La tête d'injection de tubing enroulé est un élément essentiel des opérations d'intervention dans les puits, servant d'interface entre le train de tubing enroulé et le tête de puits. Cette unité à commande hydraulique facilite l'introduction ou le retrait efficace et contrôlé du tubing enroulé dans ou hors du puits, jouant un rôle crucial dans diverses opérations en fond de trou.
Qu'est-ce qu'une tête d'injection de tubing enroulé ?
En substance, la tête d'injection de tubing enroulé est un équipement spécialisé qui combine les fonctions de snubbing et de décollement du tubing enroulé. Cette double fonctionnalité permet une approche simplifiée pour l'insertion et la récupération du tubing, maximisant l'efficacité et la sécurité.
Snubbing : Ce processus consiste à alimenter le puits en tubing enroulé tout en maintenant une tension constante. La tête d'injection fournit la force nécessaire pour pousser le tubing dans le puits, assurant un contact continu avec le puits et empêchant la formation de mou.
Décollement : Lors du processus de décollement, la tête d'injection tire le tubing enroulé hors du puits, en maintenant également une tension constante. Cela garantit une récupération contrôlée et en douceur, empêchant les dommages au tubing ou au puits.
Le système à chaîne à entraînement hydraulique :
Le cœur de la tête d'injection est le système à chaîne à entraînement hydraulique. Ce système utilise la puissance du fluide hydraulique pour entraîner un mécanisme à chaîne, qui s'engage directement avec le tubing enroulé. Le mécanisme à chaîne fournit la prise et la force de traction nécessaires pour snubber ou décoler efficacement le tubing, permettant un contrôle précis de l'ensemble du processus.
Principales caractéristiques et avantages :
Conclusion :
La tête d'injection de tubing enroulé est un outil puissant et polyvalent qui simplifie et optimise les opérations d'intervention dans les puits. Son système à chaîne à entraînement hydraulique garantit un déploiement et une récupération sûrs et efficaces du tubing enroulé, contribuant à l'amélioration de l'intégrité du puits et de l'efficacité opérationnelle globale.
Instructions: Choose the best answer for each question.
1. What is the primary function of a coiled tubing injector head? a) To store coiled tubing. b) To connect coiled tubing to the wellhead. c) To regulate the flow of fluids through coiled tubing. d) To facilitate the insertion and retrieval of coiled tubing.
d) To facilitate the insertion and retrieval of coiled tubing.
2. What are the two main processes performed by a coiled tubing injector head? a) Snubbing and stripping. b) Pumping and injecting. c) Drilling and cementing. d) Logging and monitoring.
a) Snubbing and stripping.
3. Which system is responsible for driving the coiled tubing injector head's operations? a) Electric motor system. b) Hydraulic chain driven system. c) Pneumatic piston system. d) Manual crank system.
b) Hydraulic chain driven system.
4. Which of the following is NOT a key advantage of using a coiled tubing injector head? a) Increased safety. b) Improved cost-effectiveness. c) Reduced wellbore damage. d) Enhanced drilling speed.
d) Enhanced drilling speed.
5. What type of well intervention operations can the coiled tubing injector head be used for? a) Only for stimulation and sand control. b) For a variety of operations, including stimulation, sand control, cementing, fishing, and plugging. c) Only for fishing and plugging operations. d) For any operation involving coiled tubing.
b) For a variety of operations, including stimulation, sand control, cementing, fishing, and plugging.
Scenario: You are working on a well intervention project where the coiled tubing injector head is being used for a stimulation operation. During the operation, you notice that the coiled tubing is being fed into the wellbore with excessive slack.
Task: Identify three potential causes for this problem and explain how you would address each issue.
Possible causes for excessive slack in the coiled tubing during a stimulation operation: 1. **Insufficient Snubbing Force:** The hydraulic system may not be providing adequate pressure to maintain the desired tension on the coiled tubing. - **Solution:** Increase the hydraulic pressure to the injector head, ensuring that the system is functioning correctly. Verify the pressure readings and adjust as needed. 2. **Slippage in the Chain Drive:** The chain drive mechanism might be slipping, preventing proper engagement with the coiled tubing. - **Solution:** Inspect the chain drive system for wear or damage. Replace any worn parts and ensure proper lubrication. If necessary, adjust the chain tension to achieve a secure grip. 3. **Blockage in the Tubing:** A blockage or obstruction in the coiled tubing itself could be restricting the flow and causing slack. - **Solution:** Carefully examine the coiled tubing for any visible obstructions or blockages. Use a suitable tool to clear any blockage. If the obstruction is too significant, the coiled tubing may need to be replaced.
This chapter delves into the core techniques employed when utilizing a coiled tubing injector head, providing a detailed understanding of the mechanics and operational procedures involved.
This chapter provides a foundation for understanding the techniques involved in coiled tubing injector head operations. By mastering these techniques, operators can maximize the efficiency and safety of well intervention activities.
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