Агрегат колтюбинговый для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья
Изобретение относится к области нефтегазовой добывающей промышленности и предназначено для подземного ремонта, геофизических и термогидродинамических исследований нефтяных, газовых, газоконденсатных и других вертикальных скважин, наклонных скважин и скважин с горизонтальными участками профиля с использованием гибкой трубы и для выполнения внутрискважинных работ – ловильных работ, монтажа и снятия пакеров, клапанов-отсекателей, установки и удаления цементных мостов, восстановления циркуляции и глушения скважины, гидроперфорации обсадных колонн, промывки, удаления гидратных и парафиновых пробок, перфорационных и иных работ. Агрегат колтюбинговый для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья содержит транспортную базу, кабину оператора с системой управления, размещенную на транспортной базе, барабан с приводом, предназначенный для размещения гибкой трубы и установленный на транспортной базе, укладчик гибкой трубы на барабан, инжектор с тяговыми цепями, установленными на направляющих звездочках, при этом на цепях расположены прижимные колодки, а перед входом в инжектор установлено направляющее устройство, привод инжектора, герметизирующее и противовыбросное оборудование, выполненное с возможностью присоединения к фонтанной арматуре скважины, установленной над устьем скважины. Агрегат выполнен с возможностью установки и применения барабана или с цельнометаллической трубой, или барабана со сталеполимерной трубой. Инжектор агрегата выполнен с возможностью замены тяговых цепей для цельнометаллических труб на тяговые цепи для сталеполимерных труб и обратно, преимущественно путем замены всего инжектора, предпочтительно с одновременным изменением количества и/или формы прижимных колодок. Тяговые цепи установлены с возможностью изменения расстояния между двумя смежными диаметрально противоположно расположенными колодками для прохождения наконечника трубы большего диаметра, чем сама труба, путем изменения расстояния между ветвями цепи. Технический результат заключается в расширении функциональных возможностей агрегата. 4 з.п. ф-лы, 8 ил.
Изобретение относится к области нефтегазовой добывающей промышленности и предназначено для агрегатов подземного ремонта, геофизических и термогидродинамических исследований нефтяных, газовых, газоконденсатных и других вертикальных скважин, наклонных скважин и скважин с горизонтальными участками профиля с использованием гибкой трубы и для выполнения внутрискважинных работ - ловильных работ, монтажа и снятия пакеров, клапанов - отсекателей, установки и удаления цементных мостов, восстановления циркуляции и глушения скважины, гидроперфорации обсадных колонн, промывки, удаления гидратных и парафиновых пробок, перфорационных и иных работ.
Из уровня современной техники известна подъемная установка для обслуживания нефтяных скважин, содержащая транспортное средство с направляющими балками, барабан с непрерывной стальной трубой, механизм подачи с расположенными попарно четырьмя гидравлическими стойками, из которых противоположная по отношению к скважине пара гидравлических стоек жестко связана с основанием механизма подачи и оснащена роликами для выдвижения по направляющим балкам в рабочее положение, и узел выдвижения механизма подачи в рабочее положение. Для повышения производительности за счет ускорения и упрощения монтажа и центровки механизма подачи на скважине и расширения технологических возможностей обращенная к скважине пара гидравлических стоек связана с основанием механизма подачи шарнирно, а противоположная по отношению к скважине пара гидравлических стоек снабжена опорными башмаками для размещения в них роликов, узел выдвижения механизма подачи в рабочее положение выполнен в виде двух гидроцилиндров и канатов с перекидными роликами, причем концы каната связаны с опорными башмаками гидравлических стоек, а середина каната - с механизмом подачи через гидроцилиндр, барабан выполнен в виде двух концентричных обечаек, наружной с отверстиями и внутренней, образующих кольцевую полость для подачи в нее подогретого воздуха (SU 1439197 А1, МПК: Е21В 19/22, Е21В 19/00, 23.11.1988).
Недостатком этой конструкции является низкая долговечность непрерывной стальной трубы, обусловленная двукратным циклом изгиба трубы при ее спуске и извлечении из скважины. Первый цикл изгиба трубы имеет место при ее сматывании с барабана - труба из согнутого положения распрямляется. Второй цикл изгиба - при входе в инжектор, где труба из прямолинейной формы повторно изгибается, перед тем как попасть в инжектор. Помимо этого, взаимное расположение кабины оператора, барабана и инжектора исключает одновременный контроль за их функционированием.
Известен агрегат подземного ремонта скважин с использованием гибкой стальной трубы, содержащий транспортную базу, на раме которой установлена кабина управления, трансмиссия, барабан для намотки гибкой трубы, инжектор, обеспечивающий принудительное перемещение гибкой трубы, механизмы перевода инжектора и кабины управления в рабочее положение, герметизатор устья. Ось вращения барабана для намотки гибкой трубы параллельна оси транспортной базы, которая при рабочем положении агрегата проходит через ось скважины (RU 2154146 С2, МПК: Е21В 19/22, 10.08.2000).
Недостатками этого агрегата являются недолговечность гибкой трубы, сложность и высокая себестоимость конструкции. Использование стальной трубы имеет ряд отрицательных последствий. При проходе через инжектор и при намотке на барабан стальная труба подвержена необратимой пластической деформации, при погружении в скважину в условиях высокого давления в контакте с кислородом она подвержена ускоренной коррозии, а в связи с высокой усталостью под действием циклических напряжений гибкая труба подвергается трещинам, быстро разрушается и в итоге становится непригодной.
Использование стальной трубы также вынуждает усложнять конструкцию за счет дополнительного введения в нее направляющего устройства в виде дуги перед входом трубы в инжектор. Применение этого устройства необходимо для того, чтобы увеличить радиус перегиба стальной трубы и тем самым понизить деформацию стали и увеличить срок ее службы. Кроме того, поскольку сталь является тяжелым материалом, это вынуждает применять дорогие инжекторы повышенной мощности. К недостаткам также относится неравномерное распределение нагрузки на гибкую трубу во время выполнения спускоподъемных операций, обусловленное тем, что основным тяговым компонентом конструкции служит инжектор, а барабан предназначен только для намотки трубы и ее хранения. В таком случае при подъеме и спуске трубы в скважину на большую глубину на участок трубы, расположенный ниже инжектора, действует сила растяжения, намного большая, нежели на участок трубы между барабаном и инжектором. Это приводит к ускоренному разрушению трубы, а также вынуждает применять дорогие инжекторы высокой мощности.
Известен агрегат для ремонта нефтяных и газовых скважин и способ спуска и подъема гибкой трубы с помощью данного агрегата, при этом агрегат содержит транспортную базу с двумя аутригерами, расположенными в задней части транспортной базы, кабину оператора с системой управления, размещенную в передней части транспортной базы, барабан с приводом, размещенный в средней части транспортной базы, гибкую трубу, укладчик гибкой трубы на барабан, инжектор с прижимными колодками, перед входом в который установлено направляющее устройство, привод инжектора, герметизирующее и противовыбросное оборудование, которое соединено с фонтанной арматурой скважины, установленной над устьем скважины, и каротажно-технологический модуль, установленный на нижнем конце гибкой трубы и имеющий кабельный канал связи с системой управления, при этом привод барабана выполнен силовым, направляющее устройство представляет собой ролик, гибкая труба представляет собой сталеполимерную трубу, на агрегате установлен насос для подачи пульсирующего давления в полость трубы, а также датчик измерения скорости подачи трубы в скважину, два датчика усилия ее подачи, один из которых установлен на укладчике, а другой - на инжекторе, и измеритель длины трубы в скважине, причем вышеуказанные датчики, датчик температуры и датчик давления в скважине, третий датчик усилия подачи трубы, индикатор гамма-активности, акселерометр, локатор муфт и измеритель длины трубы в скважине подключены к системе управления, при этом каротажно-технологический модуль включает в себя датчик температуры и датчик давления в скважине, локатор муфт, индикатор гамма-активности, акселерометр и третий датчик усилия подачи трубы, (патент РФ на изобретение №2520976, заявка №2012128727/03 от 09.07.2012, МПК: Е21В 19/00 - прототип)
Основным недостатком является возможность применения на данном агрегате только сталеполимерной трубы, в то время как в ряде случаев необходимо применение непрерывной стальной трубы, что значительно уменьшает область его применения.
Задачей предлагаемого изобретения является упрощение и удешевление конструкции инжектора, повышение срока службы гибкой трубы, расширение функциональных возможностей всего агрегата за счет обеспечения возможности использования и цельнометаллических и сталеполимерных труб.
Решение указанной задачи достигается тем, что в предложенном агрегате для обслуживания скважин для добычи углеводородного сырья, содержащий транспортную базу, кабину оператора с системой управления, размещенную на транспортной базе, барабан с приводом, предназначенный для размещения гибкой трубы и установленный на транспортной базе, укладчик гибкой трубы на барабан, инжектор с тяговыми цепями, установленными на направляющих звездочках, при этом на цепях расположены прижимные колодки, а перед входом в инжектор установлено направляющее устройство, привод инжектора, герметизирующее и противовыбросное оборудование, выполненное с возможностью присоединения к фонтанной арматуре скважины, установленной над устьем скважины, согласно изобретению, он выполнен с возможностью установки и применения барабана или с цельнометаллической трубой или барабана со сталеполимерной трубой, при этом инжектор агрегата выполнен с возможностью замены тяговых цепей для цельнометаллических труб на тяговые цепи для сталеполимерных труб и обратно, преимущественно, путем замены всего инжектора, предпочтительно, с одновременным изменением количества и/или формы прижимных колодок, при этом тяговые цепи установлены с возможностью изменения расстояния между двумя смежными диаметрально противоположно расположенными колодками для прохождения наконечника трубы большего диаметра путем изменения расстояния между ветвями цепи.
В варианте исполнения, колодки выполнены с возможностью изменения геометрических размеров и/или формы прижимных элементов путем установки/снятия профилированных накладок для соответствующего диаметра трубы.
В варианте исполнения, установлен гидравлический клапан с электромагнитным управлением в линии прижима для контроля давления на стенки трубы по мере ее опускания в скважину при помощи запрограммированной управляющей программы.
В варианте исполнения, в барабане с цельнометаллической трубой установлен манифольд для подачи гидравлической жидкости внутрь указанной трубы при проведении технологических операций спуска-подъема с упомянутой трубой
Сущность изобретения иллюстрируется чертежами, где на фиг. 1 изображен предложенный агрегат для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья, в частности, нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин (далее - агрегат) в аксонометрии, на фиг. 2 изображен инжектор в аксонометрии, на фиг. 3 - показан инжектор, вид сбоку, на фиг. 4 - показана тяговая цепь с колодками, на фиг. 5 - показана колодка с накладкой под разный тип гибкой трубы, на фиг. 6 - гибкая труба в обвязке скважины, на фиг. 7 - гибкая труба с наконечником большего диаметра, на фиг. 8 - схема установки гибкой трубы в скважину.
Предложенный агрегат устроен следующим образом.
Предложенный агрегат для обслуживания скважин для добычи углеводородного сырья содержит транспортную базу 1, кабину оператора 2 с системой управления, размещенную на транспортной базе 1, барабан 3 с приводом, предназначенный для размещения гибкой трубы 4 и установленный на транспортной базе. Для укладки трубы на барабан, в непосредственной близости от барабана, установлен укладчик 5 гибкой трубы 4 на барабан 3. Гибкая труба 4 может быть либо цельнометаллической, преимущественно, стальной, либо сталеполимерной. Гибкая сталеполимерная труба может состоять из тела трубы, изготовленного из термопластического полимера, в частности из полиэтилена, поперечного армирования, выполненного стальной лентой прямоугольного сечения, уложенной под углом 45-60 градусов к оси трубы, и продольного армирования, выполненного стальной проволокой. Если угол между осью трубы и стальной лентой составит меньше 45-ти градусов, тогда в местах изгиба трубы лента станет сильно перегибаться. Если этот угол составит больше 60-ти градусов, то это приведет к сильному растягиванию трубы в том случае, когда ее вес в скважине имеет большое значение. Помимо упомянутых элементов, в тело трубы могут быть встроены электрические кабели. В таком случае труба называется шлангокабелем.
Для подачи трубы в скважину, также в непосредственной близости от барабана, установлен инжектор 6 с тяговыми цепями 7, установленными на направляющих звездочках 8. На цепях 7 расположены прижимные колодки 9 (далее - колодки), а перед входом в инжектор установлено направляющее устройство 10. Привод цепей осуществляется при помощи привода инжектора 11.
Кроме того, на платформе транспортной базы 1 установлены герметизирующее 12 и противовыбросное 13 оборудование, выполненное с возможностью присоединения к фонтанной арматуре скважины, установленной над устьем скважины.
Инжектор агрегата выполнен с возможностью замены тяговых цепей 7 для цельнометаллических труб на тяговые цепи для сталеполимерных труб и обратно (не обозначены), преимущественно, путем замены всего инжектора, предпочтительно, с одновременным изменением количества и/или формы прижимных колодок. Тяговые цепи 7 установлены с возможностью изменения расстояния между двумя смежными диаметрально противоположно расположенными колодками для прохождения наконечника 14 трубы большего диаметра, чем сама труба, путем изменения расстояния между ветвями цепи.
В варианте исполнения, колодки 9 выполнены с возможностью изменения геометрических размеров и/или формы прижимных элементов путем установки/снятия профилированных накладок 15 для соответствующего диаметра трубы.
Тяговая цепь 7 механизма подачи колтюбинговой установки, содержит прижимные колодки 9 и крепежные элементы для шарнирного соединения колодок между собой. Каждая колодка 9 выполнена состоящей из фасонного башмака (далее - башмак) и накладки 15 с профилированной поверхностью под свой тип и диаметр трубы. Башмак выполнен с возможностью монтажа и демонтажа накладок с профилированной поверхностью для труб разного диаметра. Поверхность разъема между башмаком и накладкой выполнена ступенчатой, содержащей периферийные и центральную части, расположенные со смещением друг относительно друга в параллельных плоскостях. Центральная часть поверхности разъема на корпусе башмака выполнена в виде внутреннего паза в корпусе башмака, а центральная часть поверхности разъема накладки выполнена в виде выступа, взаимодействующего с упомянутым пазом в корпусе башмака. Башмак и накладка соединены между собой при помощи крепежных элементов. Выступы на накладке могут быть выполнены в виде многозаходной спирали. Такое исполнение позволяет увеличить поверхность соприкосновения выступов с трубой при неизменном усилии поджатая поверхности профилированной накладки к трубе.
В варианте исполнения, на транспортной платформе установлено по, крайней мере, три барабана 16 намотки с приводом, и с гидравлическими рукавами высокого давления (далее - РВД), при этом гидравлические линии одного барабана соединены с соответствующими элементами герметизирующего 12, другого - с соответствующими элементами противовыбросного 13 оборудования, третьего- с соответствующими элементами инжектора 6.
В варианте исполнения, в линии прижима цепи установлен гидравлический клапан (не обозначен) с электромагнитным управлением для контроля давления колодок на стенки трубы по мере ее опускания в скважину при помощи управляющей программы, для исключения нарушения целостности стенки трубы.
В варианте исполнения, в барабане с цельнометаллической трубой установлен манифольд для подачи гидравлической жидкости внутрь указанной трубы при проведении технологических операций спуска-подъема с упомянутой трубой.
Изначально предложенный агрегат комплектуется дополнительным барабаном со сталеполимерной трубой и инжектором для сталеполимерной трубы (не обозначены), которые доставляются к месту установки на специальной платформе/базе.
Предложенный агрегат для обслуживания скважин для добычи углеводородного сырья работает следующим образом.
Предложенный агрегат подъезжает к фонтанной арматуре и принимает положение, обеспечивающее оптимальные условия для опускания трубы в фонтанную арматуру скважины, которая представляет собой комплект устройств, монтируемый на устье скважины для его герметизации, подвески лифтовых труб, используемых для подъема пластовых флюидов - нефти, газа, воды, на поверхность при освоении, фонтанной и газлифтной эксплуатации скважин и управления потоками продукции скважины.
Агрегат может работать в двух режимах - спуска и подъема гибкой трубы 4. Режим задается оператором в кабине оператора 2 с системой управления.
Спуск гибкой трубы в скважину для проведения операций подземного ремонта, геофизических и термогидродинамических исследований, для выполнения внутрискважинных работ - ловильных работ, монтажа и снятия пакеров, клапанов - отсекателей, установки и удаления цементных мостов, восстановления циркуляции и глушения скважины, гидроперфорации обсадных колонн, промывки, удаления гидратных и парафиновых пробок, перфорационных и иных работ производится следующим образом.
Подача гибкой трубы в скважину с барабана 3 осуществляется при помощи инжектора 6 с тяговыми цепями 7, установленными на направляющих звездочках 8, при этом для каждого типа трубы-цельнометаллической, преимущественно, стальной, или сталеполимерной - устанавливается свой барабан с требуемым типом трубы и подбирается свой инжектор 6 со своими цепями 7 и накладками и прижимными колодками 9, для обеспечения требуемого удельного давления на стенку трубы. Требуемое удельное давление на стенку трубы/усилие прижатия прижимных колодок 9 инжектора 6, в свою очередь, выбирается исходя из условия сохранения целостности стенки трубы 4 и исключения проскальзывания трубы по отношению к прижимным колодкам по мере возрастания/уменьшения массы трубы при операциях спуска или подъема соответственно.
В варианте исполнения, в линии прижима установлен гидравлический клапан с электромагнитным управлением (не обозначен) для контроля давления на стенки трубы по мере ее опускания в скважину при помощи управляющей программы. Система управления агрегата, по команде от гидравлического клапана, обеспечивает регулирование усилия прижатия прижимных колодок инжектора к гибкой трубе в зависимости от требуемого усилия подачи или тормозного усилия инжектора, чем обеспечивается оптимальное нагружение деталей и узлов инжектора и повышение его долговечности.
При эксплуатации и подземном ремонте нефтяных и газовых скважин с применением гибкой трубы, две одинаковые тяговые цепи 7 монтируются в механизме подачи инжектора 6 агрегата колтюбингового и между цепями располагается упомянутая труба, которая находится на барабане колтюбинговой установки. При движении тяговых цепей 7, колодки внутренней профилированной поверхностью накладки 15, контактируют с гибкой трубой, и опускают или поднимают ее из скважины.
При необходимости изменения диаметра гибкой трубы, накладки 15 с профилированной поверхностью демонтируются с башмака и на их место, при помощи крепежных элементов (показаны, но не обозначены), устанавливаются аналогичные накладки, имеющие соответствующую профилированную поверхность под гибкую трубу требуемого диаметра и эквидистантную ответную поверхность для установки на башмак. При установке накладки, выступ центральной части поверхности разъема накладки взаимодействует с ответным пазом в корпусе башмака.
Чтобы исключить выбрасывание трубы под действием устьевого давления при извлечении конца трубы из скважины, у выхода из скважины установлено герметизирующее 12 и противовыбросное оборудование 13 и, кроме того, при извлечении трубы ее удерживает инжектор 6. Привод указанного оборудования осуществляется через рукава высокого давления, размещаемые на барабанах 16.
Приведенные иллюстрации и описание признаков изобретения не охватывают весь спектр возможных модификаций и эквивалентных изменений, очевидных для специалиста в данной области. Следует понимать, что прилагаемая формула изобретения охватывает все возможные модификации и изменения, которые попадают в рамки сущности настоящего изобретения.
Проведенные автором и заявителем испытания полноразмерного агрегата для обслуживания скважин для добычи углеводородного сырья, полностью подтвердили возможность использования двух типов труб и правильность заложенных конструкторско-технологических решений.
Использование предложенного технического решения позволит значительно расширить функциональные возможности агрегата за счет обеспечения возможности использования и цельнометаллической и сталеполимерной труб, с одновременным упрощением и удешевлением конструкции агрегата и повышением срока службы гибкой трубы.
1. Агрегат колтюбинговый для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья, содержащий транспортную базу, кабину оператора с системой управления, размещенную на транспортной базе, барабан с приводом, предназначенный для размещения гибкой трубы и установленный на транспортной базе, укладчик гибкой трубы на барабан, инжектор с тяговыми цепями, установленными на направляющих звездочках, при этом на цепях расположены прижимные колодки, а перед входом в инжектор установлено направляющее устройство, привод инжектора, герметизирующее и противовыбросное оборудование, выполненное с возможностью присоединения к фонтанной арматуре скважины, установленной над устьем скважины, отличающийся тем, что он выполнен с возможностью установки и применения барабана или с цельнометаллической трубой, или барабана со сталеполимерной трубой, при этом инжектор агрегата выполнен с возможностью замены тяговых цепей для цельнометаллических труб на тяговые цепи для сталеполимерных труб и обратно, преимущественно путем замены всего инжектора, предпочтительно с одновременным изменением количества и/или формы прижимных колодок, при этом тяговые цепи установлены с возможностью изменения расстояния между двумя смежными диаметрально противоположно расположенными колодками для прохождения наконечника трубы большего диаметра, чем сама труба, путем изменения расстояния между ветвями цепи.
2. Агрегат по п. 1, отличающийся тем, что колодки выполнены с возможностью изменения геометрических размеров и/или формы прижимных элементов путем установки/снятия профилированных накладок для соответствующего диаметра трубы.
3. Агрегат по п. 1, отличающийся тем, что на транспортной платформе установлено по крайней мере три барабана намотки с приводом и с гидравлическими рукавами высокого давления, при этом гидравлические линии одного барабана соединены с герметизирующим оборудованием, другого – с противовыбросным оборудованием, третьего – с инжектором.
4. Агрегат по п. 1, отличающийся тем, что в линии прижима установлен гидравлический клапан с электромагнитным управлением для контроля давления на стенки трубы по мере ее опускания в скважину при помощи управляющей программы.
5. Агрегат по п. 1, отличающийся тем, что в барабане с цельнометаллической трубой установлен манифольд для подачи гидравлической жидкости внутрь указанной трубы при проведении технологических операций спуска-подъема с упомянутой трубой.
