для чего предназначен инжектор в комплекте колтюбинговой установки

Конструкция гидравлической системы позволяет ей контролировать разгоняющие нагрузки. Разгоняющими называются такие воздействующие на инжектор нагрузки, которые стремятся приводить двигатели. Это может происходить в двух случаях: при ((тяжелой трубе» (при спуске) и «легкой трубе» (при подъеме). «Тяжелой трубой» называется состояние, когда вес ВДТ превышает давление в скважине и силы трения. Развиваемая при этом сила пытается проворачивать цепи и связанные с ними гидравлические двигатели с большей скоростью, чем задано с пульта управления. То же самое происходит и в состоянии «легкой трубы», с той разницей, что воздействующая на цепи и двигатели сила, развиваемая под действием выталкиваемых давлением из скважины БДТ, направленных вверх.

Под действием разгоняющих нагрузок (режим «тяжелой» и «легкой» трубы) двигатели приводятся в действие нагрузками, что заставляет их действовать как насосы. При этом давление на входе падает (поскольку двигатели отсасывают жидкость). Это падение давления вызывает закрытие тормозного клапана, что, в свою очередь, приводит к возрастанию давления на входе и открытию тормозного клапана. Вся эта последовательность занимает миллисекунды, и в результате мы видим плавное контролируемое движение нагрузки (вращение цепей инжектора).
В инжекторе расположены две цепи 4, расположенные друг против друга и поддерживаемые приводными звездочками, расположенными в корпусе привода в нижней части силового блока. На обеих цепях установлены несущие колодки, соединенные между собой приводной втулочно-роликовой цепью с шагом 50,08 мм. На несущих колодках установлены по два четверть-сегментных зажимных вкладыша и эластичные опорные элементы, обеспечивающие равномерный зажим БДТ в колодках. Зажимные вкладыши вставляются в несущие элементы по направляющим и удерживаются на месте специальными планками. Тяговое усилие (осевая нагрузка) передается через несущие колодки посредством двух подшипников, установленных с обратной стороны колодки.
Натяжение цепи необходимо для ликвидации ослабленных участков цепи при ее вращении. Это осуществляется подачей гидравлического давления в четыре гидравлических цилиндра II, которые, в свою очередь, воздействуют непосредственно на цепи через плавающие промежуточные звездочки 21. Параллельно цилиндрам подсоединены аккумуляторы, обеспечивающие амортизацию усилий, прикладываемых к цепям в процессе работы. Гидравлическое давление может регулироваться из кабины, обеспечивая возможность регулировки натяжения цепи в зависимости от условий эксплуатации.
Система поджима цепей состоит из трех пар цилиндров 10, которые воздействуют на две плиты из закаленной стали, между которыми зажимаются ко- лодки цепи, при проходе через зону захвата. Гидравлические цилиндры в парах взаимно противодействуют через штанги 17. Каждый комплект захватов может свободно перемещаться горизонтально в бронзовых втулках в пределах колонны инжектора. Подаваемое на гидравлические цилиндры давление регулируется из кабины по трем отдельным контурам, в каждом из которых установлен аккумулятор для гашения динамических нагрузок, вызываемых работой цепей. Тяговое усилие, прилагаемое к ВДТ, связано с прилагаемой силой сцепления. Соотношение между силой сцепления и силой тяги колеблется от 3:1 до 5:1, в зависимости от многих факторов, включая состояние вкладышей, наличие нефти или иных веществ на поверхности КГТ, толщину стенки КГТ, скорости спуска или подъема и овализацию.

Цепи приводятся в движение звездочками, через привод силового блока аксиально-поршневым регулируемым гидромотором. Скорость гидромотора регулируется оператором из кабины. Гидромотор соединен с установленным на противоположном конце вала тормозом, обеспечивающим безопасность при внешнем падении давления. Тормоз включается оператором из кабины.
Инжектор оснащен двумя гидравлическими датчиками. Нижняя часть инжектора проворачивается на опоре, что производит силовое воздействие на датчик нагрузки. Показания датчика фиксируются на манометре, расположенном в кабине оператора.

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник

Благодаря отсутствию межтрубных соединений создаются условия для постоянной циркуляции. Это ведёт к сокращению колебания давления и поддержанию режима гомогенного пото­ка, что особенно важно при использовании газообразного про­мывочного агента с целью понижения гидростатического давле­ния. Постоянная циркуляция также способствует уменьшению потребления азота, так как отсутствуют потери при продувке и стравливании, характерные во время соединения бурильных труб. Непрерывный процесс промывки скважины позволяет уменьшить возможность отложения шлама в затрубном прост­ранстве и исключить прихваты.

Использование кабеля, пропущенного внутри гибкой трубы, позволяет получать данные геофизических исследований, ин­формацию о скважине и забойном давлении в реальном масшта­бе времени и со скоростью, намного опережающей скорость сис­темы беспроводной телеметрии, применяемой в настоящее вре­мя. Несмотря на то, что применение непрерывной трубы ослож­няет контроль за глубиной спуска, использование при бурении гамма-каротажа и локатора муфт обсадной колонны позволяет проводить перекалибровку глубинометра возле пласта, сокра­щая тем самым предел погрешности измерений. Кабельная те­леметрия позволяет осуществлять непрерывную ориентацию торца инструмента во время бурения, сводя тем самым влияние крутящего момента до минимума.

Колтюбинг может быть использован для бурения новых скважин, для повторного вскрытия пласта, но наибольшую техническую и экономическую эффективность он имеет при бурении вторых наклонных или горизонтальных стволов из существующих скважин. Гибкие трубы позволяют проводить бурение на депрессии и увеличить дебит скважины в 3-8 и более раз. Популярность применения колтюбинга объясняется высокой эффективностью и безопасностью проведения операций.

Использование колтюбинга совместно с другими перспективными технологиями позволяет дополнительно извлекать до 40 % углеводородного сырья.

Сегодня в мире эксплуатируется более 1000 колтюбинговых установок, в т.ч. более половины в Северной Америке. Безусловно, такие работы требуют наличия целого комплекса оборудования, включающего навигационное, нагнетательное, циркуляционное, внутрискважинное, грузоподъемное и так далее.

Итак, с точки зрения экономических и технических преиму­ществ, применение гибкой трубы даёт возможность проводить непрерывное высокоскоростное бурение на депрессии, экономит время на спускоподъемных операциях, сокращает затраты на промывочный агент, требует меньше транспортных операций на перемещение, разгрузку-погрузку оборудования и позволяет осуществлять достаточно точный контроль за скважиной по­средством кабельной телеметрии. Кроме того, использование ус­тановки гибких труб сокращает расходы, связанные с восста­новлением разрушенных подъездных путей.

Что касается экологических достоинств метода, то, как уже отмечалось, негативный эффект на занимаемый участок земли, арендуемой под размещение оборудования, сводится к миниму­му. Ликвидируются разливы жидкостей, опасных для окружа­ющей среды, характерные во время операций свинчивания-развинчивания труб. Закрытая система циркуляции обеспечивает безопасное обращение с рабочими и пластовыми жидкостями.

1 НАЗНАЧЕНИЕ, краткая характеристика инжектора колтюбинговой установки

Инжектор предназначен для спуска и подъема КГТ в нефтяные и газовые скважины.

Инжектор (рисунок 1,1) состоит из следующих основных узлов:
— силового блока, включающего привод 1, колонку 2, раму 3 и основание 5;
— механизма установки направляющего желоба 7, крепящегося на каркас 8;
-герметизатора 6, закрепленного на опоре 9;
-гидроцилиндров прижима цепей 10;
-гидроцилиндров натяжения цепей 11;
-желоба направляющего 12.

В состав инжектора входит гидросистема, включающая: гидроклапаны тормозные, датчики веса трубы, коллектор дренажа, соединения, рукава, пневмогидроаккумуляторы системы натяжения и поджима цепей.

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник

2. Проведите горизонтальную линию из точки пересечения с кривой до оси
ординат и прочитайте на ней значение гидравлического давления тяги.

Значения давления определяются при помощи этого графика с достаточной точностью для большинства условий. Необходимо,однако, помнить, что условия каждой из выполняемых работ являются в некоторой степени уникальными и мо­жет потребоваться отклонение от значений давления, определенных по данному графику.

Инжектор способен спускать КГТ в скважину с тем же усилием, что и при подъеме из скважины. При спуске КГТ в скважину с высоким давлением необходимо снизить давление тяги во избежа­ние изгибания КГТ под цепями.

2.2 Регулировка давления сцепления инжектора

Из нижеприведенного графика определяется рекомендуемое давление сцепления при известной нагрузке от БДТ. На графике указан диапазон значений, соответствующих различным условиям, толщине стенки, овальности трубы и ус­ловиям на устье скважины. Определенные из графика значения будут удовлетво­рительными в большинстве случаев. Тем не менее, необходимо учитывать, что условия в каждом случае различны и могут потребоваться отклонения от опреде­ленных по графику значений.

3 АНАЛИЗ ОТКАЗОВ и других технических проблем, ВЫЯВЛЕННЫХ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ИНЖЕКТОРА КОЛТЮБИНГОВОЙ УСТАНОВКИ М20

4 МОНТАЖ инжектора колтюбинговой установки

4.1 Сборка разборка регулировка инжектора

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник

Инжектор колтюбинговой установки. Анализ условий и режима эксплуатации инжектора колтюбинговой установки

Страницы работы

Содержание работы

ВВЕДЕНИЕ

Во многих странах мира нефтегазодобывающие компании применяют технологии, связанные с использованием длинномерных металлических труб, иногда называемых «гибкими», наматываемых на барабан. Установки, способные производить спуск и подъем длинномерной металлической трубы с временной или постоянной циркуляцией в них, получили название «Сoiled tubing». Они заменяют подъемные установки для капитального ремонта скважин и установки для спуска в скважину под давлением, а в последнее время стали использоваться вместо буровых установок, в том числе и в северных широтах. В последнее время получила очень широкое распространение технология бурения боковых горизонтальных стволов в бездействующих скважинах. Сущность технологии заключается в решении поставленной задачи оптимальным набором простейших операций. В зависимости от геологических, технических, технологических и экономических условий совместно с партнерами принимается один из разработанных вариантов траектории. После проведения в недействующей скважине ремонтно-изоляционных работ выбирается для удаления участок колонны длиной около 6 метров.

Как при бурении горизонтальных скважин, так и при бурении боковых стволов предпочтение отдается стволам со средним радиусом кривизны. Алгоритмы и методика обеспечения точности проводки боковых стволов и расчеты траектории соответствуют аналогичным при бурении горизонтальных скважин.
Кроме бурения боковых горизонтальных стволов возможно бурение боковых наклонно-направленных стволов с заданным отходом точки входа в пласт от старого ствола. Как боковые горизонтальные стволы, так и боковые наклонно-направленные стволы позволяют обеспечить сгущение сетки скважин без больших материальных затрат, что позволяет повысить коэффициент извлечения нефти. Применение данной технологии бурения дает возможность уменьшить отрицательное воздействие на окружающую среду.

В процессе разработки пластов, сложенных рыхлыми, слабосцементированными породами, в скважину вместе с жидкостью проникает большое количество песка. Песчинки при недостаточной для их подъёма скорости восходящего потока жидкости осаждаются на забое, образуя столб песка (пробку), что приводит к серьёзным осложнениям. В результате этого часть эксплуатационного фонда скважин работает с ограничением по дебиту. Рост песчаных пробок на забое скважин приводит к постепенному перекрытию работающих интервалов перфорации, что становится ещё одной причиной снижения дебита скважин вплоть до их полной остановки.

Одним из наиболее эффективных способов борьбы с песчаными пробками является внедрение технологии промывки с применением колтюбинговой установки, оснащённой непрерывной длинномерной трубой.

В основе технологий, связанных с применением длинномерных металлических труб лежит простая идея замены прерывистого процесса работ непрерывным. Очевидно, что при спускоподъемных операциях вместо обычных насосно-компрессорных или бурильных труб с остановками для их свинчивания и развенчивания удобнее и безопаснее безостановочно перемещать гладкую непрерывную длинномерную трубу.

Использование технологии с применением длинномерных труб позволяет выполнять работы по ремонту скважин без ее глушения (с использованием устьевого герметизатора и превентора). В последнем случае исключается влияние технологических растворов на продуктивные пласты, и предотвращают розливы нефтепродуктов на территории куста. Более того, сокращается сроки ремонта скважин, из-за возможности дальнейшего их быстрого освоения и запуска в работу. В результате чего уменьшается потери добычи нефти и газа.

Внедрение колтюбинговых установок снизило объем тяжелого ручного труда, дистанционное управление процессом ремонта позволило сократить время нахождения рабочей вахты в пределах опасной зоны.

Данная технология позволяет производить ремонт скважин без глушения, а, следовательно, без загрязнения продуктивных пластов, сократить сроки проведения ремонта и снизить затраты.

Основное преимущество применения буровой установки с гибкой трубой заключается в устранении необходимости соеди­нения труб, что, в свою очередь, позволяет проводить работы в действующей скважине и обеспечивает непрерывность и кон­тролируемость процесса бурения.

Первоначально гибкие трубы стали использоваться для про­ведения ремонтных промывочно-продавочных работ в действу­ющих скважинах без их глушения. Эта технология показала се­бя как экономически эффективный метод, позволяющий значи­тельно снизить время, необходимое для ремонта скважин, кото­рый традиционно производился с подъёмом колонны НКТ.

Бурение с гибкой трубой ведётся с применением забойных двигателей. Контроль за работами осуществляется с помощью дистанционного управления, поэтому отпадает необходимость присутствия рабочего персонала возле устья скважины, кроме как на время сборки забойного оборудования. Это особенно бла­гоприятно при разбуривании месторождений, содержащих се­роводород. Отсутствие муфт в составе бурильной колонны обес­печивает более простую и эффективную систему уплотнения, выдерживающую давление до 700 ат, что также повышает эф­фективность и безопасность работ.

Источник

Работа инжектора должна проводиться с желобом направляющим.
Направляющий желоб служит для поддержки и направления трубы при вводе ее в инжектор и подаче из скважины обратно на барабан. Направляющий желоб закреплен на регулируемом основании. Положение этого основания может регулироваться в соответствии с различными радиусами изгиба КГТ.

1.1 Регулировка натяжения цепей

При работе инжектора гибких труб в режиме «тяжелой трубы» необходимо поддерживать минимальный уровень давления натяжения цепей. Этот минимальный уровень давления предотвращает появление в цепях чрезмерной слабины. Минимальное давление натяжения цепей составляет 5 МПа. Поддерживание этого минимального давления обеспечивает стабильную работу цепей.
Очень важно обеспечить правильное обслуживание аккумуляторов системы натяжения цепей, расположенных на головке инжектора. Правильное давление предварительной зарядки составляет З МПа. Аккумуляторы предотвращают чрезмерные нагрузки на подшипники, которые могут появиться в ходе работы инжектора.
При работе инжектора гибких труб в режиме легкой трубы (спуск трубы в скважину под давлением) давление натяжения цепей должно соответствовать рабочим нагрузкам. Поддержаниё правильного натяжения цепей при спуске труб в скважину под давлением предотвращает слабину на участке цепей между двигателем и трубой. На графике 1 показано соотношение между давлением натяжения цепей и рабочими нагрузками. Из нижеприведенного графика определяется рекомендуемое давление натяжения цепей при известной нагрузке.
Для расчёта правильной величины давления натяжения цепей:
1. Найдем на оси абсцисс предполагаемую величину нагрузки при спуске трубы в

скважину под давлением.
2. Проведите вертикальную линию из этой точки до пересечения с кривой.
3. Проведите линию из точки пересечения с кривой до оси ординат и прочитайте на ней значение давления натяжения цепей.
Значения давления определяются при помощи этого графика с достаточной точностью для большинства условий. Необходимо, однако, помнить, что условия каждой из выполняемых работ являются в некоторой степени уникальными и может потребоваться отклонение от значений давления, определенных по данному графику в сторону увеличения.
В случае застревания инструмента «затяжки» необходимо;
— остановиться и сбросить давление на приводе инжектора;
— установить давление прижима колодок в соответствии с ожидаемым усилием тяги;
— установить давление натяжения цепи в соответствии с таблицей 1;
В случае не освобождения инструмента произвести «расхаживание» БДТ (произвести несколько раз спуск и подъем до освобождения инструмента). При этом переводить ручку на спуск или подъем при сброшенном давлении на приводе инжектора с последующим повышением давления до устойчивого движения трубы контролируя усилие по индикатору веса не допуская состояния

Для удобства пользования при настройке инжектора рекомендуется ис­пользовать таблицу 1.1

2 Анализ условий и режима эксплуатации инжектора колтюбинговой установки

2.1 Регулировка давления тяги инжектора

До начала каждого вида работ выясните максимальную величину прочности на разрыв КГТ и давление циркуляции для дан­ной операции. Во избежание разрыва КГТ в скважине давление тяги инжектора должно быть ниже давления, требуемого для развития этой силы тяги.

Рисунок 2.1 – График определения давления циркуляции

Из графика определяется рекомендуемое давление. Найдем на оси абсцисс величину усилия тяги инжектора.

1. Проведите вертикальную линию из этой точки до пересечения с кривой.

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник