Рис. 5. Агрегат «Скорпион» в транспортном положении: 1 – герметизатор устья; 2 – транспортер; 3 – монтажное устройство; 4 – барабан; 5 – укладчик КГТ; 6 – направляющая дуга; 7 – колонна гибких труб; 8 – кабина оператора в транспортном положении; 9 – автомобильное шасси; 10 – раздаточный редуктор насосов гидропривода; 11 – винтовые насосы для подачи технологической жидкости; 12 – рама агрегата

Для монтажа транспортера на устье скважины используют мачту, в верхней части которой расположена направляющая для гибкой трубы. Транспортер с герметизатором устья в транспортном положении располагается на мачте.

В кормовой части агрегата имеется емкость для хранения технологической жидкости с теплообменником для подачи пара, а вдоль левого борта (по ходу автомобиля) размещены два винтовых насоса для нагнетания жидкости. Два последних узла позволяют говорить о данном агрегате как о комплексе, обеспечивающем не только перемещение колонны гибких труб, но и закачивание технологической жидкости. В обоих рассмотренных агрегатах ходовой двигатель используют в качестве приводного при работе на скважине. Для более полного представления на рис. 6 показаны возможные компоновки агрегатов, смонтированных на автомобильных шасси.

Рис. 6. Компоновки агрегатов на автомобильном шасси: Местоположение кабины оператора: а – за кабиной водителя, б – на корме агрегата, в-между барабаном для КГТ и транспортером; 1 – кабина водителя; 2 – кабина оператора; 3 – барабан с КГТ; 4 – укладчик трубы; 5 – транспортер; 6 – механизм установки транспортера в рабочее положение

Следует сказать и о колтюбинговой установке подземного и капитального ремонта скважин УРАН-20.1. Тяговое усилие инжектора установки 15 т, емкость барабана для БДТ 38,1 мм – до 2600 м, допустимое давление в скважине до 35 МПа.

Техника заслужила высокие оценки специалистов, зарекомендовав себя как надежный высокотехнологичный комплекс оборудования. Установки «УРАН» могут работать на скважинах всех типов: условно-вертикальных, наклоннонаправленных, горизонтальных.

Рис. 7. Агрегат «Уран 20.1» в транспортном положении: 1 – кабина водителя; 2 – блок гидросистемы; 3 – кабина оператора; 4 – барабан с КГТ; 5 – транспортер КГТ; 6 – дуга направляющая; 7 – гидроманипулятор

Хорошие эксплуатационные показатели и технические характеристики позволили заводу ОАО «Первомайскхиммаш» стать официальным поставщиком колтюбинговых установок для ОАО «Роснефть», ОАО «Газпром».

В настоящее время разработаны колтюбинговые установки нового поколения «УРАН-20.2», «УРАН-20.21» с тяговым усилием инжектора до 30 т, и емкостью барабана для ДБТ 38,1 мм – до 5 000 м. Данные установки рассчитаны для работы на скважине с давлением до 70 МПа.

Монтаж с установкой ПВО и механизма подачи, или демонтаж установки занимают не более двух часов. Рациональная компоновка оборудования позволяет проводить спускоподъемные операции без непосредственного контакта с фонтанной арматурой. Разгрузка устья скважин от веса монтируемого оборудования на четыре опорные стойки, регулируемые по высоте.

Применена импортная гидроаппаратура. Применение высокомоментных импортных гидромоторов «Danfos» упрощает конструкцию редукторов, приводов. Разводка гидросистемы выполнена в виде стальных трубопроводов, что повышает ее надежность. Большой объем гидробака (700 л) обеспечивает стабильную температуру масла в системе. Применено раздельное питание гидролиний, основных систем установки, каждой от своего насоса насосной станции.

Конструкция герметизатора позволяет вести присоединение различного инструмента (насадки, наконечники), обратных клапанов без разборки герметизатора; производить замену сальника, не вынимая БДТ из инжектора (разъемный сальник), и вести визуальное наблюдение за БДТ между инжектором и фонтанной арматурой.

Комплектуется вспомогательным оборудованием: насадками размывочными, втулками для ремонта трубы, приспособлениями для ремонта и фиксации БДТ.

Большой запас по производительности насосов насосной установки, применены аксиально-поршневые насосы отечественного производства. Применена электронная система контроля параметров техпроцесса с возможностью фиксации параметров в запоминающем устройстве и наличие дублирующего механического счетчика метража трубы. Мощная система освещения обеспечивает возможность выполнения работ в ночное время суток и позволяет освещать установку, устье скважины и дополнительное оборудование.

Наличие лестниц и площадок с ограждениями позволяет безопасно проводить работы по монтажу и демонтажу оборудования при высоте фонтанной арматуры до 5 м.

2.2.3 Агрегаты, смонтированные на прицепах (полуприцепах)

Монтаж оборудования агрегата на прицепе (типа трейлера) позволяет значительно сократить долю стоимости транспортной базы в общем балансе стоимости агрегата, значительно упростить компоновку последнего, обеспечить реализацию необходимых параметров при меньших весовых и габаритных ограничениях. Такие фирмы, как «Dowell», «Newco Well Service Ltd.», применяют подобные решения. В этом случае привод агрегата осуществляют от палубного двигателя.

2.3 Оборудование устья скважины

Оборудование устья скважины при проведении работ с использованием колонны гибких труб содержит (рис. 9) эксплуатационную арматуру, используемую на данной скважине. Это может быть фонтанная арматура, эксплуатационная арматура установки электроцентробежного насоса, арматура нагнетательной скважины, штанговая скважинная установка с эксцентричной шайбой.

В первых трех случаях на фланце верхней стволовой задвижки монтируют четырехсекционный превентор, входящий в состав комплекса оборудования. Превентор должен обеспечивать свободный пропуск колонны гибких труб в скважину. При возникновении аварийной ситуации он либо герметизирует полость колон-

В рассматриваемых комплексах оборудования используют плашечные превенторы с механическим или гидравлическим приводом. При этом конструкции исполнительной части превенторов – корпуса и плашки – практически идентичны. Предпочтительнее применять превенторы с гидравлическим приводом, поскольку ручное управление штурвалами бывает затруднено при высокой эксплуатационной устьевой верхний фланец последней арматуре. Нередки случаи, когда для нефтяной скважины находится на высоте 1,5–2 м, а газовой – на высоте 3–4 м. Однако использование комбинированных приводов – ручного и гидравлического – повышает комфортность управления агрегатом.

На верхнем фланце превентора монтируют герметизатор. Основное назначение герметизатора – это изоляция внутренней полости скважины и колонны лифтовых труб от внешней среды, исключение утечек в зазоре между его корпусом и поверхностью гибких труб. Он должен обеспечивать герметичность, как в штатном режиме работы агрегата, так и при отказе или остановки каких-либо систем.

Герметизатор выполняют в виде контактного уплотнения с использованием в качестве уплотнительного элемента 6 втулки из эластомера. Материалом для создания герметизатора служит маслобензоизносостойкая резина или полиуретан. Уплотнение осуществляют с принудительным поджимом к уплотняемой поверхности, для чего используют гидравлический привод, которым управляют из кабины оператора агрегата. В процессе работы в зависимости от положения штока цилиндра гидропривода уплотнительный элемент может обеспечивать гарантированный зазор или плотное прижатие к поверхности гибкой трубы. Уплотнительный элемент является специфическим узлом, применяемым только для агрегатов ПРС. Поэтому расчет его основных элементов в технической литературе практически не освещен.

Над герметизатором устанавливают устройство, обеспечивающее принудительное перемещение колонны гибких труб вверх или вниз. В отечественной технической литературе это устройство называют транспортером, а в англоязычной – инжектором или инжекционной головкой.

Он должен обеспечивать надежное перемещение колонны гибких труб в заданном диапазоне без проскальзывания рабочих элементов и повреждений наружной поверхности трубы и ее геометрии.

К настоящему времени сложились два направления в конструировании транспортеров – с одной и двумя тяговыми цепями, снабженными плашками, взаимодействующими с колонной гибких труб. Плашки прижимаются к гибкой трубе с помощью гидравлических цилиндров. Кроме того, из патентной и технической литературы известны и другие конструкции транспортеров, однако они представляют интерес только как образцы развития технической мысли конструкторов.

При наличии каких-либо дефектов гибкой трубы (например, местное смятие, вспучивание, нарушение правильной геометрии) отклоняется от своего нормального положения плашка, контактирующая с поверхностью трубы в этой зоне.

Необходимый закон изменения тягового усилия по длине контакта плашек с трубой устанавливается регуляторами давления 6 и изменениями диаметров цилиндров 10.

В агрегатах для работы с колонной гибких труб реализуют обычно два направления оформления узлов крепления транспортера в рабочем положении.

Как правило, эту опору снабжают растяжками, которые крепят к установленным в грунте якорям. В ряде конструкций агрегатов транспортер дополнительно удерживается в верхней части посредством монтажного устройства, обеспечивающего его установку. И дополнительное крепление в верхней части, и растяжки служат для восприятия горизонтальных составляющих усилий при перемещении трубы в периоды спуска или подъема.

Опора транспортера должна иметь достаточную высоту, чтобы обеспечить установку этого узла над фонтанной арматурой, превентором и уплотнительным элементом устья.

Преимущество подобной системы заключается в практически полной разгрузке устья скважины от поперечных усилий, возникающих при операциях монтажа-демонтажа оборудования и действии агрегата. Это особенно важно при работе с «высокими» устьями, на которых даже незначительные поперечные усилия приводят к появлению больших изгибающих моментов, воздействующих на элементы устьевого оборудования.

Использование опоры транспортера позволяет разгрузить устье от вертикальных сил, обусловленных собственным весом оборудования, и нагрузки от веса колонны гибких труб, спущенных в скважину.

Второе решение предусматривает монтаж транспортера непосредственно на герметизатор устья (рис. 13).Использование опоры транспортера позволяет разгрузить устье от вертикальных сил, обусловленных собственным весом оборудования, и нагрузки от веса колонны гибких труб, спущенных в скважину.

К недостаткам следует отнести необходимость хотя и в простом, но дополнительном узле – опоре, которую нужно собирать и устанавливать на устье скважины перед монтажом транспортера. В данной конструкции агрегата монтаж-демонтаж осуществляют с помощью манипулятора, к которому жестко присоединен транспортер. При работе агрегата штоки гидроцилиндров, перемещающих манипулятора, фиксируются, что обеспечивает жесткую связь транспортера с установкой.

Преимуществом данного технического решения является комплексное использование манипулятора, а недостатком – неизбежность возникновения поперечных сил, воздействующих на устье как при монтаже-демонтаже, так и при работе агрегата. Последнее обусловлено неизбежной просадкой домкратов, на которые опирается рама агрегата, и низкой жесткостью самого манипулятора. Кроме того, на устье скважины передаются усилия веса транспортера и колонны гибких труб. На газовых скважинах работа с подобным оборудованием из-за возможности разрушения фонтанной арматуры запрещена Росгостехнадзором.

Колонна гибких труб или ее часть, не находящаяся в скважине, располагается на барабане, конструкция которого имеет вид цилиндрической бочки, как правило, подкрепленной изнутри ребрами и снабженной по бокам ребордами или радиально расположенными стержнями. Барабан вращается на валу, установленном на подшипниках качения. Для фиксации «мертвого» конца гибкой трубы, намотанной на барабан, его бочка имеет зажимы. Диаметр последней в зависимости от диаметра гибкой трубы изменяется от 1,6 до 2 м, а ширина составляет в среднем 1,8 – 2,5 м. «Мертвый» конец гибкой трубы соединяется через задвижку, а в ряде случаев и через обратный клапан с каналом, просверленным в валу барабана. У выхода из отверстия на торце вала размещают вертлюг, обеспечивающий подачу технологической жидкости от насосов в полость вала и далее в колонну гибких труб.

Необходимость установки задвижки обусловлена требованиями безопасности – в случае потери герметичности вертлюга или трубопроводов манифольда она обеспечивает герметичность внутренней полости колонны гибких труб, находящихся в скважине, и исключает неконтролируемое истечение жидкости в окружающее пространство. Наиболее предпочтительной является конструкция узла с задвижкой, а не с обратным клапаном, поскольку с ее помощью при возникновении аварийной ситуации можно оперативно управлять процессом и уменьшать гидравлические потери при течении технологической жидкости.

Узел крепления «мертвого» конца трубы, соединительные элементы и задвижку располагают во внутренней полости бочки барабана. В некоторых конструкциях там же размещают и привод барабана – гидромотор и редуктор.

В комплект барабана для гибкой трубы входит и ее укладчик – устройство для обеспечения ровной укладки витков трубы при ее разматывании и наматывании. В настоящее время общепринято монтировать укладчик в виде двухзаходного винта, перемещающего каретку по направляющим. Через нее пропускается гибкая труба, наматываемая на барабан. Винт приводится в действие от вала барабана посредством цепной передачи. Ролики каретки, направляющие гибкую трубу, соединяются гибким тросом со счетчиком, регистрирующим глубину ее спуска. Специалисты некоторых фирм считают необходимым дублирование счетчиков, устанавливая один непосредственно на каретке, а второй – в кабине оператора.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7