Институт геологии и нефтегазового дела
Специальность “Бурение нефтяных и газовых скважин”
Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин
ПРИМЕНЕНИЕ КОЛТЮБИНГОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ В БУРЕНИИ.
Выпускная квалификационная работа
Студент _______________
(подпись)
_______________
(дата)
Руководитель _______________
(подпись)
_______________
(дата)
Допустить к защите,
заведующий кафедрой
профессор, д. т. н. _________________
“____” __________ г.
Томск
СОДЕРЖАНИЕ
Реферат
Введение
1.Агрегаты с использованием колонн гибких труб
1.1.История создания агрегатов
1.2.Основные преимущества оборудования с использованием колонн гибких труб и область его применения
1.3.Основные принципы конструирования агрегатов
1.4.Требования к конструкции агрегата
1.5.Унификация узлов агрегатов
2.Устройство агрегатов для работы с колонной гибких труб
2.1.Основные типы компоновок агрегатов
2.2.Узлы, обеспечивающие транспортирование колонны гибких труб
2.3.Узлы для хранения колонны гибких труб
2.4.Система управления агрегатом
3.Основные узлы агрегатов, их расчет и конструирование
3.1.Транспортер колонны гибких труб (инжектор)
3.2.Барабан (лебедка)
3.3.Трубоукладчик
3.4.Привод
Колонна гибких труб
4.1.Мировой опыт применения колонн гибких труб
4.2.Материалы, применяемые для изготовления колонны
4.3.Технология изготовления колонны
4.4.Механизм разрушения гибких труб и основные результаты их эксплуатации
4.5.Пути повышения надежности колонны гибких труб
4.6.Характеристика гибких труб
5.Буровые работы с использованием колонны гибких труб
5.1.Особенности проведения буровых работ
5.2.Оборудование, применяемое для бурения
5.3.Буровые установки
5.4.Особенности расчета параметров колонны гибких труб при бурении
5.5.Особенности работы колонны гибких труб
Список литературы
РЕФЕРАТ
Выпускная квалификационная работа 54 с., 22 рис., 1 табл., 4 источника.
Цель работы:.
Данная работа предусматривает обзор применения колонны гибких труб (КГТ) при бурении скважин. В результате работы были анализированы несколько источников, из которых сделаны следующие выводы, отраженные в данной работе.
Выпускная квалификационная работа выполнена с учетом современных достижений в области техники и технологии бурения скважин с применением КГТ.
ВВЕДЕНИЕ
Проблемы, которым посвящена эта работа, в равной степени относятся и к бурению, и к подземному ремонту, и к исследованию скважин. Общим для всех этих различных по назначению, применяемой технике и технологии операций является использование колонны гибких непрерывных металлических труб.
История возникновения данной техники и технологий традиционна для нашей страны. Первым опытом применения непрерывной гибкой металлической трубы для подземного ремонта и добычи пластовой жидкости можно считать использование установки погружного электроцентробежного насоса, разработанной под руководством Н.В. Богданова. Ее отличительной особенностью был спуск и эксплуатация погружного агрегата на колонне гибких стальных труб. Кабель питания погружного двигателя при этом располагался внутри колонны. Это предложение и было основным в идее автора проекта, поскольку исключало контакт кабеля со стенками эксплуатационной скважины при спускоподъемных операциях и эксплуатации. В результате надежность кабеля многократно увеличивалась по сравнению с традиционными схемами. Помимо этого, выполнение подземного ремонта сводилось к наматыванию трубы на барабан без свинчивания и развинчивания резьбовых соединений колонны. Данное техническое решение имеет много положительных сторон, но в контексте рассматриваемого вопроса важно одно – колонна непрерывных металлических труб использовалась для операций подземного ремонта скважин (ПРС). К сожалению, это направление создания нефтепромыслового оборудования не получило дальнейшего развития прежде всего из-за отсутствия на тот момент надежных и дешевых гибких труб.
Приоритет в области конструирования, изготовления и промышленной эксплуатации установок с колонной гибких труб (КГТ) принадлежит фирмам США и Канады.
В настоящее время в мире эксплуатируется более 600 установок, причем их число все время возрастает. В нашей стране их количество не превышает 30.
Основной особенностью описываемого оборудования является работа гибкой трубы при наличии пластических деформаций, что требует создания труб с принципиально иными свойствами, чем изготавливаются в настоящее время. Достаточно интенсивные работы в этом направлении, специалисты ведут под эгидой ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь" НК "ЛУКОЙЛ".
Бурное развитие техники и технологии с использованием колонны гибких труб обусловлено следующими их преимуществами:
а) при исследовании скважин:
– обеспечение возможности доставки приборов в любую точку горизонтальной скважины;
– высокая надежность линии связи со спускаемыми приборами;
б) при выполнении подземных ремонтов:
– отсутствует необходимость в глушении скважины и, как одно из следствий, не ухудшаются коллекторские свойства призабойной зоны продуктивного пласта;
– сокращается время проведения спускоподъемных операций за счет исключения свинчивания (развинчивания) резьбовых соединений колонны труб;
– уменьшается период подготовительных и заключительных операций при развертывании и свертывании агрегата;
– исключается загрязнение окружающей среды технологической и пластовой жидкостями;
в)при проведении буровых работ:
– исключается возникновение ситуаций, связанных с внезапными выбросами, открытым фонтанированием;
– обеспечивается возможность бурения с использованием в качестве бурового раствора нефти или продуктов ее переработки. Это позволяет осуществлять вскрытие продуктивного пласта оптимальным образом и совмещать процесс бурения с отбором пластовой жидкости;
– становится возможным выполнять разрушение породы в условиях депресии;
– обеспечивается эффективное бурение горизонтальных участков скважин;
– становится возможным применять устройства, информирующие бурильщика о режимах бурения и оперативного управления процессом проводки скважины. При работе с подобным оборудованием реализуется "эффект присутствия" оператора установки на забое скважины.
Весьма важным при проведении любых работ в скважине является решение социальной задачи – исключается значительный объем операций, выполняемых под открытым небом в любое время года при любой погоде. Хотя наиболее трудоемкие операции по свинчиванию и развинчиванию труб в настоящее время механизированы, объем ручного труда остается значительным.
В ряде случаев, это касается прежде всего работ в горизонтальных скважинах, применение КГТ является необходимым условием проведения операций. К таким случаям относится выполнение любых работ в горизонтальных участках большой длины.
При разбуривании и эксплуатации морских месторождений использование КГТ особенно эффективно.
Следует отметить и недостатки, присущие рассматриваемой технике. К ним, в частности, относятся:
а) самопроизвольное и неконтролируемое скручивание КГТ;
б) невозможность принудительного проворота КГТ;
в) ограниченная длина труб, намотанных на барабан;
г) сложность ремонта КГТ в промысловых условиях.
В то же время новые технологии не являются панацеей от всех бед и полностью не заменяют существующих традиционных технологий, а в ряде областей не могут быть ими заменены. Наличие оборудования для работы с колонной гибких труб не исключает применения агрегатов ПРС, подъемников и другого существующего нефтепромыслового оборудования. Оно дополняет его и в ряде случаев приумножает до сих пор не реализованные возможности.
В то же время область применения описываемых технологий постоянно расширяется. Сейчас у специалистов, работающих над созданием и совершенствованием оборудования, существует мнение, что нет таких операций или процессов при бурении и ПРС, где нельзя было бы применить КГТ. Предполагают, что в ближайшее время с помощью таких установок будут выполнять более половины всех подземных ремонтов скважин.
В нашей стране до сих пор не сформировалась и не устоялась терминология этой новой области нефтепромысловой техники и технологии. Основным применяемым термином у нас для обозначения этого направления является русифицированная транскрипция "coiled tubing" – колтюбинг, что означает трубу, наматываемую на катушку.
ИСТОРИЯ СОЗДАНИЯ АГРЕГАТОВ
Идея использования колонны гибких труб (КГТ) представляет собой принципиально новый подход к решению данной проблемы. При этом не само предложение о применении одной сплошной непрерывной колонны вместо собираемой из отдельных труб является новаторским, а реализация схем работоспособного оборудования в подземных условиях.
Работа с непрерывной колонной стальных труб осложнена тем, что, как известно, действующие напряжения не должны превышать предела упругости. Если же это условие не соблюдается, то ни о какой прочности при статическом или циклических нагружениях говорить не приходится.
Реализация схем работоспособного оборудования стала возможной только после решения двух технических задач: это создание колонны гибких труб, обладающих достаточно высокой циклической прочностью даже за пределами упругости, и промыслового оборудования, обеспечивающего спуск и подъем такой колонны в скважину, а также выполнение всех необходимых технологических операций. В результате решения этих задач появилась новая технология проведения буровых работ и подземного ремонта скважин на основе использования колонны непрерывных гибких труб. Причем имеется в виду новая технология выполнения не спускоподъемных операций, а всего комплекса работ. К ним относятся подготовка оборудования, выполнение операций ремонта или бурения скважины и свертывание комплекса оборудования.
В 50-х годах Н.В. Богдановым было предложено использовать колонны гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса. При этом кабель, питающий погружной электродвигатель, располагался внутри колонны гибких труб. Подобное решение позволяло не только ускорить процесс выполнения спускоподъемных операций при смене насоса, но и обеспечивал сохранность кабеля при эксплуатации искривленных скважин. Однако практическая реализация этого предложения в сколько-нибудь широких промышленных масштабах в то время была нереальна.
Тогда же были разработаны и доведены до практического внедрения конструкции буровых установок с применением непрерывных колонн гибких труб – шлангокабелей. По существу, они представляли собой резинометаллические рукава большого диаметра. Работы по их созданию проводили, в частности, специалисты Франции и нашей страны. Совместные испытания осуществляли на опытной буровой установке, однако в силу ряда причин их промышленное внедрение не состоялось.
Тем не менее, и у нас в стране, и за рубежом продолжали разрабатывать оборудование подобного класса. Уже первые пробные его варианты показали, что, несмотря на очевидную простоту самого принципа новой технологии проведения подземного ремонта, его реализация требует создания машин нового типа, ранее не существовавших и не имевших аналогов ни в одной отрасли машиностроения. Еще большую проблему представляла разработка технологии изготовления гибких труб, прочность и долговечность которых соответствовали бы условиям их эксплуатации.
Как и любое новое направление техники, оборудование с применением колонн гибких труб и технология их производства создавались не на пустом месте. К этому моменту уже существовали машины для спуска в скважину под давлением кабеля и труб. Были разработаны технологии производства электросварных труб.
В общих чертах проследить историю создания этого вида оборудования можно на основе патентов (полученных прежде всего в США и России).
Состояние, в котором находятся разработка, изготовление и эксплуатация оборудования с использованием колонны гибких труб в нашей стране традиционно как и для любого нового направления развития техники и технологии. С одной стороны, у нас разработано достаточно много оригинальных технических решений, а с другой стороны, их внедрение в производство отстает в отличие от аналогичных ситуаций в зарубежных фирмах. Накопленный последними большой опыт в области производства и эксплуатации оборудования подобного типа, а также отечественные наработки позволяют сделать вывод о том, что принципиально все основные технические вопросы можно считать решенными.
В настоящее время апробированы в эксплуатации различные конструктивные схемы, имеется достаточно большая элементная база для создания агрегатов. Кроме того, разработаны и испытаны разные варианты технологий выполнения работ с использованием агрегатов нового типа. Естественно, что процесс совершенствования и конструкций агрегатов, и реализуемых технологий будет продолжаться.
Требования к конструкции агрегата
Установки с использованием колонны гибких труб следует создавать компактными и монтировать на автомобильном шасси с проходимостью, обеспечивающей передвижение в условиях намывных кустов и дорог без твердого покрытия. Оборудование агрегата должно работать при температуре окружающей среды от –45 до +45 °С и быть стойким к агрессивным средам. Необходимо, чтобы монтаж-демонтаж установки на устье скважины проводился без привлечения дополнительной грузоподъемной техники.
Агрегат должен обеспечивать выполнение следующих технологических операций:
а) очистку эксплуатационных колонн от гидратопарафиновых пробок путем промывки горячим солевым раствором с плотностью до 1200 кг/м3 и температурой до 150 °С;
б) удаление песчаных пробок;
в) извлечение бурового раствора из скважины;
г) ловильные работы при капитальном ремонте скважин (КРС);
д) цементирование скважин под давлением;
е) кислотные обработки под давлением;
ж) разбуривание цемента;
з) изоляцию пластов.
Основное оборудование должно состоять из набора блоков.
Первый блок включает:
– катушку с колонной гибких труб;
– монтажное устройство;
– инжектор – устройство, транспортирующее КГТ;
– кабину управления агрегатом;
– насосную (компрессорную) станцию для очистки гибкой трубы от технологической жидкости.
Второй блок включает:
– емкость для технологической жидкости (8 – 10 м3), снабженную теплоизоляцией;
– нагревательное устройство для технологической жидкости. В конструкции следует предусматривать устройства, обеспечивающие ликвидацию отложений на стенках теплообменника нагревателя;
– насос объемного действия для перекачивания технологической жидкости с максимальной подачей 30 л/с и давлением до 70 МПа. Привод насоса осуществляется от ходового двигателя агрегата.
В состав вспомогательного оборудования, которым должна укомплектовываться установка, входят:
– уплотнительный элемент устьевой гибкой трубы;
– четырехсекционный противовыбросовый превентор;
– комплект быстроразборного манифольда для технологической жидкости;
– прибор, регистрирующий нагрузку от веса колонны труб;
– комплект внутрискважинного инструмента (локаторы конца трубы, шарнирные отклонители, разъединитель с извлекающим устройством, центраторы колонны, обратные клапаны, струйные насадки, ясы и акселераторы и т.п.).
В комплект оборудования входит инструмент:
– полный комплект инструмента, необходимого для выполнения технологических операций и технического обслуживания агрегата;
– запасные части, которыми установка должна быть обеспечена на три года ее эксплуатации.
Необходимо, чтобы конструкция агрегата соответствовала требованиям техники безопасности, действующим в нефтяной и газовой промышленности:
а) система освещения установки должна быть защищена от взрывов и обеспечивать освещенность на устье скважины, равную 26 лк;
б) уровень звукового давления на рабочих местах не должен быть выше 85 дБ;
в) площадки, расположенные на высоте более 1 м, должны иметь перильные ограждения высотой не менее 1 м;
г) для подъема на платформу агрегата нужны маршевые лестницы с перильными ограждениями шириной не менее 0,75 м;
д) выхлопную систему двигателей агрегатов следует снабжать искрогасителями;
е) пост управления агрегатом нужно размещать с учетом хорошей видимости рабочих мест как у скважины, так и на других участках;
ж) расположение центра тяжести агрегата должно обеспечивать его устойчивое положение при перемещении по дорогам с уклоном до 25° в осевом направлении и до 15° в боковом;
з) агрегат необходимо снабжать электрической панелью с выходом 220/50 В для освещения, зарядным устройством и трансформатором-выпрямителем на 24 В постоянного тока для подзарядки аккумуляторов и аварийным освещением.
Габаритные размеры агрегата в транспортном положении не должны превышать по высоте 4,5 м, а по ширине – 3,2 м.
Унификация узлов агрегатов
Принимаемая идеология унификации узлов и деталей машин обусловливается серийностью их производства и числом типоразмеров.
Тираж агрегатов, работающих с колонной гибких труб, по сравнению с количеством машин массового производства относительно мал. При этом разброс параметров отдельных типоразмеров установок весьма велик. Следовательно, нецелесообразно унифицировать их металлоконструкции, элементы шасси и другие части, ремонт которых не запланирован, а срок службы соответствует сроку службы всего агрегата.
В данной ситуации важнее унифицировать узлы, сложные в кинематическом отношении, составляющие, обеспечивающие быструю перенастройку при необходимости перехода во время работы с одного диаметра труб на другой, а также узлы, непосредственно не связанные с величиной параметров агрегатов, например, пульты управления, элементы оборудования кабин операторов и другие, а также сложные комплектующие изделия, прежде всего элементы гидропривода.
При выборе комплектующих следует ориентироваться на изделия, применяемые для агрегатов, работающих в аналогичных условиях, к которым прежде всего относятся дорожные и строительные машины, а также транспортная техника. В настоящее время для них освоена широкая гамма комплектующих изделий гидропривода – насосы, моторы, управляющая и регулирующая аппаратура, элементы гидросистем. Эти изделия обладают наибольшей надежностью по сравнению с имеющимися аналогами в других отраслях. Для них создана ремонтная база, система приобретения этих изделий достаточно хорошо отработана.
Что касается унификации уникальных узлов специализированного назначения, то ее следует проводить прежде всего для тех составляющих, параметры которых либо вообще несущественно зависят от их характеристик, либо это прослеживается лишь на определенном интервале. Эта задача должна решаться при проектировании конкретных узлов типа транспортеров гибкой трубы, ее укладчиков, элементов барабанов и уплотнений устья.
Гибких труб
Узлы, обеспечивающие
Узел раскрывающихся плашек; 2 – ведущий вал со звездочками; 3 – цепная понижающая передача; 4 – гидравлические цилиндры натяжения цепей; 5 – ведомый вал со звездочками; 6 – опора транспортера; 7 – герметизатор устья; 8 – гидромотор; 9 – корпус
| ||
| Рис. 9. Поперечное сечение узла плашек, захватывающих трубу: 1 – ось вращения плашек; 2 – каретка; 3, 4 – соответственно вкладыш и корпус плашки; 5 – цепь привода; 6 – стопор; 7 – ролик.
| ||
Кинематический расчет
Цель расчетов, приведенных в данном разделе, заключается в определении взаимосвязи скорости перемещения колонны гибких труб и подачи рабочей жидкости гидропривода к гидромоторам транспортера.
Два гидромотора, приводящие в действие цепи транспортера, получают рабочую жидкость от насоса того же типа, что и каждый гидромотор.
Подача насоса
Qф = qкnфK0/1000,
где qк – объем рабочей камеры насоса (qк = 112 см3); nф – фактическая частота вращения вала гидромотора; коэффициента подачи насоса K0 = 0,95.
При nф = 1500 об/мин Qф = 112×1500×0,95/1000 = 159,6 л/мин.
Угловая скорость вращения вала гидромотора
wг = [(Qф/2)pKом1000]/30qк,
где Kом – объемный КПД гидромотора (Kом = 0,95).
Соответственно угловая скорость вращения звездочки инжекторного механизма
wг = [(Qф/2)pKом1000]/30iqк,
где i – передаточное отношение редуктора транспортера.
Скорость подъема непрерывной трубы
v = wгR,
где R – радиус звездочки, которая приводит в действие цепь инжекторного механизма (R = 114 мм).
В результате
v = [R(Qф/2)pKом1000]/30iqк.
Скорость перемещения трубы при номинальной частоте вращения вала приводного двигателя
v = [0,114(159,6/2)×3,14×0,95×1000]/30×24×112 = 0,336 м/с.
При работе приводного двигателя с максимальной частотой вращения nф = 1800 об/мин, подача насосов Qф = 191 л/мин и соответственно скорость перемещения трубы v = 0,4 м/с.
Нормальная
N(j) = 0,5Рsinj;
Поперечная
Q(j) = 0,5Рсosj;
Изгибающий момент
M(j) = РRтр.н(0,3183 – 0,5sinj).
Приложение двух пар сосредоточенных сил. Этот случай соответствует соотношению Rтр.н > Rп. Здесь также в качестве координаты рассматриваемого сечения принят угол j.
Нормальная сила:
интервал 0 £ j £ a
N(j) = –(P/2)[0,3183сosj(sin2b – sin2a)];
интервал a £ j £ b
N(j) = –(P/2)[0,3183сosj(sin2b –sin2a) + sinj];
нтервал b £ j £ p
N(j) = –(P/2)[0,3183сosj(sin2b – sin2a)].
Поперечная сила:
интервал 0 £ j £ a
Q(j) = (–P/2)[0,3183sinj(sin2a – sin2b)];
интервал a £ j £ b
Q(j) = (–P/2)[0,3183sinj(sin2a – sin2b) + сosj];
интервал b £ j £ p
Q(j) = (–P/2)[0,3183sinj(sin2a – sin2b)].
Изгибающий момент:
интервал 0 £ j £ a
M(j) = (PRтр.н/2)[0,3183(bsinb + сosb – asina – сosa –
– sin2aсosj + sin2bсosj) – sinb + sina];
интервал a £ j £ b
M(j) = (PRтр.н/2)[0,3183(bsinb + сosb – asina – сosa –
– sin2aсosj + sin2bсosj) – sinb + sinj];
интервал b £ j £ p
M(j) = (PRтр.н/2)[0,3183(bsinb + сosb – asina – сosa –
– sin2aсosj + sin2bсosj)].
В рассматриваемом случае нагружения трубы предполагают, что каждая из действующих сил равна половине усилия, приложенного к плашке.
Приложение распределенной нагрузки. Этот случай соответствует соотношению Rтр.н = Rп (см. рис. 12, б). Значение j характеризует текущую угловую координату продольного сечения, в которой определяется изгибающий момент, а a – половину угла охвата трубы плашкой. Силовые факторы в поперечных сечениях определяются следующим образом.
Нормальная сила:
интервал 0 £ j £ a
N(j) = –qRтр.нsin2j;
интервал a £ j £ p – a
N(j) = –qRтр.нsinasinj.
Поперечная сила:
интервал 0 £ j £ a
Q(j) = qRтр.нsinjсosj;
интервал a £ j £ p – a
Q(j) = qRтр.нsinaсosj.
Изгибающий момент:
интервал 0 £ j £ a
M(j) = qR2тр.н{(1/p)[(0,5a + asin2a + 1,5sinaсosa)] –
– 0,5 sin2a – 0,5sin2j};
интервал a £ j £ p – a
M(j) = qR2тр.н{(1/p)[(0,5a + asin2a) + 1,5sinaсosa] –
– 0,5sin2a – sinasinj + 0,5sin2a}.
Для определения экстремальных значений изгибающих моментов в безразмерной форме были построены эпюры, характеризующие зависимости M(j) для различных условий приложения нагрузки. Для обеспечения возможности сопоставления получаемых величин по формулам при распределенной нагрузке коэффициент выражен через величину силы P, приложенной к плашке, и ее ширину Lï = 2Rsina. Тогда
qR2тр.н = R2тр.нP/L = R2тр.нP/2Rтр.нsina = PRтр.н/2sina.
Отсюда величины безразмерных изгибающих моментов M1(j) могут быть представлены следующим образом:
Расчет режима работы
Гидропривода транспортера
Две бесконечные цепи транспортера приводятся в действие гидромоторами типа 3102.112 через планетарные редукторы. Технические характеристики гидромотора следующие:
| Объем рабочей камеры, см3 ................................................................................. | 112 |
| Номинальная частота вращения вала, об/мин ............................................ | 1500 |
| Номинальный расход жидкости, л/мин ........................................................ | 175 |
| Номинальный перепад давления для гидромотора, МПа ....................... | 20 |
| Максимальное давление на входе в гидромотор, МПа ............................ | 35 |
| Крутящий момент гидромотора, Н: номинальный ........................................................................................................ страгивания ........................................................................................................... | 342 258 |
| Номинальная мощность насоса, кВт ............................................................... | 58,4 |
| Коэффициент подачи для насоса в номинальном режиме, %, не менее .................................................................................................................................. | 95 |
| Гидромеханический КПД для гидромотора в номинальном режиме, %, не менее ................................................................................................................. | 96 |
| КПД в номинальном режиме, %, не менее: насоса ...................................................................................................................... гидромотора .......................................................................................................... | 91 92 |
| Масса без рабочей жидкости, кг, не более .................................................... | 31 |
Усилие, развиваемое транспортером, при работе двух гидромоторов при их номинальном давлении
P = 2Мкр.ном/R,
где Мкр.ном – крутящий момент на валу каждой из ведущих звездочек транспортера; R – радиус звездочки (R = 114 мм).
Момент
Мкр.ном = Мг.м.номi,
где Мг.м.ном – крутящий момент, развиваемый гидромотором, при номинальном давлении, i – передаточное число редуктора, установленного между гидромотором и звездочкой (i = 24).
При работе гидромотора с перепадом давления, отличающимся от номинального значения, крутящий момент, развиваемый гидромотором,
Мг.м = Мг.м.номРг/Рном,
где Рном – давление, соответствующее номинальному крутящему моменту на валу гидромотора; Рг – рабочее давление в гидроприводе.
Аналогичные зависимости имеют место и для страгивающего момента. Окончательно усилие, развиваемое транспортером при постоянном движении (при номинальном режиме работы гидромотора),
P = 2Мг.м.номi/R = 2×342×24/0,114 = 144 кН.
Усилие, действующее на гибкую трубу при страгивании,
P = 2Мг.м.стрi/R = 2×258×24/0,114 = 108,63 кН.
3.2. Барабан (лебедка)
Трубоукладчик
Механизм укладчика трубы на барабан обеспечивает ее плотную регулярную намотку без образования пережимов и петель. При работе в штатном режиме перемещение каретки укладчика должно быть синхронизировано с вращением барабана. Подобная система принята во всех агрегатах, производимых в США и Канаде (см. рис. 16).
На ряде установок работой укладчика трубы на барабан оператор управляет вручную. В таких условиях он должен концентрировать свое внимание на приборах пульта управления, поэтому подобную конструкцию следует считать не соответствующей современному уровню развития оборудования данного типа.
В то же время механизм укладчика должен обеспечивать возможность ручной корректировки укладки трубы, что обусловлено, например, неизбежным смещением наружных витков при транспортировании агрегата со скважины на скважину, отклонением наружного диаметра от номинального из-за смятия трубы, погрешности ее изготовления и т.д.
Кинематическая схема укладчика включает (см. рис. 16) каретку, установленную на ходовом винте с шагом t, цепную передачу (или передачи) с передаточным отношением i, обеспечивающую синхронизацию движения каретки и барабана. Ведомая звездочка цепной передачи соединена с ходовым винтом посредством кулачковой муфты. Ходовой винт также имеет привод от гидромотора, вал которого соединен с ходовым винтом через редуктор.
Условие согласования перемещения каретки и вращения барабана следующее: один оборот барабана должен соответствовать перемещению каретки на величину, равную диаметру гибкой трубы.
Частота вращения ходового винта
nх.в = nб(Z1/Z2),
где nб – частота вращения барабана; Z1, Z2 – число зубьев соответственно ведущей и ведомой звездочек (Z1/Z2 = i).
Перемещение каретки по ходовому винту
s = tnх.в = tnбZ1/Z2.
За один оборот барабана каретка должна переместиться на величину диаметра укладываемой трубы, т.е. s = dтр.
Тогда
dтр = t(Z1/Z2) = ti.
Таким образом, кинематические характеристики укладчика трубы не зависят от емкости барабана и числа рядов труб на нем, а определяются только шагом винта укладчика и передаточным отношением синхронизирующей цепной передачи.
Привод
Привод включает в себя двигатель, обеспечивающий энергией все системы агрегата, и трансмиссию.
В зависимости от параметров агрегата принято использовать следующие схемы приводов:
а) для легких установок – двигатель транспортной базы, т.е. ходовой двигатель серийного автомобильного шасси;
б) для средних и тяжелых установок используют один из двух вариантов:
– палубный двигатель при выполнении агрегата на прицепе, транспортируемом обычным автомобилем-тягачом. При этом число блоков, когда каждый смонтирован на отдельном прицепе, а в целом составляющих единый комплекс, может быть равно двум или трем;
– двигатель, мощность которого определяется согласно условию обеспечения энергией агрегата при монтаже его на специально спроектированном автомобильном шасси. При этом для передвижения используют двигатель агрегата. По существу данный двигатель является палубным, который применяют в качестве ходового. Как и в предыдущем случае, агрегат представляет комплекс, состоящий из двух-трех автономно передвигающихся устройств.
Наиболее простой и рациональной является кинематическая схема легкого агрегата при условии его полной гидрофикации. Последнее позволяет компоновать оборудование агрегата исходя из оптимальных условий взаимного расположения его компонентов как для обеспечения функционирования агрегата на скважине, так и для выполнения требований, предъявляемых к нему как к транспортному средству.
При использовании стандартного автомобильного шасси кинематическая схема установки включает (рис. 17) ходовой двигатель 1, коробку перемены передач 3, коробку отбора мощности 4 (все перечисленные узлы являются неотъемлемой частью шасси), вал отбора 5 мощности, раздаточный редуктор 4, на котором закреплены насосы гидросистемы 6 (число последних определяется особенностями гидравлической схемы агрегата), передний мост 9 и заднюю тележку 8.
В зависимости от типа шасси и конструкции агрегата кинематическая схема раздаточного редуктора может быть последовательной, параллельной или комбинированной.
Последовательная схема предполагает передачу энергии от ведомого вала последовательно через все ступени зубчатой передачи. В этом случае первая ступень передает полную мощность, а каждая последующая – часть ее, за исключением отобранной на предыдущем валу. Параллельная схема предполагает поступление энергии от одного ведущего вала к нескольким ведомым. При этом каждая пара шестерен передает только ту энергию, которая необходима для вращения ведомым валом соединенных с ним насосов. Комбинированная схема основана на совместном использовании двух предыдущих вариантов.
Применение той или иной схемы устанавливается прежде всего по наличию свободного места на шасси транспортной базы и возможной конфигурации раздаточного редуктора. С точки зрения достижения необходимых весовых параметров и показателей надежности наилучшей является схема с параллельными потоками энергии, поскольку она позволяет обеспечивать наиболее благоприятный режим нагружения основных деталей редуктора.
Мощность, передаваемая к гидроприводу установки, зависит от осуществляемых им функций при выполнении конкретных операций.
|
Рис. 17. Кинематическая схема агрегата ПРС легкого типа:1 – ходовой двигатель автомобильного шасси; 2 – насос масляный, входящий в состав силового агрегата шасси; 3 – коробка перемены передач шасси; 4 – коробка отбора мощности; 5 – карданный вал отбора мощности; 6 – насос гидросистемы агрегата; 7 – раздаточный редуктор; 8 – задняя тележка шасси; 9 – передний мост шасси.
Вспомогательные операции заключаются в приведении в действие гидравлических домкратов агрегата и привода грузоподъемных устройств, работающих при развертывании и свертывании установки.
К основным операциям относятся следующие.
Перемещение колонны гибких труб. Можно выделить несколько основных режимов при перемещении труб, например, их движение с максимальной и минимальной скоростью, которые отличаются в 10 – 15 раз и соответственно определяют величины необходимых мощностей. По затрачиваемой мощности следует выделить движение колонны вниз и вверх. В первом случае необходимое давление рабочей жидкости, определяемое настройкой тормозного клапана, минимально. Кроме того, в процессе спуска труб транспортер должен обеспечить усилие, требуемое для разматывания трубы с барабана и перемещения ее через укладчик и канал транспортирования. При этом необходимая мощность минимальна и ее в общем балансе можно принимать равной нулю. Максимальное усилие при перемещении труб будет иметь место при ходе вверх и определяться весом колонны труб и силами трения.
Отметим, что термин "максимальное усилие" не означает максимального усилия, на которое рассчитан транспортер и которое он должен обеспечивать при возникновении аварийной ситуации. К последней следует отнести случай прихвата колонн гибких труб. При возникновении подобной ситуации перемещение последней осуществляется на минимальной скорости.
Наматывание (разматывание) трубы на барабан. При наматывании трубы на барабан привод должен обеспечивать его вращение с крутящим моментом, необходимым для деформирования трубы в процессе ее проводки по всей длине канала. Величина этого момента зависит от диаметра, толщины стенки и прочностных свойств гибкой трубы, но на нее не влияет скорость подъема КГТ.
Частота вращения барабана определяется скоростью перемещения трубы транспортером. При проведении расчетов следует учитывать ее максимальную величину.
При спуске трубы в скважину и сматывании ее с барабана привод не затрачивает энергию на эти процессы. Барабан раскручивается за счет натяжения трубы, создаваемого транспортером.
Нагнетание технологической жидкости в колонну гибких труб. При спуске и подъеме колонны, а также выполнении технологических операций по удалению пробок или бурении в колонну подается технологическая жидкость. Независимо от длины колонны, спущенной в скважину, гидродинамические потери в колонне постоянны и определяются ее длиной. Влиянием кривизны труб, намотанных на барабан, при проведении большинства расчетов можно пренебречь. При проведении технологических операций насос, подающий жидкость, должен преодолевать еще и перепад давления на забойном двигателе либо на гидромониторной насадке.
Подъем и спуск колонны можно выполнять не при максимальной подаче технологической жидкости, а при некотором минимально возможном ее значении, обеспечивающем безопасное выполнение работ. Поэтому при расчетах принимают и минимальную, и максимальную величины подачи.
Для определения необходимой мощности приводного двигателя дан сравнительный анализ мощностей, потребляемых основными узлами агрегата, при выполнении различных технологических операций, качественные оценки которых приведены ниже:
| Комплектующие узлы агрегата .............................. |
Транспортер |
Барабан |
Насосы технологической жидкости | |||
| Параметры узлов ........... | P | v | Mб | vб | pн | Qн |
| Режим работы агрегата: | ||||||
| В том числе: | ||||||
| спуск колонны до рабочей зоны ............. | min | max | min | max | min | min |
| технологические операции: | ||||||
| удаление пробок песчаной ........... | min | min | min | min | max | max |
| гидратной ......... | min | min | min | min | max | max |
| разбуривание пробки .................... | min | min | min | min | max | max |
| бурение скважин | max | min | min | min | max | max |
| расхаживание колонны при прихвате ........................ | max | max | max | min | max | max |
| извлечение колонны труб на поверхность | max | max | max | max | max | max |
Мощность приводного двигателя необходимо определять в зависимости от конкретных значений параметров агрегата и номенклатуры технологических операций, выполняемых им. Как показано выше, параметрический ряд агрегатов подземного ремонта скважин, работающих с колонной гибких труб, должен состоять из трех-четырех типоразмеров. Сделанные расчеты позволили определить мощности, необходимые для выполнения операций при различных параметрах агрегатов. Их результаты представлены на специальной гистограмме, из которой следует, что в случае использования стандартной транспортной базы – автомобильного шасси грузоподъемностью 12 – 16 т, серийно выпускаемого промышленностью, с мощностью двигателя 130 – 180 кВт максимальный диаметр колонны труб составляет 33 мм, а длина – 2000 м.
С помощью транспортной базы такого агрегата можно обеспечить выполнение всех необходимых технологических операций.
Для создания мощных агрегатов необходимы технические решения, базирующиеся на применении либо специальных транспортных средств, либо прицепов, оборудованных палубными двигателями.
Колонна гибких труб
Пути повышения надежности
Колонны гибких труб
Повышение долговечности колонны гибких труб обеспечивается двумя путями – улучшением качества их производства и грамотной эксплуатацией при проведении работ.
Под грамотной эксплуатацией КГТ подразумевается ведение учета режимов эксплуатации отдельных участков колонны, в частности фиксирование в документах числа циклов "разматывание-наматывание" для каждого интервала колонны. В наилучшем случае предполагается также регистрировать значения внутреннего давления, при котором была осуществлена наработка этого числа циклов. Когда последний показатель не удается отследить с достаточной точностью, считают, что давление жидкости было максимальным.
Весь комплекс этих мероприятий наиболее целесообразно осуществлять с использованием ЭВМ.
Периодически необходимо обрабатывать полученные данные, определяя наиболее опасные участки. Их следует удалять, если нужно вставлять новый кусок трубы.
Поскольку основными факторами, влияющими на долговечность колонны труб, являются величина давления жидкости и число спусков-подъемов, то при проведении операций, во время которых необходимо периодически перемещать колонну в пределах обрабатываемого интервала, целесообразно перед спуском или подъемом труб снизить давление в них до минимально возможного. Уменьшение давления до 7 МПа, как уже отмечалось, приводит к существенному увеличению долговечности колонны.
Особое внимание следует уделять сохранению качества поверхности трубы. Как показывают опыты, поверхностные дефекты в виде рисок или раковин коррозии являются центрами образования усталостных трещин. Отсюда следует, что плашки транспортера нужно использовать с гладкой рабочей поверхностью, не имеющей насечки.
Для сохранения внутренней поверхности труб необходимо после проведения кислотных обработок выполнять нейтрализацию раствора с последующей промывкой водой, тщательно удалять с помощью продувки воздухом или вытеснения нейтральной жидкостью остатки технологической жидкости, имеющиеся в колонне труб после ее наматывания на барабан.
Характеристики гибких труб
В настоящее время фирмами США и Канады освоен выпуск колонн гибких труб со следующими характеристиками:
| Наружный диаметр, мм | 22,2 | 25,4 | 31,8 | 38,1 |
| Толщина стенки, мм | 2,2 | 1,7–2,8 | 1,9–4 | 2,4–4 |
| Масса 1 м, кг | 1,09 | 1,02–1,54 | 1,4–2,73 | 2,12–33,3 |
| Допустимое растягивающее усилие, кН | 65,5 | 58,8–92,8 | 83,4–162,5 | 127,7–199,3 |
| Испытательное давление, МПа | 73,2 | 48,6–74,9 | 43,9–91,4 | 46,8–76,2 |
| Наружный диаметр, мм | 44,5 | 50,8 | 60,3 |
| Толщина стенки, мм | 2,8–4 | 2,8–4 | 3,2–4 |
| Масса 1 м, кг | 2,84–3,95 | 3,2–4,6 | 4,5–5,5 |
| Допустимое растягивающее усилие, кН | 170,5–236,2 | 19,6–27,3 | 26,5–32,8 |
| Испытательное давление, МПа | 45,9–65,3 | 40,2–57,1 | 38,4–48,1 |
Специалисты отечественной фирмы АО "Филит" (Москва) отработали технологию производства гибких труб из стали 08Х18Н10Т (ГОСТ 5632-72):
| Геометрические параметры: | |
| наружный диаметр, мм | 33 +0,5 |
| толщина стенки, мм | 2,5 +0,25 |
| длина в бухте, м | 1800 |
| Прочностные и деформационные характеристики: | |
| предел прочности, МПа, не менее | 656 |
| предел текучести, МПа, не менее | 500 |
| удлинение, %, не менее | 33,9 |
| разрушающая нагрузка образца с кольцевым швом без внутреннего давления, кН, не менее | 155 |
| рабочее внутреннее давление, МПа | 31,5 |
АО "Уральский научно-исследовательский институт трубной промышленности" ("УралНИТИ") совместно с ООО "ЛУКОЙЛ" разработали и освоили технологию изготовления сварных длинномерных труб в бунтах (ТУ 14-3-1470-86) со следующими характеристиками:
| Марка стали | 10 | 20 | Ст. 2 | 08Г20Ф | 08Г20Ф6 | 10ГМФ |
| Предел текучести, МПа | 210 | 250 | 220 | 400 | 420 | 400 |
| Предел прочности, МПа | 340 | 420 | 330 | 550 | 570 | 550 |
| Относительное удлинение, % | 31 | 21 | 24 | 22 | 22 | 22 |
Трубы, изготавливаемые из стали 20 и 10ГМФ, имеют следующие параметры:
| Диаметр трубы, мм: | ||||
| условный | 20 | 25 | 26 | 33 |
| наружный | 20 | 25 | 26,8 | 33,5 |
| Толщина стенки, мм | 2; 2,5; 2,8 | 2,5; 3 | 2,8; 3,2 | 2,8; 3,2 |
| Испытательное давление, МПа, для минимальной толщины стенки при марках стали: | ||||
| 20 | 56 | 56 | 60 | 45 |
| 10ГМФ | 90 | 90 | 95 | 83 |
| Диаметр трубы, мм: | ||||
| условный | 42 | 48 | 60 | 73 |
| наружный | 42,3 | 48 | 60 | 73 |
| Толщина стенки, мм | 3,2 | 3; 3,5 | 3,5; 4 | 3,5; 4 |
| Испытательное давление, МПа, для минимальной толщины стенки при марках стали: | ||||
| 20 | 40 | 32 | 30 | 24 |
| 10ГМФ | 64 | 53 | 48 | 38 |
Одной из основных задач, стоящих перед отечественными производителями труб, является увеличение их долговечности при малоциклическом нагружении с образованием пластических деформаций.
Гибких труб
Особенности проведения
Буровых работ
Колонны гибких труб при бурении применяют для:
а) бурения новых неглубоких скважин до 1800 м с диаметром ствола до 216 мм;
б) забуривания второго или нескольких стволов, которые могут быть вертикальными. Однако наибольший эффект достигается при бурении наклонно-направленных и горизонтальных отводов от основного ствола. Колонна гибких труб обеспечивает набор кривизны до 10°/10 м. Проходимость с помощью КГТ горизонтальных участков в 1993 – 1995 гг. превышала 300 м при диаметре колонны 50,8 мм, а к настоящему времени она увеличена до 500 – 600 м при диаметрах 60,3 и 73 мм и в перспективе будет доведена до 1000 м;
в) повторного вскрытия пластов при углублении скважины;
г) бурения части ствола скважины с обеспечением режима депрессии на забое.
Все указанные операции можно выполнять без глушения скважины, через ствол которой ведутся работы, даже в режиме депрессии на забое. Достигается это при минимальном ухудшении коллекторских свойств продуктивного пласта. Причем вскрытие последнего и бурение в нем скважины совместимы с процессом добычи. Это позволяет исключать проведение каких-либо работ по вызову притока и освоение скважины. Отсутствие необходимости в выполнении этих операций повышает эффективность работ не только в инженерном, но и в экономическом плане.
В процессе бурения пластов с высокой проницаемостью и низким пластовым давлением уменьшается количество случаев поглощения промывочной жидкости, потерь циркуляции и проявления других особенностей, поскольку процесс бурения с использованием КГТ ведется при минимально возможном давлении.
Промышленное применение гибких труб в бурении началось в 90-е годы. Если в 1991 г. в США было пробурено всего 3 скважины, то к 1994 – уже 150, а к настоящему времени их общее число приблизилось к 200. В Канаде за этот же период было пробурено 39 скважин.
Буровое оборудование, использующее КГТ, достаточно компактно, буровая вышка в большинстве случаев отсутствует. По существу, агрегаты, входящие в комплекс оборудования для бурения, представляют собой масштабно увеличенные агрегаты, применяемые для подземного ремонта. Кроме того, в комплекс входят передвижные установки, обеспечивающие подготовку и очистку бурового раствора. В качестве промывочной можно использовать жидкость на углеводородной основе, в простейшем случае отфильтрованную и отсепарированную нефть. В связи с этим снижаются расходы на приготовление и очистку бурового раствора. Кроме того, отпадают проблемы, связанные с утилизацией отработанного раствора. Для размещения комплекса достаточно иметь площадь в 800 м2, вместо 1500 м2 для малогабаритных буровых установок традиционной конструкции.
Помимо этого, при применении КГТ экономится время за счет ускорения процесса спуска и подъема колонны для смены долота.
Аварийные ситуации при наращивании труб во время проходки скважины не возникают, поскольку эти операции отсутствуют. Снижению опасности проведения всех буровых работ способствует непрерывный контроль за процессом бурения как на поверхности, так и непосредственно на забое с помощью специального оборудования.
Так же как и при проведении подземного ремонта скважин, применение КГТ сокращает случаи травматизма и обеспечивает выполнение жестких требований по охране окружающей среды.
Для специализированных буровых работ используют гибкие трубы с наружным диаметром не менее 60,3 мм. Хотя достаточно широко применяют и трубы с наружным диаметром 38,1, 44,5, 50,8 мм. Оптимальными диаметрами труб являются 89 и 114 мм.
Вращение породоразрушающего инструмента обеспечивается забойным двигателем, который установлен на гибкой трубе и имеет свои особенности, обусловленные малой жесткостью КГТ при работе на кручение, изгиб и сжатие. Кроме того, при использовании колонны гибких труб отсутствует возможность применения утяжеленных бурильных труб. Это накладывает ограничения и на выбор оборудования, и на режимы бурения из-за:
а) малой нагрузки на породоразрушающий инструмент;
б) незначительного крутящего момента, который должен развивать двигатель;
в) высоких оборотов двигателя, так как в противном случае мощность, подводимая к породоразрушающему инструменту, будет низкой.
Сказанное выше указывает на недостатки при использовании КГТ в бурении. К ним относятся более низкая скорость проводки, необходимость уменьшения диаметров скважин, незначительные сроки службы и долот, и забойных двигателей малого диаметра. Однако эти отрицательные моменты при проведении дополнительных работ можно либо полностью, либо в достаточной степени устранить.
Важно иметь в виду, что экономический эффект от использования КГТ в бурении весьма высок. Например, стоимость бурения одной горизонтальной скважины на Аляске при бурении обычными установками составляет 2200 тыс. дол., а при использовании в аналогичных условиях установки с КГТ – 500 тыс. дол.
Перечисленные ограничения обусловливают и выбор режимов работы, например, использование забойного двигателя большой мощности может привести к скручиванию колонны гибких труб, при этом ее угловые деформации могут достигать 6 – 7 полных оборотов нижнего сечения относительно верхнего на каждые 1000 м длины. При уменьшении нагрузки на долото, например, при подъеме труб, бывают случаи самопроизвольного раскручивания колонны в противоположную сторону, что вызывает самоотворот резьбового соединения забойного двигателя.
В зависимости от применяемого диаметра КГТ и класса буровой установки забойное оборудование может быть достаточно простым и содержать соединительную муфту, стабилизатор, забойный двигатель и породоразрушающий инструмент. Подобный комплект инструментов используют при трубах диаметром 33 – 55 мм. При применении труб с диаметром 60,3 мм и выше в компоновку входят соединительная муфта, обеспечивающая переход от КГТ к забойной установке, направляющий инструмент (в виде одной трубы с увеличенной толщиной стенки), предохранительный разъединитель, немагнитный переводник, измерительный прибор с источником гамма-излучения, немагнитная утяжеленная бурильная труба (УБТ), буровой забойный двигатель объемного типа с регулируемым отклонителем и долото.
При работе с КГТ обязательным элементом внутрискважинной компоновки является стабилизатор. Он воспринимает часть радиальных усилий, возникающих в процессе работы, позволяет уменьшать амплитуду колебаний и в итоге снижает величины циклических напряжений, действующих на участке гибкой трубы, расположенной непосредственно над двигателем.
Для исключения аварийного усталостного разрушения трубы периодически следует отрезать ее участок в нижней части, так как здесь материал устает в наибольшей степени.
Забойный двигатель
При выполнении буровых работ и удалении пробок применяют забойные двигатели двух типов – объемного и динамического действия. К первым относятся винтовые и аксиально-поршневые двигатели, ко вторым – турбобуры. Наиболее целесообразно использовать забойные двигатели объемного действия, а из них предпочтительнее винтовые, поскольку последние обладают более приемлемой характеристикой для условий работы с КГТ. Кроме того, для их привода необходим меньший расход технологической жидкости, что важно, как будет показано ниже, для обеспечения прочности колонны.
Характеристики наиболее типичных забойных двигателей приведены ниже:
| Марка двигателя | Д-42 | Д-48 | Д1-54 | ДГ-60 | Д-85 |
| Диаметр наружный, мм | 42 | 48 | 54 | 60 | 85 |
| Диаметр долот, мм | 59 | 59–76 | 59–76 | 76–98,4 | 98,4–120,6 |
| Расход рабочей жидкости, л/с | 0,3–0,5 | 1,2–2,6 | 1–2,5 | 1–2 | 4,8 |
| Перепад давления на двигателе, МПа | 2–4 | 4–5 | 4,5–5,5 | 4,5–5,5 | 5,5 |
Буровые установки
В настоящее время применяют два типа буровых установок – снабженные вышкой и без нее.
Буровая установка фирмы "Canadian Francmaster Ltd." состоит из четырех блоков – пульта управления, расположенного на отдельной транспортной базе, блока с барабаном гибкой трубы, смонтированного на трейлере, блока, включающего основание, транспортер и П-образную мачту, блока мостков, размещенных на отдельном трейлере.
По существу буровая установка с использованием КГТ аналогична агрегату, предназначенному для работы с КГТ малых диаметров. Однако в данном случае увеличение массы комплектующего оборудования, габаритов, усилий, действующих в процессе функционирования установки, приводит к ее разрастанию. В результате весь комплект перевозят на четырех транспортных единицах. Сюда не входят блок для приготовления бурового раствора, насосные агрегаты для последнего и закачки азота, а также емкость для его хранения.
Рассматриваемое оборудование имеет следующие конструктивные особенности.
Колонна гибких труб снабжена каротажным кабелем и двумя трубопроводами малого диаметра для подачи жидкости гидропривода к забойному оборудованию.
Последнее включает управляемый с поверхности отклонитель долота, обеспечивающий оперативный выбор направления бурения. Кроме того, в забойном оборудовании размещается блок ориентации, позволяющий определять фактическое направление бурения скважины и передавать соответствующую информацию на пульт управления. Оно содержит также комплект датчиков, регистрирующих и передающих в виде электрических сигналов на пульт управления информацию о величине забойного давления, результатах гамма-каротажа, расходе жидкости, текущей по внутренней полости КГТ и кольцевому пространству. С помощью кабельной телеметрии осуществляется передача всех сведений в режиме реального времени на пульт управления.
Пульт управления оборудован комплексом обычных приборов, регистрирующих режим бурения, закачки жидкости и протекания всех других процессов, а также бортовой ЭВМ, в которую закладывают программу бурения. При выполнении работ ведут непрерывный контроль за положением долота, направлением проводки скважины, физическими свойствами разбуриваемой породы, изменением расходов бурового раствора и жидкости, поступающей из пласта. Все эти данные отражаются на экране дисплея оператора. Режим работы бурового агрегата, в частности, направление бурения ствола скважины могут задаваться оперативно, например, с помощью "мыши" ЭВМ.
Все это создает эффект присутствия оператора в скважине и представления им места в разбуриваемом пространстве пласта. Постоянно поступающая информация о состоянии окружающей среды позволяет принимать достаточно быстро обоснованные решения по управлению процессом бурения. Создание подобного оборудования по важности решаемых проблем и уровню их решения превосходит некоторые космические программы, реализованные к настоящему времени.
Буровой агрегат подобной конструкции позволяет работать с КГТ диаметром 60,3 или 73 мм. Грузоподъемность мачты с талевой системой – 680 кН.
Использование подобной буровой предполагается после проводки вертикального участка скважины с использованием традиционных технологий. Его бурят на глубину, практически достигающую кровли пласта, без вскрытия последнего. Затем выполняют весь комплекс работ по обсаживанию, цементированию, оборудованию устья скважины колонной головкой. Диаметр эксплуатационной колонны составляет 144 – 168 мм.
Для вскрытия пласта наклонными ответвлениями или горизонтально расположенными стволами на устье пробуренной скважины монтируют описываемый буровой агрегат. На трубной головке закрепляют блок превенторов, содержащий (снизу вверх) секцию с глухими срезающими плашками, секцию с фланцами для подвода жидкости глушения, секцию с трубными плашками, секцию с удерживающими плашками, универсальный превентор с эластичным уплотняющим элементом, лубрикатор и уплотнитель КГТ. Эта сборка имеет высоту порядка 6 м.
На блоке превенторов монтируют транспортер, конструкция которого содержит два ряда цепей с плашками, захватывающими трубу. Над ней располагают отклонитель.
Помимо описанной буровой установки существуют более компактные, предназначенные для работы с меньшими диаметрами труб. Их характерной особенностью является отсутствие мачты. Все оборудование таких установок размещается на одной транспортной единице (кроме блока подготовки и обработки бурового раствора). Основным отличием этих установок от агрегатов, предназначенных для проведения подземного ремонта, является более высокая установка транспортера, обусловленная необходимостью наличия шлюза достаточно большой длины, обеспечивающего спуск в скважину инструментов, входящих в состав буровой головки. Это, в свою очередь, требует грузоподъемного устройства, удерживающего транспортер во время работы с большей высотой подъема.
Особенности работы колонны
Гибких труб
В процессе бурения часть колонны гибких труб находится под действием осевой сжимающей нагрузки. Последняя определяется силами трения, действующими в направлении, противоположном перемещению колонны, т.е. снизу вверх, а также реактивным усилием, вызванным взаимодействием долота с материалом разрушаемой пробки или породы. В результате, как и при бурении скважины с использованием традиционной технологии, нижняя часть колонны находится в сжатом состоянии. Отличие заключается в том, что сечение с нулевой осевой нагрузкой при использовании гибких труб располагается выше по сравнению с традиционной технологией, поскольку в рассматриваемом случае не используют утяжеленные бурильные трубы.
Отсутствие последних сказывается и на том, что достаточно большая часть колонны гибких труб теряет устойчивость под действием сжимающей нагрузки и принимает спиралевидную форму. При этом увеличиваются силы трения трубы о стенки скважины или внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны и соответственно возрастают усилия, необходимые для перемещения трубы по направлению к забою, т.е. процесс идет лавинообразно.
Для уменьшения эффекта потери устойчивости КГТ разрабатывают новые устройства и на их базе новые технологии ведения работ. Например, для перемещения колонны в горизонтальном участке скважины используют эффект ее "закачки". В ряде случаев в начале горизонтального участка устанавливают втулку с заплечиками, на которые опираются специальные внутрискважинные движители.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.Молчанов А.Г., Вайншток С.М., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб-224с.
2. Молчанов А.Г. К вопросу определения потребности в нефтегазопромысловом оборудовании // Нефть и капитал. – 1998. – № 12. – С. 62–67.
3. Орлов П.И. Основы конструирования. – М.: Машиностроение, 1977. – 623 с. – Т. 1
4. Нефтепромысловое оборудование: Справочник / Под ред. Е.И. Бухаленко. – 2-е изд. – М.: Недра, 1990. – 559 с.
Институт геологии и нефтегазового дела
Специальность “Бурение нефтяных и газовых скважин”
Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин
Дата: 2019-07-31, просмотров: 238.
