CN102943637A - 用于在钻机上夹紧管道的装置 - Google Patents

用于在钻机上夹紧管道的装置 Download PDF

Info

Publication number
CN102943637A
CN102943637A CN2012104008179A CN201210400817A CN102943637A CN 102943637 A CN102943637 A CN 102943637A CN 2012104008179 A CN2012104008179 A CN 2012104008179A CN 201210400817 A CN201210400817 A CN 201210400817A CN 102943637 A CN102943637 A CN 102943637A
Authority
CN
China
Prior art keywords
clamping device
pipeline
controller
tubing string
fluid
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN2012104008179A
Other languages
English (en)
Other versions
CN102943637B (zh
Inventor
艾伯特·C·奥德尔二世
理查德·李·吉鲁
图翁·坦·勒
加里·汤姆普森
卡斯滕·海德克
约尔格·伦茨
小多伊尔·弗雷德里克·布特韦尔
迈克尔·海斯
贝恩德-格奥尔格·彼得拉斯
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Weatherford Technology Holdings LLC
Original Assignee
Weatherford Lamb Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Weatherford Lamb Inc filed Critical Weatherford Lamb Inc
Publication of CN102943637A publication Critical patent/CN102943637A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN102943637B publication Critical patent/CN102943637B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02—Surface sealing or packing
    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
    • E21B33/05—Cementing-heads, e.g. having provision for introducing cementing plugs
    • 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
    • E21B19/16—Connecting or disconnecting pipe couplings or joints
    • E21B19/165—Control or monitoring arrangements therefor
    • 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
    • E21B3/00—Rotary drilling
    • E21B3/02—Surface drives for rotary drilling
    • E21B3/022—Top drives
    • 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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
    • E21B33/16—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes using plugs for isolating cement charge; Plugs therefor
    • E21B33/165—Cementing plugs specially adapted for being released down-hole

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Manipulator (AREA)
  • Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
  • Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
  • Punching Or Piercing (AREA)
  • Fluid-Pressure Circuits (AREA)
  • Specific Conveyance Elements (AREA)

Abstract

本发明涉及一种用于将管道放入井眼或从井眼取出的方法和装置。利用具有主致动器和备用安全装置的致动器来启动夹持装置。备用安全装置可包括一个或多个备用的流体操作活塞。所述夹持装置可包括整体式安全系统，该整体式安全系统适于在形成和断开所述管道和管柱之间的连接时防止损坏所述管道。

Description

用于在钻机上夹紧管道的装置
本申请是申请日为2006年12月12日、国家申请号为200680052591.0(国际申请号为PCT/US2006/061945)、发明名称为“用于在钻机上夹紧管道的装置”的申请的分案申请。
技术领域
本发明的实施方式总体上涉及一种用于夹紧管道的夹持组件。更具体地，本发明涉及一种用于在钻机上连接井眼管道的夹持装置。再具体而言，本发明涉及一种包括至少一个备用设备以保持夹持件与管道接触的夹持装置。
背景技术
在油井和气井的构建和完井中，钻机位于地面上，以有利于管柱往返于井眼的插入和移出。通过将管柱下降到井眼内、直到仅仅顶部管道的上端从井眼(或在钻台上方)伸出，这样来构建管柱并使其进入井孔中。夹持装置，诸如井眼表面或钻台上的一组卡瓦或十字叉，利用碗状卡瓦将管道固定到位，同时将下一个要连接的管道提升在井眼中心上方。一般地，下一个管道的下端具有阳螺纹连接杆端，以与从井眼延伸的管柱的阴螺纹连接套管端螺纹连接。然后利用顶驱使要增加的管道相对管柱旋转，直到在管道之间形成特定力矩连接。
可利用动力钳在钻台附近进行管道连接。或者，由顶驱通过从管道上端旋转管道来便于管道的连接。通常利用夹持管道的管道夹持工具将顶驱与管道连接。在管道联接至顶驱的情况下，可利用顶驱实现或断开管道连接，以及将管柱下降到井眼内，或甚至当管柱在其下端包括除泥构件时用管柱进行钻探。
在构建管柱或旋转管柱进行钻探时，内夹持设备或矛状体可夹住管道的内径，以暂时固定管道。内夹持设备通常在上端与顶驱连接并且在下端包括向外延伸的夹持件，该夹持件被构造成接触并固定管道的内部，以传递轴向载荷和扭转载荷。这样形成了以旋转方式固定的组件。然而，现有技术夹持组件装有用于设定夹持件的一个主致动器和一个机械弹簧备用装置。由于该备用装置是机械式备用装置，所以易于发生机械故障。此外，由于这种机械备用装置仅仅是弹簧，所以无法远程监测其状态。
需要一种具有附加安全系统的改进的夹持组件以防管柱与夹持装置意外分离。还需要一种采用了备用致动器的用于所述夹持装置安全系统。还需要一种位于所述夹持装置和钻台上的夹持器之间的整体式安全系统。
发明内容
在此描述的实施方式涉及一种用于在钻机上处理管道的方法和装置。该装置适用于夹紧管道并可配合顶驱使用。该装置在一端包括用于以旋转方式将所述装置固定至所述顶驱的接头，并且在第二端包括用于夹住所述管道的夹持件。该装置具有构造成移动所述夹持件并使其保持与管道接触的主致动器和用来保持所述夹持件与管道接触的备用组件。
附图说明
为了详细了解本发明上述特征，可参照实施方式对以上简要概述的本发明进行更具体的描述，附图中示出了部分实施方式。然而要注意的是，附图仅示出本发明的典型实施方式，因此不应认为是对本发明范围的限制，因为本发明可容许其他等效实施方式。
图1是根据在此说明的一个实施方式的钻机和井眼的示意图。
图2是根据在此说明的一个实施方式的夹持件的示意图。
图3是根据在此说明的一个实施方式的夹持件的示意图。
图4是根据在此说明的一个实施方式的用于夹持件的致动器的示意图。
图5是根据在此说明的一个实施方式的液压致动器的示意图。
图6A-6C示出根据在此说明的一个实施方式的夹持件的示意图。
图6D示出根据替代实施方式的转盘的截面图。
图7是根据在此说明的一个实施方式的液压致动器的示意图。
图8A是根据在此说明的一个实施方式的液压致动器的示意图。
图8B-8E示出根据在此说明的一个实施方式的多种夹持件的示意图。
图9A-9B示出根据在此说明的一个实施方式的定位系统的示意图。
图10A-10B示出根据在此说明的一个实施方式的传感器的示意图。
图11和11A-11C示出根据在此说明的一个实施方式的配接器的示意图。
图12A-12B示出根据在此说明的一个实施方式的固井胶塞发射装置的示意图。
图13是根据在此说明的一个实施方式的释放装置的示意图。
图14是根据在此说明的一个实施方式的管道处理系统和控制器的示意图。
具体实施方式
图1是具有管道处理系统102的钻机100的示意图。如图所示，管道处理系统102包括夹持装置104、致动器106、驱动机构108和提升系统110。管道处理系统102适于夹住管道112或一件设备114并在井眼115上方提起该管道或设备，然后完成管道处理操作。用于夹持装置104的致动器106可配有将在下面更详细说明的备用安全组件、锁紧系统和安全系统，以确保管道112不被提前释放。提升系统110和/或驱动机构108可降下管道112，直到管道112接触管柱116。然后驱动机构108可用于根据应用情况使管道112或所述一件设备114旋转，以将管道112联接到管柱116，从而延长管柱116的长度。在联接后，钻台118上最初保持管柱116的夹具119然后可释放管柱116。所示的夹具119是一组卡瓦；然而，要理解的是，夹具119可以是钻台118上的任何夹具，其包括但不限于十字叉。在夹持装置104夹住管道112并从而夹住管柱116的情况下，提升系统110和/或驱动机构108可降下管道112和管柱116，直到管道112的顶部靠近钻台118。夹具119然后被重新启动，以在钻台118附近夹住延长的管柱116，从而将延长的管柱116保持在井内。致动器106将夹持装置104从管道112释放。然后可用管道处理系统102夹住要添加至管柱116的下一个管道112。重复该程序直到操作完成。在降下管柱116时，驱动机构108可使管柱116旋转。如果管柱116配有图中示意性地示出的钻具120，那么在管柱116下降时管柱116的旋转可钻出井眼。管道112可以是任何接头连接管或管段，其包括但不限于套管、衬管、生产管道、钻管。
图2示出根据一个实施方式的管道处理系统102的示意图。除了驱动机构108、致动器106和夹持装置104之外，管道处理系统102还包括转盘200和封隔器202。
如图2所示，夹持装置104是一种适于接合管道112内部的内夹持设备。夹持装置104包括一组卡瓦208、楔形锁块210和联接至致动器106的心轴212。卡瓦208可以是任何适于夹住管道112的卡瓦或夹持件，优选地，卡瓦208具有锯齿(wicker)(未示出)以提供夹持接合。楔形锁块210联接至心轴212，心轴212可联接至致动器106。致动器106向下移动套管214或罩子，从而向下移动卡瓦208。随着卡瓦208向下移动，卡瓦208的角度和楔形锁块210的角度使卡瓦208从夹持装置104的纵向轴线径向移开。这种径向向外移动使卡瓦208移动成与管道112接合。在卡瓦208与管道112接合的情况下，管道112的重量将增加由于楔形锁块210的角度和卡瓦208的角度而由卡瓦208施加的夹持力。尽管图2示出套管214向下移动以致动卡瓦208，但可采用任何适合的构造来使卡瓦208与管道112接合。在另一实施方式中，通过使楔形锁块210相对于卡瓦208向上移动来致动卡瓦208，从而迫使卡瓦208径向向外移动。
在替代实施方式中，夹持装置104可以是用于夹住管道112外部的外夹具。该外夹具可包括在被致动时向纵向轴线移动的卡瓦。此外，可采用内、外夹持装置104的组合。此外，所述外夹具可包含进行枢转以接合管道的夹持件。在美国专利申请公开No.2005/0257933中示出了一种示例性的外夹具，在此通过参考的方式将其全部并入。
在图1和2中示意性地示出了致动器106，致动器106可以是设计用来断开和设置夹持装置104的电气组件、机械组件或液力驱动组件。此外，致动器106可以是电致动器、机械致动器或液力驱动致动器的任何组合。
在操作期间，特别是在致动器106旋转期间，转盘200允许电源或流体源例如泵(未示出)传递流体和/或电流到致动器106。转盘200可以是传统的转盘，例如具有传统的O型密封圈的斯科特回转密封(SCOTT ROTARY SEALTM)。转盘200在图2和3中是分段215的一部分，分段215具有下销端216和上套管端217，以将转盘200联接至其他钻机组件如顶驱或心轴212。心轴212的上端可具有可选的配接器218，以用来将夹持装置104连接至转盘200或驱动机构108。配接器218可以仅仅是如图所示的螺纹连接件，或包含将在下面更详细说明的锁紧装置。驱动机构108可以是本领域已知的任何用于辅助管道112的驱动机构，例如顶驱、补偿器、或顶驱补偿器组合、或移动块。顶驱机构108和夹持装置104之间的连接可与配接器218类似并且将在下面更详细地进行论述。心轴212构造成使得所述顶驱将传递旋转运动至卡瓦208，以下会更详细地进行论述。
致动器106可联接至心轴212并操作性地联接至转盘200。转盘200整体上可以是中空或实心轴，带有槽或接触环以及具有流体端口或刷子的外环。所述轴可自由旋转，而所述环是固定的。因此，流体从固定点分配到旋转轴，流体在旋转轴处进一步分配至各种部件，以操作与心轴212一起旋转的设备，如操作致动器106以设置和释放卡瓦208。
在一个实施方式中，致动器106是两个或更多个环形活塞组件300，如图3所示。每个环形活塞组件300可包括活塞302、流体致动腔304、控制线路308(示意性地示出)和流体入口310。每个环形活塞组件300都能够独立于其他活塞组件300致动夹持装置104。因此，存在内置的备用装置以提供备用安全系统。即，环形活塞组件300中的一个是操作致动器106所必需的主要组件。其余的环形活塞组件300是备用的并提供附加的备用安全装置。每个环形活塞组件300都通过将流体引入流体致动腔304来操作。致动腔304内的流体对活塞302的上侧施加压力。活塞302上的该压力使活塞向下移动。活塞302经由套管214操作性地联接至夹持装置104。尽管图中示出为联接至套管214，要理解的是，能够想出任何利用活塞302来致动夹持装置104的形式。为了将夹持装置104从管道112释放，可将流体引入释放腔306。当释放腔306中作用在活塞302下侧的流体压力大于活塞302上方的流体压力时，活塞302可向上移动，从而将夹持装置104从管道112释放。每个环形活塞组件300都可具有释放腔306或都可以不设有释放腔。可预期的是为了释放夹持装置104，简单地减轻致动腔304中的压力，然后可利用驱动机构108将图2所示的卡瓦208从管道112释放。尽管图中示出为具有两个环形活塞组件300，应当理解的是可采用任何数量，只要存在至少一个主活塞组件和一个多余的或备用活塞组件即可。
图3中示意性地示出的控制线路308可以是用于供应流体至各个环形活塞组件300的一条控制线路或一系列/多条控制线路。控制线路308可包括将信息传回至控制器312的监测线路。控制线路308允许操作人员或控制器312监测各个环形活塞组件300中的流体腔中的状态，这些状态包括但不限于压力和温度。因此，如果一个环形活塞组件300中出现突然的压力损失，则控制器312或操作人员可对其他环形活塞组件300进行调节，以确保不与管道112失去接合。尽管图中所示为控制线路，但控制线路308可以是本领域已知的任何流体源，例如围绕致动器106的环形空间(annulus)。
通常，控制器312可具有附加的控制线路，其与移动块、定位系统、传感器、驱动机构、动力钳和/或管道处理装置操作性地连通。此外，控制器312接收来自监测线路和驱动机构的数据。各种实施方式中的控制器312均可与本发明的部件以流体、无线(例如，红外、射频、蓝牙等)或有线的方式连通。示例性地，控制器312可以连通的方式联接至驱动机构、流体腔、夹持装置104、释放腔、定位系统、一个或多个传感器和其他钻机部件。控制器312通常可构造成以自动方式(例如，根据存储在存储器中的预编序列)或根据显性的用户输入来操作和监测每个相应的部件。
尽管图中未示出，但控制器312可设有可编程的中央处理单元、存储器、大容量存储设备以及已知的配套电路如电源、时钟、缓存、输入/输出电路等。一旦启动后，操作人员可通过输入指令到控制器312来控制夹持装置104的操作。为此，控制器312的另一实施方式包括未示出的控制面板。所述控制面板可包括键盘、开关、旋钮、触摸板等。
在控制器312监测并操作钻机的情况下，一种整体式安全系统可容易地适配于钻机100。一种安全系统可防止管道112或管柱116掉落。在一个实施方式中，该安全系统适于提供夹持装置104是否适当地连接于管道112的指示。因此，所述安全系统将使操作人员或控制器312获知夹持装置104已经与管道112完全接合。当所述安全系统确认夹持装置104与当前构成管柱116一部分的管道112的接合时，控制器312或操作人员可释放钻台118处的卡瓦或十字叉。所述移动块然后将降下管柱116，使得所述管道的套管端位于钻台118附近。控制器312或操作人员然后可重新启动所述卡瓦或十字叉，以夹住管柱116。在所述卡瓦与管柱116接合的情况下，控制器312将允许夹持装置104释放管柱116。所述安全系统还能够监测上扣(make up)过程中管道112的螺纹中适当的力矩量。这确保了所述螺纹在上扣的过程中不会受损并且连接是紧固的。在美国专利No.6,742,596和美国专利申请公开No.U.S.2005/0096846、2004/0173358和2004/0144547中示出了适合的安全系统的示例，在此通过参考的方式将其全部并入。
在替代实施方式中，夹持装置104的致动器106包括一个或多个活塞和缸筒组件400，如图4所示。活塞和缸筒组件400经由挡圈402联接至心轴212，并经由滑环404以可移动的方式联接至套管214。滑环404联接至每个活塞和缸筒组件400的杆406。滑环404操作性地联接至套管214以致动夹持装置104。要理解的是可采用本领域已知的任何将活塞和缸筒组件400固定至心轴212和套管214的方法。任何一个活塞和缸筒组件400都能够移动滑环404以致动夹持装置104，因而除了一个之外的活塞和缸筒组件400都是多余的或供备用，并且一个活塞是主致动器。还要理解的是，除了流体源外，还可采用其他动力源以单独或与所述流体动力一起驱动夹持装置104。这些替代的动力源包括但不限于电气系统、电池和储能系统如涡圈形盘簧和压缩气体。
在另一实施方式中，致动器106可由电驱动。该电动致动器可设有机械锁紧装置，这种机械锁紧装置用作防止夹持装置104释放的备用组件。此外，所述电动致动器可包括多于一个致动构件作为备用装置或供备用。另外，所述电动致动器可发送数据至控制器312，以将其位置通知操作人员。因此，如果一个锁紧装置失灵，则控制器312可采取措施以防止管道112意外释放。
如上所述，为了提供备用装置或备用安全组件，可使用一种可单独操作的备用致动器以在主致动器失灵的情况下确保夹持装置104的操作。在一个实施方式中，如图3所示，致动器106包括四个环形活塞组件300。主致动器可以是环形活塞组件300中的一个，而任何一个或所有其余的环形活塞组件300都可用作备用致动器。备用致动器以与主致动器相同的方式起作用。即，备用致动器在流体供应至备用致动器的致动腔304时对夹持装置104施加致动力。如上所述，致动腔304内的流体压力可由控制器312监测。即使在主致动器失灵的情况下，备用致动器也将提供作用在夹持装置104上的致动力。此外，可以设置以与所述备用致动器相同或相似的方式操作的附加备用致动器。
在另一实施方式中，在控制线路308和致动腔304之间设置图3中示意性地示出的一个或多个阀314，以提供附加的和/或替代的备用安全组件。阀314允许流体进入致动腔304，但不允许流体离开致动腔304。阀314可设定成在释放腔306被致动时释放压力。阀314通常为单向阀，例如止回阀；然而应当理解，可采用包括但不限于平衡阀的任何阀。在操作中，流体进入致动腔304并致动环形活塞组件300，从而使管道112与夹持装置104的卡瓦208接合。流体还以备用的方式起作用，以防止夹持装置104的卡瓦208与管道112分离，直到压力施加在活塞302的相反端上。在该实施方式中，阀314作用成维持活塞302上基本恒定的压力，即使流体压力在控制线路308中意外损失或被选择性地断开时也是如此。这样继而保持了卡瓦208上恒定的锁紧力。阀314可构建到致动器106中或添加和/或铅封进来，作为致动器106的附加设备。此外，阀314可位于用于操作环形活塞组件300的流体源和致动腔304之间的任何位置。阀314可根据致动器106的需要而连接于每个致动腔304或连接于任何数量的流体腔。因此，在操作中，仅仅一个致动腔304需要与卡瓦208接合。附加的致动腔304可设有阀314作为安全腔，该安全腔一旦被致动则防止夹持装置104意外地释放管道112。阀314将作用在单个活塞上。因此，如果使用了多个活塞并且如果由于密封故障而造成一个活塞不起作用或泄漏压力，则备用致动器将继续保持卡瓦208上的设定力。
在又一替代实施方式中，备用致动器是活塞和缸筒组件400中的一个或多个，并且主致动器是活塞和缸筒组件400中的一个，如图4所示。如上所述，主致动器和每个备用致动器都能够独立地操作夹持装置104。此外，图3所示的控制器312能够监测主致动器和备用致动器中的状态，以确保夹持装置104在需要时与管道112保持接合。
在又一实施方式中，活塞和缸筒组件400中至少一些设有在图5中示意性地示出的阀500，以提供作为附加安全装置的备用组件，从而防止夹持装置104意外释放。如图所示，每个活塞和缸筒组件400都包括缸筒502和活塞504。可以有连接于每个活塞和缸筒组件400的两条控制线路。致动线路506连接于每个缸筒502。致动线路506对每个活塞504施加液压或气压压力以致动夹持装置104(在图1-4中示出)。释放线路512在活塞504下方连接于每个缸筒502以释放夹持装置104。可将一条或多条供给线路508联接至每条致动线路506。此外，可采用单独的供给线路以单独驱动每个活塞和缸筒组件400。每条致动线路506都可设有阀500，尽管图中示出每条致动线路506都具有阀500，要理解的是可采用少至一个的阀500。
为了启动夹持装置104，流体流经所述一条或多条供给线路508。流体进入每条致动线路506，然后流过阀500。阀500以允许流体流向缸筒502但不能向供给线路508流回的方式操作。随着流体持续地流过阀500，流体充满阀500下游的每条线路。流体然后可开始在活塞504上施加力。活塞504上的力导致活塞504移动滑环404(在图4中示出)并致动夹持装置104。然后卡瓦208接合管道112。当卡瓦208完全接合时，流体将不再向下移动活塞504。可在预定压力下停止引入流体，该预定压力可由控制器312或操作人员监测。作用在处于致动位置的活塞504上的唯一的力是活塞504上方的流体压力。系统将稳定在该状态，直到所述压力被开关510或阀500释放或出现系统故障。每个阀500都用作确保夹持装置104不会意外释放管道112的安全系统。在操作中，通过使开关510致动并允许流体离开活塞504的顶侧来释放卡瓦208。然后将流体引入释放线路512中，以对活塞504的底侧加压。在流体在活塞504上方释放的情况下，除了卡瓦208和管道112之间的摩擦外不需要附加的力来释放卡瓦208。尽管阀500与活塞和缸筒组件400一起示出，要理解的是阀500和液压方案可结合这里公开的任何致动器一起使用。
在又一实施方式中，一个或所有活塞和缸筒组件400都可设有可选的蓄能器514，在图5中示出。蓄能器514提供附加的安全装置以确保夹持装置104不会提前释放管道112。如图所示，蓄能器514在每个致动线路506内位于阀500和缸筒502之间。蓄能器线路516用流体将蓄能器514联接至致动线路506。每个蓄能器514可包括囊状物或隔膜(未示出)。所述囊状物是将活塞和缸筒组件400系统流体与蓄能器514内的可压缩流体分开的非渗透性弹性膜。在操作活塞和缸筒组件400系统流体之前，蓄能器514充入可压缩流体至预定压力。在所述可压缩流体压力仅存在于蓄能器514中的情况下，所述囊状物将膨胀成向蓄能器514的蓄能器线路516盖住下端。当所述囊状物处于该位置时，蓄能器囊状物已达到最大膨胀度。当用于操作活塞和缸筒组件400的流体进入蓄能器514时，所述囊状物的隔膜开始相对于蓄能器线路516向上移动。所述囊状物随着在蓄能器514内向上移动而进一步压缩所述可压缩流体。在卡瓦208完全接合的情况下，所述流体将不再向下移动活塞504。系统流体将继续使所述囊状物膨胀，同时压缩蓄能器514内的可压缩流体。系统流体的引入将在预定压力下停止。如上所述，系统可保持在该状态，直到所述压力被开关510释放或出现系统故障。
在液压系统泄漏的情况下，系统将缓慢地开始泄放其系统流体。然而，随着系统流体泄放，蓄能器514内的可压缩流体通过增加体积来维持系统流体的压力。所述囊状物随着可压缩流体膨胀而膨胀，从而通过增加系统体积而维持系统流体的压力。囊状物的膨胀和系统流体泄放量有关。换句话说，系统流体的压力继而活塞504上的压力在系统流体损失时由于囊状物的膨胀而保持恒定。所述囊状物在系统流体外泄时继续移动，直到完全膨胀。一旦所述囊状物已完全膨胀，系统流体任何进一步的泄漏将会导致所述系统中的压力损失。蓄能器514内的压力可由控制器312监测。因此，蓄能器514中一出现压力损失，控制器312或操作人员就可增加活塞和缸筒组件400内的压力，从而防止意外释放夹持装置104。每个阀500和蓄能器514对每个活塞和缸筒组件400单独起作用。所以，可存在一个具有阀500和蓄能器514的主活塞和任何数量的具有阀500和蓄能器514的备用活塞，从而提供增大的安全因子。蓄能器514可与在此所述的任何致动器一起使用。
在上述转盘200的替代实施方式中，转盘600直接联接至致动器106，如图6A所示。由于不需要分段215，这减少了夹持装置104的总长。转盘600具有连接于控制线路604的流体喷嘴602，控制线路604联接至流体源或电源606(示意性地示出)。转盘600另外具有经由端口608与致动器106连通的流体腔180，以用于释放或接合卡瓦208。转盘600包含壳体610和直接连接于旋转构件的基座614，壳体610可包括流体喷嘴602、两个或更多个密封圈612。此外，转盘600包括滑环616，滑环616将壳体610联接至基座614，同时允许壳体610在基座614旋转时保持静止。图6B示出转盘600联接至根据替代实施方式的致动器106A。图6C示出两个转盘600连接于致动器106B。致动器106B具有活塞618，该活塞在从下转盘600引入的流体作用下向上移动，并且在从上转盘600引入的流体作用下向上移动。活塞618操作夹持装置104。要理解的是，转盘600可与在此公开的或本领域已知的任何致动器106装置一起使用。此外，可采用任何数量的转盘600。
在又一替代实施方式中，可通过具有电动备用装置的主流体系统实现任何上述致动器的备用。此外，所述主系统可以是电动的并且所述备用系统可以是流体操作的。
在又一替代实施方式中，上述转盘200和/或600可采用旋转接头620的形式，如图6D所示。旋转接头620包括内旋转构件622和外静止构件624。内旋转构件622可联接至管道处理系统102的旋转部件，例如驱动机构108和致动器106。外静止构件624适于联接至用于操作管道处理系统102部件的一条或多条控制线路。如图所示，旋转接头620包括两个液压流体入口626和四个气动流体入口628；然而，要理解的是可采用气动流体入口、液压流体入口、电入口和光纤入口的任何组合，包括仅仅一个液压流体入口626和/或一个气动流体入口628。入口626和628能够可选地包括用于控制流动的阀。在内旋转构件622和外静止构件624之间可包括轴承630以承受所述两个构件之间的径向力和轴向力。如图所示，轴承630位于外静止构件624的每端处。
液压流体入口626经由穿过外静止构件624的端口634利用流体联接至环形腔632。环形腔632围绕外静止构件624的整个内径。环形腔632利用流体联接至位于内旋转构件622内的控制端口636。控制端口636可利用流体联接至管道处理系统102的任何部件。例如，控制接口636可联接至致动器106以操作主致动器和/或备用致动器。
为了防止内旋转构件622和外静止构件624之间的泄漏，可在环形腔632每侧的凹处640中的位置处设置流体动压密封件638。如图所示，流体动压密封件638是一种适于密封所述液压流体所需的增压的高速润滑片。流体动压密封件638可由包括但不限于橡胶、聚合体、弹性体的任何材料制成。流体动压密封件638在凹处640中呈不规则的形状和/或位置。流体动压密封件638在凹处640中的不规则形状和/或位置适于在凹处640的壁和流体动压密封件638之间形成空腔641或一空间。在操作中，液压流体进入环形腔632并继续进入流体动压密封件638和凹处640之间的空腔641。所述液压流体随着内旋转构件622旋转而在所述空腔中移动。这种移动使所述液压流体在空腔641内循环并驱动流体动压密封件接触表面之间的液压流体。所述液压流体的循环和驱动在流体动压密封件638、凹处640以及内旋转构件622的表面之间形成液压流体层。该液压流体层形成对流体动压密封件638的润滑，以减少热量的产生并延长流体动压密封件的寿命。在替代实施方式中，流体动压密封件638比凹处640窄，而其高度基本等于或大于凹处640。流体动压密封件638在周向上也可以比所述凹处长。这种构造迫使流体动压衬垫638以图6D中的波浪形虚线的形式弯曲并压缩在如图所示的凹处中。当旋转时，所述液压流体如上所述在空腔641中循环。每个所述入口均可包括流体动压密封件638。每个所述入口均可具有控制端口636，以操作管道处理系统102的任何部件的单独工具。
可在气动流体入口628的环形腔632每侧的凹处640中的位置处在内旋转构件622和外静止构件624之间设置密封件642。衬垫642可包括低摩擦垫646和位于所述凹处一侧上的标准密封件644。所述低摩擦垫可包括低摩擦聚合体，所述低摩擦聚合体包括但不限于特氟龙(TeflonTM)和聚醚醚酮(PEEKTM)。低摩擦垫646在旋转期间减少标准衬垫644上的摩擦。在此描述的任何衬垫都可用于任何入口626和/或628。
管道处理系统102可包括补偿器700，如图7所示。补偿器700补偿管道112与管柱116连接过程中由于螺纹上扣而造成的长度损失，而无需降低驱动机构108和/或顶驱。该系统不但考虑螺纹上扣时的长度补偿，还控制施加到上扣螺纹上的重量，使得在上扣过程中不会对螺纹施加过多的重量。如图所示，保持器700由在一端联接至固定位置704的一个或多个补偿活塞702组成。固定位置704可联接至管道处理系统102相对于管道112纵向固定的任何部分。如图所示，固定位置704联接至顶驱。补偿活塞702的另一端操作性地经由联接环706联接至活塞和缸筒组件400。活塞和缸筒组件400如上述联接至夹持装置104。补偿器活塞702适于保持静止，直到达到预设载荷。在达到所述载荷后，所述补偿器活塞将允许联接环706在所述载荷作用下移动，从而允许夹持装置104移动。
在操作中，夹持装置104夹住管道112。在仅有管道112联接至夹持装置104的情况下，补偿器活塞702将保持在其初始位置。管道112然后将接合管柱116，如图1所示。驱动机构108然后将旋转管道112，以将管道112联接至管柱116。在进行螺纹联接时，附加载荷被施加到夹持装置104并因此施加到补偿器活塞702。当完成了螺纹连接时，补偿器活塞702将响应于所述附加载荷而移动，从而允许夹持装置104纵向向下移动。尽管图中示出补偿器700与活塞和缸筒组件400一起使用，要理解的是补偿器700可连同在此描述的任何致动器一起使用。
补偿器活塞702可经由控制线路708由控制器312控制和监测。控制线路708根据所执行的操作使补偿活塞702中的压力被控制和监测。控制器312能够调节补偿器活塞702的灵敏度，以使所述补偿器活塞能够响应于不同载荷而移动。
在另一实施方式中，补偿器700仅仅是一种花键套管或挡圈，图中未示出。所述花键套管允许驱动机构108和夹持装置104之间的纵向滑动或移动。在又一实施方式中，所述补偿器可包括活塞和花键套管的组合。
致动器106可适于互换和/或模块化使用，如图8A-8E所示。即，一个致动器106可适于操作任何尺寸或种类的模块化夹持装置804。图8A示出具有活塞和缸筒组件400的致动器106、一个或多个补偿器活塞702和用于将致动器106联接至驱动机构108(在图1中示出)的配接器218。配接器218可包括力矩分段，以监测施加至管道112的力矩。图8B-8E示出可与致动器106一起使用的各种示例性模块化夹持装置组件804。利用模块化滑环802实现所选夹持装置804的致动。如上所述，与上述滑环404相似的模块化滑环802联接至活塞和缸筒组件400并可随其移动。模块化滑环802适于联接至模块化夹持装置804的相配的滑环806。当联接至相配的滑环806时，模块化滑环802可致动上述夹持装置104。在这方面，滑环802和806响应于活塞和缸筒组件400的致动而一致移动，这继而导致夹持装置104与管道112接合或分离。可采用万向联轴器808将来自驱动机构108的力矩传递至模块化夹持装置804。如图所示，对每个模块化夹持装置104，在转轴810的端部处设置万向节808。万向节808适于联接至致动器106内的轴。在万向节808联接至致动器106该轴的情况下，可将旋转从驱动机构108传递至转轴810并继而经由模块化夹持装置804传递至所述管道。
在操作中，管道处理系统102的模块化特点允许快捷并容易地容置任何尺寸的管道112而不需要拆卸致动器106和/或驱动机构108。因此，如图8B所示，可使用外模块化夹持装置804在一开始夹住、联接所述管道并与所述管道一起钻井。然后可通过将滑环806与滑环802分离来移开外模块化夹持装置804。如图8E所示，内夹持装置804然后可用来继续联接、处理管道112并与管道112一起钻井。可预期的是在操作过程中可采用具有任何合适尺寸的夹持装置。此外，在此描述的任何致动器106都可连同模块化夹持装置804一起使用。
图9A和9B示出可与这里公开的任何管道夹持组件和任何致动器106一起使用的定位系统900。如图所示，定位系统900可合并到具有活塞和缸筒组件400的致动器106内。定位系统900适于在其被活塞和缸筒组件400移动时跟踪滑环404或活塞杆406的移动。定位系统900可与控制器312连通，以监测夹持装置104的接合和分离。定位系统900跟踪活塞的位置，从而跟踪夹持装置104的位置。定位系统900可包括轮子902，轮子902联接至臂904，亦联接至活塞推杆406，或者联接至套管214或滑环404。所述轮子随着活塞推杆406将滑环404从分离位置移动至接合位置时在轨道906上滚动。轨道906可包括隆起部分907。当轮子902到达隆起部分907时，其将臂904从夹持装置104的心轴212径向移开。臂904联接至致动位置指示器910的触发器908。因此，当触发器908与位置指示器910接合时，触发器908在位置指示器910内的高度和位置指示活塞推杆406和/或滑环404的位置并因此指示卡瓦208的位置，图中未示出。尽管图中示出轨道906具有一个隆起部分，要理解的是轨道906可具有任何结构并指示活塞推杆406和/或滑环404在夹持装置的致动和分离过程中所处位置的全部范围。定位系统900可发送和/或接收气动和/或液压信号到控制器312和/或流体源，并可进一步通过无线方式或通过有线通信线路发送电子信号。此外，定位系统900可以是任何的位置定位器，其包括但不限于霍尔效应仪、应变仪，或任何其他近程传感器。传感器通信信号可通过所述转盘送回和/或经由射频发送。
在又一实施方式中，夹持装置104包括传感器1000，传感器1000用于指示夹持装置104的挡圈1002已达到管道112的顶部，如图10A和10B所示。挡圈1002适于防止管道112在夹持装置104与管道112接合时移过夹持装置104。传感器1000可在管道112接近挡圈1002时检测管道112。在使用中，提升系统110和/或驱动机构108将首先朝管道112降下夹持装置104，以促使夹持装置104的接合部进入管道112，或者，如果所述夹持装置是外夹具则促使该接合部围绕管道112。当提升系统和/或驱动机构108继续相对于管道112移动夹持装置104时，传感器1000将在管道112到达距挡圈112预定距离时被致动。传感器1000可发送信号至控制器312或操作人员，以指示已到达挡圈1002至管道112的预定近程。控制器312和/或操作人员然后可停止提升系统110和/或驱动机构108继续相对于管道112移动夹持装置104。夹持装置104然后可被启动，以夹住管道112开始进行钻井和/或运转操作。
如图10A和10B所示，传感器1000是靠在挡圈1002的凹处1004中的机械传感器并且被偏置成在挡圈1002的底表面下方突出。图10B示出传感器1000联接至用来操作控制阀1008的启动器1006。如图所示，启动器1006是突出穿过挡圈1002的杆，其在一端联接至控制阀1008并在另一端联接至适于接合管道112的触头1010。传感器1000可包括用于朝未接合位置对启动器1006施加偏压的弹簧1007。因此，触头1010随着夹持装置104下降到管道112中而靠近管道112的上端。一旦触头1010与管道112接合，控制阀1008则被致动并发送信号至控制器312或操作人员，以指示夹持装置104位于管道112内。尽管图中示出的是机械传感器，要理解的是传感器1000可以是本领域已知的任何传感器，例如杆和活塞组件、应变仪、近程传感器、光学传感器、红外线传感器和激光传感器。传感器1000有助于防止在管道112连接于管柱116之前将提升系统110、致动器106和驱动机构108的全部重量压在管道112的顶部上。在一个实施方式中，传感器1000的状态可经所述转盘发送回和/或经由射频发送。
在又一实施方式中，可在管道处理系统102的部件之间提供接头的配接器218包括如图11所示的锁1100。配接器218位于驱动机构108和致动器106之间；然而，要理解的是配接器218可位于管道处理系统102的任何部件之间。锁1100防止管道处理系统102的部件之间的连接部由于部件旋转而意外释放。如图所示，部件连接部包括驱动机构108的销连接器1102，销连接器1102适于联接至致动器106的套管端1103。销连接器1102和套管端1103都具有成形外表面1104。图11A所示的成形外表面是八边形结构；然而，要理解的是该形状可以是任何能够传递力矩的构造，例如齿轮或花键、六边形、正方形、锁键(销)等。成形外表面1104构造成与锁1100的成形内表面1106相匹配。锁1100可包括用于将锁1100联接至销连接器1102的紧定螺钉1108。尽管图中紧定螺钉1108示出连接于销连接器1102，要理解的是紧定螺钉1108可联接至所述连接部的任何部分，只要锁1100与销连接器1102和套管端1103都接合。因此，在操作中，锁1100布置在销连接器1102上并且套管端1103联接至销连接器1102。锁1100然后移动使得成形内表面1106与销连接器1102和套管端1103的成形外表面1104都接合。紧定螺钉1108然后将锁1100联接至销连接器1102。驱动机构108然后可被致动以使管道112旋转。当驱动机构108扭转所述连接部时，除了所述螺纹连接外，载荷还通过锁1100传递。锁1100防止所述连接部过载或松脱。尽管示出驱动机构108具有销端并且致动器106具有套管端，但任何构造都可用来确保连接。此外，所述锁可包括楔块离合器以接合顶驱主轴，因此不需要改变顶驱主轴的外径，图中未示出。
在又一实施方式中，配接器218是如图11C和11B所示的外锁紧工具1110。外锁紧工具1110可包括两个或更多个连接元件1112，这些连接元件1112被连接起来以围绕管道处理系统102的部件之间的连接部。如图所示，连接元件1112经由销1114以可枢转的方式相互连接。销1114可被拆卸以打开外锁紧工具1110并将外锁紧工具1110围绕所述连接部放置。然后可重新安装销1114将外锁紧工具1110锁紧在所述连接部的周围。此外，可移除或增加任何数量的连接元件1112以适应所述连接部的尺寸。连接元件1112在连接时形成具有两个或更多个板牙1116的内径。每个连接元件1112可具有一个或多个适于容纳板牙1116的凹处1117。所述内径适于等于或大于管道处理系统102的部件之间的连接部的外径。板牙1116具有接合表面1118，接合表面1118适于以夹持的方式接合管道处理系统102的部件之间的连接部的外径。在一个实施方式中，板牙1116足够大以横跨管道处理系统102的部件之间的连接部。可选地，板牙1116能够经由一个或多个调节螺钉1120进行径向调节。所示的调节螺钉1120横跨每个连接元件1112。调节螺钉1120在连接元件1112的内部与板牙1116接合，并且易于在连接元件1112的外部进行调节。尽管图中调节螺钉1120示出为螺钉，要理解的是任何径向移动所述板牙的方法都可使用，所述方法包括但不限于可流体致动活塞、电致动器或销。这样，带板牙1116的连接元件1112可围绕两个部件之间的连接部联接在一起。如果需要的话，然后可经由调节螺钉1120调节板牙1116，从而以夹持的方式与所述连接部接合。每个板牙1116将横跨所述连接部并从而夹住所述两个部件。联接于连接元件1112的板牙1116将防止所述部件相对于彼此旋转，从而防止所述连接部意外释放。
图11B示出外锁紧工具1110的替代实施方式。如图所示，每个连接元件1112具有至少两个单独的板牙1116。所述板牙能够经由调节螺钉1120独立地调节。这允许每个板牙1116独立地接合所述连接的每个部件。因此，所述部件可具有不同的外径并且仍然被外锁紧工具1110的单独板牙116接合。在板牙1116以夹持的方式与部件接合的情况下，以与上述相同的方式防止所述部件之间的相对旋转。
在另一实施方式中，设备114是适于供夹持装置104使用的固井胶塞发射装置1200，如图12A-12B所示。除了任何钻机管道处理设备之外，固井胶塞发射装置1200还可适于被在此所述的任何管道处理系统102接合。例如，固井胶塞发射装置可适于联接至内夹持装置、外夹持装置、或外夹持装置和/或内夹持装置的任何组合。与夹持装置104一起使用固井胶塞发射装置1200允许操作人员在不需要在使用前将夹持装置104从钻机拆下的情况下使用固井工具。这样节省了钻机时间并减少了管柱116暴露于未固井的井眼。此外，可将固井胶塞发射装置1200作为一个整体组件带到钻台，可用所述夹持装置操作所述组件并将其联接至管柱116。这使得能够快速操作，同时保护了所述壳体内的胶塞和设备114。此外，固井胶塞发射装置1200仅需在要进行固井操作时连接于管道处理系统102。固井胶塞发射装置1200可允许将管柱116用水泥固定在适当位置而不需要通过夹持装置104、致动器106和驱动机构108泵送水泥。
以下将说明固井胶塞发射装置1200与内夹持装置104一起使用。如图12A所示，发射装置1200具有上接头1202和可选的发射装置转盘1204、流体入口1205和阀1206。转盘1204可以与上面提到的转盘相同的方式起作用。图中示出阀1206是一种止回阀；然而，阀1206可以是包括但不限于球阀、闸阀、单向阀、安全阀和TIW阀的任何阀。阀1206适于防止水泥和/或钻井流体在固井操作的过程中流经固井胶塞发射装置1200。此外，阀1206可防止泵压在循环或固井的过程中影响夹持装置104的负载容量。发射装置1200的上接头适于被夹持装置104接合。因此，在管柱116已运行和/或钻探或铰进到期望深度后，夹持装置104可释放管柱116并拾起发射装置1200。为了夹住发射装置1200，将夹持装置104插入上接头1202中。致动器106然后启动卡瓦208与上接头1202夹持接合。夹持装置104和固井胶塞发射装置1200然后被提升系统提升在管柱116之上。提升系统然后可将固井胶塞发射装置1200向管柱116放下以与其接合。驱动机构108然后可旋转固井胶塞发射装置1200以将固井胶塞发射装置1200联接至管柱116。因此，仅对管道处理系统102作少许改动或不作改动就可完成固井操作。在一个实施方式中，管道处理系统102可具有密封能力以允许流体在阀1206上方被泵入固井胶塞发射装置1200的内径中。
图12A所示的固井胶塞发射装置1200示出一种如在美国专利NO.5,787,979和5,813,457中描述的典型的发射头，以及发射装置转盘1204和适于被夹持装置104夹住的上接头1202的附加装置，在此通过参考的方式将这些专利全文并入。图12B所示的发射装置1200(a)示出胶塞发射系统的使用，所述发射系统采用常规胶塞以及非旋转胶塞，例如美国专利No.5,390,736所描述的胶塞，在此通过参考的方式将该专利全文并入。发射装置1200(a)进一步包括允许流体泵入井眼的转盘1204，同时阀1206防止流体流至夹持装置104。所述流体可以是本领域已知的任何流体，例如水泥、生产液、隔离液、泥浆、将泥浆转化为水泥的流体等等。胶塞发射组件1200和1200A可允许管柱116在固井操作的过程中旋转。图12C示出固井胶塞发射装置1200(b)，其适于以下将描述的远程操作。
要理解的是固井胶塞发射装置1200和1200A可连同夹钳、套管卡或甚至另一种夹持装置例如矛状体或外夹持设备一起使用，以连接至预先处理的管柱116。
图中示出固井胶塞发射装置1200和1200(A)具有手动胶塞释放装置。在又一可选实施方式中，固井胶塞发射装置1200和1200(A)配有远程操作的致动系统。在该实施方式中，所述手动胶塞释放装置由胶塞启动器代替或配有这种胶塞启动器。所述胶塞启动器是从控制器312电控或无线控制的流体。因此远处的控制器或操作人员可在期望的时间利用胶塞启动器释放每个胶塞1208和1210。所述胶塞启动器一般将防止胶塞1208/1210在固井胶塞发射装置1200/1200(a)中向下移动并进入管道112的构件移开。因此在胶塞启动器致动后所述构件移开的情况下，胶塞1208/1210执行固井操作。用来操作所述胶塞启动器的流体线路或电气线路可包括转盘，以在固井胶塞发射装置1200和1200(A)的旋转过程中与胶塞启动器通信。在替代方式中，所述胶塞启动器可释放适于供胶塞1208和1210使用的球(ball)或飞镖(dart)。
在固井操作过程中，使管柱116在水泥进入井眼115和管柱116之间的环状空间时往复运动和/或旋转是有益的。所述移动、往复运动和/或旋转可由提升系统110和驱动机构108完成并有助于确保水泥分布在所述环状空间内。用于所述固井胶塞发射装置的远程操作致动系统在管柱116的移动过程中是有益的，其可防止操作人员在释放胶塞1208和1210时由于所述固井胶塞发射装置的移动而受伤。
尽管所述固井胶塞发射装置可与用于夹持装置的备用安全机构一起使用或讨论，要理解的是，不必将所述发射装置与在此包括的任何其他方面或主题联系在一起。
在另外一个实施方式中，管道处理系统102可包括释放装置1300，如图13所示。在具有卡瓦型内夹持装置的管道处理系统的操作过程中，图2所示的卡瓦208可能卡在管道112内。当夹持装置104的卡瓦208在夹持装置104不能相对于管道112移动的位置处意外地与管道112接合时，可能出现这种情况。例如夹持装置104的挡圈1002挡住管道112的顶部并且卡瓦208与管道112接合。此时，相对于管道112向上拉动夹持装置104进一步使卡瓦208与管道112接合，另外，由于挡圈1002和管道112的顶部互相接触，阻止了夹持装置104相对管道112向下移动以释放卡瓦208。释放装置1300适于在夹持装置被卡住的情况下选择性地将夹持装置104从管道112释放并且可合并到挡圈1002中，或者可以是单独的单元。释放装置1300可具有释放活塞1302和释放腔1304。释放腔1304可经由流体阻挡器1306如LEE AXIAL VISCO JETTM和阀1307联接至释放活塞。图中所示的阀1307是一种单向阀或止回阀。流体阻挡器1306防止释放腔1304中的流体压力快速致动释放活塞1302。阀1307防止流体从释放腔1304向释放活塞1302流动而允许流体反向流动。释放装置1300可进一步包括偏压件1308，偏压件1308适于对释放活塞1308向如图13所示的未接合位置施加偏压。释放装置1300在挡圈1002与管道112接合并且通过所述提升系统将重量作用在夹持装置104的心轴212上时进行操作。心轴212可通过联接装置1309联接至释放活塞1302。作用在心轴212上的向下力压缩释放腔1304内的流体。由于流体阻挡器1306，初始压缩将不会移动释放活塞1302。释放腔1304的持续压缩使流体缓慢地流经流体阻挡器1306并作用在释放活塞1302上。当释放活塞1302致动活塞缸筒1310时，活塞缸筒1310使心轴212相对于挡圈1002向上移动。因此，随着释放腔1304的持续压缩，心轴212使卡瓦208缓慢地与管道112脱离。此外，流体阻挡器1306防止卡瓦208由于突然作用在心轴212上的重量而意外释放。释放腔1304持续致动至最大活塞行程将释放卡瓦208。夹持装置104然后可从管道移开。当重量从挡圈1002移开时，释放腔中的压力迅速下降。偏压件1308将所述活塞向未接合位置推回，并且阀1307允许流体返回到释放腔。在另一实施方式中，释放装置1300装有可选的凸肩1312。凸肩1312适于靠在管道112的顶部上。
图14是整体式安全系统和/或互锁的示意图。整体式安全系统1400可适于在管道处理系统102的操作过程中防止对管道112和/或管柱116的损坏。在一个实施方式中，整体式安全系统1400由控制器312电子控制。整体式安全系统1400适于防止夹持装置104在夹具119夹住管道112和/或管柱116之前释放。例如，在管道处理操作中，控制器312可首先启动夹持装置104的致动器106以夹住管道112。控制器312然后可启动夹持装置104的旋转以将管道112联接至管柱116。控制器312然后可释放夹具119，同时仍用夹持装置104夹住管道112和管柱116。控制器312将防止管道112在夹具119重新夹住管道112和管柱116之前释放。一旦夹具119已重新夹住管道112，控制器312将允许夹持装置104释放管道112。
整体式安全系统1400还能够监测上扣过程中管道112的螺纹中适当的扭矩量。这确保了所述螺纹不会在上扣过程中损坏并且所述连接是紧固的。在美国专利No.6,742,596和美国专利申请公开No.U.S.2005/0096846、2004/0173358和2004/0144547中示出了合适的安全系统的示例，在此通过参考的方式将这些专利全文并入。
在另一实施方式中，整体式安全系统1400可包括定位系统900。定位系统900发送信号至控制器312，所述信号给出夹持装置104相对于管道112的状态。换句话说，定位系统900在管道112被夹持装置104夹住或未夹住时对控制器312作出指示。在操作中，在夹持装置104夹住管道112后，定位系统900将指示管道112被夹住并且可安全地提升夹持装置104的信号发送给控制器312。夹持装置104由驱动机构108和/或提升系统110操纵以将管道112联接至管柱116。控制器312然后可打开夹具119以释放管柱116。管道112如上所述被降下并被夹具119重新夹住。控制器312然后将夹持装置104从管道112释放。定位系统900在夹持装置104与管道112安全脱离时通知控制器312。夹持装置104然后可从管道112移开而不会划伤或损坏管道112。
在另一实施方式中，整体式安全系统1400可包括传感器1000。传感器1000在挡圈1002靠近管道112的时候发送信号至控制器312。因此，在夹持装置104接近管道112和/或管道116时，在挡圈1002撞到管道112之前将信号发送至控制器312。控制器312然后可停止夹持装置104的移动，并且在某些情况下，根据操作来提升夹持装置104。夹持装置的停止防止在不期望时将重量作用在管道112上。在另一实施方式中，所述信号可引起视觉和/或听觉警报，以允许操作人员作出采取任何需要步骤的决定。
在又一实施方式中，整体式安全系统1400可包括释放装置1300。释放装置1300在其开始启动夹持装置104缓慢释放时可发送信号至控制器312。控制器312然后可根据情况超驰(override)释放装置1300，提升夹持装置104，和/或启动致动器106以超驰释放装置1300。例如，如果释放装置1300在夹具119夹住管道112之前开始夹持装置104的缓慢释放，则所述控制器可超驰释放装置1300，从而防止夹持装置104释放管道112。
在又一实施方式中，整体式安全系统1400适于经由控制器312控制补偿器700。当补偿器700在管道112联接至管柱116的过程中启动时，补偿器700可发送信号至控制器312。补偿器700可测量管道112在联接过程中已向下移动的距离。补偿器700行进的距离将表示管道112和管柱116之间是否已经完成连接。在已连接的情况下，控制器312此时可允许夹持装置104与管道112和/或所述补偿器脱离以返回到其初始位置。
在一个替代实施方式中，所述整体式安全系统可以是一个或多个机械锁，其防止用于一个钻机组件的各个控制器在另一个钻机组件接合之前操作。
在操作中，夹持装置104附于联接至钻机100的提升系统110的驱动机构108或转盘200。管道112可与提升器(未示出)接合。所述提升器可以是本领域已知的任何提升器并且可通过本领域已知的任何适当方法联接至管道处理系统102。所述提升器然后使管道112靠近夹持装置104。在一个替代实施方式中，所述夹持装置可接近管道112。夹持装置104然后被提升系统110降下，或者所述提升器相对于夹持装置104提升管道112，直到卡瓦208位于管道112内部。当夹持装置104的挡圈1002靠近管道112时，传感器1000可发送信号至控制器312。控制器312然后可停止夹持装置104和管道112之间的相对运动。
在夹持装置104处于期望位置的情况下，控制器312自动地或在操作人员的指令下启动致动器106。至少致动器106的主致动器被致动以促使卡瓦208与管道112接合。可在所述主致动器被致动的同时或之后致动一个或多个备用致动器。所述主致动器将确保卡瓦208与所述管道接合，而所述备用致动器将确保管道112不被夹持装置104提前释放。所述主致动器和备用致动器的操作由控制器312和/或操作人员监测。
在致动器106启动夹持装置104时，定位系统900可将关于卡瓦208相对于管道112的位置的信号发送至控制器312。在管道112被接合后，驱动机构108和/或提升系统110可承载管道112的重量，以将其连接至管柱116。管道处理系统102然后降下管道112，直到管道112与管柱116接合。驱动机构108然后可旋转管道112以将管道112联接至管柱116。在管道112联接至管柱116的过程中，补偿器700可补偿管道112相对于驱动机构108的任何轴向移动。这种补偿防止了对管道112螺纹的损坏。补偿器700可将管道112和管柱116之间的连接程度指示给控制器312。在驱动机构108经由夹持装置104和卡瓦208将旋转传递至管道112时，所述转盘允许旋转组件和控制器312或任何流体源/电源之间的连通。在完成管道112到管柱116的连接后，夹具119可释放管柱116，而夹持装置104继续支撑管道112和管柱116的重量。提升系统110然后将管柱116降至期望位置。夹具119然后夹住管柱116。控制器312然后可通过使用释放装置1300或使致动器106停止工作来脱开卡瓦208，以释放管柱116。在这个程序的过程中，整体式安全系统1400可防止管柱116意外坠落到井眼115内。然后可重复该过程，直到管柱116处于期望的长度。在一个实施方式中，所述整体式安全系统。
当管柱116下降到井眼115中时，钻探流体可通过夹持装置104泵入管柱116中。钻探流体流经夹持装置104的流动通路206(在图2中示出)。分隔器202的隔板204防止钻探流体从管柱116的顶部意外流出。
在降下管道112和管柱116后，夹持装置104然后可用于以上述方式与设备114接合。在一个实施方式中，所述设备是图12A-12B所示的固井胶塞发射装置1200/1200A。夹持装置104首先接合上接头1202，然后将固井胶塞发射装置1200联接至管柱116。此后，通过控制器312或通过操作人员手动操作使第一胶塞1208落入管柱116内。水泥然后可经由流体入口1205泵入固井胶塞发射装置1200内并在第一胶塞1208后面沿管柱116流下。转盘1204允许水泥在驱动机构108使管柱116旋转和/或往复运动时根据需要泵入固井胶塞发射装置1200内。在必要量的水泥泵入管柱116后，控制器312和/或操作人员使第二胶塞1210落下。可用任何适合的流体例如钻探流体将第二胶塞1210沿管柱116推下。第二胶塞1210继续沿管柱116向下移动，直到其落在第一胶塞1208上。水泥然后能够在管柱116和井眼115之间的环状空间内干燥。固井胶塞发射装置1200然后可从管柱116移开并随后与夹持装置104分离。
在管柱116被水泥粘结在适当位置的情况下，夹持装置104可从致动器106移开。图8所示的模块式夹持装置804中的一个然后可联接至致动器106，以适应不同尺寸的管道112。可制成新的管柱116并以与上述相同的方式将其放入被水泥粘结的管柱116中。新的管柱可在其下端配有碾磨和/或钻探工具，以磨碎管柱116内的任何碎屑和/或钻探井眼115。用与上述相同的步骤来将该管柱116放入并设置到井眼内。可重复该过程直到管道处理完成。可将该过程反过来以将管道从井眼115移开。
在此处描述的又一实施方式中，公开了一种与顶驱一起使用的用于夹住管道的装置。该装置在一端包括用于以旋转的方式相对于所述顶驱固定所述装置的接头，并在第二端包括用于夹住管道的一个或多个夹持构件。此外，所述装置包括构造成移动并保持所述夹持件与所述管道接触的主致动器，以及适于保持所述夹持件与所述管道接触的备用组件。
在又一实施方式中，用流体操作主致动器。
在又一实施方式中，用电气方式操作主致动器。
在又一实施方式中，其中备用组件包括选择性驱动的备用致动器。
在又一实施方式中，用液压方式操作备用组件。
在又一实施方式中，将监测器联接至控制器以监测备用组件中的状态。
在又一实施方式中，所述监测器监测主致动器中的状态。
在又一实施方式中，备用组件包括可连同主致动器一起操作的止回阀，以确保主致动器在出现液压故障的情况下仍然能够操作。
在又一实施方式中，备用组件进一步包括另外的流体源，以确保主致动器在出现液压故障的情况下仍然能够操作。
在又一实施方式中，第一转盘构造成以连通的方式将主致动器联接至流体源。此外，第二转盘可联接至构造成以连通的方式将所述备用组件联接至所述流体源的备用组件。此外，可设置第二流体源。
在又一实施方式中，所述连接部包括用于防止所述装置和顶驱彼此独立旋转的锁。此外，该锁可包括用于与所述顶驱和所述装置的成形外径接合的成形套管。或者，所述锁可包括构造成围绕所述连接部的两个或更多个连接件，以及位于每个连接件的内侧表面上的一个或多个夹持板牙，所述一个或多个夹持板牙构造成与所述装置和顶驱接合。
在又一实施方式中，可通过对所述装置施加重量以致动流体操作活塞来致动释放装置。此外，所述流体操作活塞可联接至用于减缓流体流动的流体阻挡器。此外，所述流体阻挡器可利用随时间施加的基本恒定的力将所述夹持件从所述管道释放。
在又一实施方式中，描述了一种在井眼内使用的用于夹住管道的装置。该装置可包括用于夹住所述管道的夹持件，其中所述夹持件联接至旋转的心轴。此外，所述装置可包括用于致动所述夹持件的致动器和用于将所述夹持件锁紧成与所述管道的内径接合的锁紧件。此外，所述装置可包括用于将致动器连接至夹持件的转盘。
在又一实施方式中，致动器包括由流体压力控制的一个或多个腔。此外，所述流体压力可致动活塞。
在又一实施方式中，锁紧件包括连接至流体源的一个或多个压力腔，该流体源构造成提供。
在又一实施方式中，锁紧件是设在流体源和所述一个或多个压力腔之间的一个或多个止回阀。
在又一实施方式中，设置了用于监测所述一个或多个压力腔中的流体压力的控制器。
在又一实施方式中，包括释放装置，通过对夹持装置施加重量以致动流体操作活塞来致动该释放装置。此外，流体操作活塞可联接至用于减缓流体流动的流体阻挡器。此外，所述流体阻挡器可利用随时间施加的恒定力来释放所述夹持件。
在此处描述的又一实施方式中，描述了一种用于夹住在井眼内使用的管道的装置。该装置可包括一组可连接至旋转心轴的卡瓦，以接合所述管道的内径。此外，该装置可包括多个用于致动所述卡瓦的多个流体腔，和用于用流体将流体源连接到所述多个流体腔的转盘。
在又一实施方式中，所述腔包括一个或多个主致动器以及一个或多个备用致动器。
在又一实施方式中，备用致动器具有锁紧件。
在又一实施方式中，锁紧件包括构造成保持备用致动器内压力的止回阀。此外，止回阀可允许流体单向流入所述多个流体腔中至少一个流体腔内。
在又一实施方式中，所述流体源供应液压流体。
在又一实施方式中，所述流体源包括气动流体。
在又一实施方式中，设置了用于监测所述多个流体腔中至少一个流体腔的控制器。
在又一实施方式中，可将传感器可联接至挡圈，其中所述传感器设置成在所述挡圈接合管道时与控制器通信。
在又一实施方式中，控制线路能够连接至所述转盘和所述多个流体腔。
在此处所述的又一实施方式中，描述了一种用于连接管道的方法。该方法包括从流体源提供流体压力并将该流体压力经转盘输送至多个腔。此外，所述转盘可具有位于流体入口每侧的凹处内的两个或更多个环形密封件。该方法另外包括致动夹持件以夹住所述管道，其中通过对所述多个腔内的活塞施加流体压力来致动所述夹持件。该方法另外可包括利用所述夹持件来旋转所述管道，并且响应于所述管道的旋转将加压流体移动到所述两个或更多个密封件与所述凹处之间的空腔内。此外，该方法可包括在旋转过程中经由所述转盘持续供应流体源经过所述转盘并进入所述腔。
在又一实施方式中，该方法进一步包括在致动后锁紧所述多个腔中的至少一个腔，其中锁紧所述至少一个腔可包括使流体流过回阀。
在又一实施方式中，所述方法进一步包括利用控制器监测所述多个腔中的至少一个腔。此外，所述夹持件可以操作性地联接至顶驱。此外，所述夹持件可被所述顶驱旋转。
在此处所述的又一实施方式中，描述了一种管道处理系统。该管道处理系统包括联接至提升系统和夹持装置的管道力矩设备。此外，该管道处理系统包括固井胶塞发射装置，该固井胶塞发射装置构造成选择性地联接至具有用于容纳所述夹持件的多个管道壳体的夹持装置，以及位于所述管道内、构造成执行固井操作的一个或多个胶塞。
在又一实施方式中，可在所述管道内设置止回阀，所述止回阀构造成防止流体从所述发射装置流至所述夹持装置。
在又一实施方式中，设置了允许流体在所述力矩设备旋转所述发射装置时被泵入所述发射装置内的转盘。
在又一实施方式中，所述夹持件包括矛状体。
在又一实施方式中，所述夹持件包括外管道夹具。
在此处所述的又一实施方式中，描述了一种完井方法。该方法包括提供联接至提升系统的管道处理系统，其中所述管道处理系统包括夹持装置、致动器和力矩装置。该方法进一步包括用所述夹持装置夹住第一管道，以及通过用所述力矩装置旋转第一管道将第一管道联接至管柱，其中所述管柱部分地位于所述井眼内。此外，该方法可包括降下所述第一管道和管柱并将第一管道从所述夹持装置释放。该方法可进一步包括用所述夹持装置夹住固井工具并通过旋转所述固井工具将固井工具联接至第一管道。另外，该方法可包括使水泥流入所述固井工具，以及将所述管道的至少一部分用水泥粘结到所述井眼内。
在又一实施方式中，所述方法包括用止回阀防止水泥流动接触所述夹持装置。
在此处所述的又一实施方式中，描述了一种用于将夹持装置从管道释放的释放装置。该释放装置包括活塞和操作性地连接至所述夹持装置的心轴的活塞缸筒。该释放装置进一步包括流体阻挡器，该流体阻挡器构造成通过提供强制流动通路将释放腔用流体联接至所述活塞。另外该释放装置可包括凸肩，该凸肩适于在被施加重量时增加所述释放腔内的压力，并且其中所述凸肩上的持续的重量缓慢地致动所述活塞，从而将所述夹持装置从所述管道缓慢释放。
在此处所述的又一实施方式中，描述了一种供管道处理系统使用的安全系统。该安全系统包括适于跟踪用于致动夹持装置的滑环的移动的传感器，其中所述传感器在所述夹持装置处在与所述夹持装置和所述管道接合相对应的位置时发送信号至控制器。
在又一实施方式中，所述传感器包括由联接至臂的轮子致动的触发器，其中所述轮子在致动器移动所述滑环时沿联接至所述致动器的轨道移动。另外，所述轨道可具有构造成在所述轮子行进时径向移动所述轮子并致动所述触发器的一个或多个隆起部分。
在此处所述的又一实施方式中，描述了一种用于监测管道处理系统的方法。该方法包括使夹持装置向管道移动，以及将位于所述夹持装置的挡圈上的传感器与所述管道的上端接合。该方法进一步包括从所述传感器将指示所述管道处于接合位置的信号发送至控制器，以及响应于所述信号停止所述夹持装置相对于所述管道的移动。另外，该方法可包括用所述夹持装置夹住所述管道。
在又一实施方式中，所述方法进一步包括用第二传感器监测所述夹持装置的一个或多个接合构件相对于所述管道的位置，并将指示所述夹持装置已与管道接合的第二信号发送至所述控制器。
在又一实施方式中，所述方法进一步包括将所述管道联接至由钻台上的十字叉固定的管柱，以及检验所述管道连接是否牢固。
在又一实施方式中，所述方法进一步包括：在已验证所述管道连接是牢固的并且所述夹持装置是紧固的情况下，所述控制器允许释放所述十字叉。
虽然以上所述针对本发明的实施方式，但是在不偏离本发明的基本范围的情况下，可设计其他或进一步的实施方式，并且本发明的范围由权利要求确定。

Claims (32)

1.一种用于操作管道处理系统的方法，该方法包括
朝向管道移动夹持装置；
利用位于所述夹持装置上的传感器检测所述管道的上端的出现；
从所述传感器向控制器发送指示所述管道处于能够接合的位置的信号；
响应于所述信号停止所述夹持装置相对于所述管道的移动；以及
用所述夹持装置夹住所述管道。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述管道在接触所述夹持装置中的挡圈之前停止移动。
3.根据权利要求1或2所述的方法，还包括：利用第二传感器监测所述夹持装置中的一个或更多个接合构件相对于所述管道的位置；以及发送指示所述夹持装置已与所述管道接合的第二信号至所述控制器。
4.根据权利要求3所述的方法，其中，监测一个或更多个接合构件的位置包括监测所述接合构件的位置的全部范围。
5.根据权利要求3所述的方法，其中，监测一个或更多个接合构件的位置包括监测用于致动所述接合构件的活塞。
6.根据权利要求5所述的方法，其中，所述第二传感器包括联接至所述活塞的轮子。
7.根据权利要求3所述的方法，还包括：将所述管道联接至由钻台上的十字叉保持的管柱并且检验所述管道连接是否牢固。
8.根据权利要求7所述的方法，还包括：在检验所述管道连接牢固并且所述夹持装置紧固之后，所述控制器允许释放所述十字叉。
9.一种管道处理系统，包括：
具有夹持机构的管道夹持装置；
适于跟踪所述夹持机构的移动的传感器，其中，当所述夹持装置处在对应于所述夹持装置接合所述管道的位置时，所述传感器发送信号至控制器。
10.根据权利要求9所述的系统，其中，所述传感器包括由联接至臂的轮子致动的触发器，其中，在致动器移动所述夹持机构时，所述轮子沿着联接至所述致动器的轨道移动。
11.根据权利要求10所述的系统，其中，所述轨道具有一个或更多个隆起，所述隆起构造成在所述轮子行进时径向移动所述轮子并致动所述触发器。
12.根据权利要求9所述的系统，还包括：用于指示所述夹持装置相对于所述管道的位置的指示器传感器。
13.一种处理管道的方法，包括：
利用夹持装置夹持所述管道；
发送指示所述夹持装置正在夹持所述管道的电子信号至控制器；以及
利用所述控制器控制所述夹持装置的致动，以防止所述管道的意外释放。
14.根据权利要求13所述的方法，还包括：将所述管道联接至由十字叉装置支撑的管柱；以及利用所述控制器控制所述十字叉装置的致动，以防止所述管柱的意外释放。
15.根据权利要求14所述的方法，还包括：
在利用所述夹持装置支撑所述管道和所述管柱的同时，从所述十字叉装置释放所述管柱；
通过所述十字叉装置降低所述管道和所述管柱；
利用所述十字叉装置夹持所述管道；以及
利用所述控制器来防止所述夹持装置在依靠所述十字叉装置支撑所述管道和所述管柱两者之前释放所述管道。
16.根据权利要求15所述的方法，还包括：利用所述控制器致动所述十字叉装置，以由此夹持所述管道。
17.根据权利要求16所述的方法，还包括：发送指示所述十字叉装置正在夹持所述管道的电子信号至所述控制器；以及随后利用所述控制器致动所述夹持装置，以由此释放所述管道。
18.根据权利要求13-17所述的方法，还包括：监测所述夹持装置相对于所述管道的位置；以及发送指示所述夹持装置的所述位置的电子信号至所述控制器。
19.根据权利要求18所述的方法，其中，监测所述夹持装置的所述位置包括：跟踪能够操作用于致动所述夹持装置的活塞组件的活塞杆或滑环的位置。
20.根据权利要求18所述的方法，其中，监测所述夹持装置的所述位置包括：监测所述夹持装置相对于所述管道的距离。
21.根据权利要求13-20所述的方法，还包括：测量能够操作用于致动所述夹持装置的活塞组件中的压力或温度的量；以及发送指示所述压力或温度的量的电子信号至所述控制器。
22.根据权利要求14-21所述的方法，还包括：致动顶驱，以转动所述夹持装置和所述管道，并且由此将所述管道联接至所述管柱，以形成管道连接。
23.根据权利要求22所述的方法，还包括：监测用于形成所述管道连接的矩扭的量；以及发送指示所述扭矩的量的电子信号至所述控制器。
24.根据权利要求22所述的方法，还包括：在形成所述管道连接的同时监测补偿组件移动的距离的量，其中，所述补偿组件联接至所述夹持装置；以及发送指示所述补偿组件移动的所述距离的量的电子信号至所述控制器。
25.根据权利要求13-24所述的方法，还包括：利用所述控制器致动提升组件，以由此升高或降低所述夹持装置。
26.一种管道处理系统，包括：
夹持装置；以及
能够操作用于接收指示所述夹持装置的位置的电子信号的控制器，其中，所述控制器能够操作用于控制所述夹持装置的致动，以防止由所述夹持装置支撑的管道的意外释放。
27.根据权利要求26所述的系统，还包括：十字叉装置，其中，所述控制器能够操作用于控制所述十字叉装置的致动，以防止由所述十字叉装置支撑的管柱的意外释放。
28.根据权利要求27所述的系统，还包括：能够操作用于监测所述十字叉装置的位置的、并且能够操作用于发送指示所述十字叉装置的所述位置的电子信号至所述控制器的传感器。
29.根据权利要求26-28所述的系统，还包括：能够操作用于监测所述夹持装置的一个或更多个接合构件的所述位置的、并且能够操作用于发送指示所述一个或更多个接合构件的所述位置的电子信号至所述控制器的传感器。
30.根据权利要求26-29所述的系统，还包括：能够操作用于转动所述夹持装置的顶驱。
31.根据权利要求26-30所述的系统，还包括：能够操作用于监测由所述管道提供的扭矩的量的、并且能够发送指示所述扭矩的量的电子信号至所述控制器的传感器。
32.根据权利要求26-31所述的系统，还包括：提升组件，所述提升组件能够利用所述控制器操作，以由此升高或降低所述夹持装置。
CN201210400817.9A 2005-12-12 2006-12-12 用于在钻机上夹紧管道的装置 Expired - Fee Related CN102943637B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US74945105P 2005-12-12 2005-12-12
US60/749,451 2005-12-12

Related Parent Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2006800525910A Division CN101365860B (zh) 2005-12-12 2006-12-12 用于在钻机上夹紧管道的装置

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN102943637A true CN102943637A (zh) 2013-02-27
CN102943637B CN102943637B (zh) 2015-02-04

Family

ID=38124138

Family Applications (3)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201210400817.9A Expired - Fee Related CN102943637B (zh) 2005-12-12 2006-12-12 用于在钻机上夹紧管道的装置
CN2006800525910A Expired - Fee Related CN101365860B (zh) 2005-12-12 2006-12-12 用于在钻机上夹紧管道的装置
CN2012104014786A Pending CN102937007A (zh) 2005-12-12 2006-12-12 用于在钻机上夹紧管道的装置

Family Applications After (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2006800525910A Expired - Fee Related CN101365860B (zh) 2005-12-12 2006-12-12 用于在钻机上夹紧管道的装置
CN2012104014786A Pending CN102937007A (zh) 2005-12-12 2006-12-12 用于在钻机上夹紧管道的装置

Country Status (11)

Country Link
EP (7) EP2189618A3 (zh)
CN (3) CN102943637B (zh)
AT (1) ATE464455T1 (zh)
AU (4) AU2006325824B2 (zh)
BR (1) BRPI0619754B8 (zh)
CA (3) CA2633182C (zh)
DE (1) DE602006013702D1 (zh)
DK (1) DK2284357T3 (zh)
EA (3) EA015156B1 (zh)
NO (5) NO333092B1 (zh)
WO (1) WO2007070805A2 (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106193000A (zh) * 2016-08-26 2016-12-07 中铁局集团有限公司 液压全回转套管钻机
CN110159220A (zh) * 2019-07-01 2019-08-23 承德市开发区富泉石油机械有限公司 石油行业井口设备快速连接装置
CN111963091A (zh) * 2020-08-05 2020-11-20 宝鸡金辉石油机械有限公司 一种井口设备快速插拔装置

Families Citing this family (48)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7874352B2 (en) 2003-03-05 2011-01-25 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus for gripping a tubular on a drilling rig
CN102943637B (zh) * 2005-12-12 2015-02-04 韦特福特/兰姆有限公司 用于在钻机上夹紧管道的装置
US7784834B2 (en) * 2007-03-28 2010-08-31 Varco I/P, Inc. Clamp apparatus for threadedly connected tubulars
US7963323B2 (en) 2007-12-06 2011-06-21 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus to deploy a cement plug in a well
US8210268B2 (en) * 2007-12-12 2012-07-03 Weatherford/Lamb, Inc. Top drive system
CA2722544C (en) * 2008-05-02 2013-10-15 Weatherford/Lamb, Inc. Tubular handling apparatus
AU2009242489B2 (en) * 2008-05-02 2015-11-26 Weatherford Technology Holdings, Llc Apparatus and methods for wedge lock prevention
US8365834B2 (en) 2008-05-02 2013-02-05 Weatherford/Lamb, Inc. Tubular handling apparatus
US8720541B2 (en) 2008-06-26 2014-05-13 Canrig Drilling Technology Ltd. Tubular handling device and methods
ES2651664T3 (es) * 2008-07-18 2018-01-29 Noetic Technologies Inc. Acoplamiento de extensión de agarre para proporcionar una herramienta de agarre con un rango operativo mejorado, y método de uso del mismo
EP3176362B1 (en) 2010-12-17 2018-10-31 Weatherford Technology Holdings, LLC Electronic control system for a tubular handling tool
CA2822962C (en) * 2010-12-30 2017-09-26 Canrig Drilling Technology Ltd. Tubular handling device and methods
CN102383741B (zh) * 2011-07-30 2014-03-12 徐州盾安重工机械制造有限公司 全套管全回转钻机用套管夹紧装置
CN104131790B (zh) * 2013-05-04 2018-04-10 江苏康群科技发展有限公司 回转式变径油管夹紧器
CN103291234B (zh) * 2013-06-03 2015-06-10 中国海洋石油总公司 新型的水下水平连接器安装工具的二次锁紧机构
AU2014271348B2 (en) 2013-12-06 2016-10-13 Weatherford Technology Holdings, Llc Tubular handling tool
NO339203B1 (no) * 2013-12-20 2016-11-14 Odfjell Well Services Norway As Foringsrørverktøy
US9765579B2 (en) 2013-12-23 2017-09-19 Tesco Corporation Tubular stress measurement system and method
CA2942356C (en) 2014-03-18 2019-12-31 Canrig Drilling Technology Ltd. System for operating a top drive assembly for subterranean operations
CN104481392B (zh) * 2014-12-04 2016-06-01 连云港黄海勘探技术有限公司 立轴岩心钻机双卡盘交替倒杆装置
US10465457B2 (en) 2015-08-11 2019-11-05 Weatherford Technology Holdings, Llc Tool detection and alignment for tool installation
US10626683B2 (en) * 2015-08-11 2020-04-21 Weatherford Technology Holdings, Llc Tool identification
CA3185482A1 (en) 2015-08-20 2017-02-23 Weatherford Technology Holdings, Llc Top drive torque measurement device
US10323484B2 (en) 2015-09-04 2019-06-18 Weatherford Technology Holdings, Llc Combined multi-coupler for a top drive and a method for using the same for constructing a wellbore
EP3347559B1 (en) 2015-09-08 2021-06-09 Weatherford Technology Holdings, LLC Genset for top drive unit
US10590744B2 (en) 2015-09-10 2020-03-17 Weatherford Technology Holdings, Llc Modular connection system for top drive
CN105507840B (zh) * 2015-12-31 2018-08-14 徐州徐工基础工程机械有限公司 一种转盘钻机用事故处理装置
US10167671B2 (en) 2016-01-22 2019-01-01 Weatherford Technology Holdings, Llc Power supply for a top drive
US11162309B2 (en) 2016-01-25 2021-11-02 Weatherford Technology Holdings, Llc Compensated top drive unit and elevator links
CN106121508B (zh) * 2016-06-24 2019-11-26 三一重型能源装备有限公司 用于回转件的锁紧方法、锁紧装置、顶驱设备和钻机
US10704364B2 (en) 2017-02-27 2020-07-07 Weatherford Technology Holdings, Llc Coupler with threaded connection for pipe handler
US10954753B2 (en) 2017-02-28 2021-03-23 Weatherford Technology Holdings, Llc Tool coupler with rotating coupling method for top drive
US11131151B2 (en) 2017-03-02 2021-09-28 Weatherford Technology Holdings, Llc Tool coupler with sliding coupling members for top drive
US10480247B2 (en) 2017-03-02 2019-11-19 Weatherford Technology Holdings, Llc Combined multi-coupler with rotating fixations for top drive
US10443326B2 (en) 2017-03-09 2019-10-15 Weatherford Technology Holdings, Llc Combined multi-coupler
US10247246B2 (en) 2017-03-13 2019-04-02 Weatherford Technology Holdings, Llc Tool coupler with threaded connection for top drive
US10711574B2 (en) 2017-05-26 2020-07-14 Weatherford Technology Holdings, Llc Interchangeable swivel combined multicoupler
CN106990042A (zh) * 2017-06-01 2017-07-28 中国石油大学(华东) 一种固井界面粘结力测定装置
US10526852B2 (en) 2017-06-19 2020-01-07 Weatherford Technology Holdings, Llc Combined multi-coupler with locking clamp connection for top drive
US10544631B2 (en) 2017-06-19 2020-01-28 Weatherford Technology Holdings, Llc Combined multi-coupler for top drive
US10355403B2 (en) 2017-07-21 2019-07-16 Weatherford Technology Holdings, Llc Tool coupler for use with a top drive
US10527104B2 (en) 2017-07-21 2020-01-07 Weatherford Technology Holdings, Llc Combined multi-coupler for top drive
US10745978B2 (en) 2017-08-07 2020-08-18 Weatherford Technology Holdings, Llc Downhole tool coupling system
US11047175B2 (en) 2017-09-29 2021-06-29 Weatherford Technology Holdings, Llc Combined multi-coupler with rotating locking method for top drive
US11441412B2 (en) 2017-10-11 2022-09-13 Weatherford Technology Holdings, Llc Tool coupler with data and signal transfer methods for top drive
US10704342B2 (en) * 2018-05-21 2020-07-07 2M-Tek, Inc. Hydraulic actuator with integral torque turn monitoring
CN115075737B (zh) * 2022-06-06 2023-03-10 浙江大学 一种自钻冻结式复合钻具及其使用方法
CN116291298B (zh) * 2023-04-24 2023-10-03 阜宁县宏达石化机械有限公司 具有防错位结构的完井封隔器

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4529045A (en) * 1984-03-26 1985-07-16 Varco International, Inc. Top drive drilling unit with rotatable pipe support
US20020134555A1 (en) * 2000-03-14 2002-09-26 Weatherford/Lamb, Inc. Tong for wellbore operations
US20020170720A1 (en) * 2001-05-17 2002-11-21 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for tubular makeup interlock
US20030164276A1 (en) * 2000-04-17 2003-09-04 Weatherford/Lamb, Inc. Top drive casing system
US20030221871A1 (en) * 2002-05-30 2003-12-04 Gray Eot, Inc. Drill pipe connecting and disconnecting apparatus

Family Cites Families (37)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BE757087A (fr) * 1969-12-03 1971-04-06 Gardner Denver Co Mecanisme de devissage de tiges de forage commande a distance
US4327261A (en) * 1977-03-15 1982-04-27 Bj-Hughes Inc. Apparatus for sensing a distended location on a drill pipe
SU1134693A1 (ru) * 1979-10-26 1985-01-15 Специальное Конструкторское Бюро Сейсмической Техники Устройство дл спуска и подъема колонны труб
SU1266974A1 (ru) * 1985-01-02 1986-10-30 Специальное Проектно-Конструкторское Бюро Автоматизации Глубокого Разведочного Бурения Устройство дл спуска бурильных труб
US4800968A (en) * 1987-09-22 1989-01-31 Triten Corporation Well apparatus with tubular elevator tilt and indexing apparatus and methods of their use
US4875530A (en) * 1987-09-24 1989-10-24 Parker Technology, Inc. Automatic drilling system
US4981180A (en) * 1989-07-14 1991-01-01 National-Oilwell Positive lock of a drive assembly
CA2518604C (en) * 1992-04-30 2008-03-25 Dreco Energy Services Ltd. Gripper head assembly for a pipe handling system
RU2018623C1 (ru) * 1992-06-05 1994-08-30 Акционерное общество открытого типа "Уральский завод тяжелого машиностроения" Вращатель труб буровых установок
US5390736A (en) 1992-12-22 1995-02-21 Weatherford/Lamb, Inc. Anti-rotation devices for use with well tools
US5388651A (en) * 1993-04-20 1995-02-14 Bowen Tools, Inc. Top drive unit torque break-out system
US5433279A (en) * 1993-07-20 1995-07-18 Tessari; Robert M. Portable top drive assembly
US5553667A (en) 1995-04-26 1996-09-10 Weatherford U.S., Inc. Cementing system
US5806589A (en) * 1996-05-20 1998-09-15 Lang; Duane Apparatus for stabbing and threading a drill pipe safety valve
NO302774B1 (no) * 1996-09-13 1998-04-20 Hitec Asa Anordning til bruk ved skjöting av fôringsrör
US5791410A (en) * 1997-01-17 1998-08-11 Frank's Casing Crew & Rental Tools, Inc. Apparatus and method for improved tubular grip assurance
US5896589A (en) * 1998-06-04 1999-04-27 Chou; Terry Swimming goggle frame with deformation prevention
ATE328185T1 (de) * 1999-03-05 2006-06-15 Varco Int Ein- und ausbauvorrrichtung für rohre
US6431626B1 (en) * 1999-04-09 2002-08-13 Frankis Casing Crew And Rental Tools, Inc. Tubular running tool
CA2269393C (en) * 1999-04-21 2008-02-12 Universe Machine Corporation Power tong and backup tong system
US6311792B1 (en) * 1999-10-08 2001-11-06 Tesco Corporation Casing clamp
US7107875B2 (en) * 2000-03-14 2006-09-19 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for connecting tubulars while drilling
US7296623B2 (en) 2000-04-17 2007-11-20 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for applying torque and rotation to connections
US7325610B2 (en) * 2000-04-17 2008-02-05 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for handling and drilling with tubulars or casing
US7264050B2 (en) 2000-09-22 2007-09-04 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for controlling wellbore equipment
GB2377233B (en) * 2000-11-04 2005-05-11 Weatherford Lamb Safety mechanism for tubular gripping apparatus
EP1426550B1 (en) * 2002-11-27 2008-03-19 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for applying torque and rotation to coupling members
GB2414759B (en) * 2003-04-04 2007-11-07 Weatherford Lamb Method and apparatus for handling wellbore tubulars
NO20032220L (no) * 2003-05-15 2004-11-16 Mechlift As Lofteverktoy II og fremgangsmate for anvendelse av samme
EP1730383B1 (en) * 2004-03-19 2011-06-08 Tesco Corporation Spear type blow out preventer
US7284617B2 (en) 2004-05-20 2007-10-23 Weatherford/Lamb, Inc. Casing running head
US7188686B2 (en) * 2004-06-07 2007-03-13 Varco I/P, Inc. Top drive systems
US7320374B2 (en) * 2004-06-07 2008-01-22 Varco I/P, Inc. Wellbore top drive systems
NO336302B1 (no) * 2004-06-07 2015-07-27 Varco Int Apparat og fremgangsmåte for ved hjelp av et toppdrevet rotasjonssystem å holde et rør
US7322406B2 (en) * 2004-07-16 2008-01-29 Frank's Casing Crew & Rental Tools, Inc. Elevation sensor for a service hose and an apparatus for positioning and stabbing well tubulars
GB2424432B (en) * 2005-02-28 2010-03-17 Weatherford Lamb Deep water drilling with casing
CN102943637B (zh) * 2005-12-12 2015-02-04 韦特福特/兰姆有限公司 用于在钻机上夹紧管道的装置

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4529045A (en) * 1984-03-26 1985-07-16 Varco International, Inc. Top drive drilling unit with rotatable pipe support
US20020134555A1 (en) * 2000-03-14 2002-09-26 Weatherford/Lamb, Inc. Tong for wellbore operations
US20030164276A1 (en) * 2000-04-17 2003-09-04 Weatherford/Lamb, Inc. Top drive casing system
US20020170720A1 (en) * 2001-05-17 2002-11-21 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for tubular makeup interlock
US20030221871A1 (en) * 2002-05-30 2003-12-04 Gray Eot, Inc. Drill pipe connecting and disconnecting apparatus

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106193000A (zh) * 2016-08-26 2016-12-07 中铁局集团有限公司 液压全回转套管钻机
CN106193000B (zh) * 2016-08-26 2018-04-20 中铁一局集团有限公司 液压全回转套管钻机
CN110159220A (zh) * 2019-07-01 2019-08-23 承德市开发区富泉石油机械有限公司 石油行业井口设备快速连接装置
CN111963091A (zh) * 2020-08-05 2020-11-20 宝鸡金辉石油机械有限公司 一种井口设备快速插拔装置

Also Published As

Publication number Publication date
CN102937007A (zh) 2013-02-20
EP2322756A3 (en) 2014-05-07
DK2284357T3 (da) 2020-08-24
AU2016273903A1 (en) 2017-01-12
EP2284355A2 (en) 2011-02-16
EP2322755A2 (en) 2011-05-18
EP2322756A2 (en) 2011-05-18
EP2284356A3 (en) 2014-05-07
EP1963612B1 (en) 2010-04-14
EP2284355A3 (en) 2014-05-07
EP2189618A2 (en) 2010-05-26
EP2284357A2 (en) 2011-02-16
CN102943637B (zh) 2015-02-04
EP2322755A3 (en) 2014-05-07
NO333092B1 (no) 2013-03-04
EA022508B1 (ru) 2016-01-29
WO2007070805A3 (en) 2008-02-07
NO342755B1 (no) 2018-08-06
CA2768010A1 (en) 2007-06-21
NO342756B1 (no) 2018-08-06
BRPI0619754B8 (pt) 2018-06-12
AU2006325824A1 (en) 2007-06-21
EA015156B1 (ru) 2011-06-30
CA2937095A1 (en) 2007-06-21
EA200870051A1 (ru) 2008-10-30
CA2633182A1 (en) 2007-06-21
CA2937095C (en) 2019-02-26
NO20110682L (no) 2008-08-26
WO2007070805A2 (en) 2007-06-21
CN101365860B (zh) 2012-11-28
EA201500372A1 (ru) 2016-01-29
EP2284356A2 (en) 2011-02-16
NO20110681L (no) 2008-08-26
AU2006325824B2 (en) 2010-05-20
AU2010202601B2 (en) 2013-02-07
CA2768010C (en) 2016-09-20
NO20082811L (no) 2008-08-26
ATE464455T1 (de) 2010-04-15
DE602006013702D1 (de) 2010-05-27
EP2284357A3 (en) 2014-05-07
NO20110680L (no) 2008-08-26
BRPI0619754B1 (pt) 2017-12-05
EP1963612A2 (en) 2008-09-03
EP2189618A3 (en) 2014-05-07
NO20121262L (no) 2008-08-26
EA201100260A1 (ru) 2011-10-31
CA2633182C (en) 2012-04-24
EP2284357B1 (en) 2020-05-20
CN101365860A (zh) 2009-02-11
BRPI0619754A2 (pt) 2011-10-18
AU2013205714A1 (en) 2013-05-23
AU2010202601A1 (en) 2010-07-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101365860B (zh) 用于在钻机上夹紧管道的装置
US10138690B2 (en) Apparatus for gripping a tubular on a drilling rig
US6622796B1 (en) Apparatus and method for facilitating the connection of tubulars using a top drive
CN114000843B (zh) 一种适用于超高温高压井钻井用取芯工具
CN105971549A (zh) 一种内嵌式密封装置及其安装工具
CN118187741A (zh) 可伸缩的环空液压坐封封隔器
CN114482907A (zh) 一种油井作业工具
NO20230044A1 (en) Disconnect device

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
ASS Succession or assignment of patent right

Owner name: WEATHERFORD HOLDING GMBH

Free format text: FORMER OWNER: WEATHERFORD/LAMB, INC.

Effective date: 20150309

C41 Transfer of patent application or patent right or utility model
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20150309

Address after: Texas, USA

Patentee after: WEATHERFORD TECHNOLOGY HOLDINGS, LLC

Address before: Texas, USA

Patentee before: WEATHERFORD/LAMB, Inc.

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20150204

Termination date: 20181212

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee