жесткости при сильном ветре. Приводная тележка 136 инжектора намотанной трубы и система привода барабана намотанной трубы, которая содержит барабан 134, передвинуты в переднее положение на основных конструктивных направляющих 128.

Мачта 148 содержит стойку 150 стрелы у вершины мачты. Трос 154 идет от стойки 150 стрелы и в варианте, показанном на фиг.5, соединен с PDL 121, который висит на тросе 154. При работе эллинг 120 для труб позволяет соединять компоненты ВНА, производить электрическую проверку их неразрывности и затем вводить в PDL 121. PDL 121 и ВНА затем поднимают главным образом в вертикальное положение при помощи мачты 148, как это показано на фиг.5. PDL 121 может быть поднят на высоту в свету 95' за счет использования стойки 150 стрелы и в сочетании с наклоном мачты 148 на пять градусов в направлении задней части буровой установки 100 с намотанной трубой. ВНА затем может быть развернуто в стволе 103 скважины в соответствии с обычными процедурами. После развертывания ВНА, PDL 121 может быть вновь подвешен на мачте 148 или иным образом установлен в резервное положение.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг.6, на которой буровая установка 100 с намотанной трубой показана в конфигурации бурения. Приводная тележка 136 инжектора намотанной трубы и система привода барабана намотанной трубы перемещаются в заднее положение на основных конструктивных направляющих 128. Инжектор 138 намотанной трубы может быть поднят для установки на PDL 121, при поддержании необходимого натяжения намотанной трубы на барабане 134 намотанной трубы. Для пояснения, мачта 148 показана на фиг.6 в конфигурации управления PDL в соответствии с фиг.5 и в конфигурации бурения в соответствии с фиг.6. Само собой разумеется, что буровая установка 100 не обязательно имеет две отдельные мачты 148, как это показано на фиг.6.

В рабочем состоянии внешняя стенка 104 окружает участок намотанной трубы 134а, который идет от барабана 134 намотанной трубы до инжектора 138 намотанной трубы. Следовательно, этот участок намотанной трубы 134а, также как барабан 134 намотанной трубы и инжектор 138, защищены от воздействия окружающей среды. Таким образом, например, может поддерживаться минимальная допустимая температура намотанной трубы 134а, барабана 145 и инжектора 138, несмотря на сильный ветер и/или отрицательные температуры снаружи от внешней стенки 104.

В соответствии с примерным вариантом, закрытая буровая установка 100 с намотанной трубой, показанная на фиг.1-6, может дополнительно содержать один или несколько нагревателей, соединенных с конструкцией прицепа внутри кожуха 104. Например, буровая установка 100 может иметь два 2.5 ММ BTU нагревателя, каждый из которых работает с производительностью 20 галлонов в час. Нагреватель (нагреватели) может быть расположен на любом из уровней 101a, 101b, 101с буровой установки 100 или в любом другом месте буровой установки 100. В соответствии с одним из вариантов, каждый уровень буровой установки 100 содержит по меньшей мере один нагреватель. Один или несколько нагревателей позволяют поддерживать внутреннюю температуру буровой установки 100, внутри от внешней стенки 104, при минимальной допустимой температуре или выше нее. Например, минимальная температура может составлять около 40°F (4.4°С), однако следует иметь в виду, что за рамки настоящего изобретения не выходит использование и других температур.

На фиг.7 показана схема последовательности операций по меньшей мере части способа 700 в соответствии с одним или несколькими аспектами настоящего изобретения для буровой установка 100 с намотанной трубой, показанной на фиг.1-6. Обратимся теперь к рассмотрению фиг.7, с продолжением ссылки на фиг.1-6, где показано, что способ 700 содержит операцию 705 транспортировки буровой установки 100 с намотанной трубой на буровую площадку.

В последующей операции 710 изменяют конфигурацию мачты 148. Например, дверцы 502 крыши могут быть открыты и мачта 148 может быть поднята и, возможно, наклонена назад (например, в направлении удаления от барабана 134 намотанной трубы, например, ориентировочно на пять градусов), для подготовки к подъему PDL 121. Затем оборудование низа бурильной колонны (ВНА) может быть вставлено в PDL 121 в операции 715. После этого PDL 121 может быть извлечен из эллинга для труб 120 с использованием мачты 148, а затем PDL 121 может быть соединен с ВОР 140 в операции 720.

Затем ВНА может быть развернуто в стволе скважины в операции 725. В последующей операции 730 переводят PDL 121 в походное положение (в положение хранения). Например, PDL 121 может быть подвешен назад на мачту 148 в вертикальном положении хранения. После этого в операции 735 инжектор 138 намотанной трубы и приводная тележка 136 инжектора намотанной трубы могут быть перемещены из их переднего положения (или из другого положения, в котором они остались после перемещения PDL 121) и установлены поверх центра ствола скважины. Намотанная труба затем может быть соединена с ВНА в операции 740. В последующей операции 745 бурильную колонну опускают в ствол скважины, проводят операции бурения и затем бурильную колонну извлекают из ствола скважины, при этом ВНА поднимают наверх из скважины. Намотанную трубу и ВНА затем отсоединяют в операции 750, после чего инжектор 138 намотанной трубы и приводная тележка 136 инжектора намотанной трубы могут быть перемещены от центра скважины в последующей операции 755.

После этого проводят операцию 760, в которой определяют, требуется ли новый барабан 134 намотанной трубы. Если требуется новый барабан 134, тогда производят операцию 765, в ходе которой старый барабан может быть перемещен при помощи системы 132 привода барабана намотанной трубы в переднее положение на основных конструктивных направляющих 128, где подъемная система может опустить использованный барабан намотанной трубы для его замены новым барабаном намотанной трубы. Система 132 привода затем может возвратить новый барабан 134 намотанной трубы в положение, в котором намотанная труба может быть соединена с ВНА при повторе операции 740 и последующих операций.

Если новый барабан намотанной трубы не нужен, что определяют при проведении операции 760, то может быть проведена операция 770, в которой определяют, требуется ли новое ВНА, например, если произошло затупление бурового долота. Если необходимо новое ВНА, то осуществляют операцию 775, во время которой PDL 121 может быть вновь соединен с ВОР 140 из его подвешенного положения на мачте 148. В последующей операции 780 ВНА может быть втянуто в PDL 121 и PDL 121 может быть отсоединен от ВОР 140. После этого, в операции 785, PDL 121, содержащий использованное ВНА, может быть опущен в эллинг 120 для труб, где новое ВНА может быть вставлено в PDL, после чего PDL 121 с новым ВНА может быть извлечен из эллинга 120 для труб при помощи мачты 148 и соединен с ВОР 140. Затем в способе 700 могут быть повторены операция 725 и последующие операции.

Если новое ВНА не требуется, что определяют при проведении операции 770, то может быть осуществлена операция 790, в ходе которой скважина может быть закончена. После этого буровая установка 100 с намотанной трубой может быть возвращена в ее конфигурацию 102 перемещения в ходе последующей операции 792, например, за счет возврата PDL 121, содержащего ВНА, в эллинг 120 для труб, за счет опускания мачты 148, закрывания дверец 502 крыши и возврата приводной тележки 136 инжектора намотанной трубы, инжектора 138 намотанной трубы и системы 132 привода барабана намотанной трубы в их положения транспортировки. В факультативной операции 794 буровая установка 100 с намотанной трубой может транспортироваться на другую буровую площадку.

Из проведенного описания и рассмотрения чертежей специалисты в данной области поймут, что в соответствии с настоящим изобретением предлагается установка, которая содержит передвижной прицеп, узел намотанной трубы, соединенный с передвижным прицепом, и кожух, окружающий узел намотанной трубы. Узел намотанной трубы может иметь барабан намотанной трубы и инжектор намотанной трубы, причем указанные барабан и инжектор позиционно закреплены друг относительно друга и перемещаются вместе относительно передвижного прицепа как единое целое. По меньшей мере одна из операций, выбранных из группы, в которую входят развертывание (выпускание) намотанной трубы, втягивание намотанной трубы и боковое перемещение узла намотанной трубы относительно прицепа, могут быть выполнены главным образом автоматически. Установка дополнительно содержит гусеницу, которая идет по меньшей мере на участке длины прицепа, причем узел намотанной трубы выполнен с возможностью перемещения вдоль гусеницы, сбоку от прицепа. Кожух может окружать участок намотанной трубы, который идет от барабана намотанной трубы до инжектора намотанной трубы. Установка дополнительно содержит эллинг для труб, соединенный с прицепом, причем эллинг для труб окружен кожухом и может принимать множество трубных сегментов. Установка дополнительно содержит подъемную систему, позволяющую перемещать трубные сегменты из эллинга для труб. Установка дополнительно содержит нагреватель, соединенный с прицепом внутри кожуха, такой как два нагревателя 2.5 ММ BTU, каждый из которых имеет производительность 20 галлонов в час. Установка дополнительно содержит лубрикатор принудительной смазки, соединенный с прицепом с возможностью отсоединения. Лубрикатор принудительной смазки может принимать оборудование низа бурильной колонны. Установка дополнительно содержит противовыбросовый превентор, соединенный с прицепом.

В соответствии с настоящим изобретением предлагается также способ, который включает в себя, по меньшей мере в одном из вариантов осуществления, одну или несколько следующих операций: транспортирование описанной в предыдущих параграфах установки на буровую площадку; открывание дверец в секции крыши кожуха; поворот мачты установки из положения хранения в развернутое положение мачты; перемещение узла намотанной трубы в положение доступа для PDL; сочленение ВНА с PDL; перемещение PDL из положения хранения PDL в развернутое положение PDL; ввод PDL в ствол скважины через противовыбросовый превентор устройства; отсоединение PDL от ВНА; перемещение PDL в направлении удаления от развернутого положения PDL; перемещение узла намотанной трубы в рабочее положение узла намотанной трубы; выпускание намотанной трубы из узла намотанной трубы; соединение намотанной трубы с ВНА и приведение в действие ВНА для удлинения ствола скважины, причем ВНА висит в стволе скважины на намотанной трубе. Указанный способ также может иметь одну или несколько указанных операций, проводимых в другой последовательности по сравнению с описанной последовательностью.

В соответствии с настоящим изобретением предлагается также способ введения ствола скважины в подземную формацию, который предусматривает перемещение узла намотанной трубы внутри кожуха в первое положение и затем введение оборудования низа бурильной колонны (ВНА) в ствол скважины с использованием подъемной системы, когда узел намотанной трубы находится в первом положении, в котором узел намотанной трубы и по меньшей мере участок подъемной системы заключены внутри кожуха, причем узел намотанной трубы содержит намотанную трубу, барабан намотанной трубы и инжектор намотанной трубы. Способ дополнительно предусматривает перемещение узла намотанной трубы внутри кожуха во второе положение и затем соединение намотанной трубы с ВНА и приведение в действие ВНА для удлинения ствола скважины, когда узел намотанной трубы находится во втором положении. Использование подъемной системы предусматривает открывание дверец в секции крыши кожуха и поворот мачты подъемной системы через открытые дверцы кожуха. Введение ВНА в ствол скважины предусматривает перемещение лубрикатора принудительной смазки (PDL) между положением хранения PDL и развернутым положением PDL и сочленение PDL со стволом скважины через противовыбросовый превентор (ВОР), причем PDL и ВОР оба заключены внутри кожуха. Барабан намотанной трубы и инжектор намотанной трубы могут быть позиционно закреплены друг относительно друга и совместно движутся как единое целое. Способ дополнительно предусматривает поддержание температуры внутри кожуха выше заданной температуры за счет включения по меньшей мере одного нагревателя, расположенного внутри кожуха. Узел намотанной трубы и кожух могут быть соединены с прицепом, причем способ дополнительно предусматривает установку прицепа в заданное положение относительно ствола скважины.

Несмотря на то, что был описан предпочтительный вариант осуществления изобретения, следует иметь в виду, что он приведен только для того, чтобы специалисты в данной области лучше поняли различные аспекты настоящего изобретения. Совершенно ясно, что в него специалистами в данной области могут быть внесены изменения и дополнения, которые не выходят однако за рамки приведенной далее формулы изобретения.

1. Установка с закрытой намотанной трубой, которая содержит: передвижной прицеп; узел намотанной трубы, соединенный с передвижным прицепом с возможностью отсоединения и содержащий барабан намотанной трубы, оперативно соединенный с инжектором намотанной трубы, причем барабан и инжектор позиционно закреплены относительно друг друга и вместе перемещаются относительно передвижного прицепа как единое целое; и кожух, окружающий узел намотанной трубы, для поддержания соответствующей температуры для предотвращения замерзания.

2. Установка по п.1, в которой по меньшей мере одну операцию, выбранную из группы, в которую входят развертывание намотанной трубы, втягивание намотанной трубы и боковое перемещение узла намотанной трубы относительно прицепа, выполняют главным образом автоматически.

3. Установка по п.1, которая дополнительно содержит гусеницу, идущую по меньшей мере вдоль части длины прицепа, причем узел намотанной трубы выполнен с возможностью перемещения вдоль гусеницы сбоку от прицепа.

4. Установка по п.1, в которой кожух охватывает участок намотанной трубы, который идет от барабана намотанной трубы до инжектора намотанной трубы.

5. Установка по п.1, которая дополнительно содержит соединенный с прицепом эллинг для труб, причем эллинг для труб окружен кожухом и выполнен с возможностью приема множества трубных сегментов, по меньшей мере один нагреватель, соединенный с прицепом для дополнительного обогрева пространства внутри кожуха, или лубрикатор принудительной смазки, соединенный с прицепом с возможностью отсоединения, или их комбинацию.

6. Установка по п.5, которая дополнительно содержит подъемную систему, выполненную с возможностью перемещения трубных сегментов из эллинга для труб.

7. Установка по п.5, в которой лубрикатор принудительной смазки выполнен с возможностью приема оборудования низа бурильной колонны.

8. Установка по п.1, в которой узел намотанной трубы содержит барабан намотанной трубы, оперативно соединенный с инжектором намотанной трубы, причем инжектор намотанной трубы может перемещаться в боковом направлении относительно передвижного прицепа и барабана намотанной трубы и может развертывать и втягивать намотанную трубу.

9. Установка по п.1, которая дополнительно содержит мачту, выполненную с возможностью наклона от вертикали для облегчения установки в заданное положение лубрикатора принудительной смазки.

10. Установка по п.9, в которой мачта выполнена с возможностью установки лубрикатора принудительной смазки на высоте до 30 м, когда мачта находится в наклонном положении.

11. Установка по п.1, в которой инжектор намотанной трубы поддерживается при помощи приводной тележки инжектора намотанной трубы.

12. Установка по п.4, в которой участок представляет собой всю намотанную трубу.

13. Способ введения ствола скважины в подземную формацию, который включает в себя следующие операции: перемещение узла намотанной трубы внутри кожуха в первое положение и затем введение оборудования низа бурильной колонны (ВНА) в ствол скважины с использованием подъемной системы, когда узел намотанной трубы находится в первом положении, при этом узел намотанной трубы и по меньшей мере участок подъемной системы заключены внутри кожуха, причем узел намотанной трубы содержит намотанную трубу, барабан намотанной трубы и инжектор намотанной трубы; и при этом барабан намотанной трубы и инжектор намотанной трубы позиционно закреплены относительно друг друга и перемещаются вместе как единое целое; перемещение узла намотанной трубы внутри кожуха во второе положение и затем соединение намотанной трубы с ВНА и введение ВНА в ствол скважины, когда узел намотанной трубы находится во втором положении.

14. Способ по п.13, в котором использование подъемной системы предусматривает открывание дверец в секции крыши кожуха и поворот мачты подъемной системы через открытые дверцы кожуха между рабочим положением и положением перемещения.

15. Способ по п.13, в котором введение ВНА в ствол скважины предусматривает перемещение лубрикатора принудительной смазки (PDL) между его положением хранения и положением развертывания, и соединение PDL со стволом скважины через противовыбросовый превентор (ВОР), причем PDL и ВОР оба находятся внутри кожуха.

16. Способ по п.13, который дополнительно предусматривает поддержание температуры внутри кожуха выше заданной температуры за счет включения по меньшей мере одного нагревателя.

17. Способ по п.13, в котором узел намотанной трубы и кожух соединены с прицепом, причем способ дополнительно предусматривает установку прицепа достаточно близко от ствола скважины, для развертывания намотанной трубы в стволе скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к буровому оборудованию, в частности к устройствам для направления гибких непрерывных труб в скважину. .

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано при выполнении намотки, транспортировки и проведении спуско-подъемных операций с гибкими непрерывными колоннами штанг или с гибкими непрерывными колоннами труб.

Изобретение относится к области эксплуатации и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин с применением непрерывных стальных труб. .

Изобретение относится к области эксплуатации и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин с применением труб, точнее - к устройствам для перемещения труб агрегатов для ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для оборудования нефтегазодобывающих скважин. .

Изобретение относится к области эксплуатации и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин с применением гибких непрерывных труб. .

Буровая лебедка (10) для маневрирования буровыми устройствами, содержащая: средство (11) для наматывания, по меньшей мере, одного каната (12), которое размещено по центру вала (13), имеющего один первый конец и один второй конец и вращающийся в одном первом направлении и в одном втором направлении, противоположном первому направлению; средство наматывания каната (11), имеющее, по меньшей мере частично, в основном цилиндрическую форму; одну или несколько опор (14), которые служат для поддержки указанного вала (13) в процессе вращения; множество двигателей (19), которые обеспечивают вращение вала (13), и средства наматывания каната (11) в первом направлении и во втором направлении, основную раму (16), к которой крепятся опоры (14) и множество двигателей (19); множество двигателей (19), установленных с обеих сторон средства наматывания каната (11) и соединенных с ними без элементов снижения скорости, с прямой передачей крутящего момента на вал (13). 14 з.п. ф-лы, 8 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способу отсоединения устройства перекачки текучей среды между дном водного пространства и поверхностью и устройству для его осуществления. Устройство содержит трубопровод (24) перекачки текучей среды, башню (16), плавучую баржу (18), установленную с возможностью поворота вокруг башни (16) вокруг оси (А-А') вращения. Трубопровод (24) содержит секцию (150) шланга, намотанную вокруг оси (А-А') вращения, удерживаемую промежуточной конструкцией (20), установленной между башней (16) и баржей (18) между конфигурацией совместного приведения во вращение вместе с баржей (18) вокруг оси вращения и конфигурацией удержания башней (16) во вращении вокруг оси (А-А') вращения. Во время этапа соединения трубопровода (24) промежуточную конструкцию (20) располагают в одну из конфигураций приведения во вращение или удержания, при этом этап отсоединения трубопровода (24) содержит переход промежуточной конструкции (20) в другую из конфигураций приведения во вращение или удержания. Обеспечивает быстроту и надежность отсоединения, с обеспечением быстрого повторного соединения трубопровода перекачки. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к технике ремонта гибкой насосно-компрессорной трубы, и может быть использовано для ликвидации трещин, свищей, разрывов и других видов дефектов гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ), в которой проложен геофизический кабель, на базах подготовки производства (ремонта) без нарушения целостности и изоляции самого кабеля. Суть изобретения заключается в том, что ГНКТ вместе с геофизическим кабелем наматывается на транспортный барабан, доставляется на ремонтную базу, разматывается, участок трубы, имеющий дефекты, вырезается на специальном сварочном стенде-кондукторе и удаляется, а на его место ставится ремкомплект - часть ГНКТ и производится сварка ремкомплекта с торцами вырезанного участка ГНКТ. Затем из ГНКТ вымывают кабель, вырезают ремкомплект, стыкуют концы вырезанного участка ГНКТ и сваривают их, а затем в ГНКТ, намотанную на транспортный барабан, замывают (пропускают через ГНКТ) извлеченный ранее геофизический кабель. На этом процесс ремонта заканчивается и транспортный барабан с гибкой насосно-компрессорной трубой, внутри которой находится геофизический кабель, направляется к скважине. 8 ил.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, а именно к устройствам для выполнения подземного ремонта скважин с использованием колонны гибких труб, и может быть использовано при разработке оборудования для выполнения внутрискважинных работ - промывка скважин, удаление гидратных и парафиновых пробок и т.п. Агрегат подземного ремонта скважин с непрерывной колонной гибких труб содержит транспортную базу, кабину управления, барабан с центральным валом для намотки гибкой трубы, размещенный на опорах, эжектор, механизмы перевода эжектора и кабины управления в рабочее положение и герметизатор устья. В раме транспортной базы выполнена полость, закрытая со стороны грунта. Барабан установлен таким образом, что часть его периферийной зоны, обращенная к раме транспортной базы, размещена в полости. Расстояние от оси вращения барабана до верхней плоскости рамы транспортного средства как минимум в два, предпочтительно в два и более, раза превышает расстояние от нижней точки обода барабана, находящегося в нише, до верхней плоскости рамы транспортного средства. Опоры для вала барабана выполнены с возможностью изменения высоты расположения вала барабана от рамы транспортной базы. Изменение высоты расположения вала происходит по мере сматывания/наматывания трубы с барабана/на барабан дискретно, после сматывания/наматывания очередного слоя трубы. Барабан кинематически связан с устройством для изменения высоты опор. 1 з.п.ф-лы, 4 ил.

Данное изобретение относится к усовершенствованному захватному устройству, предназначенному для использования в модуле инжектора для длинномерных труб. Захватное устройство содержит несущий элемент для закрепления захватного устройства на цепном приводном механизме модуля инжектора для длинномерных труб и захватный башмак, поддерживаемый несущим элементом. Захватное устройство предлагает несущий элемент и захватный башмак, разработанные так, чтобы обеспечивать возможность быстрого и легкого удаления и замены захватного башмака при эксплуатации в полевых условиях модуля инжектора для длинномерных труб. 5 н. и 13 з.п. ф-лы, 17 ил.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, а именно к устройствам для выполнения подземного ремонта скважин с использованием колонны гибких труб, и может быть использовано при разработке оборудования для выполнения внутрискважинных работ - промывка скважин, удаление гидратных и парафиновых пробок и т.п. Агрегат подземного ремонта скважин с использованием непрерывной колонны гибких труб содержит транспортную базу. На раме транспортной базы установлена кабина управления, трансмиссия, барабан с центральным валом для намотки гибкой трубы, размещенный на опорах, эжектор, обеспечивающий принудительное перемещение гибкой трубы, механизмы перевода эжектора и кабины управления в рабочее положение, герметизатор устья. Опоры вала барабана для намотки гибкой трубы выполнены с возможностью изменения высоты расположения указанного вала барабана от рамы транспортной базы. Изменение высоты расположения вала происходит по мере сматывания/наматывания трубы с барабана/на барабан дискретно, после сматывания/наматывания очередного слоя трубы. Барабан кинематически связан с устройством для изменения высоты опор, преимущественно, при помощи его вала. Изобретение обеспечивает повышение долговечности гибкой колонны труб. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, а именно к устройствам для выполнения подземного ремонта скважин с использованием колонны гибких труб, и может быть использовано при разработке оборудования для выполнения внутрискважинных работ - промывка скважин, удаление гидратных и парафиновых пробок и т.п. Агрегат подземного ремонта скважин с использованием непрерывной колонны гибких труб содержит транспортную базу. На раме транспортной базы установлена кабина управления, трансмиссия, барабан с центральным валом для намотки гибкой трубы, размещенный на опорах, эжектор, обеспечивающий перемещение гибкой трубы, механизмы перевода эжектора и кабины управления в рабочее положение, герметизатор устья. Опоры для вала барабана для намотки гибкой трубы выполнены с возможностью изменения высоты расположения указанного вала барабана от рамы транспортной базы. Изменение высоты расположения вала происходит по мере сматывания/наматывания трубы с барабана/на барабан дискретно после сматывания/наматывания очередного слоя трубы. Барабан кинематически связан с устройством для изменения высоты опор при помощи его вала. Опоры барабана выполнены телескопическими, состоящими как минимум из двух частей, подвижной и неподвижной. Изобретение обеспечивает увеличение долговечности колонны гибких труб. 4 ил.

Группа изобретений относится к системам и способам для выполнения подземных работ. Технический результат заключается в обеспечении возможности вращения разделенной на секции колонны гибкой насосно-компрессорной трубы в стволе скважины. Система для выполнения подземных работ содержит гибкую насосно-компрессорную трубу с первой и второй секциями, вертлюжное соединение, установленное на стыке первой и второй секций, и стопорное устройство, выполненное с возможностью вращательного сцепления с вертлюжным соединением в ответ на прохождение стопорного устройства через первую и вторую секции при перемещении в стволе скважины. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх