Меню

Устройства для захвата труб

Устройство для захвата труб в роторе

Изобретение относится к устройствам для спуска и подъема труб и бурения скважин. Устройство для захвата труб в роторе, включающее корпус, центратор, вкладыши под клинья, установленные между ограничителями хода и соединенные посредством шарнирных подвесок с державками, зажим ведущей трубы со вставками, подъемные планки с ограничителями их хода, кольцо, рычаг и силовой цилиндр, предложено выполнить с возможностью охвата зажимом ведущей трубы боковых поверхностей вкладышей, которые соединены с центратором и корпусом посредством штифтового и болтовых соединений, а зажим ведущей трубы выполнен по крайней мере из двух частей, соединенных между собой шарнирными разъемами, причем вставки и разъемы размещены между вкладышами. Такое выполнение устройства позволит упростить и облегчить его конструкцию, выполнить ее более компактной, расширить диапазон диаметров захватываемых труб, уменьшить износ, повысить удобство и безопасность работ, выполнить более компактной конструкцию ключа для свинчивания — развинчивания труб замкнутого типа. 4 з. п.ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к средствам для спуска и подъема труб и бурения скважин.

Известно устройство для захвата труб, содержащее корпус, вкладыши, клинья, зажим, механизм передачи вращения от зажима к ротору (авт. св. СССР N 742574, кл. E 21 B 19/10, 1978).

Такое устройство не обеспечивает передачи больших крутящих моментов. Известно также устройство для захвата труб в роторе, включающее корпус с наружным опорным выступом, центратор, вкладыши под клинья, выполненные с опорными и наклонными плоскостями и плашками, установленные между ограничителями хода и соединенные посредством осей и подвесок с державками, закрепленными на подъемных планках, взаимодействующими с ограничителями вертикального хода, зажим ведущей трубы со вставками, кольцо, рычаг и силовой цилиндр (патент РФ 2041336, кл. E 21 B 19/10, 1993).

Такое выполнение устройства хотя и позволяет повысить передаваемый крутящий момент, но не обеспечивает снижение износа, повышение удобства и безопасности работ. Конструкция этого устройства громоздкая и тяжелая. Технический результат, на достижение которого направлено заявляемое изобретение, заключается в том, чтобы избежать упомянутых осложнений и создать такую конструкцию устройства для захвата труб в роторе, которая при относительной ее простоте и снижении массы позволяет расширить диапазон диаметров захватываемых труб, уменьшить ее износ, повысить удобства и безопасность работ.

Это достигается благодаря тому, что в устройстве для захвата труб в роторе, включающем корпус с наружным опорным выступом, центратор, вкладыши и клинья, установленные между ограничителями хода и соединенные посредством осей и шарнирных подвесок с державками, закрепленными на подъемных планках, зажим ведущей трубы со вставками, подъемные планки с вертикальными ограничителями их хода, кольцо, рычаг и силовой цилиндр, предложено выполнить зажим ведущей трубы с возможностью охвата боковых поверхностей вкладышей, которые соединены с центратором и корпусом посредством штифтовых и болтовых соединений, а зажим ведущей трубы — по крайней мере из двух частей, соединенных между собой шарнирными разъемами, причем вставки и разъемы размещены между вкладышами.

Предложено также выполнить вставки с внутренней проточкой, предназначенной для взаимодействия со смежными гранями ведущей трубы, а внутреннюю поверхность корпуса выполнить ступенчатой, на поверхности большего диаметра которой установлены боковые ограничители хода вкладышей и подъемных планок.

Кроме того, предложено верхние части вкладышей попарно соединить между собой перемычками дугообразной формы и в них выполнить ограничители боковых перемещений клиньев, а средние части перемычек выполнить с проушинами для соединения с крюком подъемного средства. При этом клин выполнен с единой открытой с боков опорной для плашек плоскостью с глухими и сквозными отверстиями для крепления плашек в осевом, радиальном и боковом направлениях и карманами на боковых поверхностях для расположения в них фиксирующих плашки средств.

На фиг. 1 изображен общий вид устройства, разрезе; на фиг. 2 — вид сверху в момент установки вкладышей; на фиг. 3 — сечение А-А на фиг. 1; на фиг. 4 — сечение Б-Б на фиг. 1; на фиг. 5 — сечение В-В на фиг. 1 при захвате обсадных труб; на фиг. 6 — сечение Г-Г на фиг. 1; на фиг. 7 — сечение Д-Д на фиг. 3; на фиг. 8 — сечение Е-Е на фиг. 2; на фиг. 9 — приспособление для смены долота; на фиг. 10 — вид Ж на фиг. 9; на фиг. 11 — вид спереди на клине с плашками; на фиг. 12 — вид сверху на клин; на фиг. 13 — вид сзади на клин без плашек: на фиг. 14 — сечение З-З на фиг. 13; на фиг. 15 — сечение И-И на фиг. 14 (повернуто).

Ротор 1 (фиг. 1) выполнен с центральным проходным отверстием, в котором установлен корпус 2 предлагаемого устройства. Внутренняя поверхность корпуса 2 выполнена ступенчатой и образована двумя цилиндрическими поверхностями 3 и 4 разного диаметра. На поверхности 3 и 4 опираются вкладыши 5, причем опорная поверхность 4 большего диаметра расположена выше наружного опорного выступа 6, выполненного снаружи корпуса 2. Нижняя часть корпуса 2 выполнена с внутренним цилиндрическим буртом 7, в котором выполнены вертикальные ограничители хода 8 подъемных планок 9 и пазы под шлицевое соединение 10 с центратором 11 (фиг. 1, 3).

В верхней части корпуса 2 (фиг. 2, 5) на цилиндрической поверхности 4 большего диаметра выполнены направляющие выступы 12 и 13. Направляющие выступы 12 служат для ограничения боковых перемещений вкладышей 5, а также клиньев 14 (фиг. 3) для обсадных труб больших диаметров с плашками 15, установленных в тонких вкладышах 16 (фиг. 5). Направляющие выступы 13 служат для ограничения боковых перемещений подъемных планок 9. Направляющие выступы 13 (фиг. 5) расположены в устройстве равномерно по диаметру корпуса 2 между направляющими выступами 12. Вкладыши 5 (фиг. 6) попарно установлены на каждой половине центратора 11 и каждый из них закреплен на центраторе и жестко соединен с ним посредством штифтов 17, расположенных между болтами 18. В верхней части вкладыши 5 (фиг. 2) соединены между собой попарно перемычкой 19 дугообразной формы, выгнутой наружу, средняя часть которой выполнена в виде проушины 20 (фиг. 8) с отверстиями разного диаметра 21 и 22 (фиг. 8), в которые устанавливается подъемный крюк 23, фиксируемый по центру тяжести половины центратора 11 с двумя вкладышами 5.

Читайте также:  Узел прохода трубы через стену резервуаре

Соединение каждой перемычки 19 с вкладышами 5 выполнено с использованием ограничителей 24 (фиг. 1 и 2) бокового перемещения клиньев 25 для бурильных труб в верхнем и нижнем их положениях. Каждый из клиньев 25 оснащен по крайней мере двумя рядами плашек 26 и 27, причем клинья выполнены с глухими и сквозными отверстиями для крепления плашек в осевом, радиальном и боковом направлениях.

Зажим 28 (фиг. 1, 3) ведущей трубы 29 установлен внутри и между вкладышами 5, охватывая с зазором их боковые поверхности 30, причем шарнирные разъемы 31 двух половин зажима 28 размещены между вкладышами 5 с пальцевым фиксатором 32. Полукруглые вставки 33, охватывающие грани ведущей трубы 29, имеют центры 34 с осями, размещенные ближе к оси 35 ведущей трубы 29, чем центры 36 скругления граней ведущей трубы 29, причем в плоскости шарнирных разъемов 31 полукруглые вставки 33 выполнены из двух половин 37 и 38. При снятых вкладышах 5 между направляющими выступами 12 (фиг. 9 и 10) устанавливается на торец 39 крестовина 40 для долот 41, имеющая ответную форму выступов 42.

Клинья 25 при бурении устанавливаются на П-образных упорах 43 (фиг. 4), надетых на подъемные планки 9 с замыкающей поворотной щеколдой 44, располагаемой в пазах 45 упоров 43 и фиксируемой от поворота пружинным фиксатором 46. Привод подъема и опускания клиньев 14 и 25 (фиг. 1, 5) состоит из кольца 47, связывающего планки 9, рычага 48, кронштейна 49, прикрепленного к ротору 1, силового цилиндра 50 и крана управления 51.

Каждый клин (фиг. 11, 15) выполнен с одной наклонной к оси ротора плоскостью 52 и одной опорной плоскостью 53, параллельной оси ротора, предназначенной для установки на ней по крайней мере двух полноохватных плашек 26 и 27, расположенных друг над другом. В нижней части клина 25 выполнен уступ 54 для опоры на него нижней плашки 26. Плашки 26 и 27 ориентированы на плоскости 53 клина 25 с помощью штифтов 55, концы которых расположены в отверстиях под них соответственно в теле плашек 56 и 57 и клина 58 и 59.

Крепление плашки 26 на клине 25 производится с помощью по крайней мере одного болта 60, гайки 61 и контровочной шайбы 62, установленных в кармане 63, выполненном в клине 25.

Плашку 27 (фиг. 11, 13, 14) устанавливают на плашку 26, ориентируют штифтом 55 и фиксируют на клине с помощью по крайней мере одного болта 60, гайки 61 и контровочной шайбы 62, установленных в кармане 64 аналогичном карману 63. Клин 25 (фиг. 12) выполнен с прорезью 65 в его верхней части со стороны наклонной плоскости 52, в которой частично расположена шарнирная подвеска 66, соединенная с клином 25 осью 67. Продольная ось прорези 65 проходит через центр кривизны зубчатой поверхности 68, выполненной на каждой из плашек 26 и 27 (фиг. 12).

Клин 25 через шарнирную подвеску 66 соединен с державкой 69 (фиг. 11), закрепленной на подъемных планках 9, посредством оси 70, установленной в щеках, выполненных со стороны вогнутой части державки 69. Вкладыши 5 соединены с корпусом 2 штифтами 17 и подвижными штифтами 71 (фиг. 1).

Работа устройства осуществляется следующим образом.

При спускоподъемных операциях с бурильными трубами.

Для работы используется комплект устройства, состоящий из корпуса 2 (фиг. 1), вкладышей 5 с центратором 11, подъемных планок 9 с кольцом 47, клиньев 25 с плашками 26 и 27, рычага 48, кронштейна 49 с силовым цилиндром 50, крана управления 51. При подъеме клиньев 25 рычаг 48 поднимает кольцо 47 с планками 9 (левая часть фиг. 1), а при опускании клиньев рычаг 48 опускает кольцо 47 с планками 9.

На ведущую трубу 29 сбоку надевается и фиксируется пальцевым фиксатором 32 (фиг. 7) зажим 28.

Затем зажим 28 ведущей трубы 29 опускается между поднятыми клиньями 25, вкладышами 5 на центратор 11. Клинья 25 опускаются на предварительно установленные на планках 9 упоры 43 с зазором относительно ведущей трубы 29. Вращение от ротора 1 передается на корпус 2, затем через штифты 17 на вкладыш 5 и через зажим 28 на ведущую трубу 29. Взаимодействие зажима 28 с ведущей трубой 29 осуществляется через круглые вставки 33, а исполнение этих вставок с центрами 34, размещенными ближе, к оси 35 ведущей трубы 29, чем центры 36 округления граней ведущей трубы 29, дает возможность обеспечить равномерно распределенное давление на ведущую трубу 29 в зоне контакта с вставками 33.

После завершения бурения на ведущей трубе 29 поднимается зажим 28 и снимается после подъема пальцевого фиксатора 32 и разведения 2-х половин зажима 28.

На место снятых клиньев 25, вкладышей 5 с центратором 11 в корпус 2 между выступами 12 устанавливают крестовину 40, используемую для размещения долота (его свинчивают или развинчивают).

Читайте также:  Замена труб отопления в многоквартирном доме через сколько лет

При спуске обсадных колонн.

В корпусе 2 при снятых клиньях 25, вкладышах 5 с центратором 11 устанавливают тонкие вкладыши 16, а к планкам 9 прикрепляются клинья 14 с плашками 15. Клинья 14 при опускании захватывают обсадные трубы, а при подъеме освобождают колонну труб.

Использование предлагаемого устройства позволит упростить и облегчить его конструкцию, расширить диапазон диаметров захватываемых труб, обеспечить уменьшение износа конструкции, повысить удобства, надежность и безопасность работы, выполнить более компактно конструкцию ключа для свинчивания — развинчивания труб замкнутого типа.

1. Устройство для захвата труб в роторе, включающее корпус с наружным опорным выступом, центратор, вкладыши под клинья, выполненные с опорными и наклонными плоскостями и плашками, установленные между ограничителями хода и соединенные посредством осей и шарнирных подвесок с державками, закрепленными на подъемных планках с возможностью их взаимодействия с вертикальными ограничителями хода, зажим ведущей трубы со вставками, кольцо, рычаг и силовой цилиндр, отличающееся тем, что зажим ведущей трубы охватывает боковые поверхности вкладышей, которые соединены с центратором и корпусом посредством штифтовых и болтовых соединений, и выполнен зажим ведущий трубы по крайней мере из двух частей, соединенных между собой посредством шарнирных разъемов, причем вставки и разъемы размещены между вкладышами.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что вставки выполнены с внутренней проточкой, форма которой соответствует форме смежных граней ведущей трубы, и из двух половин, расположенных в месте шарнирных разъемов.

3. Устройство по п.1 или 2, отличающееся тем, что внутренняя поверхность корпуса выполнена ступенчатой и на поверхности большего диаметра установлены боковые ограничители хода вкладышей и подъемных планок.

4. Устройство по любому из пп.1 — 3, отличающееся тем, что верхние части вкладышей попарно соединены между собой посредством перемычек дугообразной формы и в них выполнены ограничители боковых перемещений клиньев, а средняя часть дугообразной перемычки выполнена с проушиной для соединения с крюком подъемного средства.

5. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что клин выполнен с единой, открытой с бoкoв опорной для плашек плоскостью с глухими и сквозными отверстиями для крепления плашек в осевом, радиальном и боковом направлениях и с карманами на боковых поверхностях для расположения в них фиксирующих плашки средств.

Источник

Труболовки

Предназначены для захвата насосно-компрессорных, бурильных и обсадных труб и извлечения их целиком или по частям из нефтяных и газовых скважин

Труболовки предназначены для захвата насосно-компрессорных (НКТ), бурильных и обсадных труб и извлечения их целиком или по частям из нефтяных и газовых скважин.

Захват осуществляется путем заклинивания выдвижных плашек между внутренней или наружной поверхностью захватываемой трубы и стержнем или корпусом труболовки.

По характеру захвата труб труболовки подразделяются на 2 группы:

  • внутренние (для захвата за внутреннюю поверхность);
  • наружные (для захвата за наружную поверхность трубы или муфты).

Внутренние труболовки подразделяются на неосвобождающиеся и освобождающиеся (при необходимости освобождение инструмента от захваченных труб в скважине производится после захвата и фиксации плашек в сомкнутом положении).

Наружные труболовки подразделяются на труболовки освобождающиеся, которые отличаются друг от друга конструкцией механизма захвата и освобождения.

В скважинах с небольшим зазором между эксплуатационной колонной и колонной ловимых труб применяют труболовки без центрирующих приспособлений, в скважинах со значительным зазором — с центрирующими приспособлениями (направлением с вырезом или направлением с воронкой — для внутренних труболовок или только с воронкой — для наружных).

Труболовки без центрирующего приспособления присоединяются к бурильной колонне при помощи обычного переводника, с центрирующим приспособлением — посредством специального переводника.

Центральное отверстие во внутренних труболовках служит для промывки аварийных концов труб.

Труболовки спускают в скважину на колонне бурильных труб.

Внутренние и наружные освобождающиеся труболовки исполнения 1 и со спиральным захватным устройством состоят из механизмов захвата и освобождения, а внутренние неосвобождающиеся — только из механизма захвата.

Механизм захвата внутренних освобождающихся труболовок по конструкции аналогичен механизму захвата внутренних неосвобождающихся труболовок; его изготовляют в двух исполнениях: одноплашечном и шестиплашечном.

Труболовка внутренняя освобождающаяся типа ТВМ (рисунок, табл. 146) изготовляется в двух исполнениях: исполнение 1 — упирающаяся в торец захватываемой колонны; исполнение 2 — заводимая внутрь захватываемой колонны на любую глубину.

Труболовки изготовляют с резьбами левого направления; они могут извлекать колонны труб как целиком, так и по частям, предварительно отвинчивая. По заказу потребителя трубоголовки исполнения 1 могут быть изготовлены с правыми резьбами.

Механизм захвата — шестиплашечный, состоит из плашек, стержня и наконечника. В труболовках ТВМ 60-1 механизм захвата — одноплашечный, состоит из стержня с гребенчатой насечкой, плашки и клина.

* Применяются без центрирующего приспособления

Механизм освобождения включает в себя тормозной башмак, ниппель, фиксатор, корпус и плашкодержатель, обеспечивающий синхронное перемещение плашек по наклонным плоскостям, а также удержание плашек в крайнем верхнем или сомкнутом (при освобождении) положении. В труболовке ТВМ 60-1 функцию плашкодержателя выполняет поводок, ввинчиваемый в верхний торец плашки и после освобождения удерживающий плашку в сомкнутом положении.

Конструкция труболовок обеспечивает их освобождение от захваченной трубы внутри скважины с фиксацией плашек в сомкнутом положении механическим устройством.

Изготовители: 1. Хадыженский машиностроительный завод

252671 г. Хадыженск Краснодарского края, ул. Промысловая, 24

2. Нефтекамский завод бурового инструмента

452950 г. Нефтекамск, Башкортостан, ул. Магистральная, 19

Труболовка внутренняя неосвобождающаяся типа ТВ (рисунок, табл. 147) изготавливается с резьбами правого и левого направлений. Труболовки с резьбами правого направления могут захватывать и извлекать колонну труб целиком, а труболовки с резьбами левого направления — отвинчивать и извлекать их по частям.

Читайте также:  Соединение чугунного стояка канализации с пластиковой трубой

Механизм захвата труболовок — шестиплашечный; состоит из стержня, плашкодержателя, плашки и наконечника. В труболовках ТВ 48-80 и ТВ 60-93 механизм захвата — одyоплашечный, состоит из стержня с гребенчатой насечкой, плашки и клина.

Конструкция труболовки позволяет освобождать их от захваченных труб на устье скважины без проведения сварочных работ.

Изготовители: 1. Бакинский машиностроительный завод

2. Дрогобычский машиностроительный завод

293720 г. Дрогобыч Львовской обл., ул. Бориславская, 51/1

Труболовка наружная освобождающаяся типа ТНОС (рисунок) изготавливается с резьбами правого и левого направлений; она может извлекать колонны труб как целиком, так и отвинчивать их по частям.

Механизм захвата, расположенный в средней части корпуса, состоит из захватывающей спирали или цанги, штока и винта.

Спираль или цанга плавно перемещается по спиральной канавке конического сечения на внутренней поверхности корпуса с помощью Т-образного штока и винта, предназначенного для перезарядки труболовки и подготовки ее для последующей ловли аварийного объекта.

На торцевой части штока предусмотрены зубья для стопорения его при освобождении захватной спирали пли цанги в скважине.

В захватном устройстве труболовки с левой резьбой имеются насечки правого направления, а с правой резьбой — левого направления (для захвата ловимого объекта).

Освобождение труболовки от захваченных труб производится вращением колонны бурильных труб вместе с труболовкой.

Для соединения с колонной бурильных труб к верхней части корпуса прикреплен переводник, а к нижней — воронка.

Изготовитель: Дрогобычский машиностроительный завод

293720 г. Дрогобыч Львовской обл., ул. Бориславская, 51/1

Труболовка наружная освобождающаяся типа ТНС (рисунок, табл. 148) представляет собой ловильный инструмент, предназначенный для ловли н извлечения оставшихся в скважине в результате аварии колонны бурильных и насосно-компрессорных труб путем захвата за наружную поверхность тела трубы.

Труболовка включает в себя корпус 2, втулку захватывающую 3, воронку 6, фрезер-уплотнение 4, кольцо 5, переводник 1. Внутренняя поверхность корпуса труболовки и контактирующая с ней наружная поверхность захватывающей втулки имеют левую многозаходную резьбу, служащую для увеличения сцепления с наружной поверхностью аварийной трубы и для обеспечения освобождения труболовки.

Захватывающая втулка 3 имеет один сквозной и семь неполных продольных разрезов. Фрезер 4 служит для обработки наружной поверхности конца аварийной колонны; его устанавливают в нижней части корпуса труболовки и поджимают воронкой 6. Аварийную трубу захватывают и извлекают труболовкои из скважины в следующей последовательности.

При движении корпуса труболовки вниз захватывающая втулка 3 от контакта с аварийной трубой поднимается в верхнее рабочее положение, разжимается и пропускает через себя конец аварийной колонны.

* Максимальный перепад давления промывочной жидкости составляет 15 МПа, максимальная температура рабочей среды — 150? С.

При движении труболовки вверх захватывающая втулка под действием трения заклинивается между стенкой аварийной колонны и спиральной конической опорной поверхностью корпуса труболовки. В результате осуществляется надежный захват аварийной колонны.

Для освобождения труболовки от захваченных труб инструмент сначала разгружают, чтобы спиральная коническая опорная поверхность корпуса 2 труболовки вышла из контакта со спиральной конической опорной поверхностью захватывающей втулки 3. Затем, вращая труболовку вправо и медленно поднимая, проводят освобождение труболовки «свинчиванием» с помощью резьбовой нарезки на захватывающей втулке 3.

Изготовители: 1. ОПО Карпатнефтемаш

285400 г. Калуш Ивано-Франковской обл., ул. К. Маркса, 88

2. Нефтекамский завод бурового инструмента

452950 г. Нефтекамск, Башкортостан, ул. Магистральная. 19

Труболовка внутренняя распорная типа ТВР (рисунок, табл. 149) предназначена для захвата за внутреннюю поверхность аварийных насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм и извлечения их целиком путем расхаживания в пределах грузоподъемности труболовки, или по частям, путем развинчивания их в резьбовых соединениях при кручении без осевых нагрузок.

Труболовка имеет два исполнения:

-с муфтовой частью — для присоединения колонны бурильных труб (см. рис. а);

-гладкое — для присоединения колонны насосно-компрессорных труб с целью захвата на любом расстоянии от верхнего конца аварийной колонны (см. рис. б).

Труболовка имеет повышенную грузоподъемность, достигаемую увеличением прочности соединения труболовки с колонной труб, обусловливаемой приложением крутящего момента. Труболовка состоит из корпуса 1, расцепного кольца 2, ловильной втулки 3, направляющего наконечника 4 н кулачков 5.

При ликвидации аварии в скважине труболовку вводят в аварийную трубу вращением ее вправо, при этом ловильная втулка находится в крайнем нижнем положении и своим нижним торцом упирается в верхний торец направляющего наконечника. Ловильная втулка, диаметр которой больше внутреннего диаметра трубы, при контакте с последней упруго деформируется и проходит внутрь трубы, после чего вращение вправо прекращается. Затем, продолжая медленный спуск труболовки, делают 1. 1,5 оборота влево. Ловильная втулка перемещается по спиральной конической поверхности в верхнее положение вместе с распорным кольцом до упора в торец кольцевого выступа корпуса труболовки.

После подъема аварийной колонны труболовку освобождают от аварийных труб, полностью снимают осевую нагрузку, проворачивают вправо на 1. 1,5 оборота и извлекают ее из аварийной трубы «стягиванием».

Изготовитель: Нефтекамский завод бурового инструмента

452950 г. Нефтекамск, Башкортостан, ул. Магистральная, 19

Труболовка внутренняя 73 ВТ 60-64 предназначена для извлечения насосно-компрессорных труб при ремонтных и аварийно-восстановительных работах в нефтяных, газовых и геологоразведочных скважинах.

Она состоит (рисунок) из направления 2, пружины 3, обоймы верхней 5 и нижней 9, крышек обойм 4 и 10, втулки захватывающей 7, наконечника 11 влита 1, корпуса 6 н шпонки 8.

Изготавливается труболовка для левого и правого вращения.

Изготовитель: Нефтекамский бурового инструмента

452950 г. Нефтекамск, Башкортостан, ул. Магистральная, 19

Источник

Adblock
detector