Результат интеллектуальной деятельности: АГРЕГАТ КОЛТЮБИНГОВЫЙ ДЛЯ РЕМОНТА И ОБСЛУЖИВАНИЯ СКВАЖИН УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

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.