Размещено на http://www.allbest.ru

Колтюбинговые технологии

Содержание

• 1. Понятие колтюбинговые технологии
• 2. Колонна гибких труб
• 2.1 Мировой опыт применения колонн гибких труб
• 2.2 Материалы, применяемые для изготовления колонны
• 2.3 Технология изготовления гибкой трубы
• 2.4 Разрушения гибких труб и основные результаты их эксплуатации
• 2.5 Пути повышения надежности колонны гибких труб
• 2.6 Характеристики гибких труб
• 3. Агрегаты с использованием колонн гибких труб и их устройство
• 3.1 Основные принципы конструирования агрегата
• 3.2 Требование к конструкции агрегата
• 3.3 Основные типы компоновок агрегата
• 3.4 Комплекс оборудования, размещенный на двух специализированных транспортных средствах и более
• 3.5 Агрегаты, смонтированные на серийных автомобильных и тракторных шасси
• 3.6 Агрегаты, смонтированные на прицепах (полуприцепах)
• 3.7 Узлы, обеспечивающие транспортирование колонн гибких труб
• 3.8 Узлы для хранения колонны гибких труб
• 3.9 Система управления агрегатом
• Список использованной литературы

1 . Понятие колтюбинговые технологии

Колтюбинговые технологии (от coiled tubing - «намотанная труба») основаны на применении гибких непрерывных труб вместо традиционных буровых труб и насосно-компрессорных труб (НКТ) при внутрискважинных работах: капитальном ремонте (в т.ч. при гидроразрыве пластов), бурении, геофизических исследованиях. Гибкие трубы позволяют получить доступ в горизонтальные и боковые стволы. Перспектива применения безмуфтовой стальной трубы вместо множества свинчиваемых была очевидна на всех этапах развития нефтегазового хозяйства. Первые шаги в России эта технология сделала еще в 1971 г. стараниями ОКБ бесштанговых насосов.

Бурение, подземный ремонт, исследование скважин все это различные технологии и процессы по назначению, применяемой технике и технологии операций. Но общим для этих процессов является применение колонн гибких непрерывных металлических труб. 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 на данный момент не превышает 30. 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", ОАО «Татнефть».

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.

2. Колонна гибких труб

2.1 Мировой опыт применения колонн гибких труб

Впервые массовое использование гибких труб большой длины было осуществлено при проведении операции по форсированию Ла-Манша при высадке союзных войск во Франции во время второй мировой войны. Для обеспечения снабжения войск горючим было развернуто 23 нитки трубопроводов по дну пролива: 6 трубопроводов были стальными с внутренним диаметром 76,2 мм, а остальные имели композиционную конструкцию - внутри слой из свинца, снаружи стальная оплетка. Укладку стальных трубопроводов проводили с плавучих катушек диаметром порядка 12 м. На них были намотаны секции трубопроводов длиной 1220 м. Каждая секция, в свою очередь, состояла из сваренных встык труб длиной 6,1 м.

Подобная технология была положена в основу изготовления колонн гибких непрерывных труб в начальный период проведения работ на промыслах. Впервые это осуществила компания "Creat Lakes Steel Co." (США) в 1962 г. Трубы диаметром 33,4 мм с толщиной стенки 4,4 мм сваривали в атмосфере инертного газа встык из 15 кусков. Изготовленную трубу наматывали на катушку с диаметром сердечника 2,7 м.

Технологию создания гибких труб все время совершенствовали и отрабатывали, но только к концу 70-х годов их качество стало соответствовать требованиям, необходимым для проведения работ на нефтепромыслах. гибкий труба колонна агрегат

Параллельно специалисты Канады создавали гибкие трубы для бурения скважин. К 1976 г. фирмой "Flex Tube Service Ltd." была изготовлена и использована при проведении буровых работ гибкая колонна из стали диаметром 60,3 мм, которая наматывалась на катушку с диаметром сердечника около 4 м. и состояла из сваренных встык 12-метровых труб.

Вскоре специалисты этой же фирмы изготовили колонну бурильных труб диаметром 60,3 из алюминия. Работы по созданию труб подобной конструкции были прекращены из-за их низкой прочности, при которой спуск на глубину колонны возможен лишь до 900 м.

Основное внимание изготовителей труб было сосредоточено на отработке технологии, которая могла бы обеспечить как можно большую длину отдельных плетей и таким образом сократить число поперечных стыков, а также на совершенствовании конструкции самого стыка.

К 1983 г. благодаря использованию заготовок ленты из Японии специалистам фирмы "Quality Tubing Inc." (США) удалось увеличить длину плетей до 900 м. Стыки отдельных плетей выполняли еще до поступления ленты в трубогибочную машину, что позволило существенно повысить качество труб. При этом наружный диаметр последних был увеличен до 89 мм.

К 1991 г. глубина спуска КГТ увеличилась до 5200 м, а в 1995 г. был начат выпуск труб с наружным диаметром 114,3 мм.

2.2 Материалы, применяемые для изготовления колонны

В настоящее время большинство гибких труб изготавливают из стали обычной малоуглеродистой, низколегированной и нержавеющей. Небольшое количество труб производят и из других металлов, например, сплавов титана.

К малоуглеродистым относится сталь А-66 типа 4 со следующим химическим составом:

Таблица № 1

Химический элемент:	C	Mn	P	S
Содержание элемента, %	0,1-0,15	0,6-0,9	Не более 0,03	Не более 0,005
Химический элемент:	Si	Cr	Cu	Ni
Содержание элемента, %	0,3-0,5	0,55-0,7	0,2-0,4	Не более 0,25

Эта сталь характеризуется следующими прочностными и деформационными показателями:

Таблица № 2

Предел текучести (минимальный), МПа.	480
Предел прочности при растяжении (минимальный), МПа	550
Удлинение при разрушении , %	30
Твердость, HRc	22

Улучшение прочностных показателей трубы может быть достигнуто за счет использования высокопрочных низколегированных сталей, подвергаемых термообработке, включающей закалку и отпуск. Химический состав сталей отличается повышенным содержанием хрома и молибдена, обеспечивающих способность стали принимать закалку.

Прочность труб из низколегированных сталей выше малоуглеродистых на 40 % (предел текучести 690 - 760 МПа) при сохранении пластических свойств.

К преимуществам труб, изготавливаемых из низколегированных сталей, следует отнести их высокую прочность при статических и циклических нагрузках.

Однако их недостатком является сложность ремонта в промысловых условиях, так как выполнение сварочных работ приводит к местному отпуску и снижению предела текучести до 550 МПа. В качестве примера использования нержавеющей стали для изготовления труб можно привести сталь 08Х18Н10Т (ГОСТ 5632-72).

В начале 90-х годов для производства труб стали использовать титан и его сплавы, что позволило, с одной стороны, улучшить их прочностные характеристики, а с другой, повысить надежность, поскольку титановые, как и алюминиевые трубы, изготавливают методом экструзии, что позволяет исключить продольный шов.

Сплавы титана имеют следующие механические свойства:

Таблица № 3

Сплав	"2"	"12"	"Бета-С"
Предел текучести (минимальный), МПа .	280	480	970
Предел прочности при растяжении (минимальный), МПа	345	550	1030
Удлинение при разрушении, %	20	18	12

2.3 Технология изготовления гибкой трубы

В настоящее время наиболее крупными изготовителями гибких труб за рубежом являются следующие компании: "Precision Tube Technology", "Quality Tubing Inc.", "Southwestern Pipe Inc.".

В 1989 г. в производство были внедрены цельнопрокатные трубы с минимальным количеством поперечных швов. В результате дефекты, связанные с образованием свищей, сократились до минимума.

Например, компания "Quality Tubing Inc." контролирует качество каждого сварного шва, присваивает ему соответствующий идентификационный номер и в случае потери герметичности выплачивает страховую сумму для устранения дефекта.

Технология изготовления труб из малоуглеродистых и низколегированных сталей состоит из следующих этапов:

а) вначале из рулонов тонколистовой стали необходимой толщины вырезают непрерывные ленты, ширина которых соответствует длине окружности образующей готовой трубы. Длина полос определяется возможностями прокатных станов производителей листа. Для США она соответствует 570 м, для Японии - 900 - 1000 м;

б) отдельные ленты сваривают встык, причем листы соединяют либо наискосок, либо "ласточкиным хвостом". Швы зачищают, поверхность обрабатывают механически и термически. После этого качество сварочных швов проверяют с помощью дефектоскопии;

в) полученную стальную ленту направляют в трубопрокатный стан, где она проходит между валками, формирующими из нее трубу. Для соединения кромок последней применяют кузнечную сварку в атмосфере инертного газа - кромки трубы нагревают с помощью индуктора, а затем прижимают друг к другу валками;

г) с наружной поверхности трубы механическим способом удаляют сварочный грат и зачищают стык;

д) зону сварочного шва подвергают отпуску и последующему охлаждению;

е) проверяют качество шва;

ж) трубу пропускают через калибровочный стан и подвергают окончательной термообработке - среднему отпуску с последующим охлаждением на воздухе и в ванне.

В результате выполнения указанных операций происходит образование перлитовой и ферритовой структуры металла.

Готовую трубу наматывают на транспортную катушку или барабан установки, в которой ее предполагают использовать.

Особенности технологии изготовления трубы из низколегированной стали заключаются в том, что после калибровки колонну подвергают закалке и последующему отпуску. В результате материал приобретает мартенситную структуру.

2.4 Разрушения гибких труб и основные результаты их эксплуатации

В настоящее время, несмотря на большой объем накопленной информации о работе КГТ отсутствует общая теория, объясняющая механизм их разрушения в процессе эксплуатации. Наличие подобной теории необходимо для правильной оценки ресурса труб и возможностей прогнозирования их долговечности в промысловых условиях.

При нормальной работе КГТ, отсутствии заводского брака и нештатных ситуаций при эксплуатации их долговечность определяется количеством циклов спуска-подъема до потери герметичности. К параметрам режима их работы следует отнести минимальный диаметр барабана D_б или направляющих, на которых происходит изгиб труб, давление технологической жидкости p_ж в трубе, ее диаметр d_тр и толщину стенки _тр, а также максимальную глубину спуска КГТ. Кроме того, на долговечность трубы оказывают влияние условия работы и ее состояние. К ним относятся наличие механических повреждений и коррозия. Однако они носят случайный характер и в данной работе не рассматриваются.

Анализ перечисленных параметров сразу приводит к выводу о сложности их описания, регистрации и анализа. Это объясняется и уникальностью режимов ведения работ на каждой скважине, и многообразием вариантов нагружения КГТ даже при проведении одного подземного ремонта скважины. Кроме того, в чисто техническом плане сложность представляет регистрация условий работы трубы в процессе проведения всего комплекса операций - спуск колонны, выполнение технологических операций и ее подъема. Например, даже такая простая в технологическом отношении операция, как промывка скважины, сопровождается периодической остановкой КГТ, подъемом ее на небольшую величину, повторным спуском и т.д. При этом изменяются давление технологической жидкости, прокачиваемой через трубы, температуры окружающей среды и жидкости и т.д. Существенное влияние на интересующие показатели оказывают также срок и условия хранения трубы до ввода ее в эксплуатацию.

Тем не менее, необходимо прогнозировать срок службы трубы в конкретных условиях и иметь методики расчетов ее долговечности.

Сложность создания подобной теории определяется, прежде всего тем, что в настоящее время отсутствуют методики расчета деталей в условиях малоциклического нагружения, материал которых работает за пределом упругости, так как в подобных условиях нагружения не работает ни одна из деталей, применяемых в отраслях гражданского и военного машиностроения.

В зависимости от конкретных условий работы гибкой трубы и режима эксплуатации агрегата опасными сечениями являются места перегибов трубы в зонах пластического деформирования при взаимодействии с барабаном, направляющим устройством и выходе из транспортера на вертикальном участке. Возможен изгиб трубы с образованием пластических деформаций и в транспортере, однако подобные случаи встречаются лишь при работе неопытного оператора.

При деформации трубы в точках, наиболее удаленных от нейтральной линии изгиба, возникают максимальные напряжения. При определенном соотношении наружного диаметра трубы и радиуса ее изгиба напряжения могут превысить предел упругости.

Радиус изгиба, соответствующий переходу материала трубы из упругого состояния в пластическое, определяется по формуле

R = Ed_тр/2_т,

где Е - модуль упругости материала трубы.

Считают, что основными факторами, определяющими долговечность трубы, являются радиус ее изгиба и давление технологической жидкости. Причем последнее в определенном диапазоне значений играет решающую роль.

Например, в результате экспериментальных исследований, выполненных специалистами фирмы "Southwestern Pipe Inc.", при испытаниях трубы с наружным диаметром 31,8 мм и толщиной стенки 2,2 мм, изготовленной из стали с пределом текучести 480 МПа, и циклическом изгибе по радиусу 1,83 м получены следующие данные. При давлении жидкости в трубе 17,2 МПа разрушение произошло через 500 двойных циклов нагружения (согнуть-разогнуть) при увеличении наружного диаметра до 33 мм, а при давлении 34,5 МПа - через 150 двойных циклов при увеличении диаметра до 35 мм.

При реальной работе агрегата на скважине число спусков-подъемов трубы в таких условиях в 3 раза меньше.

Результаты испытаний, проведенных специалистами фирмы "Bowen Tools, Inc.", следующие (рисунок 1): при отсутствии давления трубы, изготовленные из материала с пределом упругости 70 МПа, выдерживают 200 циклов нагружения, а при внутреннем давлении 35 МПа в тех же условиях - 40 циклов. Кроме того, существенное влияние на долговечность оказывает толщина стенки трубы, что подтверждается материалами фирмы "Bowen Tools, Inc.", специалисты которой ввели единицу нагружения колонны труб - один цикл давления [Pressure Cecle Unit (PCU)], являющуюся величиной, эквивалентной одному полному циклу спуска и подъема колонны при внутреннем давлении 14 МПа.

В процессе работы трубы происходит накопление усталости, причем в пределах одной колонны эта величина распределена неравномерно.

Специалисты различных фирм приводят различные описания картины разрушения гибкой трубы. Так, на фирме "Bowen Tools, Inc." считают, что местом, где начинается разрушение, является внутренняя (или нижняя) сторона трубы. В этой зоне напряжения, вызванные пластической деформацией, имеют отрицательное значение.

Специалисты всех организаций, эксплуатирующих установки, сходятся во мнении, что характер разрушения трубы при ее правильной эксплуатации - усталостный.



Рисунок 1 - Влияние внутреннего давления технологической жидкости на долговечность гибкой трубы:

1 - число циклов изгиба труб; 2 - число выполненных спусков-подъемов колонны.

Механизм разрушения трубы состоит из следующих этапов:

а) образования микротрещин;

б) дальнейшего роста одной из них до макроразмеров;

в) "внезапного" обрыва трубы.

Образование микротрещин провоцируется местными неоднородностями материала, из которого изготовлена труба, или сварного шва.

Существуют и иные версии механизма разрушения трубы, которые, впрочем, не объясняют появления исходной микротрещины. Так, специалисты фирмы "Southwestern Pipe Inc." считают, что основным является гидроклиновый эффект, который заключается в том, что при открывании трещина заполняется технологической жидкостью. При взаимодействии с криволинейной направляющей и барабаном жидкость, попавшая в трещину, запирается в объеме металла и при сжатии действует подобно клину, раскалывая трубу. Эту же теорию подтверждают и другие исследователи . При этом, однако, не ясно, как возникает исходная микротрещина.

Графики, характеризующие наработку гибкой трубы с наружным диаметром 25 мм и толщиной стенки 2,2 мм в зависимости от величины внутреннего давления, приведены на рисунке 1.

По данным Уолкер Э. Дж., развитие трещин начинается на поверхности трубы, их направление перпендикулярно образующим трубы. Большинство трещин возникает в результате поверхностных дефектов трубы. В продольном направлении по сварному шву их наличия не обнаружено. По результатам испытаний при давлениях порядка 7 МПа колонна диаметром 45,3 мм выдерживает 157 циклов спуска-подъема, а при давлении 17,2 МПа - только 17.

Сложность аналитического расчета гибких труб на прочность усугубляется еще и плохо предсказуемым их поведением в скважине. Так, в результате малой жесткости труб и наличия сжимающих нагрузок, обусловленных силами трения и реактивными силами, возникающими при работе инструмента, возникает продольный изгиб колонны. Из-за того, что потеря устойчивости происходит в стесненном объеме скважины (при первой критической нагрузке по Эйлеру), на первом этапе геометрическая форма оси трубы изменяется от прямолинейной либо изогнутой с большим радиусом кривизны, до синусоидальной. Если продольная сжимающая сила становится больше значения первой критической нагрузки, ось трубы принимает винтовую форму.

В последнем случае резко возрастают усилия трения гибкой трубы о стенки канала, в котором она располагается. При достижении определенного предела продольной нагрузки перемещение колонны гибких труб становится невозможным. Этот процесс сопровождается ростом сжимающих напряжений.

При дальнейшем увеличении силы происходит разрушение колонны. Радикальным способом для исключения подобного явления, особенно в горизонтальных скважинах, служит использование инструмента, в котором рабочие усилия создаются с помощью гидравлических методов, а также гидравлического способа проталкивания трубы в скважину.

2.5 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.

2.6 Характеристики гибких труб

В настоящее время фирмами США и Канады освоен выпуск колонн гибких труб со следующими характеристиками:

Таблица № 4

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):

Таблица № 5

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:

Таблица № 6

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:

Таблица № 7

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.

3. Агрегаты с использованием колонн гибких труб и их устройство

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.

Мировой опыт применения колонн гибких труб насчитывает более 35 лет. И, конечно, за это время были выявлены и неоднократно подтверждались на практике преимущества использования этой технологии проведения работ по сравнению с традиционной. К ним относятся:

а) обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций, начиная с подготовки комплекса ремонтного оборудования, и вплоть до его свертывания;

б) возможность осуществления работ в нефтяных и газовых скважинах без их предварительного глушения;

в) отсутствие необходимости освоения и вызова притока скважин, в которых выполнялись работы с использованием колонны гибких труб;

г) безопасность проведения спускоподъемных операций, так как в данном случае не нужно осуществлять свинчивание -развинчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-компрессорные трубы (НКТ) на мостки;

д) значительное улучшение условий труда работников бригад подземного ремонта при выполнении всего комплекса операций;

е) сокращение времени при спуске и подъеме внутрискважинного оборудования на проектную глубину;

ж) обеспечение возможности бурения, спуска забойных инструментов и приборов, а также выполнения операций подземного ремонта в горизонтальных и сильно искривленных скважинах;

з) соблюдение более высоких требований в области экологии при проведении всех операций по ремонту и бурению скважин, в частности, за счет меньших размеров комплексов оборудования для этих целей по сравнению с традиционными;

и) существенный экономический эффект в результате применения колонн гибких труб как при ремонте, так и при проведении буровых работ.

Все эти преимущества новой технологии реализуются при выполнении видов работ, указанных в таблице 8, в которой представлены также ориентировочные объемы проведения каждой операции по отношению к общему объему всех работ, выполняемых за рубежом и в нашей стране.

Таблица № 8

Виды работ	Доля каждого вида работ в общем балансе, %
	США и Канада	Россия
Подземный ремонт скважин	95	100
В том числе:
удаление пробок
в колонне НКТ электроцентробежного насоса	10	82,9
в затрубье установки штангового насоса	-	3,5
очистка забоя, продувка скважин азотом	50	6,7
кислотная обработка	10	1
ловильные работы	13	1,74
цементирование скважин	5	-
каротаж и перфорация	7	-
перфорация НКТ	-	2,4
Бурение горизонтальных участков ствола скважины и забуривание второго ствола	2	- -
Прочие операции	3
Примечание. Прочерки в графах означают, что эти виды работ с применением КГТ не освоены.

Характерной особенностью процесса совершенствования данной технологии ведения работ и оборудования для ее реализации является то, что освоение этой группы оборудования идет более высокими темпами, чем в целом всей группы машин для обслуживания скважин. Сейчас можно сказать, что нефтепромысловое оборудование, реализующее традиционные технологии, подошло очень близко к пределу своего совершенства. И оборудование для реализации технологий с использованием КГТ является "прорывом", обеспечивающим резкое повышение эффективности процессов ремонта и бурения скважин, особенно при проведении работ на месторождениях со сложными географическими и климатическими условиями, например, в Мексиканском заливе, Канаде, Северном море, Западной Сибири, на Аляске и побережье Ледовитого океана.

Поскольку в комплекс КГТ не входят мачты или вышки, являющиеся необходимой составляющей традиционного нефтепромыслового оборудования, его удобно применять на морских платформах и различных эстакадах с ограниченными размерами рабочих площадок.

Естественно, что с помощью рассматриваемого комплекса еще в определенной части не достигнуты параметры и режимы работ, которые обеспечивает традиционное оборудование. Однако преимущества КГТ и новые технические решения, способствующие их совершенствованию, позволяют постоянно расширять область применения данного оборудования и повышать эффективность ведения работ. Например, использование колонны гибких труб внесло радикальные положительные изменения в практику бурения нефтяных и газовых скважин, особенно при их заканчивании, а также в технологию выполнения каротажных исследований, работ по вскрытию пласта в сильно искривленных и горизонтальных скважинах.

Перспективы дальнейшего применения КГТ обусловлены, в частности, следующими факторами:

а) к настоящему времени создано оборудование, позволяющее работать с колоннами гибких труб практически всех необходимых диаметров и длин при высоких скоростях спуска и подъема;

б) обеспечена долговечность КГТ в условиях нейтральных и коррозионно-активных жидкостей.

Высокая эффективность работ, выполняемых с использованием КГТ, безусловно повлияет на стратегию и тактику разработки месторождений в будущем. Прежде всего это касается эксплуатации месторождений, расположенных в отдаленных и труднодоступных районах, а также тех, пластовая жидкость которых имеет аномальные свойства. Кроме того, при дальнейшем совершенствовании оборудования, обеспечивающего работу КГТ, можно достичь высокой эффективности проведения всего комплекса работ, связанных с бурением, освоением, эксплуатацией и ремонтом горизонтальных скважин.

Можно выделить основные ключевые направления развития данных технологий в России:

а) расширение класса типоразмеров установок;

б) повышение технического уровня оборудования, эксплуатационных характеристик агрегатов;

в) разработка систем автоматизированного контроля за функционированием узлов агрегатов и технологическими процессами;

г) создание установок с длинномерными безмуфтовыми трубами большого диаметра для забуривания вторых стволов и проходки горизонтальных участков скважин;

д) обеспечение комплектности поставок;

е) возможность сервисного обслуживания;

ж) доступная стоимость.

3.1 Основные принципы конструирования агрегата

Разработка агрегата состоит из нескольких этапов.

Вначале определяют набор операций, выполняемых агрегатом. Для решения этой задачи необходимо проанализировать объемы работ, проводимых при подземных ремонтах скважин, как с точки зрения их количества, так и номенклатуры. В результате должны быть выделены группы близких по составу операций. Затем в соответствии с их содержанием устанавливают требования к узлам агрегатов, при выполнении которых реализуется проведение операций. При этом основными факторами, определяющими эти требования, являются характеристики фонда скважин, для обслуживания которых предназначен данный агрегат. Этот этап работ может быть выполнен на уровне объединения, региона и в целом нефтедобывающей отрасли, что обусловливается масштабом решаемых задач.

Полученные данные служат основой для выполнения следующего этапа работ - выбора соответствующих конструктивных схем и проработки основных узлов агрегата, что в итоге позволяет определять их габариты, весовые характеристики и мощность, необходимую для приведения их в действие.

Дальнейшие этапы включают предварительную компоновку необходимых узлов агрегата и выбор соответствующей транспортной базы. Одновременно устанавливают тип приводного двигателя (ходовой или палубный) и его характеристики.

Наиболее ответственными являются начальные этапы, поскольку именно на этих стадиях определяют облик создаваемого агрегата и его параметры, а также концепцию проектируемой машины - создание многопрофильной либо узкоспециализированной установки. Желательно, чтобы эти проблемы решались не для одного типоразмера, а для параметрического ряда в целом, что позволяет оптимальным образом определить тираж изготовления машин с заданными техническими характеристиками. При этом упрощается унификация отдельных узлов и выбор комплектующих изделий.

Особенностью разработанной нами методики построения параметрического ряда оборудования является отказ от создания машин с геометрически подобными кинематическими схемами. При этом каждый тип схемы установки имеет вполне определенную область оптимального применения, выход за пределы которой в сторону увеличения приводит к ухудшению ее технико-экономических показателей (прогрессирующему увеличению массы и стоимости), а уменьшения - к снижению эксплуатационных характеристик (усложнению обслуживания и ремонта). Поэтому в качестве основного принципа создания ряда агрегатов с заданными параметрами принято проектирование отдельных установок с различными принципиальными схемами, но при обеспечении максимальной унификации деталей, изнашивающихся в процессе эксплуатации.

3.2 Требование 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.

3.3 Основные типы компоновок агрегата

К настоящему времени сформировалось несколько определенных и отличающихся друг от друга направлений в проектировании и изготовлении комплексов оборудования для работы с использованием колонны гибких труб.

Операции с применением КГТ:

а) транспортные операции по доставке оборудования на место проведения работ;

б) спуск и подъем колонны гибких труб;

в) подготовка технологической жидкости, применяемой при ремонте скважины, - доставка жидкости, ее подогрев и т.д.;

г) собственно подземный ремонт - промывка пробок, сбивка клапана и т.д. К этой же группе операций относится и закачка жидкости в скважину;

д) операции по восстановлению свойств технологической жидкости, использованной в процессе подземного ремонта, дегазация, очистка и подогрев. При определенной организации работ эта группа операций может не выполняться.

Все элементы, входящие в комплекс рассматриваемого оборудования, выполняются мобильными. Отличаются они лишь количеством единиц, входящих в комплекс, типами транспортных средств, используемых для их перемещения, и компоновками основных узлов на последних. Столь пристальное внимание к средствам транспортирования обусловлено тем, что именно они в значительной степени определяют общую компоновку машин и их основные показатели.

Рассмотрим наиболее характерные и достаточно хорошо отработанные в настоящее время конструктивные решения.

3.4 Комплекс оборудования, размещенный на двух специализированных транспортных средствах и более

Наиболее типичным из описываемых комплексов является оборудование фирмы "Dreco". Оно представляет собой два агрегата, один из которых осуществляет операции с трубой, второй обеспечивает подачу технологической жидкости.

Агрегат, обеспечивающий работу с КГТ (рисунок 2), смонтирован на специализированном шасси с формулой "10 10". Оно включает два передних и три задних моста, которые все являются ведущими. В конструкции используют серийно изготавливаемые мосты, установленные на раму, специально спроектированную для данного агрегата. Для перемещения последнего и привода его механизмов во время работы служит дизельный двигатель, расположенный за кабиной водителя. Крутящий момент от двигателя передается карданным валом к раздаточной коробке, находящейся в средней части рамы, а от нее - к группе передних и задних мостов. Над двигателем смонтирована кабина управления агрегатом, которая может перемещаться вертикально по специальным направляющим на высоту около 1 м.

В средней части рамы агрегата находится барабан с колонной гибких труб, на нем смонтирован укладчик трубы. В кормовой части агрегата установлен гидроприводной манипулятор, предусмотрено место для перевозки транспортера, превентора и инструментов. Рядом с ними располагается катушка с гибкими трубопроводами, служащими для соединения транспортера с агрегатом.



Рисунок 2 - Агрегат для работы с колонной гибких труб фирмы "Dreco": 1 - кабина водителя; 2 - силовой агрегат; 3 - кабина оператора; 4 - барабан с КГТ; 5 - катушки с гибкими шлангами; 6 - направляющая дуга; 7 - транспортер; 8 - монтажное устройство; 9 - задняя тележка шасси; 10 - раздаточная коробка шасси; 11 - передняя тележка шасси

Последний в рабочем положении на скважине опирается на четыре гидравлических домкрата. Для обслуживания оборудования агрегат имеет удобные лестницы и трапы, позволяющие безопасно перемещаться и работать на нем.

Агрегат, обеспечивающий нагрев и закачивание технологической жидкости, показан на рисунке 3. Его оборудование смонтировано на специализированном автошасси с формулой "6 4", конструкция кабины управления которого аналогична применяемой в агрегате для работы с колонной гибких труб. И так же за кабиной водителя расположен двигатель. Кабина для обслуживающего персонала здесь отсутствует, а управление узлами агрегата осуществляется со специального пульта, расположенного в средней части установки. На агрегате имеется печь для нагрева технологической жидкости, насос для закачивания ее в колонну гибких труб, емкость для хранения, топливные баки и контрольно-измерительная аппаратура.

Нагретая жидкость подается от насоса к агрегату с КГТ по металлическому трубопроводу, снабженному быстроразборными соединениями.

Необходимо отметить, что кабины управления транспортными базами не только описанного оборудования, но и всех других импортных агрегатов хорошо спроектированы. Они удобны при управлении машинами в дорожных условиях и обеспечивают достаточный обзор в рабочем положении при установке их на скважинах.

Основным недостатком рассматриваемого комплекса является ограниченная проходимость, обусловленная прежде всего малым диаметром колес шасси.

Для полноты обзора конструкций агрегатов следует отметить, что существуют различные варианты размещения комплекса оборудования на транспортном средстве и его прицепе, один из которых представлен на рисунке 4. Они интересны тем, что кабина оператора располагается в кормовой части за барабаном. При этом оператор имеет хороший обзор устьевого оборудования, однако наблюдение за процессом намотки трубы на барабан затруднено.

Рисунок 3 - Агрегат для подготовки и закачки технологической жидкости фирмы "Dreco": 1 - кабина водителя; 2 - силовой агрегат; 3 - нагреватель; 4 - плунжерный насос для нагнетания технологической жидкости; 5 - емкость для технологической жидкости

Рисунок 4. Размещение комплекса оборудования на автомобильном шасси и прицепе:

1 - кабина водителя; 2 - барабан с колонной гибких труб; 3 - укладчик КГТ; 4 - кабина оператора; 5 - рама агрегата; 6 - направляющая дуга; 7 - транспортер; 8 - механизм установки транспортера в рабочее положение; 9 - насос для нагнетания технологической жидкости

3.5 Агрегаты, смонтированные на серийных автомобильных и тракторных шасси

Использование оригинальных либо изготавливаемых малыми сериями шасси приводит к существенному удорожанию агрегата и оправдано лишь в тех случаях, когда стандартное серийное шасси не обеспечивает заданных требований по грузоподъемности или габаритам. В то же время применение серийных образцов, хотя и приводит к удешевлению транспортной базы в 5 - 7 раз по сравнению с оригинальными конструкциями, создает ряд трудностей при проектировании агрегата. В первую очередь к ним относится обеспечение необходимых транспортных габаритов установки и распределения нагрузки на колеса. Кроме того, приходится планировать мощности, потребляемые отдельными узлами, и режимы их работы в соответствии с мощностью, которую можно отбирать от ходового двигателя.

...