Головка колонковой трубы в сборе с безопасным овершотом

Группа изобретений относится к головке колонковой трубы в сборе и способу подземного бурения. Технический результат заключается в надежном креплении колонковой трубы внутри бурильной колонны. Головка колонковой трубы в сборе содержит: верхний корпус, содержащий центральный проход; пару фиксаторов, расположенных в центральном проходе; убирающий корпус, включающий в себя первый конец, выполненный с возможностью зацепления по меньшей мере расцепного устройства фиксаторов. Каждый фиксатор содержит крюк на первом конце и шарнир на наружной поверхности в крюке. Крюк каждого фиксатора продолжается через щель крюка так, что фиксаторы поворачиваются вокруг шарнира. Каждый фиксатор поворачивается вокруг шарнира на первом конце и содержит расцепное устройство фиксатора на втором конце и поверхность, зацепляющую поверхность наружной трубы между первым концом и вторым концом. Поверхность каждого фиксатора, зацепляющая поверхность наружной трубы, продолжается через щель фиксатора в наружной стенке верхнего корпуса так, что фиксаторы поворачиваются вокруг шарнира. Фиксаторы выполнены с возможностью перемещения убирающим корпусом между выдвинутым положением и убранным положением с выигрышем в силе. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 26 ил.

 

Изобретение относится к бурильным компоновкам для бурения в геологической среде. В частности, изобретение относится к головкам колонковой трубы в сборе и устройствам овершота.

Уровень техники

В процессе разведочного бурения в геологической среде часто отбирают образцы породы для исследований подземной композиции и характеристик. Образцы могут отбирать на различных глубинах, от сотен до тысяч метров. Такие образцы обычно отбирают, применяя головки колонковой трубы в сборе, которые включают в себя двойные колонковые трубы, имеющие внутреннюю колонковую трубу и наружную колонковую трубу. Хотя наружная труба может продолжаться, по существу, через всю скважину, внутренняя труба может быть относительно короткой, длиной порядка нескольких метров. Образец обычно отбирают во внутреннюю трубу, которая может иметь длину несколько метров.

В процессе подготовки к бурению, внутреннюю трубу спускают в наружную трубу до достижения ей низа наружной трубы, чтобы можно было начать бурение. Буровой раствор, такой как вода, применяемый в промывке скважины для удаления бурового шлама из скважины и труб, можно использовать для приложения силы для продвижения внутренней трубы через наружную трубу. Когда внутренняя труба достигла нужного положения, фиксирующий механизм останавливает перемещение внутренней трубы относительно наружной трубы.

Когда внутренняя труба содержит требуемый образец, внутреннюю трубу и образец можно удалить из скважины, прикрепив извлекающий механизм к концу узла внутренней трубы. Извлекающий механизм может быть подвешен на проволочном канате и спущен в бурильную колонну для извлечения внутренней трубы с образцом. Такая компоновка известна под названием система с применением вспомогательного каната. Извлекающий механизм зацепляет механизм прикрепления на внутренней трубе. Затем извлекающий механизм извлекает внутреннюю трубу и образец из наружной трубы.

Извлекающий механизм, обычно известный как овершот, включает в себя захватывающую конструкцию для захвата внутренней трубы. Захватывающая конструкция обычно включает в себя захват или ʺкопьевидную головкуʺ для зацепления захватывающей конструкции в или на верхнем конце внутренней колонковой трубы. Конструкцию внутренней трубы обычно называют головкой в сборе.

Для удаления овершота и внутренней трубы, содержащей образец, к проволочному канату прикладывают силу, тянущую овершот вверх. Когда силу прикладывают к проволочному канату, фиксаторы убираются для расцепления со стенками наружной трубы, и овершот, внутренняя труба и образец извлекаются из скважины. Овершот можно также применять для спуска новой внутренней трубы в скважину.

При бурении головку колонковой трубы и овершот можно применять в варианте над землей или под землей. В подземном варианте применения скважина может продолжаться в направлении вверх. В разведочном бурении и бурении для определения руды в таком контексте головка колонковой трубы и овершот обычно включают в себя по меньшей мере один уплотнительный элемент, который может перемещаться через бурильную колонну текучей средой под давлением.

При существующих конструктивных решениях головок колонковой трубы в сборе и узлов овершота может возникать ряд проблем. Например, если пласт породы разрушается или растрескивается, разрушенная порода могут обуславливать прихват внутренней трубы в наружной трубе. Обычно, освобождение внутренней трубы включает в себя увеличение вытягивающей силы на проволочном канате. Указанное может вызвать разрыв проволочного каната или залинивание подъемного механизма. В результате, может потребоваться удаление всей бурильной колонны для высвобождения прихваченной внутренней трубы и обеспечения возможности продолжения бурения.

Для решения данной проблемы, фиксаторы модифицировали для получения выигрыша в силе для расцепления фиксаторов при вытягивании тросового каната. Вместе с тем, увеличенная сила на фиксаторах может вызывать быстрый износ рычажной системы фиксатора, приводящий к выходу частей из строя. Альтернативно, рычажная система должна переходить за установленную позицию и блокировать фиксаторы, зацепленные с наружной трубой. Кроме того, для осуществления рычажного механизма фиксатора, фиксаторы могут быть выполнены более тонкими. Уменьшение толщины фиксаторов их ослабляет, делая их подверженными поломке во время манипуляций за пределами бурильной колонны.

Дополнительная проблема с известными конструктивными решениями головок колонковой трубы в сборе состоит в том, что фиксаторы и компоненты могут быть прикреплены с применением пружинных штифтов. Данные штифты могут терять свою пластичность с течением времени и могут, в итоге, незамеченными выпадать из компоновки. Такие компоновки могут быть сложными и требующими много времени для восстановления. Ремонт не только требует времени и денег, но любое время простоя бурильной компоновки может приводить к потере прибылей.

Некоторые проблемы с существующими конструктивными решениями колонковой трубы относятся к модификациям для содействия функционированию. Например, для обеспечения поворота головки в сборе с бурильной колонной блокирующая поверхность наружной трубы может включать в себя выступ для взаимодействия с фиксаторами. Если головка в сборе садится с фиксаторами, совмещенными с выступом, фиксаторы не сцепятся надлежащим образом. Если бурение начинается в данной конфигурации, керн не войдет во внутреннюю трубу. Указанное обычно приводит к прекращению бурения скважины, поскольку внутренняя труба не способна захватывать подвешенный керн.

Другие проблемы относятся не к фактически применяемым фиксаторам, но к другим элементам. Например, давление текучей среды можно использовать для приведения в движение узла внутренней трубы. Чтобы сделать такое возможным, уплотнительные устройства должны быть установлены на головке в сборе. Обычно, такие уплотнительные устройства устанавливают на убирающем фиксатор блоке с вспомогательным клапаном. При этом может увеличиваться число частей, сложность и длина головки в сборе. Если пробуренная скважина вскрывает водный коллектор, давление высвобожденной воды может действовать с обратной стороны уплотнений, активируя убирающий фиксатор блок головки в сборе, при этом, вызывая его расцепление с наружной трубой и неуправляемый выход из бурильной колонны. Одним решением данной проблемы является размещение сменного или постоянного узла между верхним и нижним корпусами головки в сборе для удержания уплотнений. Вместе с тем, включение в состав такого узла увеличивает длину и требует отличающихся частей для наружной трубы.

Как описано выше, колонковую трубу могут применять для бурения в направлении вверх. Известные конструктивные решения головки в сборе обычно включают в себя блокирующую фиксатор систему для предотвращения случайного расцепления головки колонковой трубы с блокирующим соединением. Блокирующая система обычно должна быть расцеплена, чтобы оператор вставил участок фиксатора головки в сборе внутрь бурильной колонны. Для расцепления блокирующей системы можно использовать короткую трубную часть для удержания фиксаторов расцепленными, когда узел внутренней трубы проталкивается в бурильную колонну. Короткая трубная часть соскальзывает с головки в сборе, когда головка в сборе вставляется. Короткая трубная часть затем падает на грунт. Альтернативно, блокированный фиксатором головка в сборе может быть вставлен с помощью вытягивания и удержания убирающего корпуса в положении без фиксирования при вталкивании узла внутренней трубы с применением только небольшой пикообразной головки. Указанное становится тем труднее, чем ближе скважина к вертикали.

Некоторые проблемы существующих конструктивных решений относятся к соединению между овершотом и узлом колонковой трубы. Например, овершот, применяемый для извлечения узла внутренней трубы, обычно включает в себя подпружиненные захваты для подъема для соединения с головкой в сборе. Когда головка в сборе поднимается из бурильной колонны, он часто располагается над головами персонала и создает опасность падения. Если захваты для подъема случайно ударятся о выступ на буровой вышке, овершот может выпустить компоновку внутренней трубы, приведя к ранениям персонала.

Один способ блокирования зацепленного овершота требует применения блокирующего устройства с ручным управлением. Часто задействовать блокирующее устройство забывают. Дополнительно, в процессе бурения должна быть сделана пауза, чтобы задействовать блокирующее устройство, при этом снижается производительность.

Другой способ блокирования захватов для подъема заключается во вкладывании их в корпус овершота, когда овершот несет вес внутренней трубы. Данная конфигурация требует подъема веса внутренней трубы для расцепления блокирующего устройства. Можно также применять блокирующие захваты для предотвращения перемещения захватов для подъема, после зацепления захватов для подъема с головкой в сборе. Блокирующие захваты можно активировать копьевидной головкой, входящей в корпус овершота, но ее часто задействуют преждевременно, когда овершот спускается и входит в воду, остающуюся в бурильной колонна. Указанное вызывает блокировку овершота до достижения головки в сборе и блокировку пикообразной головки.

Существуют другие вопросы, связанные с взаимодействием между фиксаторами и овершотом. Например, зажимной элемент на головке в сборе для соединения с овершотом может включать в себя острие 101 копьевидной головки на верхнем конце головки в сборе. Если скважину бурят в направлении вверх копьевидную головку нацелена вниз в направлении к операторам. Если давление текучей среды падает, когда компоновку внутренней трубы подают насосом через бурильную колонну, сила тяжести должна сообщать ускорение компоновке внутренней трубы для выпадения из скважины к операторам. Неуправляемый узел внутренней трубы, выходящий из бурильной колонны может проткнуть оператора, став причиной ранения или смерти.

Для решения проблем данной ситуации, острие копьевидной головки выполнено гибким для упрощения манипуляций с ним на поверхности. Вместе с тем, гибкое соединение часто не способно удержать острие по центру в бурильной колонне, что обуславливает промах овершота и отсутствие зацепления. Когда такое случается, штанги должны быть удалены для извлечения узла внутренней трубы и продолжения бурения.

Раскрытие изобретения

Варианты осуществления изобретения включают в себя головку колонковой трубы в сборе, содержащую верхний корпус, содержащий центральный проход. Пара фиксаторов расположена в центральном проходе. Каждый фиксатор поворачивается вокруг шарнира на первом конце. Каждый фиксатор включает в себя расцепное устройство фиксатора на втором конце и поверхность, зацепляющую поверхность наружной трубы между первым концом и вторым концом. Убирающий корпус включает в себя первый конец, выполненный с возможностью зацепления по меньшей мере расцепного устройства фиксаторов. Поверхность, зацепляющая поверхность наружной трубы каждого фиксатора продолжается через щель фиксатора в наружной стенке верхнего корпуса и так, что фиксаторы поворачиваются вокруг шарнира. Фиксаторы перемещаются между выдвинутым положением и убранным положением убирающим корпусом с выигрышем в силе.

Дополнительно, варианты осуществления изобретения включают в себя овершот для извлечения сборной внутренней колонковой трубы из бурильной колонны. Овершот включает в себя подъемные рычаги, выполненные с возможностью перемещения между зацепленным положением, в котором подъемные рычаги зацепляют головку колонковой трубы в сборе, и расцепленным положением, в котором подъемные рычаги расцеплены с головкой колонковой трубы в сборе. Расцепные рычаги выполнены с возможностью перемещения подъемных рычагов между зацепленным положением, и расцепленным положением. Блокирующий рычаг, выполнен с возможностью блокирования расцепных рычагов от перемещения подъемных рычагов в расцепленное положение.

Кроме того, варианты осуществления изобретения включают в себя способ подземного бурения. Способ включает в себя обеспечение головки колонковой трубы включающей в себя верхний корпус, включающий в себя центральный проход; пару фиксаторов, расположенных в центральном проходе, каждый фиксатор поворачивается вокруг шарнира на первом конце, и каждый фиксатор включает в себя расцепное устройство фиксатора на втором конце и поверхность, зацепляющую поверхность наружной трубы между первым концом и вторым концом; и убирающий корпус, включающий в себя первый конец, выполненный с возможностью зацепления по меньшей мере расцепного устройства фиксаторов, при этом поверхность, зацепляющая поверхность наружной трубы, у каждого фиксатора продолжается через щель для фиксатора в наружной стенке верхнего корпуса и так, что фиксаторы поворачиваются вокруг шарнира, и при этом фиксаторы выполнены с возможностью перемещения убирающим корпусом между выдвинутым положением и убранным положением с выигрышем в силе. Головка колонковой трубы в сборе зацепляется с овершотом. Головка колонковой трубы в сборе удаляется из скважины.

Другие задачи и преимущества настоящего изобретения становятся понятными специалисту в данной области техники из следующего подробного описания, в котором показаны и описаны только предпочтительные варианты осуществления изобретения, только иллюстративно для предложенного изобретения. Следует понимать, что изобретение допускает другие и отличающиеся варианты осуществления, и его детали можно модифицировать в различных очевидных направлениях без отхода от изобретения. Соответственно, чертежи и описание, естественно, рассматриваются, как иллюстративные и не как ограничение.

Краткое описание чертежей

Вышеупомянутые задачи и преимущества настоящего изобретения становятся более понятными после рассмотрения в соединении с прилагаемыми чертежами, на которых показано следующее.

На фиг. 1 представлено продольное сечение варианта осуществления узла колонковой трубы и узла овершота.

На фиг. 2 представлено продольное сечение варианта осуществления, показанного на фиг. 1 в плоскости перпендикулярной плоскости сечения фиг. 1.

На фиг. 3 представлено с увеличением продольное сечение участка среднего корпуса варианта осуществления, показанного на фиг. 1.

На фиг. 4 представлен с увеличением вид участка с шпонкой предварительного нагружения варианта осуществления, показанного на фиг. 1.

На фиг. 5 представлен вид в изометрии участка с шпонкой предварительного нагружения, показанного на фиг. 4.

На фиг. 6 представлено продольное сечение варианта осуществления фиксатора, показанного на фиг. 1, с фиксатором в зацепленном положении.

На фиг. 7 представлено продольное сечение варианта осуществления фиксатора, показанного на фиг. 1, с фиксаторами в убранном положении.

На фиг. 8 представлено сечение варианта осуществления ведущей шпонки, подпираемой пружиной, для зацепления окна в наружной трубе.

На фиг. 9 представлен внешний вид варианта осуществления, показанного на фиг. 2, с фиксаторами в зацепленном положении.

На фиг. 10 представлен внешний вид варианта осуществления, показанного на фиг. 1, с фиксаторами в зацепленном положении.

На фиг. 11 представлен внешний вид противоположной стороны конструкции, показанной на фиг. 9.

На фиг. 12 представлено продольное сечение варианта осуществления, показанного на фиг. 1, при начале установки фиксатора.

На фиг. 13 представлено продольное сечение варианта осуществления, показанного на фиг. 1 где фиксаторы частично установлены.

На фиг. 14 представлено продольное сечение варианта осуществления, показанного на фиг. 1, установка фиксатора завершена.

На фиг. 15 представлено продольное сечение варианта осуществления, показанного на фиг. 1, с частично установленным убирающим корпусом.

На фиг. 16 представлено продольное сечение варианта осуществления, показанного на фиг. 1, с установленным убирающим корпусом и фиксаторами в зацепленном положении.

На фиг. 17 представлено сечение варианта осуществления фиксирующего узла включающего в себя отверстие и палец для шарнирного крепления фиксаторов.

На фиг. 18 представлено продольное сечение варианта осуществления овершота в блокированном положении.

На фиг. 19 представлено продольное сечение варианта осуществления овершота, показанного на фиг. 18, в расцепленном положении.

На фиг. 20 представлено продольное сечение варианта осуществления овершота, показанного на фиг. 18, в положении вставления.

На фиг. 21 представлено продольное сечение варианта осуществления овершота, показанного на фиг. 18, в блокированном положении, в плоскости перпендикулярной плоскости сечения, показанного на фиг. 18.

На фиг. 22 представлено продольное сечение варианта осуществления овершота, показанного на фиг. 19, в расцепленном положении в плоскости перпендикулярной плоскости сечения, показанного на фиг. 19.

На фиг. 23 представлено продольное сечение варианта осуществления овершота, показанного на фиг. 20, в предварительно блокированном положении в плоскости перпендикулярной плоскости сечения, показанного на фиг. 20.

На фиг. 24 представлено поперечное сечение варианта осуществления овершота, показанного на фиг. 18-23, иллюстрирующее связанные точки сечений, показанных на фиг. 18-20 и 21-23.

На фиг. 25 представлено сечение варианта осуществления приемной конструкции, включающей в себя узел копьевидной головки, выполненной с возможностью размещения известного извлекающего оборудования.

Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения

Варианты осуществления колонковой трубы и овершота могут устранять один или несколько недостатков, описанных выше, в известных конструктивных решениях. Варианты осуществления колонковой трубы и/или овершота могут включать в себя один или несколько элементов, описанных в данном документе. Дополнительно, варианты осуществления колонковой трубы можно применять с вариантами осуществления овершота, описанными в данном документе или любым другим овершотом. Аналогично, варианты осуществления овершота, описанные в данном документе, можно применять с вариантами осуществления колонковой трубы, описанными в данном документе или с любой другой колонковой трубой.

На фиг. 1 и 2 показан вариант осуществления узла колонковой трубы, состыкованной с вариантом осуществления овершота. На фиг. 1 и 2 показаны сечения в плоскостях, продолжающихся под углом около 90° друг к другу. На фиг. 1 не показана наружная труба для содействия пониманию узла колонковой трубы. Узел колонковой трубы обычно включает в себя верхний узел 100, средний корпус 18 или 20, нижний корпус 3, и подшипниковый узел 200. Все компоненты верхнего узла могут быть смонтированы на верхнем корпусе 31. Компоненты верхнего корпуса могут включать в себя различные элементы для соединения компонентов друг с другом, такие как резьбовые соединения, зацепляющиеся концы комплементарной формы или другие.

Узел колонковой трубы включает в себя по меньшей мере одну пару фиксаторов 5. Фиксаторы установлены в щели 72 в верхнем корпусе 31. Щель 72 может открываться, проходя через верхний корпус, в множестве мест. Фиксаторы 5 могут быть установлены через один из проемов щели 72. Также, один или несколько участков фиксаторов 5 могут продолжаться через щель, когда фиксатор выдвигается и/или убирается.

Каждый фиксатор 30 обычно включает в себя первый конец 30a и второй конец 30b. Каждый фиксатор 30 также включает в себя внутреннюю поверхность 30c и наружную поверхность 30d. Внутренняя поверхность 30c обращена к внутренней части верхнего корпуса 31, когда установлена. Наружная поверхность 30d обращена от внутренней части верхнего корпуса 31, когда установлена. Внутренняя поверхность 30c и наружная поверхность 30d имеют контуры, которые задействованы в функционировании фиксатора.

Например, крюк 30e расположен на первом конце 30a или в окрестности каждого фиксатора 30. Как показано на фиг. 1, с фиксаторами установленными в узле колонковой трубы, крюк 30e открывается наружу от узла колонковой трубы. На наружной поверхности фиксатора в крюке 30e выполнен шарнир 28. Шарнир 28 взаимодействует с мостиком 27, который является частью верхнего корпуса 31.

Согласно альтернативному варианту осуществления, мостик, верхний корпус и крюк на фиксаторе для шарнирного крепления фиксаторов можно заменить отверстием 30f и пальцем 30g, как показано на фиг. 17.

На втором конце 30b каждого фиксатора или в его окрестности может быть выполнено расцепное устройство 29 фиксатора. Как рассмотрено ниже, контур расцепного устройства фиксатора и взаимодействие с верхним корпусом 31 и убирающим корпусом 7 содействует уборке фиксаторов. Между первым концом и вторым концом каждого фиксатора 30 выполнена зацепляющая наружную трубу поверхность 32. Зацепляющая наружную трубу поверхность 32 зацепляет внутреннюю блокирующую поверхность наружной трубы.

Расцепное устройство 29 фиксатора обычно расположено дальше от шарнира 28, чем зацепляющая наружную трубу поверхность 30. В результате, когда убирающий корпус 7 действует на расцепное устройство 29 фиксатора, убирающий корпус 7 должен иметь выигрыш в силе для расцепления зацепляющей наружную трубу поверхности.

Убирающий корпус 7 может включать в себя канавку 8 фиксатора, которая взаимодействует с поверхностью 25 участка расцепного устройства фиксатора для удержания головки в сборе в убранном положении до выталкивания силой посадки участка 25 фиксатора из канавки 8 для обеспечения перемещения узла в положение зацепленного фиксатора.

Внутреннюю поверхность каждого фиксатора можно также выполнить с контуром, содействующим убиранию и выдвижению фиксаторов. Например, внутреннюю поверхность фиксаторов может включать в себя взаимодействующую с пальцем поверхность 60. Взаимодействующая с пальцем поверхность 60 может связывать действие блокирующего пальца 6, который продолжается через щель 49 в верхнем корпусе 31. Взаимодействующие с пальцем поверхности 60 фиксаторов обращены друг к другу. Каждая взаимодействующая с пальцем поверхность 60 обычно включает в себя два участка, как показано на фиг. 6 и 7. Блокирующий палец на первом участке 60a взаимодействующей с пальцем поверхности 60 размещен между фиксаторами в убранном положении, как показано на фиг. 7. Второй участок 60b взаимодействующей с пальцем поверхности 60 взаимодействует с блокирующим пальцем 6 для разведения и/или удержания фиксаторов разведенными, когда фиксаторы занимают выдвинутое положение или зацепленное положение, как показано на фиг. 6.

Пружина 9 может смещать фиксаторы наружу, так что вторые концы фиксаторов смещаются друг от друга, как показано на фиг. 1 и 2. Каждый фиксатор может включать в себя принимающую пружину щель 9a. Принимающая пружину щель 9a может зависеть от формы пружины. Вариант осуществления принимающего пружину щели 9а, показанного на фиг. 6 и 7, является щелью кольцевой формы. Принимающая пружину щель 9a может также иметь форму круглого цилиндра или любую другую форму, в которой можно размещать по меньшей мере участок конца пружины.

В выдвинутом положении расцепной участок 29 фиксаторов выдвинут из верхнего корпуса 31, как показано на фиг. 1 и 2. Расцепной участок 29 фиксаторов может включать в себя расцепную поверхность 29a фиксатора. Расцепная поверхность фиксатора может быть наклонена внутрь по отношению к продольной оси узла колонковой трубы. Расцепная поверхность 29a фиксатора может взаимодействовать с поверхностью 7а убирающего корпуса 7, когда фиксаторы убираются. Поверхность 7а убирающего корпуса может быть наклонена для содействия перемещению поверхности 29а убирания фиксатора мимо поверхности 7a корпуса. Может быть наклонной только одна из поверхности 7а убирающего корпуса или поверхности 29а убирания фиксатора.

Зацепляющая наружную трубу поверхность 32 обычно выступает дальше от продольной оси узла колонковой трубы, чем другие участки наружной поверхности фиксаторов, когда фиксаторы занимают убранное и выдвинутое положения. Зацепляющая наружную трубу поверхность 32 имеет контур и площадь поверхности для эффективного взаимодействия с внутренней блокирующей поверхностью наружной трубы для прекращения перемещения внутренней и наружной труб относительно друг друга или уменьшения перемещения внутренней трубы и наружной труба до требуемой степени. С фиксаторами в убранном положении зацепляющая наружную трубу поверхность 32 должна быть расцеплена с внутренней блокирующей поверхностью наружной трубы.

Наружная поверхность фиксаторов переходит от зацепляющей наружную трубу поверхности 32 до шарнира и крюка, пальца или другой конструкции. Как показано на фиг. 1 и 2, наружная поверхность фиксаторов между зацепляющей наружную трубу поверхностью 32 и шарниром и крюком может быть наклонной. Наружная поверхность фиксаторов может иметь другие контуры.

Фиксаторы устанавливают в верхнем узле 100. Внутреннее пространство верхнего узла 100 включает в себя центральный проход или щель 72 для приема и размещения фиксаторов 5. Верхний узел 100 включает в себя мостик 27, который взаимодействует с крюком 28 и шарниром 30. Проем в боковой стороне верхнего узла принимает крюк 30. Другой проем в верхнем узле принимает зацепляющую наружную трубу поверхность 32. Зона фиксаторов между зацепляющей наружную трубу поверхностью 32 и убирающей поверхностью по меньшей мере частично окружена убирающим корпусом 7. Когда фиксаторы установлены, фиксаторы должны полностью удерживаться верхним узлом.

Вариант осуществления способа установки варианта фиксаторов в варианте узла колонковой трубы показан на фиг. 12-14. Как показано на фиг. 12, каждый фиксатор пары фиксаторов вставляют сбоку верхнего корпуса. Фиксаторы вставлены в щель в верхнем корпусе. Как показано на фиг. 12, фиксаторы расположены так, что крюк продолжается вокруг мостика в верхнем корпусе, и шарнир расположен в окрестности мостика. Фиксаторы затем поворачивают вокруг шарнира и мостика в направлении друг к другу, как показано на фиг. 13. Поворот фиксаторов продолжается до полного вставления фиксаторов в верхний корпус, как показано на фиг. 14.

Когда фиксаторы установлены, убирающий корпус полностью отведен для обеспечения пространства для поворота фиксаторов, как показано на фиг. 14. После установки фиксаторов, убирающий корпус можно переместить в нужное положение. По этому принципу, на фиг. 15 показан убирающий корпус в частично установленном положении. На фиг. 16 показан установленный убирающий корпус, и фиксаторы в зацепленном положении.

На фиг. 6 и 7 показаны фиксаторы в зацепленном и убранном положениях. На фиг. 9-11 также показаны фиксаторы в зацепленном положении на виде снаружи узла колонковой трубы. По этому принципу, на фиг. 9 и 11 показаны фиксаторы с противоположных сторон конструкции, показанной на фиг. 2, и на фиг. 10 показан вид, соответствующий на фиг. 1.

Убирающий корпус 7 может вмещать некоторое число компонентов, участвующих в убирании и выдвижении фиксаторов. Например, рабочий палец 10 может быть установлен в убирающем корпусе. Рабочий палец 10 может продолжаться через щель 33 в верхнем корпусе 35. Щель 33 и рабочий палец 10 могут ограничивать перемещение верхнего корпуса и убирающего корпуса 7 относительно друг друга. Пружинный штифт 34 может удерживать убирающую пружину 36. Пружинный штифт 34 может продолжаться через отверстие перпендикулярное продольной оси рабочего пальца 10. Пружинный штифт 34 может быть соединен с верхним корпусом 35. Например, пружинный штифт 34 и верхний корпус могут включать в себя резьбовые соединения. Также возможны другие конфигурации данного узла. Например, можно применить установочный винт на месте пружинного штифта. Установочный винт должен тогда удерживать убирающую пружину 36 в верхнем корпусе и прикладывать силу к сплошному рабочему пальцу 10. При этом можно исключить отверстие в рабочем пальце и резьбовой участок 35 верхнего корпуса.

Верхний корпус 35 действует на фиксаторы во время убирания и выдвижения фиксаторов. По этому принципу, убирающая пружина может прикладывать силу на рабочем пальце для смещения убирающего корпуса в нижнее положение, в котором фиксаторы зацеплены.

Верхний корпус 31 может включать в себя гнездо 36, выполненное с возможностью приема ведущей шпонки 13. Ведущая шпонка 13 может смещаться пружиной 39 для зацепления окна в наружной трубе для обеспечения вращения головки в сборе, как показано на фиг. 8. Пружину может принимать проход 39a пружины в ведущей шпонке 13. Конец пружины может быть скреплен с верхним корпусом 31 или с опорой, прикрепленной к верхнему корпусу или вставлен в принимающий пружину проход в верхнем корпусе. Ведущая шпонка может быть вставлена через окно 43 в убирающем корпусе и может удерживаться на месте щелью 41 в убирающем корпусе 7. Альтернативно, пружина 39 может быть пластинчатой пружиной и может соединяться с ведущей шпонкой или верхним корпусом. Можно применять любой элемент, который может смещать ведущую шпонку.

Аналогично ведущей шпонке 13, противоположная сторона верхнего корпуса 31 может включать в себя гнездо 38, выполненное с возможностью приема шпонки 12 предварительного нагружения, как показано на фиг. 4 и 5. Шпонку 12 предварительного нагружения может вставляться через проем 44 в убирающем корпусе 7 и удерживаться на месте щелью 42. Шпонка 12 предварительного нагружения может смещаться наружу пружиной 40. Шпонка предварительного нагружения может включать в себя удерживающий столбик 22, который является частью шпонки предварительного нагружения, которая остается во внутренней поверхности убирающего корпуса для удержания шпонки предварительного нагружения в головке в сборе.

Когда убирающий корпус 7 перемещается в положение, в котором фиксаторы убраны, блокирующий участок 24 шпонки предварительного нагружения может продолжаться в окно 23 в убирающем корпусе, а удерживающий участок 26 шпонки 12 предварительного нагружения может оставаться ниже убирающего корпуса 7 для удержания шпонки 12 предварительного нагружения на месте. Когда зацепляющая поверхность 45 шпонки предварительного нагружения вталкивается внутрь, блокирующий участок 24 шпонки 12 предварительного нагружения может быть установлен внутри диаметра убирающего корпуса 7, при этом обеспечивая перемещение убирающего корпуса 7 в нижнее положение.

Окно 44 убирающего корпуса 7, которое принимает шпонку 12 предварительного нагружения может занимать положение на убирающем корпусе 7, несколько отличающееся от положения окна 43, которое принимает ведущую шпонку так, что ведущая шпонка должна удерживаться на месте щелью 41, когда шпонка предварительного нагружения устанавливается, для упрощения сборки. Контактная поверхность окна 23 может быть упрочнена для предотвращения значительной деформации. Шпонка 12 предварительного нагружения может удерживать фиксаторы 5 в убранном положении так, что можно выполнять вставление узла колонковой трубы в бурильную колонну без дополнительных инструментов, таких как загрузочная воронка, или без протягивания убирающего корпуса 7 при проталкивании компоновки.

Приемное устройство 14 убирающего корпуса 7 может зацепляться с овершотом для извлечения узла внутренней трубы обратно на поверхность. Приемное устройство может быть функционально соединено с убирающим корпусом 7. Для содействия перемещению и манипуляциям с убирающим корпусом и внутренней трубой при соединении с овершотом приемное устройство 14 может быть шарнирным. Например, приемное устройство 14 может быть соединено с базой 46 приемного устройства пальцем в шарнире. Аналогично, база 46 приемного устройства может быть соединена пальцем с убирающим корпусом 7. Данное может обеспечивать приемному устройству поворот в шарнире вокруг двух осей. Внутри приемного устройства 14 может располагаться нагруженный пружиной 48 стопорный плунжер 47. Стопорный плунжер 47 может удерживать конец и базу приемного устройства 14 под заданными углами.

Если узел внутренней трубы вставляют в бурильную колонну с приемным устройством 14 не совмещенным с осью головки колонковой трубы в сборе, конец бурильной штанги может ударить приемное устройство 14 и преодолеть упругую силу стопорной пружины и, таким образом, совместить приемное устройство 14 с головкой в сборе. Приемное устройство 14 может иметь наружный диаметр одинаковый с внутренним диаметром наружной трубы. Данное может содействовать удержанию приемного устройства 14 достаточно центрированным во внутренней трубе для приема овершота 300.

Приемное устройство может включать в себя элементы, выполненные с возможностью содействия зацеплению головки колонковой трубы с овершотом. Хотя рассмотрение в данном документе относится к частному овершоту, головку колонковой трубы можно использовать с любым овершотом. Приемное устройство 14 колонковой трубы может включать в себя различные приспособления для содействия соединению с овершотом.

Например, приемное устройство 14 может включать в себя внутреннюю полость 62 выполненную с возможностью приема корпуса 50 овершота 300. Дополнительно, приемное устройство может включать в себя внутренний проход, продолжающийся по меньшей мере частично через него. Внутренний проход может быть оконтурен для включения в него элементов для зацепления элементов овершота. Например, внутренний проход приемного устройства 14 может включать в себя внутренний уступ 63, которому придана форма для обеспечения зацепления на него выдвинутых захватов 53 для подъема керна овершота.

Некоторые варианты осуществления могут включать в себя приемное устройство и убирающий корпус, объединенные в жесткий моноблочный элемент, как показано на фиг. 1 и 2. Такая конструкция может иметь уменьшенную полную длину. Дополнительно, такой моноблочный элемент не имеет шарнирных соединений между приемным устройством и убирающим корпусом, рассмотренных выше. Моноблочный убирающий корпус и интегрированный приемный конец могут создавать большую площадь для оператора для вталкивания узла колонковой трубы в направленную вверх бурильную колонну, при этом исключется требование захвата окружности головки в сборе. Согласно некоторым вариантам осуществления приемное устройство может также являться узлом копьевидной головки, выполненным с возможностью размещения существующего извлекающего оборудования, как показано на фиг. 26.

Торцевая сторона верхнего корпуса противоположная стороне, где прикреплены фиксаторы, может быть соединена со средним корпусом. Средний корпус может соединять верхний корпус с элементами нижнего корпуса. Конфигурация среднего корпуса может варьироваться в зависимости по меньшей мере, частично, от места применения колонковой трубы. Например, средний корпус 20 можно применять в бурении с поверхности, например для нисходящего бурения. Поверхность среднего корпуса может включать в себя резьбовое соединение для соединения с комплементарным резьбовым соединением на верхнем корпусе 31. Нижний корпус 64 может быть прикреплен к среднему корпусу противоположно верхнему корпусу. Нижний корпус может также быть соединен со средним корпусом резьбовым соединением.

Нижний корпус может быть выполнен с возможностью удержания посадочного заплечика 21 на нужном месте на узле колонковой трубы. По этому принципу, наружная поверхность нижнего корпуса может включать в себя один или несколько элементов для зацепления посадочного заплечика, таких как фланец 20, показанный на фиг. 3. Посадочный заплечик может зацеплять внутреннюю трубу для установки внутренней трубы надлежащим образом относительно наружной трубы.

С другой стороны, если колонковую трубу применяют в подземных вариантах, средний корпус 18 может быть выполнен, как показано на фиг. 1. Подземный вариант осуществления среднего корпуса 18, можно применять, когда требуется подача насосом компоновки внутренней трубы. Подземный средний корпус 18 может быть взаимозаменяемым со средним корпусом 20 для работ с поверхности. По этому принципу, подземный средний корпус 18 и средний корпус 20 для работ с поверхности могут иметь одинаковую или практически одинаковую длину и могут включать в себя резьбовые соединения для соединения с верхним корпусом и нижним корпусом.

Участок наружной поверхности подземного среднего корпуса 18 может иметь уменьшенный диаметр для обеспечения установки ведущих уплотнений 4 и разделителя 19 уплотнений на среднем корпусе. Подземный посадочный заплечик 18 может быть короче, чем наземный посадочный заплечик. Как отмечено выше, при бурении в направлении вверх, могут требоваться уплотнения. По этому принципу, одно или несколько уплотнений могут быть выполнены вокруг среднего корпуса. Например, два уплотнения могут быть установлены вокруг среднего корпуса. Разделитель 19 может быть выполнен между уплотнениями. Длина уплотнений может превышать длину уменьшения давления фиксатора переходной муфты. Указанное может помогать обеспечивать поддержание некоторого давления подачи насосом, когда уплотнения продолжаются через уменьшения давления фиксатора в переходной муфте. Верхнее уплотнение может перекрывать, позиция 61, верхний корпус для приспособления к отрезку длины уменьшения давления фиксатора без увеличения длины головки в сборе. Подземный посадочный заплечик и перекрывание уплотнения могут обеспечивать переднему узлу с подземным конфигурированием одинаковую или, по существу, одинаковую длину и сделать возможным применение одинаковых компонентов с наземной конфигурацией.

Сторона нижнего корпуса 64 противоположная среднему корпусу может быть соединена с верхним узлом 100 и подшипниковым узлом 200. Дополнительно, нижний корпус 64 может помогать удерживать посадочный заплечик 117 или 21, с наземной или подземной конфигурацией, соответственно, на нужном месте. Нижний корпус может быть выполнен с возможностью приема стандартного шарового обратного клапана 65.

Шар и вкладыш являются посадочным индикатором. Шар обычно немного больше вкладыша. Шар может быть выполнен из стали, а вкладыш из пластика. Вместе с тем, можно также применять другие материалы. Когда внутренняя труба садится на место, посадочный заплечик может создавать уплотнение с посадочным кольцом наружной трубы. Данное может обуславливать увеличение давления текучей среды и может быть указано на поверхности манометрами на буровом станке. Давление может расти, до появления достаточной силы для проталкивания шара через вкладыш для обеспечения прохода воды для бурения.

Нижний корпус 64 может включать в себя полость 3, в которой можно размещать альтернативные клапаны и/или компоненты клапанов. В полости можно дополнительно или альтернативно размещать электронные приборы. Электронные приборы могут включать в себя приборы для скважинной инклинометрии, приборы ориентации керна, клапанные приборы и/или другие приборы.

Нижний корпус 64 может включать в себя резьбовое соединение на одном конце для соединения с комплементарным резьбовым соединением на шпинделе 2 подшипникового узла. Резьбовые соединения могут быть внутренними или наружными. Данное резьбовое соединение можно использовать для регулировки длины узла внутренней трубы и можно блокировать на месте с помощью стопорной гайки 65.

Как показано на фиг. 1 и 2, подшипниковый узел 200 может быть соединен с нижним корпусом противоположным среднему корпусу. Подшипниковый узел 200 обеспечивает головке колонковой трубы в сборе вращение с бурильной колонной, при этом сохраняя внутреннюю трубу стационарной при отборе керна. Подшипниковый узел может включать в себя упорные подшипники 16 и 17, которые содействую плавному вращению узла колонковой трубы. Радиальный подшипник 15 может быть смонтирован дальше от нижнего корпуса шпинделя 2. Расстояние между радиальным подшипником 15 и упорными подшипниками можно максимизировать для создания более стабильной компоновки.

Вокруг участка нижнего корпуса шпинделя может быть расположена пружина 70. Пружина может помогать по меньшей мере частично уменьшить силу, требуемую для отрыва образца керна от пласта горной породы. Окно 71 для консистентной смазки может быть выполнено на конце нижнего корпуса шпинделя. Окно для консистентной смазки может обеспечивать введение смазки для подшипников внутрь компоновки и уплотнение при введении смазки.

Подшипниковый узел 200 может включать в себя клапаны, выполненные с возможностью регулирования подачи текучей среды во внутреннюю трубу и из нее. Например, корпус 68 обратного клапана и шар 69 клапана, выполненные на базе подшипникового узла, могут обеспечивать сброс давления внутри внутренней трубы и могут предотвращать вход давления текучей среды во внутреннюю трубу. Когда внутренняя труба заполнена образцом керна, керн может давить на подшипниковый узел и сжимать клапаны 67, которые могут также быть расположены вокруг шпинделя. Клапаны могут быть выполнены из сжимаемого материала. Клапаны 67 могут увеличиваться в диаметре, вследствие сжатия, до входа в контакт с внутренней поверхностью наружной трубы, отсекая поток текучей среды. Данное может вызывать увеличение давления текучей среды.

Увеличение давления указывает, что внутренняя труба заполнена и готова к извлечению овершотом. Давление может быть обнаружено автоматически, датчиком. Альтернативно, оператор может обнаруживать увеличение давления, выполняя мониторинг давления текучей среды на манометре.

Подшипниковый узел 200 может включать в себя корпус 2 крышки внутренней трубы для соединения внутренней трубы с несущим кожухом подшипникового узла 200. Дополнительно, подшипниковый узел 200 может включать в себя шпиндель 2, который является валом для вращения подшипников. Шпиндель 2 может также обеспечивать выполнение регулировок длины головки в сборе 100.

Как указано выше, извлекающий узел прикреплен к узлу колонковой трубы для извлечения колонковой трубы, когда получен керн или в любое время, когда требуется извлечь узел колонковой трубы. Можно применять некоторое число отличающихся извлекающих механизмов. Например, можно применять узел с копьевидной головкой или овершот. Если применяют овершот, можно использовать вариант осуществления овершота, показанный и описанный в данном документе, или овершот любой другой конструкции. Аналогично, варианты осуществления овершота можно применять с другими конструкциями узла колонковой трубы.

Варианты осуществления овершота обычно включают в себя комплект захватов для подъема, расцепных захватов и блокирующий захват. Захваты для подъема, расцепные захваты и/или блокирующие захваты могут включать в себя зацепные крюки и/или другие конструкции, выполненные с возможностью зацепления участка узла колонковой трубы для содействия зацеплению колонковой трубы овершотом для приложения силы для удаления колонковой трубы и внутренней трубы из скважины. Например, концы подъемных рычагов 53 могут включать в себя крюки для зацепления участка узла колонковой трубы. Захваты для подъема, расцепные захваты и/или блокирующие захваты выполнены с возможностью перемещения между разблокированным и блокированным положениями. Блокирующие захваты могут смещаться для блокирования расцепных рычагов, предотвращая активирование ими захватов для подъема. Захваты для подъема могут смещаться для зацепления приемного устройства на головке колонковой трубы в сборе. Захваты для подъема могут расцепляться расцепными рычагами. После перемещения блокирующего захвата в разблокированное положение, расцепные рычаги могут быть сдавлены для активирования захватов для подъема и расцепления овершота с головкой в сборе. Одновременно, расцепные рычаги могут расцеплять блокирующий захват из разблокированного положения. Когда расцепные рычаги расцепляются, блокирующий захват может перемещаться обратно в блокированное положение.

Более подробно, вариант осуществления овершота 300, показанный на фигурах, может включать в себя корпус 50. Корпус 50 овершота может иметь наружный диаметр, который немного меньше внутреннего диаметра бурильной колонны. Указанное может помогать удерживать овершот по центру бурильной колонны.

Корпус 50 может включать в себя зоны, которые обеспечивают проход текучей среды вокруг корпуса. Данное может содействовать ускоренному прохождению корпуса через бурильную колонну. По этому принципу, корпус может включать в себя один или несколько плоских участков 76 и/или канавок 75 на наружной периферии.

Захваты для подъема, расцепные захваты и/или блокирующие захваты могут быть смонтированы в корпусе овершота 50 и/или на нем. По этому принципу, корпус овершота может включать в себя один или несколько щелей 84 для размещения подъемных рычагов 53. Дополнительно, захваты для подъема, расцепные захваты и/или блокирующие захваты могут быть шарнирно закреплены на корпусе овершота. Например, щели, в которых захваты для подъема закреплены, могут включать в себя шарнир 78 для каждого подъемного рычага.

Аналогично фиксаторам, захваты для подъема, расцепные захваты и/или блокирующие захваты выполнены с возможностью перемещения между двумя положениями. Например, овершот может включать в себя пружину 81 для смещения подъемных рычагов. Пружина может быть расположена в принимающем пружину проходе на внутренней стороне каждого рычага. Пружина 81 может выталкивать зацеп 54 подъемных рычагов 53 наружу для фиксации на внутреннюю канавку 63, расположенную на внутренней поверхности приемного конца головки в сборе. Пружина может выталкивать активирующий конец 55 подъемных рычагов 53 внутрь.

Подъемные рычаги 53 могут быть расположены по центру в корпусе овершота. Данное может содействовать зацеплению узла колонковой трубы овершотом. Например, овершот может включать в себя центрирующий палец 59. Центрирующий палец 59 может удерживать захваты для подъема и расцепные захваты выставленными по оси корпуса овершота во всех положениях для обеспечения зацепления с головкой, когда овершот соединяется под некоторым углом, и может обеспечивать плавный поворот захватов при освобождении овершота от головки.

Овершот может также включать в себя пару расцепных рычагов выполненных с возможностью отцепления подъемных рычагов 53 от колонковой трубы. Расцепные рычаги могут поворачивать подъемные рычаги вокруг их шарниров для обеспечения отцепления подъемных рычагов от колонковой трубы. Расцепные рычаги могут быть шарнирно закреплены в овершоте. При повороте каждого расцепного рычага он может обеспечивать поворот одного из подъемных рычагов в противоположном направлении.

Согласно варианту осуществления, показанному на фиг. 1 и 2, в щели 84 в овершоте можно также размещать расцепные рычаги 52. Каждый из расцепных рычагов 52 может включать в себя шарнирный палец 79. Расцепные рычаги могут смещаться в нужное положение для обеспечения сохранения подъемных рычагов зацепленными с узлом колонковой трубы. Например, вариант осуществления, показанный на фиг. 1 и 2 включает в себя пружину 82 для выдвижения расцепного участка 85 расцепных рычагов наружу и активирующего конца 85a, противоположного расцепному концу, внутрь. Палец 90 может ограничивать поворот расцепных рычагов и/или помогать удерживать расцепные рычаги по центру, как штифт 59 для подъемных рычагов 53.

Овершот может также включать в себя блокирующий блок, выполненный с возможностью блокировать подъемные и/или расцепные рычаги в блокированном и/или разблокированном положении. Например, вариант осуществления, показанный на фиг. 1 и 2, включает в себя блокирующий захват 51. блокирующий захват может быть шарнирно прикреплен к овершоту.

В варианте осуществления, показанном на фиг. 1 и 2, во второй щели 87 перпендикулярном первой щели 84 и расположенном сзади от него, может размещаться блокирующий захват. Блокирующий захват шарнирно закреплен во второй щели 87 так, что блокирующий захват поворачивается в шарнире 58. Шарнир обеспечивает блокирующему стержню такое скольжение, что шарнир скользит в щели 80 в блокирующем захвате. Корпус овершота может быть соединен с другими участками узла овершота с использованием резьбового отверстия 56. Альтернативно, элементы для шарнирного соединения или соединения другого типа с компоновкой овершота могут быть интегральными с корпусом для уменьшения длины и увеличения прочности компоновки.

Блокирующий захват может смещаться в нужное положение для удержания расцепных рычагов от поворота. Для удержания блокирующего захвата в данном положении овершот может включать в себя пружину 83, которая выталкивает наружу активируемый конец 88, или конец блокирующего захвата, к которому сила приложена, для управления работой блокирующего захвата, и выталкивает внутрь блокирующий конец 89, или конец блокирующео захвата, который зацепляет расцепные рычаги52, внутрь в положение в котором, возможно предотвращение, по существу, поворота расцепных рычагов.

Блокирующий конец блокирующего захвата зацепляет конец по меньшей мере одного из расцепных рычагов. В первом положении блокирующий конец 89 блокирующего захвата может быть расположен между концами расцепных рычагов ниже залавливаемой поверхности 57 так, что блокирующий захват предотвращает поворот расцепных рычагов. Захват для подъема керна может включать в себя зацеп 54, который может перемещаться внутрь для соединения с головкой в сборе, даже когда расцепные рычаги блокированы. Захват для подъема керна может располагаться в щели основного корпуса, не образуя выступов, кроме зацепа. Данное может обеспечивать подъемным рычагам перемещение в приемном конце 62 головки колонковой трубы в сборе и затем извлечение из приемного конца, при котором крюки на подъемных рычагах фиксируются на внутренние канавки 63 в узле колонковой трубы. Когда крюки подъемных рычагов зацеплены с корпусом приемного конца головки в сборе, крюки должны быть защищены от перемещения в направлении друг к друг и такое перемещение должно быть предотвращено.

С крюками подъемных рычагов, зацепленными с приемным концом головки колонковой трубы в сборе, овершот должен быть блокирован на головке колонковой трубы в сборе. Обычно, подъемные рычаги должны иметь возможность расцепления только посредством ручного управления. Для расцепления подъемных рычагов активирующий конец 88 блокирующего захвата может перемещаться к узлу колонковой трубы и к продольный оси овершота так, что блокирующий захват скользит в щели 80 до опирания блокирующего конца 85 на залавливающей поверхности 57 расцепного рычага и прекращения позиционирования между расцепным рычагом 52. Данное является разблокированным положением.

Перемещение расцепных концов 85 расцепных рычагов внутрь в направлении друг к другу обуславливает поворот расцепных рычагов вокруг шарнира 79 и перемещение наружу активирующих концов расцепного рычага. Когда активирующие концы расцепного рычага перемещаются наружу, они действуют на активирующие концы 55 захвата для подъема керна, перемещая их наружу. Когда активирующие концы 55 захвата для подъема керна перемещаются наружу, подъемные рычаги поворачиваются вокруг шарнира 78, при этом зацеп 54 подъемного рычага выталкивается внутрь для расцепления подъемного рычага с головкой в сборе.

Сжатие расцепных рычагов может также обуславливать действие расцепных рычагов на участок 89 оснастки блокирующего захвата, обуславливая соскальзывание участка оснастки блокирующего захвата с залавливающей поверхности 57. Когда рычаг блокирующего захвата занимает данное положение, овершот находится в расцепленном положении. Когда расцепные рычаги больше не вдавливаются внутрь, пружина 82 должна обуславливать возврат расцепных рычагов в их нормальное наружное положение. Дополнительно, пружина 82 должна обуславливать перемещение блокирующего захвата на позицию между расцепными рычагами, при этом овершот должен принимать нормальное, блокированное положение. Альтернативно, захваты для подъема керна и захваты для расцепления можно конфигурировать и смещать для захвата на копьевидную головку головки в сборе.

Корпус 50 овершота обычно имеет минимальный зазор внутри приемного конца 62 головки в сборе для обеспечения надлежащего совмещения и зацепления подъемных рычагов 53 и уступа 63. Углы зацепа подъемного рычага и уступа приемного конца могут быть одинаковыми или, по существу, одинаковыми. Вместе с тем, углы могут отличаться, но продолжаться, в общем, в одном направлении, так что крюк может зацеплять уступ и удерживать подъемные рычаги на месте. Также, угол может быть таким, что когда прикладывается сила для отделения головки в сборе от овершота, крюки подъемного рычага вдавливаются глубже в уступ.

Шарниры для подъемных рычагов могут быть отнесены наружу относительно центральной оси овершота. Дополнительно, контактное расстояние между уступом и приемным устройством может быть таким, что когда прикладывается сила для их разделения, это должно обеспечить перемещение зацепа подъемного рычага дальше в канавку 63 приемного устройства. Альтернативно, щель 80 блокирующего захвата может быть щелью в корпусе овершота. Между подъемными рычагами и головкой в сборе может быть выполнен съемный палец 100 для предотвращения их разделения в случае полного отказа захвата для подъема керна, как дополнительный предохранитель, как показано на фиг. 25. Для размещения пальца 102 овершот включает в себя канавки 104, и корпус возврата включает в себя отверстие 106. Альтернативно, смещающие пружины могут быть торсионными пружинами, способными прикладывать повышенную силу. Отверстие 56 может быть интегральным компонентом для гибкого соединения с утапливаемым стержнем или приспособлением по типу ясса.

На фиг. 18-23 показан вариант осуществления овершота фиг. 1 и 2 в различных стадиях зацепления головки колонковой трубы в сборе а также проиллюстрирован вариант осуществления овершота с различных углов, ориентация которых показана на фиг. 24.

Варианты осуществления головки колонковой трубы в сборе и овершота могут иметь один или несколько связанных преимуществ над известными конструкциями. Преимущества колонковой трубы не обязательно зависят от применения головки в сборе с овершотом и наоборот. Вместе с тем, можно получить некоторые преимущества при применении головки колонковой трубы в сборе с овершотом.

По отношению к головке в сборе, как описано выше, в некоторых случаях, при применении любого устройства головки колонковой трубы в сборе фиксаторы могут не расцепляться и узел колонковой трубы может быть прихвачен. По меньшей мере, частично, вследствие относительного положения расцепления зацепляющей наружную трубу поверхности и шарнира и крюка, колонковая труба обычно имеет связанное выигрыш в силе по отношению к открытию фиксаторов. Данное может уменьшать или устранять проблемы расцепления фиксаторов защемленного узла внутренней трубы.

По этому принципу, известные конструктивные решения фиксатора обычно имеют прикладываемую между шарниром и фиксирующей поверхностью расцепляющую силу. Результатом является проигрыш в силе около 0,2x, когда вспомогательный канат тянут для расцепления головки в сборе. Обычно сила, требуемая для расцепления защемленной внутренней трубы, выше прочности на разрыв обычного вспомогательного каната или грузоподъемности вспомогательной лебедки.

Некоторые известные конструктивные решения фиксатора имеют высокий выигрыш в силе около 3,5x. Результатом выигрыша в силе является сила на вспомогательном канате для расцепления защемленной внутренней трубы меньше прочности каната на разрыв. Вместе с тем, устройства с высокими передаточными отношениями применяются в нормальных условиях бурения и прикладывают чрезмерные усилия на фиксаторы и рычажные механизмы, обуславливающие преждевременный износ и режимы отказа других типов.

Варианты осуществления фиксаторов могут иметь расцепляющую силу, которая прикладывается за фиксирующей поверхностью, для обеспечения более высокого передаточного отношения рычажной передачи, например, порядка около 2x, для расцепления. Фиксаторы могут иметь шарнир, который расположен ниже фиксирующей поверхности, чем в известных конструктивных решениях. Данное может уменьшать мешающее взаимодействие с фиксирующей поверхностью при расцеплении. Данные признаки можно комбинировать для уменьшения требуемой тянущей силы на вспомогательном канате для расцепления защемленной внутренней трубы. Данная сила обычно меньше предельной прочности на разрыв обычного вспомогательного каната или грузоподъемности вспомогательной лебедки и обеспечивает расцепление защемленной внутренней трубы.

Дополнительно, варианты осуществления фиксаторов могут обеспечивать более простое конструктивное решение чем известные конструктивные решения фиксаторов. По этому принципу, каждый фиксатор может быть сплошным, моноблочным элементом. Такое конструктивное решение должно быть более простым в изготовлении и монтаже. Дополнительно, при таком конструктивном решении фиксатор может быть долговечным и менее подверженным преждевременному износу или разрушению во время манипуляций на поверхности.

Варианты осуществления фиксаторов могут смещаться для зацепления блокирующего соединения в любой момент времени. Вместе с тем, фиксаторы могут удерживаться в расцепленном положении посредством зацепления канавки на убирающем корпусе, при этом, удерживая убирающий корпус в убранном положении. Сила посадки узла внутренней трубы на нижней части бурильной колонны может расцеплять фиксаторы с канавкой так, что они могут выдвигаться и зацеплять блокирующее соединение. Данное может уменьшать или исключать уменьшающее скорость трение фиксаторов на бурильной колонне при ее спуске в скважину.

В вариантах осуществления фиксаторов, которые включают в себя снабженный мостиком щель, а также крюк и шарнир, крюк должен продолжаться под мостиком, когда фиксаторы установлены. Как описано выше, крюки фиксаторов могут быть вставлены в корпус, когда расположены близко к перпендикуляру оси корпуса фиксатора. Поворот фиксаторов ближе к осевой линии корпуса должен блокировать их на месте, вследствие более широкого участка крюка под данным углом. Убирающий корпус должен удерживать фиксаторы под углом, при котором они должны удерживаться в корпусе фиксатора. При этом исключен пружинный штифт который может отказывать без предупреждения.

Все части в верхнем узле колонковой трубы могут удерживаться на месте убирающим корпусом. Убирающий корпус может удерживаться на месте скользящими пальцами. Скользящие пальцы могут удерживаться на месте по меньшей мере одной монтажной штангой. После удаления монтажной штанги верхний узел может быть полностью разобран. Как показано на чертежах, одну монтажную штангу можно использовать для удержания одного скользящего пальца. Альтернативно, например, две монтажных штанги могут удерживать два скользящих пальца, или одна монтажная штанга может удерживать два скользящих пальца.

Блокирующее соединение фиксаторов может иметь плоскую блокирующую поверхность и вращать головку в сборе отдельной ведущей шпонкой. Указанное может уменьшить износ на фиксаторы и также помогать обеспечению зацепления фиксаторами блокирующей поверхности, а не ведущей шпонки, выступающей из блокирующей поверхности. Ведущая шпонка 13 может быть размещена в гнезде 37 ведущей шпонки. Гнездо 37 ведущей шпонки может являться полостью в верхнем корпусе.

Приемный конец головки в сборе может иметь цилиндрическую форму с плоским концом. Оператору может быть удобно вталкивать его ладонью для вставления внутренней трубы в бурильную колонну над скважиной. Данная форма также более травмобезопасна для оператора в случае выхода неуправляемой головки в сборе из бурильной колонны.

Поскольку диаметр цилиндрического приемного конца головки в сборе может быть сходным с внутренним диаметром наружной трубы, центрирование в проеме для приема овершота может осуществляться автоматически. Любой отказ центрирующего механизма не должен вызывать отказа овершота при соединении с головкой в сборе.

Дополнительно, конфигурации колонковой трубы для применения в подземном бурении могут иметь более короткий посадочный заплечик и включать в себя уплотнения, которые перекрывают верхний корпус. Данное может помогать сохранению длины одинаковой во всех конфигурациях и может не требовать отличающихся частей наружной трубы. Поскольку уплотнения можно не монтировать на убирающем корпусе, может отсутствовать проблема расцепления обратным давлением.

Варианты осуществления шпонки предварительного нагружения могут поддерживать фиксаторы в убранном положении до вставления шпонки в бурильную колонну. Только затем должно быть обеспечено выдвижение фиксаторов, и после фиксации к блокирующему соединению должна быть задействована блокировка фиксатора. Данное может снимать требование дополнительных частей или трудоемких процедур для вставления узла колонковой трубы в бурильную колонну.

Кроме того, варианты осуществления блокирующего устройства фиксатора могут быть независимыми от положения фиксатора. Фиксаторы могут смещаться в зацепленном положении, когда блокирующие устройства фиксатора занимают расцепленное положение. Блокирующее устройство фиксатора может быть расцеплено, когда фиксаторы находятся в не зацепленном положении, и могут блокировать фиксаторы, только когда фиксаторы перемещаются в зацепленное положение. Блокирующее устройство фиксатора может оставаться не заацепленным до вставления узла колонковой трубы в бурильную колонну.

Преимущество вариантов осуществления овершота состоит в том зацепление с овершотом обычно не выполняется опасным острием копьевидной головки и может быть самоцентрирующимся внутри бурильной колонны. Овершот может оставаться в блокированном положении, но все равно может зацепляться с головкой в сборе и может автоматически возвращаться в блокированное положение после разблокирования с ручным управлением и расцепления с головкой в сборе.

Также, овершот можно блокировать в нормальном положении, и он может быть способен соединяться с головкой в сборе, когда блокирован. Отсоединение овершота от головки может одновременно деактивировать блокировку. Может возникать необходимость остановки соединения и/или отсоединения овершота, чтобы задействовать блокировку с ручным управлением. Может не возникать необходимость остановки извлечения овершота и головки в сборе, для зацепления блокировки с ручным управлением. Дополнительно, может не возникать необходимость вывешивания овершота для его отсоединения от головки в сборе. Кроме того, может отсутствовать шанс для случайной блокировки овершота до получения возможности соединения с головкой в сборе.

Выше описано настоящее изобретение с прилагаемыми иллюстрациями. Дополнительно, в раскрытии показан и описан только предпочтительный вариант осуществления изобретения, но как упомянуто выше, понятно, что изобретение можно применять в различных других комбинациях, модификациях и окружающих средах и его можно менять или модифицировать в объеме патентоспособной концепции, изложенной в данном документе, в соответствии с изложенными выше идеями, и/или квалификацией или знанием релевантной техники. Варианты осуществления, описанные выше в данном документе, дополнительно служат для объяснения наилучших конфигураций, известных из практического применения изобретения, а также для обеспечения специалистам в данной области техники применения изобретения в том или ином вариантах осуществления и с различными модификациями, требуемыми частными вариантами применения изобретения. Соответственно, описание не служит для ограничения изобретения формой, раскрытой в данном документе. Также, предполагается толкование прилагаемой формулы изобретения, как включающей в себя альтернативные варианты осуществления.

1. Головка колонковой трубы в сборе, содержащая:

верхний корпус, содержащий центральный проход;

пару фиксаторов, расположенных в центральном проходе, причем каждый фиксатор содержит крюк на первом конце и шарнир на наружной поверхности в крюке, при этом крюк каждого фиксатора продолжается через щель крюка так, что фиксаторы поворачиваются вокруг шарнира, и каждый фиксатор поворачивается вокруг шарнира на первом конце и содержит расцепное устройство фиксатора на втором конце и поверхность, зацепляющую поверхность наружной трубы между первым концом и вторым концом;

убирающий корпус, включающий в себя первый конец, выполненный с возможностью зацепления по меньшей мере расцепного устройства фиксаторов;

при этом поверхность каждого фиксатора, зацепляющая поверхность наружной трубы, продолжается через щель фиксатора в наружной стенке верхнего корпуса так, что фиксаторы поворачиваются вокруг шарнира, при этом фиксаторы выполнены с возможностью перемещения убирающим корпусом между выдвинутым положением и убранным положением с выигрышем в силе.

2. Головка колонковой трубы в сборе по п. 1, дополнительно содержащая пружину, выполненную с возможностью смещения фиксаторов в открытом положении.

3. Головка колонковой трубы в сборе по п. 1, в которой мостик в наружной стенке верхнего корпуса отделяет щель фиксатора от щели крюка, так что каждый фиксатор поворачивается вокруг мостика при повороте фиксатора вокруг шарнира.

4. Головка колонковой трубы в сборе по п. 1, дополнительно содержащая:

щель для пальца фиксатора, образованную участками обращенных поверхностей фиксаторов, причем щель для пальца фиксатора содержит блокирующую поверхность;

щель блокирующего пальца на верхнем корпусе; и

блокирующий палец, продолжающийся через щель блокирующего пальца и щель для пальца фиксатора, при этом, когда фиксаторы занимают открытое положение, блокирующий палец блокирует фиксаторы в открытом положении зацеплением блокирующей поверхности.

5. Головка колонковой трубы в сборе по п. 1, дополнительно содержащая:

рабочий палец, продолжающийся через щель рабочего пальца в верхнем корпусе, при этом щель рабочего пальца перпендикулярна продольной оси верхнего корпуса;

пружинный штифт, содержащий головку и продолжающийся через щель пружинного штифта, продолжающуюся через рабочий палец и параллельную продольной оси верхнего корпуса, причем конец пружинного штифта имеет резьбовое соединение с верхним корпусом; и

убирающую пружину, окружающую пружинный штифт и продолжающуюся между головкой пружинного штифта и резьбовым соединением между пружинным штифтом и верхним корпусом, при этом пружина действует на рабочем пальце для смещения убирающего корпуса в положение, в котором фиксаторы находятся в зацепленном положении.

6. Головка колонковой трубы в сборе по п. 1, дополнительно содержащая:

рабочий палец, продолжающийся через щель рабочего пальца в верхнем корпусе, при этом щель рабочего пальца перпендикулярна продольной оси верхнего корпуса;

убирающую пружину, продолжающуюся через щель для пружины в верхнем корпусе; и

винт, выполненный с возможностью удержания убирающей пружины в щели для пружины, а также зацепления рабочего пальца.

7. Головка колонковой трубы в сборе по п. 1, в которой верхний корпус дополнительно содержит гнездо, причем головка колонковой трубы в сборе дополнительно содержит:

ведущую шпонку, выполненную с возможностью зацепления поверхности на убирающем корпусе; и

пружину, выполненную с возможностью смещения передающей вращение шпонки для зацепления окна в наружной трубе для содействия вращению головки в сборе.

8. Головка колонковой трубы в сборе по п. 1, в которой убирающий корпус содержит второй конец, выполненный с возможностью приема узла овершота для извлечения узла колонковой трубы.

9. Головка колонковой трубы в сборе по п. 1, дополнительно содержащая по меньшей мере одно уплотнение, выполненное с возможностью уплотнения между головкой колонковой трубы в сборе и наружной трубой бурильной колонны.

10. Головка колонковой трубы в сборе по п. 1, в которой верхний корпус дополнительно содержит гнездо, причем головка колонковой трубы в сборе дополнительно содержит:

шпонку предварительного нагружения, выполненную с возможностью зацепления поверхности на убирающем корпусе; и

пружину, выполненную с возможностью смещения шпонки для зацепления окна в убирающем корпусе для удержания блокирующего устройства фиксатора в расцепленном положении,

при этом после вставления узла внутренней трубы в бурильную колонну внутренняя поверхность на бурильной колонне должна расцеплять шпонку предварительного нагружения с убирающим корпусом и обеспечивать зацепление блокирующего устройства фиксатора с фиксаторами.

11. Головка колонковой трубы в сборе по п. 1, дополнительно содержащая подшипниковый узел, при этом нижний корпус фиксатора содержит наружное резьбовое соединение с подшипниковым узлом, при этом нижний корпус фиксатора содержит пространство, выполненное с возможностью размещения по меньшей мере одного клапана, по меньшей мере одного электронного прибора или прибора ориентации керна.

12. Головка колонковой трубы в сборе по п. 11, в которой по меньшей мере один электронный прибор предназначен для клапана или инклинометрии.

13. Головка колонковой трубы в сборе по п. 1, дополнительно содержащая по меньшей мере одну монтажную штангу, при этом после удаления по меньшей мере одной монтажной штанги головка в сборе может быть полностью разобрана без дополнительных инструментов.

14. Головка колонковой трубы в сборе по п. 1, удерживаемая в сборе без цилиндрического штифта, пружинного штифта, спирального штифта, штифта в форме ласточкиного хвоста или другого штифта, что основано на посадке с натягом или деформации для установки компонентов на узел.

15. Головка колонковой трубы в сборе по п. 1, дополнительно содержащая по меньшей мере один палец, выполненный с возможностью шарнирного соединения фиксаторов с головкой в сборе.

16. Головка колонковой трубы в сборе по п. 15, в которой палец представляет собой цилиндрический палец или пружинный штифт.

17. Головка колонковой трубы в сборе по п. 1, дополнительно содержащая овершот для извлечения сборной внутренней колонковой трубы из бурильной колонны.

18. Головка колонковой трубы в сборе по п. 17, в которой овершот содержит:

подъемные рычаги, выполненные с возможностью перемещения между зацепленным положением, в котором подъемные рычаги зацепляют головку колонковой трубы в сборе, и расцепленным положением, в котором подъемные рычаги расцеплены с головкой колонковой трубы в сборе;

расцепные рычаги, выполненные с возможностью перемещения подъемных рычагов между зацепленным положением и расцепленным положением; и

блокирующий рычаг, выполненный с возможностью блокирования расцепных рычагов от перемещения подъемных рычагов в расцепленное положение.

19. Способ подземного бурения, включающий в себя этапы, на которых:

обеспечивают головку колонковой трубы в сборе, содержащую верхний корпус, содержащий центральный проход, пару фиксаторов, расположенных в центральном проходе, причем каждый фиксатор содержит крюк на первом конце и шарнир на наружной поверхности в крюке, при этом крюк каждого фиксатора продолжается через щель крюка так, что фиксаторы поворачиваются вокруг шарнира, и каждый фиксатор поворачивается вокруг шарнира на первом конце и содержит расцепное устройство фиксатора на втором конце и поверхность, зацепляющую поверхность наружной трубы между первым концом и вторым концом, убирающий корпус, включающий в себя первый конец, выполненный с возможностью зацепления по меньшей мере расцепного устройства фиксаторов;

вводят каждый фиксатор через щель в верхнем корпусе так, что крюк продолжается вокруг мостика в верхнем корпусе; и

поворачивают фиксаторы вокруг шарнира, тем самым перемещая второй конец фиксаторов к головке колонковой трубы в сборе,

при этом поверхность каждого фиксатора, зацепляющая поверхность наружной трубы, продолжается через щель фиксатора в наружной стенке верхнего корпуса так, что фиксаторы поворачиваются вокруг шарнира, при этом фиксаторы выполнены с возможностью перемещения убирающим корпусом между выдвинутым положением и убранным положением с выигрышем в силе;

зацепляют головку колонковой трубы в сборе с овершотом; и

удаляют головку колонковой трубы в сборе из скважины.

20. Способ по п. 19, в котором овершот содержит:

подъемные рычаги, выполненные с возможностью перемещения между зацепленным положением, в котором подъемные рычаги зацепляют головку колонковой трубы в сборе, и расцепленным положением, в котором подъемные рычаги расцеплены с головкой колонковой трубы в сборе;

расцепные рычаги, выполненные с возможностью перемещения подъемных рычагов между зацепленным положением и расцепленным положением; и

блокирующий рычаг, выполненный с возможностью блокирования расцепных рычагов от перемещения подъемных рычагов в расцепленное положение.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу отбора керна при бурении под разными углами с применением предварительно напряженного скрученного многожильного стального провода.

Группа изобретений относится к стальной установке для колонкового бурения и к способу строительства с ее применением. Стальная установка для колонкового бурения содержит основание, основной механизм, буровой инструмент, буровую штангу и стальную систему отбора керна.
Изобретение относится к способам исследований нетрадиционных коллекторов, направленных на решение проблем сохранности кернового материала и минимизации технологических нарушений.

Инструмент по типу овершота для разъемного соединения с компоновкой головки, как часть устройства колонкового бурения со съемным керноотборником. Инструмент по типу овершота содержит основную зацепляющую часть и вспомогательную зацепляющую часть и выполнен с возможностью автоматизированного соединения с компоновкой головки и отсоединения от нее с помощью выбранного зацепления компоновки головки зацепляющей частью.

Группа изобретений относится к керноотборному устройству для забора и извлечения керна из подземного пласта и к способу получения образца керна с помощью такого устройства.

Изобретение относится к фиксирующему устройству для фиксации вставного устройства в заданном положении относительно наружной трубы земляного бура. .

Изобретение относится к технике бурения скважин, а именно к бурению с отбором керна с применением съемных керноприемников, преимущественно при шнековом бурении, без промывки.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к устройствам для бурения с отбором керна. .

Изобретение относится к забивному бурению на акваториях в рыхлых породах с совмещением процессов отбора керна и крепления скважин обсадными трубами. .

Группа изобретений относится к головке колонковой трубы в сборе и способу подземного бурения. Технический результат заключается в надежном креплении колонковой трубы внутри бурильной колонны. Головка колонковой трубы в сборе содержит: верхний корпус, содержащий центральный проход; пару фиксаторов, расположенных в центральном проходе; убирающий корпус, включающий в себя первый конец, выполненный с возможностью зацепления по меньшей мере расцепного устройства фиксаторов. Каждый фиксатор содержит крюк на первом конце и шарнир на наружной поверхности в крюке. Крюк каждого фиксатора продолжается через щель крюка так, что фиксаторы поворачиваются вокруг шарнира. Каждый фиксатор поворачивается вокруг шарнира на первом конце и содержит расцепное устройство фиксатора на втором конце и поверхность, зацепляющую поверхность наружной трубы между первым концом и вторым концом. Поверхность каждого фиксатора, зацепляющая поверхность наружной трубы, продолжается через щель фиксатора в наружной стенке верхнего корпуса так, что фиксаторы поворачиваются вокруг шарнира. Фиксаторы выполнены с возможностью перемещения убирающим корпусом между выдвинутым положением и убранным положением с выигрышем в силе. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 26 ил.

Наверх