EA003561B1 - Комбинированный приводной трубный ключ со встроенным устройством для отсасывания бурового раствора и смазывания резьбы - Google Patents
Комбинированный приводной трубный ключ со встроенным устройством для отсасывания бурового раствора и смазывания резьбы Download PDFInfo
- Publication number
- EA003561B1 EA003561B1 EA200200609A EA200200609A EA003561B1 EA 003561 B1 EA003561 B1 EA 003561B1 EA 200200609 A EA200200609 A EA 200200609A EA 200200609 A EA200200609 A EA 200200609A EA 003561 B1 EA003561 B1 EA 003561B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- tong
- key
- pipe
- torque
- holding
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 14
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 2
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 claims description 2
- 238000007665 sagging Methods 0.000 claims 1
- 238000009987 spinning Methods 0.000 abstract 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 19
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/01—Arrangements for handling drilling fluids or cuttings outside the borehole, e.g. mud boxes
-
- 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
- E21B19/161—Connecting or disconnecting pipe couplings or joints using a wrench or a spinner adapted to engage a circular section of pipe
- E21B19/164—Connecting or disconnecting pipe couplings or joints using a wrench or a spinner adapted to engage a circular section of pipe motor actuated
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Описан приводной трубный ключ (25), содержащий разъемный завинчивающий и затягивающий ключ (1) для ввинчивания первой трубы (20) во вторую трубу (21) и для затягивания этих труб, а также расположенный снизу разъемный придерживающий ключ (10) для неподвижного удержания второй трубы (21). Ключи (1, 10) установлены с возможностью осевого перемещения как друг к другу, так и друг от друга. Между завинчивающим и затягивающим ключом (1) и придерживающим ключом (10) расположен затвор (35) для жидкости и отсасывающее приспособление для удаления из указанного затвора (35) жидкости, вытекающей из трубы (20) во время разъединения соединений труб (20, 21).
Description
Данное изобретение относится к приводному трубному ключу, содержащему разъемный завинчивающий и затягивающий трубный ключ для свинчивания и докрепления трубных соединений и расположенный снизу разъемный придерживающий трубный ключ для неподвижного удержания трубы, причем эти ключи выполнены с возможностью осевого перемещения друг к другу и друг от друга.
Завинчивающий и затягивающий трубный ключ этого вида известен из патента Норвегии N0 163973, автором которого является автор настоящего изобретения.
При бурении скважин на нефть и газ на суше или на море используются бурильные трубы длиной примерно 9,5 или 14 м и диаметром 90-170 мм. Скважины в процессе бурения укрепляют и уплотняют обсадными трубами длиной приблизительно 12 м и диаметром 178-510 мм. Все эти трубы имеют резьбовые соединения, которые необходимо докреплять при относительно высоком крутящем моменте, чтобы обеспечить герметичность этих соединений и не допустить их ослабления при вращении. Это означает, что одной из основных операций во время бурения скважин является докрепление и разъединение трубных соединений. В целом на каждую скважину приходится примерно от 2 до 4000 таких соединительных операций. В течение последних 25 лет для этих операций используют механизированные инструменты.
Существующее механизированное оборудование для соединения труб во время бурения можно разделить на две категории - приводные ключи для бурильных труб и приводные ключи для обсадных труб. Эти ключи представляют собой инструменты двух различных видов, из которых приводной ключ для бурильных труб постоянно установлен на бурильной площадке, а приводной ключ для обсадных труб собирают каждый раз, когда обсадную колонну необходимо опустить в скважину. При существующей технологии такое оборудование должно создаваться индивидуально; обсадные трубы имеют тонкостенные соединения, в то время как бурильные трубы имеют толстостенные соединения. Для сборки и разборки оборудования при опускании обсадных труб требуется ручная работа в существенном объеме.
Во многих случаях во время операций по извлечению бурильной колонны последняя оказывается заполненной буровым раствором. Колонну разбирают на участке длиной порядка 30 м, и при отделении этого участка весь объем бурового раствора вытекает и разливается по бурильной площадке. Объем этого раствора составляет от 125 до 500 л. Благодаря высоте столба бурового раствора и его высокой удельной плотности статическое давление бурового раствора на уровне бурильной площадки иногда достигает порядка 5 бар (500 кПа). В силу производственных условий и других практических причин нельзя допускать растекание раствора по бурильной площадке, и поэтому устанавливают юбку для бурового раствора, окружающую трубное соединение (см. фиг. 1). Эта операция требует и усилий, и временных затрат, и во многих случаях она связана с неблагоприятными последствиями для окружающей среды, определяемыми производственными условиями. В последние годы в нефтяной отрасли норвежской промышленности устанавливают механически управляемые рубашки для бурового раствора.
Во время опускания бурильной колонны в скважину трубные соединения перед их свинчиванием необходимо очистить и смазать. Традиционно это представляет собой ручную операцию с использованием щеток. В последние годы, однако, для этой цели применяют механизмы различных типов. Однако, поскольку такие механизмы расположены обособленно от приводного ключа и несомненно подвергаются повреждениям, их применение является не очень успешным. Кроме того, они затрудняют работу. Данная область промышленности испытывает существенную потребность в надежном оборудовании, предназначенном для осуществления этой операции, поскольку производственные условия, которые подразумевают выполнение ручных работ среди последовательности автоматизированных и механизированных операций, нельзя считать приемлемыми.
Традиционный приводной ключ для бурильных труб содержит два основных узла верхний узел с приводными роликами для завинчивания по резьбе, пока эта операция происходит свободно (завинчивающий ключ), и нижний узел, который докрепляет соединение с заданным крутящим моментом. Это означает, что полный рабочий цикл состоит из многих операций, которыми нужно последовательно управлять. Прежде всеми этими функциями управляли вручную, но в последние годы они почти все управляются посредством систем программируемой логики (РЬ8). Механическая конструкция в целом не подходит для автоматического последовательного управления, которое во многих случаях приводит к тому, что последовательность рабочих операций в автоматизированных механизмах осуществляется медленнее, чем в механизмах, управляемых вручную.
Данный приводной трубный ключ представляет совершенно новую концепцию ключа, которая объединяет завинчивающий ключ и затягивающий ключ в один блок и объединяет оборудование, собирающее и отсасывающее буровой раствор, и оборудование для очистки и смазки резьбы. Кроме того, элементы ключа являются легко заменяемыми, вследствие чего с помощью этого же механизма можно также пропускать и обсадные трубы.
Согласно данному изобретению, предложен приводной ключ упомянутого в начале типа, который отличается тем, что между завин чивающим и затягивающим ключом и придерживающим ключом расположены затвор для жидкости и отсасывающее приспособление для удаления из указанного затвора жидкости, вытекающей из трубного элемента во время разъединения трубных соединений.
В одном из вариантов выполнения изобретения затвор для жидкости образован спускающейся вниз от завинчивающего и затягивающего ключа юбкой, которая по окружности ограничивает этот затвор и изолирует придерживающий ключ.
В предпочтительном случае юбка может быть выполнена из гибкого материала, прогибающегося внутрь при осевом перемещении затягивающего ключа и придерживающего ключа друг к другу.
Во втором варианте выполнения изобретения затвор для жидкости может быть по окружности ограничен складным кожухом или сильфоном.
Преимущественно может быть встроено автоматическое устройство для смазки резьбы, расположенное между завинчивающим и затягивающим ключом и придерживающим ключом и приводимое в действие перед началом операции свинчивания трубных соединений.
В предпочтительном случае завинчивающий и затягивающий ключ, придерживающий ключ, затвор для жидкости и устройство для смазки резьбы могут быть объединены и размещены на тележечном шасси, передвигающемся по площадке и имеющем вертикальную стойку для направления перемещения завинчивающего и затягивающего ключа и придерживающего ключа в вертикальном направлении друг к другу и друг от друга.
Ключи могут содержать стопорный механизм, удерживающий неподвижный корпус собранным, когда ключи находятся в действии. При докреплении трубных соединений с определенным крутящим моментом могут использоваться рабочий цилиндр и упор, создающий зацепление с ведомым зубчатым венцом.
Другие дополнительные цели, особенности и преимущества станут понятными из последующего описания одного из предпочтительных вариантов осуществления изобретения, которое приведено с иллюстративной целью, не ограничивает объем притязаний и рассматривается в контексте с приложенными чертежами, на которых фиг. 1 схематически иллюстрирует ситуацию при разъединении бурильных труб, фиг. 2 схематически изображает вертикальную проекцию одного укомплектованного приводного трубного ключа, предложенного в данном изобретении, фиг. 3 схематически изображает вид сверху приводного трубного ключа, показанного на фиг. 2, фиг. 4 схематически изображает вид спереди приводного трубного ключа, показанного на фиг. 2, фиг. 5А и 5В схематически изображают соответственно в продольном разрезе и на виде сверху завинчивающий и затягивающий ключ в нерабочем состоянии, фиг. 6А и 6В схематически изображают показанный на фиг. 5А и 5В ключ в рабочем состоянии, фиг. 7 схематически изображает продольный разрез завинчивающего и затягивающего ключа и расположенного снизу придерживающего ключа в положении свинчивания трубных соединений, фиг. 8 схематически изображает продольный разрез показанных на фиг. 7 ключей в положении после свинчивания трубных соединений, фиг. 9 схематически изображает показанные на фиг. 5-8 ключи, используемые для обсадной трубы диаметром 500 мм, фиг. 10 схематически изображает показанные на фиг. 5-8 ключи, используемые для обсадной трубы диаметром 300 мм, фиг. 11 схематически изображает продольный разрез второго варианта выполнения затвора для жидкости, расположенного между завинчивающим и затягивающим ключом и расположенным снизу придерживающим ключом, а также устройства для промывки и смазки резьбы, фиг. 12 изображает второй вариант выполнения изобретения, показанный на фиг. 11, когда завинчивающий и затягивающий ключ и придерживающий ключ смещены друг к другу, и фиг. 13 схематически изображает вид сверху придерживающего ключа, соответственно снабженного приспособлением для промывки и устройством для смазки резьбы.
Фиг. 1 иллюстрирует ситуацию при бурении скважин на нефть и газ как на суше, так и на море. Часто используются бурильные трубы длиной приблизительно 9,5 или 14 м и диаметром 90 - 170 мм. Они, в свою очередь, собраны в бурильные свечи 26, состоящие из трех отдельных труб указанной длины. Бурильные свечи подвешивают на подъемнике 27, свисающем с кронблока в верхней части буровой вышки (на чертеже не показана). Бурильные свечи собирают в бурильную колонну посредством приводного трубного ключа 25, который можно перемещать по бурильной площадке к центру бурения и от него. И наоборот, при разборке бурильной колонны бурильные свечи, состоящие из трех отдельных труб, отделяют от этой бурильной колонны. При этом приводной трубный ключ 25 используют для разборки и развинчивания соединений труб.
Укомплектованный объединенный приводной ключ 25 показан целиком на фиг. 2. Он состоит из трех основных блоков: тележки с шасси 24, имеющей приводные средства и выполненной с возможностью регулировки по высоте, завинчивающего и затягивающего ключа 1 и придерживающего ключа 10. Тележка 24 оснащена комплектами колес, катящихся по рельсам, которые проложены по бурильной платформе или площадке. Тележка 24 может перемещаться по рельсам к центру и от центра бурения, который определяется продольной осью бурильной свечи 26, показанной на фиг. 1.
Ключ 1 установлен с возможностью подъема и спуска вдоль вертикальной стойки тележки 24. Аналогично ключ 10 установлен с возможностью подъема и спуска вдоль этой же вертикальной стойки. Между ключами 1 и 10 расположена юбка 19, которая ограничивает затвор 35 для жидкости, предназначенный для сбора бурового раствора, остающегося в бурильной свече 26, когда последнюю разъединяют и вынимают из бурильной колонны. Юбка более подробно показана на фиг. 7 и 8.
Фиг. 3 изображает приводной трубный ключ 25 сверху. Ключи 1 и 10 могут быть разомкнуты по разделительной линии Ό для обеспечения возможности продвижения к трубе и ее охвата. Спереди находится стопорный механизм 37, имеющий стопорный стержень и запирающий замок, показанные на чертеже. Замок оснащен встроенным приводом, имеющим кулачок, который при нахождении в положении размыкания ключа 1 входит в механическое зацепление с ведомым зубчатым венцом. Это обеспечивает предотвращение размыкания трубного ключа 1 до тех пор, пока поворотные элементы не окажутся на одной линии с отверстиями, т. е. на разделительной линии Ό. На задней стороне корпуса ключа находится гидравлический цилиндр, установленный с возможностью размыкания и смыкания трубного ключа. На ключе 10 также предусмотрен соответствующий стопорный механизм 38.
Фиг. 4 изображает приводной ключ 25 спереди. Пара гидравлических цилиндров 28 своими верхними концами присоединены к тележечному шасси 24, а нижними концами - к ключу 10. Ключ 10 имеет несколько колесных пар 34, проходящих по направляющим или рельсам на тележечном шасси 24. Путем приведения гидравлических цилиндров 28 в действие ключ 10 может быть при необходимости поднят или опущен. Соответственно, ключ 1 имеет несколько колесных пар 36, проходящих по вертикальным направляющим или рельсам на тележечном шасси 24. Вторая пара гидравлических цилиндров 29 своими нижними концами присоединена к тележечному шасси 24, а верхними концами - к ключу 1. При необходимости гидравлические цилиндры 29 могут соответственно поднимать или опускать ключ 1. При свинчивании трубных соединений ключ 1 сближается с ключом 10 согласованно с увеличением взаим ного сцепления ниток резьбы друг с другом. И наоборот, при развинчивании трубных соединений завинчивающий и затягивающий ключ удаляется от ключа 10 в соответствии с уменьшением взаимного сцепления ниток резьбы.
На фиг. 5А и 5В ключ 1 показан более подробно. Ключ 1 имеет внешний неподвижный корпус 5 и внутренний поворотный корпус 2. Во внешнем корпусе 5 имеется ведущая шестерня 9, которая находится в зацеплении с зубьями ведомого зубчатого венца 3, присоединенного к поворотному корпусу 2 и удерживаемого в нем. Внешний неподвижный корпус 5, внутренний поворотный корпус 2 и ведомый зубчатый венец 3 являются разъемными, т. е. они могут быть разомкнуты для продвижения в направлении трубы в разомкнутом состоянии и затем сомкнуты для охвата трубы. Оба корпуса 5, 2 и венец 3 имеют разделительную линию, по которой они могут быть разомкнуты. Перед размыканием корпусов 5, 2 и венца 3 соответствующие разделительные линии необходимо совместить. Это означает, что внутренний корпус 2 и венец 3 должны быть повернуты по отношению к внешнему корпусу 5, чтобы их разделительная линия Ό совпала с разделительной линией этого корпуса 5.
Во внутреннем корпусе 2 расположен и удерживается, по меньшей мере, один захватный элемент 4, который представляет собой упругое несжимаемое тело. Это означает, что он не может изменять свой объем, а только лишь форму. Корпус 2 включает также зажимную часть 6, присоединенную к гидравлической системе, которая может приводить в действие гидравлические зажимные цилиндры 7, действующие непосредственно на зажимную часть 6. Захватные элементы 4 в осевом и радиальном направлениях ограничены снаружи соответственно корпусом 2 и зажимной частью 6, так что деформация может происходить по существу только в радиальном внутреннем направлении. Путем приведения гидравлической системы в действие к цилиндрам 7 прикладывается давление, которое прижимает часть 6 в осевом направлении к захватным элементам 4, для которых корпус 2 является упором. Таким образом, указанные несжимаемые тела могут расширяться только в одну сторону, а именно радиально внутрь по направлению к трубе. Эта обращенная внутрь поверхность имеет поверхность 4Е трения. Обращенная в наружном направлении поверхность также может иметь созданную обычным образом поверхность трения, возможно шипы или зубья, которые находятся в зацеплении с соответствующими шипами или зубьями в корпусе 2.
Захватные элементы 4 описаны более подробно в находящейся одновременно на рассмотрении международной заявке на патент ΡΟΤ/Ν099/00400, озаглавленной Устройство для фрикционного взаимодействия с трубными изделиями.
Фиг. 6А и 6В показывают ключ 1 в рабочем состоянии (без трубы) и иллюстрируют деформацию, которая происходит в захватных элементах 4. Между зубчатым венцом 3 и корпусом 2 расположены два насосных цилиндра 8, диаметрально друг против друга. Насосные цилиндры 8 с одного конца удерживаются зубчатым венцом 3, ас противоположного конца поворотным корпусом 2. Насосные цилиндры 8 обеспечивают соединение между зубчатым венцом 3 и корпусом 2. Однако между венцом 3 и корпусом 2 присутствует степень вращательной подвижности, которая ограничена длиной хода насосных цилиндров 8. Венец 3 поворачивается посредством ведущей шестерни 9, которая приводится в движение гидравлическим двигателем (не показан).
В корпусе 2 имеются четыре цилиндра 7, называемые зажимными цилиндрами, которые могут воздействовать на зажимную часть 6, которая в свою очередь прикладывает давление к захватным элементам 4. Четыре цилиндра 7 находятся в гидравлической связи с насосными цилиндрами 8 в замкнутой гидравлической системе.
При повороте ведущей шестерни 9 и, следовательно, зубчатого венца 3 насосные цилиндры 8 сжимаются. Трение между зажимной частью 6 и корпусом 2 превышает трение между зубчатым венцом 3 и корпусом 2, так что насосные цилиндры 8 оказываются полностью сжатыми, прежде чем зажимная часть 6 вовлекается во вращение. Это обуславливает то, что к цилиндрам 7 прикладывается давление, соответствующее сжатию насосных цилиндров 8. Данное обстоятельство проиллюстрировано на фиг. 6А и 6В. Перемещение цилиндров 7 приводит, в свою очередь, к тому, что захватные элементы 4 сжимаются и приобретают меньший внутренний диаметр, в результате чего возникает зажимная сила, действующая на трубу.
Фиг. 7 изображает ключ 1, который удерживает бурильную трубу 20, подготовленную для завинчивания в гнездовой конец второй бурильной трубы 21. Вторая бурильная труба удерживается устройством для захвата и фиксации трубы, в дальнейшем называемым придерживающим ключом 10. Изображенный ключ 10 представляет собой простейший вариант, заключающий в себе достоинства данного изобретения. Ключ 10 содержит неподвижный разъемный корпус 15, имеющий основную часть 12 и зажимную часть 16, которые выполнены с возможностью осевого перемещения относительно трубы 21 друг к другу. В представленном варианте выполнения изобретения именно зажимная часть 16 выполнена с возможностью смещения посредством гидравлического цилиндра 17, а основная часть 12 действует как упор. Захватные элементы 14 под воздействием зажимной части 16 сжимаются и прижимаются радиально внутрь к бурильной трубе 21. Поверхность 14Е трения захватных элементов 14 обеспечивает непосредственное взаимодействие с бурильной трубой 21. Ключ 10, включая все элементы, может быть разомкнут по разделительной линии для продвижения к трубе и потом сомкнут для охвата бурильной трубы 21.
Фиг. 8 иллюстрирует ситуацию, при которой стержневой конец бурильной трубы 20 ввинчен в гнездовой конец бурильной трубы 21 посредством ключа 1. В ходе такой операции свинчивания ключи 1, 10 перемещаются в осевом направлении друг к другу (обычно ключ 1 перемещается к ключу 10). Зажимные цилиндры 17 приводятся в действие обычной гидравлической системой, которая подает давление к их поршням.
После свинчивания резьбового соединения приводят в действие рабочий цилиндр для докрепления трубных соединений с заданным крутящим моментом. Нижнюю трубу 21 продолжают неподвижно удерживать ключом 10. Цилиндр перемещает зубчатый упор в зацепление с зубьями зубчатого венца 3 и поворачивает венец 3, корпус 2, зажимную часть 6 и удерживаемую трубу 20 до тех пор, пока в трубном соединении не будет обеспечен заданный крутящий момент докрепления.
Аналогичные цилиндр и упор имеются на противоположной стороне корпуса 2 ключа для разъединения затянутых трубных соединений. Нижнюю трубу 21 неподвижно удерживают ключом 10. Все зажимные средства могут взаимно поворачиваться в обратном направлении путем переключения клапанов между насосными цилиндрами 8 и зажимными цилиндрами 7.
Кроме того, фиг. 7 и 8 более подробно показывают юбку 19 для бурового раствора, которая герметизирует пространство между двумя ключами 1, 10. С учетом того, что такая конструкция ключа охватывает трубное соединение полностью, между двумя ключами 1, 10 посредством юбки 19 может быть получена герметично заделанная камера, или затвор 35 для жидкости. В затворе 35 поддерживается вакуум, так что буровой раствор эффективно отсасывается в тех случаях, когда это требуется. В этом затворе 35 также имеется устройство 11 для подачи струи под высоким давлением и смазки резьбовых участков. Более подробное описание устройства 11 приведено со ссылкой на фиг. 11-13.
Фиг. 8 иллюстрирует ситуацию, при которой ключи 1, 10 полностью соединены, а юбка 19 изогнута внутрь. Альтернативой юбке являются кожух или сильфон, которые могут выполнять ту же функцию. Сущность в том, что создана герметично заделанная оболочка в виде затвора 35 для жидкости, который удерживает буровой раствор, пока он не будет удален.
Фиг. 9 иллюстрирует другую ситуацию, когда завинчивающий и затягивающий ключ 1' другой конструкции используется на обсадной трубе 30 диаметром 20 дюймов (50,8 см), стержневой резьбовой конец 32 которой должен быть завинчен в резьбовой гнездовой конец 33 соответствующей обсадной трубы 31. Обсадная труба 31 фиксируется придерживающим ключом 10' другой конструкции. Конфигурация и момент силы ключа 1' таковы, что он в частности подходит для приложения крутящего момента докрепления к обсадным трубам.
Фиг. 10 иллюстрирует еще одну ситуацию, когда завинчивающий и затягивающий ключ 1 другой конструкции используется на обсадной трубе 40 диаметром 133/8 дюймов (34 см), стержневой резьбовой конец 42 которой должен быть завинчен в резьбовой гнездовой конец 43 соответствующей обсадной трубы 41. Обсадная труба 41 фиксируется придерживающим ключом 10 еще одной конструкции. Конфигурация и момент силы ключа 1 таковы, что он в частности подходит для приложения крутящего момента докрепления к такой обсадной трубе 40 меньшего диаметра.
Фиг. 11 иллюстрирует второй вариант затвора 35' для жидкости и юбки 19' для бурового раствора, расположенных между ключами 1 и 10. Также показано устройство 11 для промывки и смазки резьбы, которое может быть установлено на ключе 10. Как показано на чертеже, в данном случае юбка 19' прикреплена к внешнему неподвижному корпусу 5 завинчивающего и затягивающего ключа и к внешнему корпусу 15 ключа 10. Для удаления жидкости, удерживаемой в затворе 35', в корпусе 15 имеются выпуск 13 и желоб 18. Желоб 18 подводит жидкость к выпуску 13. Для закрытого удаления жидкости к выпуску 13 может быть присоединен вакуумный шланг.
Фиг. 12 иллюстрирует, как юбка 19' сжимается и складывается так же, как кожух или сильфон.
Расположение устройства 11 показано на фиг. 13. В частности, показано приспособление 11А для промывки в виде патрубка для очистки резьбы на конце трубы. Эту операцию осуществляют, пока затвор для бурового раствора является цельным, а промывочная жидкость может быть удалена, как описано выше. Также показано устройство 11В для смазки резьбы, выполненное в виде смазочного патрубка для нанесения свежей смазки на резьбу на концах труб перед их свинчиванием. Устройство для промывки и смазки резьбы предназначено как для ручной, так и автоматической работы приспособления 11А и смазочного патрубка 11В, и они могут управляться независимо друг от друга. При необходимости в подходящих местах на ключе 10, или, как вариант, на ключе 1 могут быть размещены несколько приспособлений 11А и патрубков 11В.
Claims (8)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Комбинированный приводной трубный ключ (25), содержащий разъемный завинчивающий и затягивающий ключ (1) для свинчивания первой трубы (20) со второй трубой (21) и их докрепления и для отвинчивания первой трубы (20) от второй трубы (21) и их разъединения и расположенный снизу разъемный придерживающий ключ (10) для неподвижного удержания второй трубы (21), причем указанные ключи (1, 10) установлены с возможностью перемещения в осевом направлении друг к другу и друг от друга, отличающийся тем, что между завинчивающим и затягивающим ключом (1) и придерживающим ключом (10) расположен затвор (35) для жидкости и отсасывающее приспособление (13) для удаления из указанного затвора (35) жидкости, вытекающей из трубы (20) во время разъединения соединений труб (20, 21).
- 2. Приводной трубный ключ по п.1, отличающийся тем, что затвор (35) для жидкости образован направленной вниз от завинчивающего и затягивающего ключа (1) юбкой (19), которая ограничивает указанный затвор (35) по окружности и изолирует придерживающий ключ (10).
- 3. Приводной трубный ключ по п.2, отличающийся тем, что юбка (19) выполнена из гибкого материала, прогибающегося внутрь во время осевого перемещения завинчивающего и затягивающего ключа (1) и придерживающего ключа (10) друг к другу.
- 4. Приводной трубный ключ по п.1, отличающийся тем, что затвор (35) для жидкости по окружности ограничен складным кожухом или сильфоном.
- 5. Приводной трубный ключ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что между завинчивающим и затягивающим ключом (1) и придерживающим ключом (10) расположено устройство (11) для промывки и смазки резьбы, приводимое в действие перед началом операции свинчивания трубных соединений.
- 6. Приводной трубный ключ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что завинчивающий и затягивающий ключ (1), придерживающий ключ (10), затвор (35) для жидкости и устройство (11) для промывки и смазки резьбы объединены и размещены на тележечном шасси (24), расположенном на площадке с возможностью перемещения и имеющем вертикальную стойку для направления перемещения завинчивающего и затягивающего ключа (1) и придерживающего ключа (10) в вертикальном направлении друг к другу и друг от друга.
- 7. Приводной трубный ключ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что завинчивающий и затягивающий ключ (1) и придерживающий ключ (10) содержат стопорный механизм, удерживающий неподвижный корпус (2) собранным, когда указанные ключи (1, 10) находятся в дей ствии.
- 8. Приводной трубный ключ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что крутящий мо1 ,11 мент докрепления задается рабочим цилиндром и упором, создающим зацепление с ведомым зубчатым венцом (3).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO19996017A NO310527B1 (no) | 1999-12-07 | 1999-12-07 | Kombinert krafttang med integrert slamavsug og gjengedopingsapparat |
PCT/NO1999/000399 WO2001049968A1 (en) | 1999-12-07 | 1999-12-21 | Combined power tong having integrated mud suction and thread doping apparatus |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200200609A1 EA200200609A1 (ru) | 2002-12-26 |
EA003561B1 true EA003561B1 (ru) | 2003-06-26 |
Family
ID=19904074
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200200609A EA003561B1 (ru) | 1999-12-07 | 1999-12-21 | Комбинированный приводной трубный ключ со встроенным устройством для отсасывания бурового раствора и смазывания резьбы |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP1242712A1 (ru) |
AU (1) | AU1899200A (ru) |
CA (1) | CA2393752A1 (ru) |
EA (1) | EA003561B1 (ru) |
NO (1) | NO310527B1 (ru) |
WO (1) | WO2001049968A1 (ru) |
Families Citing this family (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7114235B2 (en) | 2002-09-12 | 2006-10-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Automated pipe joining system and method |
GB2420362B (en) * | 2002-11-22 | 2007-05-30 | Sub Drill Supply Ltd | Fluid collecting device |
GB0227281D0 (en) * | 2002-11-22 | 2002-12-31 | Sub Drill Supply Ltd | A fluid collecting device |
NO320431B1 (no) * | 2003-12-11 | 2005-12-05 | Viking Engineering As | Anordning og fremgangsmate ved krafttang |
NO319436B1 (no) * | 2004-01-29 | 2005-08-15 | Viking Engineering As | Oppsamlingsanordning for borevaeske |
NO325213B1 (no) * | 2004-12-16 | 2008-02-25 | V Tech As | Rorskjotsmoreanordning |
NO323942B1 (no) | 2005-09-30 | 2007-07-23 | Wellquip As | Anordning ved rense- og smoreutstyr for gjenger |
NO324526B1 (no) * | 2005-12-01 | 2007-11-12 | V Tech As | Oppsamlingsanording for borevaeske II |
NO322530B1 (no) * | 2005-12-05 | 2006-10-23 | Statoil Asa | Anordning ved stigeror |
AT13018U1 (de) * | 2011-11-04 | 2013-04-15 | Kasmanhuber Tech Buero Ges M B H | Vorrichtung und verfahren zum lockern bzw. ausziehen eines festgeklemmten bohrgestänges |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4162704A (en) * | 1978-02-23 | 1979-07-31 | Gunther Albert W | Pressure control device |
US4355826A (en) * | 1980-08-06 | 1982-10-26 | Von Braun Daun W | Containment skirt for drilling fluid |
US4450905A (en) * | 1982-08-09 | 1984-05-29 | Crain Scott L | Mud bucket |
US4643259A (en) * | 1984-10-04 | 1987-02-17 | Autobust, Inc. | Hydraulic drill string breakdown and bleed off unit |
US5295536A (en) * | 1992-11-23 | 1994-03-22 | Bode Robert E | Drilling mud container apparatus |
-
1999
- 1999-12-07 NO NO19996017A patent/NO310527B1/no not_active IP Right Cessation
- 1999-12-21 AU AU18992/00A patent/AU1899200A/en not_active Abandoned
- 1999-12-21 EA EA200200609A patent/EA003561B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-12-21 WO PCT/NO1999/000399 patent/WO2001049968A1/en not_active Application Discontinuation
- 1999-12-21 EP EP99962585A patent/EP1242712A1/en not_active Withdrawn
- 1999-12-21 CA CA002393752A patent/CA2393752A1/en not_active Abandoned
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO996017L (no) | 2001-06-08 |
EA200200609A1 (ru) | 2002-12-26 |
EP1242712A1 (en) | 2002-09-25 |
NO310527B1 (no) | 2001-07-16 |
NO996017D0 (no) | 1999-12-07 |
AU1899200A (en) | 2001-07-16 |
CA2393752A1 (en) | 2001-07-12 |
WO2001049968A1 (en) | 2001-07-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2457113C (en) | Swing mounted fill up and circulating tool | |
AU2004293727B2 (en) | A power tong | |
US3971436A (en) | Cementing head | |
US6431626B1 (en) | Tubular running tool | |
CA2465530C (en) | Automated pipe joining system | |
US7213656B2 (en) | Apparatus and method for facilitating the connection of tubulars using a top drive | |
US7117948B2 (en) | Convertible jack | |
EA003561B1 (ru) | Комбинированный приводной трубный ключ со встроенным устройством для отсасывания бурового раствора и смазывания резьбы | |
RU2562623C1 (ru) | Вертлюг непрерывной промывки | |
WO2016205138A1 (en) | Hydraulic valve cover assembly | |
EA003648B1 (ru) | Устройство для фрикционного взаимодействия с трубными изделиями | |
US10132127B2 (en) | Compact bail supported fill up and circulation tool | |
CN113445954A (zh) | 泵下循环式油管液控环保防喷装置 | |
RU216720U1 (ru) | Скважинное устьевое противосифонное устройство | |
CN108590582A (zh) | 建立捞油井通道的方法 | |
RU2791767C1 (ru) | Устройство для бурения на обсадной колонне | |
CN114251071B (zh) | 起出管柱内液引流装置、管柱起出结构及管柱起出方法 | |
CN113356771B (zh) | 一种具有提升、加压时旋转功能的游动卡瓦 | |
CN106761529A (zh) | 井口旋转式泥浆防喷装置 | |
RU2225494C2 (ru) | Устройство для отцепления инструмента от рабочей колонны труб | |
AU2008201170B2 (en) | Power tong | |
CN2380718Y (zh) | 杆式热力采油抽油泵 | |
CN111411914A (zh) | 井筒防喷堵塞器 | |
RU1800003C (ru) | Устройство дл слива жидкости из насосно-компрессорных труб |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |