RU2723425C1 - Агрегат колтюбинговый для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья - Google Patents
Агрегат колтюбинговый для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья Download PDFInfo
- Publication number
- RU2723425C1 RU2723425C1 RU2019128712A RU2019128712A RU2723425C1 RU 2723425 C1 RU2723425 C1 RU 2723425C1 RU 2019128712 A RU2019128712 A RU 2019128712A RU 2019128712 A RU2019128712 A RU 2019128712A RU 2723425 C1 RU2723425 C1 RU 2723425C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe
- injector
- drum
- unit
- chains
- Prior art date
Links
- 230000008439 repair process Effects 0.000 title claims abstract description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 7
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 title claims abstract description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 title abstract 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 abstract description 16
- 239000010959 steel Substances 0.000 abstract description 16
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 108010066114 cabin-2 Proteins 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/22—Handling reeled pipe or rod units, e.g. flexible drilling pipes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Rigid Pipes And Flexible Pipes (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтегазовой добывающей промышленности и предназначено для подземного ремонта, геофизических и термогидродинамических исследований нефтяных, газовых, газоконденсатных и других вертикальных скважин, наклонных скважин и скважин с горизонтальными участками профиля с использованием гибкой трубы и для выполнения внутрискважинных работ – ловильных работ, монтажа и снятия пакеров, клапанов-отсекателей, установки и удаления цементных мостов, восстановления циркуляции и глушения скважины, гидроперфорации обсадных колонн, промывки, удаления гидратных и парафиновых пробок, перфорационных и иных работ. Агрегат колтюбинговый для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья содержит транспортную базу, кабину оператора с системой управления, размещенную на транспортной базе, барабан с приводом, предназначенный для размещения гибкой трубы и установленный на транспортной базе, укладчик гибкой трубы на барабан, инжектор с тяговыми цепями, установленными на направляющих звездочках, при этом на цепях расположены прижимные колодки, а перед входом в инжектор установлено направляющее устройство, привод инжектора, герметизирующее и противовыбросное оборудование, выполненное с возможностью присоединения к фонтанной арматуре скважины, установленной над устьем скважины. Агрегат выполнен с возможностью установки и применения барабана или с цельнометаллической трубой, или барабана со сталеполимерной трубой. Инжектор агрегата выполнен с возможностью замены тяговых цепей для цельнометаллических труб на тяговые цепи для сталеполимерных труб и обратно, преимущественно путем замены всего инжектора, предпочтительно с одновременным изменением количества и/или формы прижимных колодок. Тяговые цепи установлены с возможностью изменения расстояния между двумя смежными диаметрально противоположно расположенными колодками для прохождения наконечника трубы большего диаметра, чем сама труба, путем изменения расстояния между ветвями цепи. Технический результат заключается в расширении функциональных возможностей агрегата. 4 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтегазовой добывающей промышленности и предназначено для агрегатов подземного ремонта, геофизических и термогидродинамических исследований нефтяных, газовых, газоконденсатных и других вертикальных скважин, наклонных скважин и скважин с горизонтальными участками профиля с использованием гибкой трубы и для выполнения внутрискважинных работ - ловильных работ, монтажа и снятия пакеров, клапанов - отсекателей, установки и удаления цементных мостов, восстановления циркуляции и глушения скважины, гидроперфорации обсадных колонн, промывки, удаления гидратных и парафиновых пробок, перфорационных и иных работ.
Из уровня современной техники известна подъемная установка для обслуживания нефтяных скважин, содержащая транспортное средство с направляющими балками, барабан с непрерывной стальной трубой, механизм подачи с расположенными попарно четырьмя гидравлическими стойками, из которых противоположная по отношению к скважине пара гидравлических стоек жестко связана с основанием механизма подачи и оснащена роликами для выдвижения по направляющим балкам в рабочее положение, и узел выдвижения механизма подачи в рабочее положение. Для повышения производительности за счет ускорения и упрощения монтажа и центровки механизма подачи на скважине и расширения технологических возможностей обращенная к скважине пара гидравлических стоек связана с основанием механизма подачи шарнирно, а противоположная по отношению к скважине пара гидравлических стоек снабжена опорными башмаками для размещения в них роликов, узел выдвижения механизма подачи в рабочее положение выполнен в виде двух гидроцилиндров и канатов с перекидными роликами, причем концы каната связаны с опорными башмаками гидравлических стоек, а середина каната - с механизмом подачи через гидроцилиндр, барабан выполнен в виде двух концентричных обечаек, наружной с отверстиями и внутренней, образующих кольцевую полость для подачи в нее подогретого воздуха (SU 1439197 А1, МПК: Е21В 19/22, Е21В 19/00, 23.11.1988).
Недостатком этой конструкции является низкая долговечность непрерывной стальной трубы, обусловленная двукратным циклом изгиба трубы при ее спуске и извлечении из скважины. Первый цикл изгиба трубы имеет место при ее сматывании с барабана - труба из согнутого положения распрямляется. Второй цикл изгиба - при входе в инжектор, где труба из прямолинейной формы повторно изгибается, перед тем как попасть в инжектор. Помимо этого, взаимное расположение кабины оператора, барабана и инжектора исключает одновременный контроль за их функционированием.
Известен агрегат подземного ремонта скважин с использованием гибкой стальной трубы, содержащий транспортную базу, на раме которой установлена кабина управления, трансмиссия, барабан для намотки гибкой трубы, инжектор, обеспечивающий принудительное перемещение гибкой трубы, механизмы перевода инжектора и кабины управления в рабочее положение, герметизатор устья. Ось вращения барабана для намотки гибкой трубы параллельна оси транспортной базы, которая при рабочем положении агрегата проходит через ось скважины (RU 2154146 С2, МПК: Е21В 19/22, 10.08.2000).
Недостатками этого агрегата являются недолговечность гибкой трубы, сложность и высокая себестоимость конструкции. Использование стальной трубы имеет ряд отрицательных последствий. При проходе через инжектор и при намотке на барабан стальная труба подвержена необратимой пластической деформации, при погружении в скважину в условиях высокого давления в контакте с кислородом она подвержена ускоренной коррозии, а в связи с высокой усталостью под действием циклических напряжений гибкая труба подвергается трещинам, быстро разрушается и в итоге становится непригодной.
Использование стальной трубы также вынуждает усложнять конструкцию за счет дополнительного введения в нее направляющего устройства в виде дуги перед входом трубы в инжектор. Применение этого устройства необходимо для того, чтобы увеличить радиус перегиба стальной трубы и тем самым понизить деформацию стали и увеличить срок ее службы. Кроме того, поскольку сталь является тяжелым материалом, это вынуждает применять дорогие инжекторы повышенной мощности. К недостаткам также относится неравномерное распределение нагрузки на гибкую трубу во время выполнения спускоподъемных операций, обусловленное тем, что основным тяговым компонентом конструкции служит инжектор, а барабан предназначен только для намотки трубы и ее хранения. В таком случае при подъеме и спуске трубы в скважину на большую глубину на участок трубы, расположенный ниже инжектора, действует сила растяжения, намного большая, нежели на участок трубы между барабаном и инжектором. Это приводит к ускоренному разрушению трубы, а также вынуждает применять дорогие инжекторы высокой мощности.
Известен агрегат для ремонта нефтяных и газовых скважин и способ спуска и подъема гибкой трубы с помощью данного агрегата, при этом агрегат содержит транспортную базу с двумя аутригерами, расположенными в задней части транспортной базы, кабину оператора с системой управления, размещенную в передней части транспортной базы, барабан с приводом, размещенный в средней части транспортной базы, гибкую трубу, укладчик гибкой трубы на барабан, инжектор с прижимными колодками, перед входом в который установлено направляющее устройство, привод инжектора, герметизирующее и противовыбросное оборудование, которое соединено с фонтанной арматурой скважины, установленной над устьем скважины, и каротажно-технологический модуль, установленный на нижнем конце гибкой трубы и имеющий кабельный канал связи с системой управления, при этом привод барабана выполнен силовым, направляющее устройство представляет собой ролик, гибкая труба представляет собой сталеполимерную трубу, на агрегате установлен насос для подачи пульсирующего давления в полость трубы, а также датчик измерения скорости подачи трубы в скважину, два датчика усилия ее подачи, один из которых установлен на укладчике, а другой - на инжекторе, и измеритель длины трубы в скважине, причем вышеуказанные датчики, датчик температуры и датчик давления в скважине, третий датчик усилия подачи трубы, индикатор гамма-активности, акселерометр, локатор муфт и измеритель длины трубы в скважине подключены к системе управления, при этом каротажно-технологический модуль включает в себя датчик температуры и датчик давления в скважине, локатор муфт, индикатор гамма-активности, акселерометр и третий датчик усилия подачи трубы, (патент РФ на изобретение №2520976, заявка №2012128727/03 от 09.07.2012, МПК: Е21В 19/00 - прототип)
Основным недостатком является возможность применения на данном агрегате только сталеполимерной трубы, в то время как в ряде случаев необходимо применение непрерывной стальной трубы, что значительно уменьшает область его применения.
Задачей предлагаемого изобретения является упрощение и удешевление конструкции инжектора, повышение срока службы гибкой трубы, расширение функциональных возможностей всего агрегата за счет обеспечения возможности использования и цельнометаллических и сталеполимерных труб.
Решение указанной задачи достигается тем, что в предложенном агрегате для обслуживания скважин для добычи углеводородного сырья, содержащий транспортную базу, кабину оператора с системой управления, размещенную на транспортной базе, барабан с приводом, предназначенный для размещения гибкой трубы и установленный на транспортной базе, укладчик гибкой трубы на барабан, инжектор с тяговыми цепями, установленными на направляющих звездочках, при этом на цепях расположены прижимные колодки, а перед входом в инжектор установлено направляющее устройство, привод инжектора, герметизирующее и противовыбросное оборудование, выполненное с возможностью присоединения к фонтанной арматуре скважины, установленной над устьем скважины, согласно изобретению, он выполнен с возможностью установки и применения барабана или с цельнометаллической трубой или барабана со сталеполимерной трубой, при этом инжектор агрегата выполнен с возможностью замены тяговых цепей для цельнометаллических труб на тяговые цепи для сталеполимерных труб и обратно, преимущественно, путем замены всего инжектора, предпочтительно, с одновременным изменением количества и/или формы прижимных колодок, при этом тяговые цепи установлены с возможностью изменения расстояния между двумя смежными диаметрально противоположно расположенными колодками для прохождения наконечника трубы большего диаметра путем изменения расстояния между ветвями цепи.
В варианте исполнения, колодки выполнены с возможностью изменения геометрических размеров и/или формы прижимных элементов путем установки/снятия профилированных накладок для соответствующего диаметра трубы.
В варианте исполнения, установлен гидравлический клапан с электромагнитным управлением в линии прижима для контроля давления на стенки трубы по мере ее опускания в скважину при помощи запрограммированной управляющей программы.
В варианте исполнения, в барабане с цельнометаллической трубой установлен манифольд для подачи гидравлической жидкости внутрь указанной трубы при проведении технологических операций спуска-подъема с упомянутой трубой
Сущность изобретения иллюстрируется чертежами, где на фиг. 1 изображен предложенный агрегат для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья, в частности, нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин (далее - агрегат) в аксонометрии, на фиг. 2 изображен инжектор в аксонометрии, на фиг. 3 - показан инжектор, вид сбоку, на фиг. 4 - показана тяговая цепь с колодками, на фиг. 5 - показана колодка с накладкой под разный тип гибкой трубы, на фиг. 6 - гибкая труба в обвязке скважины, на фиг. 7 - гибкая труба с наконечником большего диаметра, на фиг. 8 - схема установки гибкой трубы в скважину.
Предложенный агрегат устроен следующим образом.
Предложенный агрегат для обслуживания скважин для добычи углеводородного сырья содержит транспортную базу 1, кабину оператора 2 с системой управления, размещенную на транспортной базе 1, барабан 3 с приводом, предназначенный для размещения гибкой трубы 4 и установленный на транспортной базе. Для укладки трубы на барабан, в непосредственной близости от барабана, установлен укладчик 5 гибкой трубы 4 на барабан 3. Гибкая труба 4 может быть либо цельнометаллической, преимущественно, стальной, либо сталеполимерной. Гибкая сталеполимерная труба может состоять из тела трубы, изготовленного из термопластического полимера, в частности из полиэтилена, поперечного армирования, выполненного стальной лентой прямоугольного сечения, уложенной под углом 45-60 градусов к оси трубы, и продольного армирования, выполненного стальной проволокой. Если угол между осью трубы и стальной лентой составит меньше 45-ти градусов, тогда в местах изгиба трубы лента станет сильно перегибаться. Если этот угол составит больше 60-ти градусов, то это приведет к сильному растягиванию трубы в том случае, когда ее вес в скважине имеет большое значение. Помимо упомянутых элементов, в тело трубы могут быть встроены электрические кабели. В таком случае труба называется шлангокабелем.
Для подачи трубы в скважину, также в непосредственной близости от барабана, установлен инжектор 6 с тяговыми цепями 7, установленными на направляющих звездочках 8. На цепях 7 расположены прижимные колодки 9 (далее - колодки), а перед входом в инжектор установлено направляющее устройство 10. Привод цепей осуществляется при помощи привода инжектора 11.
Кроме того, на платформе транспортной базы 1 установлены герметизирующее 12 и противовыбросное 13 оборудование, выполненное с возможностью присоединения к фонтанной арматуре скважины, установленной над устьем скважины.
Инжектор агрегата выполнен с возможностью замены тяговых цепей 7 для цельнометаллических труб на тяговые цепи для сталеполимерных труб и обратно (не обозначены), преимущественно, путем замены всего инжектора, предпочтительно, с одновременным изменением количества и/или формы прижимных колодок. Тяговые цепи 7 установлены с возможностью изменения расстояния между двумя смежными диаметрально противоположно расположенными колодками для прохождения наконечника 14 трубы большего диаметра, чем сама труба, путем изменения расстояния между ветвями цепи.
В варианте исполнения, колодки 9 выполнены с возможностью изменения геометрических размеров и/или формы прижимных элементов путем установки/снятия профилированных накладок 15 для соответствующего диаметра трубы.
Тяговая цепь 7 механизма подачи колтюбинговой установки, содержит прижимные колодки 9 и крепежные элементы для шарнирного соединения колодок между собой. Каждая колодка 9 выполнена состоящей из фасонного башмака (далее - башмак) и накладки 15 с профилированной поверхностью под свой тип и диаметр трубы. Башмак выполнен с возможностью монтажа и демонтажа накладок с профилированной поверхностью для труб разного диаметра. Поверхность разъема между башмаком и накладкой выполнена ступенчатой, содержащей периферийные и центральную части, расположенные со смещением друг относительно друга в параллельных плоскостях. Центральная часть поверхности разъема на корпусе башмака выполнена в виде внутреннего паза в корпусе башмака, а центральная часть поверхности разъема накладки выполнена в виде выступа, взаимодействующего с упомянутым пазом в корпусе башмака. Башмак и накладка соединены между собой при помощи крепежных элементов. Выступы на накладке могут быть выполнены в виде многозаходной спирали. Такое исполнение позволяет увеличить поверхность соприкосновения выступов с трубой при неизменном усилии поджатая поверхности профилированной накладки к трубе.
В варианте исполнения, на транспортной платформе установлено по, крайней мере, три барабана 16 намотки с приводом, и с гидравлическими рукавами высокого давления (далее - РВД), при этом гидравлические линии одного барабана соединены с соответствующими элементами герметизирующего 12, другого - с соответствующими элементами противовыбросного 13 оборудования, третьего- с соответствующими элементами инжектора 6.
В варианте исполнения, в линии прижима цепи установлен гидравлический клапан (не обозначен) с электромагнитным управлением для контроля давления колодок на стенки трубы по мере ее опускания в скважину при помощи управляющей программы, для исключения нарушения целостности стенки трубы.
В варианте исполнения, в барабане с цельнометаллической трубой установлен манифольд для подачи гидравлической жидкости внутрь указанной трубы при проведении технологических операций спуска-подъема с упомянутой трубой.
Изначально предложенный агрегат комплектуется дополнительным барабаном со сталеполимерной трубой и инжектором для сталеполимерной трубы (не обозначены), которые доставляются к месту установки на специальной платформе/базе.
Предложенный агрегат для обслуживания скважин для добычи углеводородного сырья работает следующим образом.
Предложенный агрегат подъезжает к фонтанной арматуре и принимает положение, обеспечивающее оптимальные условия для опускания трубы в фонтанную арматуру скважины, которая представляет собой комплект устройств, монтируемый на устье скважины для его герметизации, подвески лифтовых труб, используемых для подъема пластовых флюидов - нефти, газа, воды, на поверхность при освоении, фонтанной и газлифтной эксплуатации скважин и управления потоками продукции скважины.
Агрегат может работать в двух режимах - спуска и подъема гибкой трубы 4. Режим задается оператором в кабине оператора 2 с системой управления.
Спуск гибкой трубы в скважину для проведения операций подземного ремонта, геофизических и термогидродинамических исследований, для выполнения внутрискважинных работ - ловильных работ, монтажа и снятия пакеров, клапанов - отсекателей, установки и удаления цементных мостов, восстановления циркуляции и глушения скважины, гидроперфорации обсадных колонн, промывки, удаления гидратных и парафиновых пробок, перфорационных и иных работ производится следующим образом.
Подача гибкой трубы в скважину с барабана 3 осуществляется при помощи инжектора 6 с тяговыми цепями 7, установленными на направляющих звездочках 8, при этом для каждого типа трубы-цельнометаллической, преимущественно, стальной, или сталеполимерной - устанавливается свой барабан с требуемым типом трубы и подбирается свой инжектор 6 со своими цепями 7 и накладками и прижимными колодками 9, для обеспечения требуемого удельного давления на стенку трубы. Требуемое удельное давление на стенку трубы/усилие прижатия прижимных колодок 9 инжектора 6, в свою очередь, выбирается исходя из условия сохранения целостности стенки трубы 4 и исключения проскальзывания трубы по отношению к прижимным колодкам по мере возрастания/уменьшения массы трубы при операциях спуска или подъема соответственно.
В варианте исполнения, в линии прижима установлен гидравлический клапан с электромагнитным управлением (не обозначен) для контроля давления на стенки трубы по мере ее опускания в скважину при помощи управляющей программы. Система управления агрегата, по команде от гидравлического клапана, обеспечивает регулирование усилия прижатия прижимных колодок инжектора к гибкой трубе в зависимости от требуемого усилия подачи или тормозного усилия инжектора, чем обеспечивается оптимальное нагружение деталей и узлов инжектора и повышение его долговечности.
При эксплуатации и подземном ремонте нефтяных и газовых скважин с применением гибкой трубы, две одинаковые тяговые цепи 7 монтируются в механизме подачи инжектора 6 агрегата колтюбингового и между цепями располагается упомянутая труба, которая находится на барабане колтюбинговой установки. При движении тяговых цепей 7, колодки внутренней профилированной поверхностью накладки 15, контактируют с гибкой трубой, и опускают или поднимают ее из скважины.
При необходимости изменения диаметра гибкой трубы, накладки 15 с профилированной поверхностью демонтируются с башмака и на их место, при помощи крепежных элементов (показаны, но не обозначены), устанавливаются аналогичные накладки, имеющие соответствующую профилированную поверхность под гибкую трубу требуемого диаметра и эквидистантную ответную поверхность для установки на башмак. При установке накладки, выступ центральной части поверхности разъема накладки взаимодействует с ответным пазом в корпусе башмака.
Чтобы исключить выбрасывание трубы под действием устьевого давления при извлечении конца трубы из скважины, у выхода из скважины установлено герметизирующее 12 и противовыбросное оборудование 13 и, кроме того, при извлечении трубы ее удерживает инжектор 6. Привод указанного оборудования осуществляется через рукава высокого давления, размещаемые на барабанах 16.
Приведенные иллюстрации и описание признаков изобретения не охватывают весь спектр возможных модификаций и эквивалентных изменений, очевидных для специалиста в данной области. Следует понимать, что прилагаемая формула изобретения охватывает все возможные модификации и изменения, которые попадают в рамки сущности настоящего изобретения.
Проведенные автором и заявителем испытания полноразмерного агрегата для обслуживания скважин для добычи углеводородного сырья, полностью подтвердили возможность использования двух типов труб и правильность заложенных конструкторско-технологических решений.
Использование предложенного технического решения позволит значительно расширить функциональные возможности агрегата за счет обеспечения возможности использования и цельнометаллической и сталеполимерной труб, с одновременным упрощением и удешевлением конструкции агрегата и повышением срока службы гибкой трубы.
Claims (5)
1. Агрегат колтюбинговый для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья, содержащий транспортную базу, кабину оператора с системой управления, размещенную на транспортной базе, барабан с приводом, предназначенный для размещения гибкой трубы и установленный на транспортной базе, укладчик гибкой трубы на барабан, инжектор с тяговыми цепями, установленными на направляющих звездочках, при этом на цепях расположены прижимные колодки, а перед входом в инжектор установлено направляющее устройство, привод инжектора, герметизирующее и противовыбросное оборудование, выполненное с возможностью присоединения к фонтанной арматуре скважины, установленной над устьем скважины, отличающийся тем, что он выполнен с возможностью установки и применения барабана или с цельнометаллической трубой, или барабана со сталеполимерной трубой, при этом инжектор агрегата выполнен с возможностью замены тяговых цепей для цельнометаллических труб на тяговые цепи для сталеполимерных труб и обратно, преимущественно путем замены всего инжектора, предпочтительно с одновременным изменением количества и/или формы прижимных колодок, при этом тяговые цепи установлены с возможностью изменения расстояния между двумя смежными диаметрально противоположно расположенными колодками для прохождения наконечника трубы большего диаметра, чем сама труба, путем изменения расстояния между ветвями цепи.
2. Агрегат по п. 1, отличающийся тем, что колодки выполнены с возможностью изменения геометрических размеров и/или формы прижимных элементов путем установки/снятия профилированных накладок для соответствующего диаметра трубы.
3. Агрегат по п. 1, отличающийся тем, что на транспортной платформе установлено по крайней мере три барабана намотки с приводом и с гидравлическими рукавами высокого давления, при этом гидравлические линии одного барабана соединены с герметизирующим оборудованием, другого – с противовыбросным оборудованием, третьего – с инжектором.
4. Агрегат по п. 1, отличающийся тем, что в линии прижима установлен гидравлический клапан с электромагнитным управлением для контроля давления на стенки трубы по мере ее опускания в скважину при помощи управляющей программы.
5. Агрегат по п. 1, отличающийся тем, что в барабане с цельнометаллической трубой установлен манифольд для подачи гидравлической жидкости внутрь указанной трубы при проведении технологических операций спуска-подъема с упомянутой трубой.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019128712A RU2723425C1 (ru) | 2019-09-13 | 2019-09-13 | Агрегат колтюбинговый для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019128712A RU2723425C1 (ru) | 2019-09-13 | 2019-09-13 | Агрегат колтюбинговый для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2723425C1 true RU2723425C1 (ru) | 2020-06-11 |
Family
ID=71095786
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019128712A RU2723425C1 (ru) | 2019-09-13 | 2019-09-13 | Агрегат колтюбинговый для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2723425C1 (ru) |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4585061A (en) * | 1983-10-18 | 1986-04-29 | Hydra-Rig Incorporated | Apparatus for inserting and withdrawing coiled tubing with respect to a well |
RU2041337C1 (ru) * | 1993-05-13 | 1995-08-09 | Акционерное общество "Финансовая группа "Рикор" | Подъемная установка |
RU2154146C2 (ru) * | 1996-06-05 | 2000-08-10 | Молчанов Александр Георгиевич | Агрегат подземного ремонта скважин с непрерывной колонной гибких труб |
RU2180389C1 (ru) * | 2000-07-14 | 2002-03-10 | Чехунов Александр Николаевич | Установка с непрерывной трубой для обслуживания скважин, непрерывная труба и способ ее производства |
RU96906U1 (ru) * | 2010-02-24 | 2010-08-20 | Совместное закрытое акционерное общество "ФИДМАШ" | Мобильная установка для ремонта скважин |
RU125618U1 (ru) * | 2012-07-06 | 2013-03-10 | Закрытое акционерное общество "ГИСприбор-М" | Агрегат для ремонта нефтяных и газовых скважин |
RU2520976C2 (ru) * | 2012-07-09 | 2014-06-27 | Закрытое акционерное общество "ГИСприбор-М" | Агрегат для ремонта нефтяных и газовых скважин и способ спуска и подъема гибкой трубы с помощью данного агрегата |
RU158968U1 (ru) * | 2015-10-29 | 2016-01-20 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Устройство низа сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы для эксплуатации скважины без глушения |
US20160333647A1 (en) * | 2014-01-28 | 2016-11-17 | Stimline As | Conveyor apparatus |
-
2019
- 2019-09-13 RU RU2019128712A patent/RU2723425C1/ru active
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4585061A (en) * | 1983-10-18 | 1986-04-29 | Hydra-Rig Incorporated | Apparatus for inserting and withdrawing coiled tubing with respect to a well |
RU2041337C1 (ru) * | 1993-05-13 | 1995-08-09 | Акционерное общество "Финансовая группа "Рикор" | Подъемная установка |
RU2154146C2 (ru) * | 1996-06-05 | 2000-08-10 | Молчанов Александр Георгиевич | Агрегат подземного ремонта скважин с непрерывной колонной гибких труб |
RU2180389C1 (ru) * | 2000-07-14 | 2002-03-10 | Чехунов Александр Николаевич | Установка с непрерывной трубой для обслуживания скважин, непрерывная труба и способ ее производства |
RU96906U1 (ru) * | 2010-02-24 | 2010-08-20 | Совместное закрытое акционерное общество "ФИДМАШ" | Мобильная установка для ремонта скважин |
RU125618U1 (ru) * | 2012-07-06 | 2013-03-10 | Закрытое акционерное общество "ГИСприбор-М" | Агрегат для ремонта нефтяных и газовых скважин |
RU2520976C2 (ru) * | 2012-07-09 | 2014-06-27 | Закрытое акционерное общество "ГИСприбор-М" | Агрегат для ремонта нефтяных и газовых скважин и способ спуска и подъема гибкой трубы с помощью данного агрегата |
US20160333647A1 (en) * | 2014-01-28 | 2016-11-17 | Stimline As | Conveyor apparatus |
RU158968U1 (ru) * | 2015-10-29 | 2016-01-20 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Устройство низа сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы для эксплуатации скважины без глушения |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11898411B2 (en) | Fracturing system with fluid conduit having communication line | |
US6719043B2 (en) | Coiled tubing injector apparatus | |
US6889772B2 (en) | Method and apparatus for installing control lines in a well | |
EP0380148A1 (en) | Deployement/ retrieval method and apparatus for well tools used with coiled tubing | |
US3934647A (en) | Pipe laying system | |
CN104011317A (zh) | 一种浮式海上设施以及一种钻井的方法 | |
US20160251917A1 (en) | Injector and slip bowl system | |
US20040211555A1 (en) | Tubing guide and coiled tubing injector | |
US6695048B2 (en) | Segmented tubing guide | |
RU2723425C1 (ru) | Агрегат колтюбинговый для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья | |
RU2520976C2 (ru) | Агрегат для ремонта нефтяных и газовых скважин и способ спуска и подъема гибкой трубы с помощью данного агрегата | |
DK2715046T3 (en) | Method and apparatus for supplying liquids to kill and peel an underwater well | |
RU196351U1 (ru) | Агрегат колтюбинговый для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья | |
RU2357067C1 (ru) | Способ герметизации устья скважины и устройство для его осуществления | |
RU197998U1 (ru) | Агрегат колтюбинговый для ремонта и обслуживания скважин углеводородного сырья | |
US4201074A (en) | Submersible pipe installation systems | |
US3599436A (en) | Pipeline connections with underwater work chamber | |
RU125618U1 (ru) | Агрегат для ремонта нефтяных и газовых скважин | |
EP2400107B1 (en) | Flexibly restraining service loops in an oil derrick | |
US20090101359A1 (en) | High Pressure Wireline Top-Entry Packoff Apparatus and Method | |
IE44850B1 (en) | Systems for farming and installing pipes beneath the surface of a body of water | |
US4313694A (en) | Submersible pipe installation systems | |
CN221423198U (zh) | 管节止退机构及管节安装装置 | |
CN106837189B (zh) | Sagd生产井的井口排放装置及排气方法 | |
CA2586183C (en) | Conveyor tube for use in installing or replacing a well tool in a producing well and procedures for use of the same |