2.6.Колтюбинговые установкиИ

112

Установки колтюбинговые лёгкого класса предназначены для проведения спуско-подъемных технологических операций с использованием безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) при капитальном, текущем ремонте и интенсификации нефтяных и газовых скважин на малых и средних глубинах (ликвидации гидратных, парафинистых, песчаных отложений и пробок, кислотной обработке призабойной зоны и так далее), без их глушения при давлении на герметизирующем

Колтюбинговые установки среднего класса

Установки колтюбинговые среднего класса предназначены для проведения спуско-подъёмных и технологических операций с использованием безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) при капитальном, текущем ремонте и интенсификации нефтяных и газовых скважин на средних и больших глубинах (ликвидации гидратных, парафинистых, песчаных отложений и пробок, кислотной обработки призабойной зоны и так далее), без их глушения при давлении на герметизирующем

114

Установки колтюбинговые тяжёлого класса предназначены для проведения спуско-подъёмных и технологических операций с использованием безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) при капитальном, текущем ремонте и интенсификации нефтяных и газовых скважин на средних и больших глубинах (ликвидации гидратных, парафинистых, песчаных отложений и пробок, кислотной обработки призабойной зоны и так далее), без их глушения при давлении на герметизирующем устье до 70 МПа, а также для выполнения операций по бурению боковых стволов и горизонтальных скважин и гидравлического разрыва

118

да насосов, герметизатор устья скважины, противовыбросовое оборудование, П-образная мачта, шарнирно соединенная в кормовой части с платформой.

Барабан для намотки трубы и кабина оператора в транспортном положении расположены между стойками П-образной мачты, а инжектор установлен на площадке, расположенной в нижней части П- образной мачты.

Площадка одними концами шарнирно закреплена на стойках мачты, а другими связана через тяги с кормовой частью платформы. В верхней части мачты расположен механизм центрирования с крюковой подвеской, выполненный в виде двух направляющих и каретки с роликами, связанной с гидроцилиндром. Направляющая дуга жестко

связана с инжектором и выполнена в виде двух секций, шарнирно соединенных между собой, при этом секции снабженыИгидроприводом, что обеспечивает их поворот относительно друг друга и позволяет складываться при транспортировании.

Конструкция основных узлов колтюбинговой установки

Барабан намотки Б Т

Рис. 2.72. Общий вид барабана намотки гибкой трубы

В комплект барабана БДТ для гибкой трубы входит и ее укладчик – устройство для обеспечения ровной укладки витков трубы при ее разматывании и наматывании (рис.2.73). 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

119

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.

плен на раме агрегата или иметь вертикальную ось, позволяющую ему поворачиваться с не ольшими отклонениями, что приводит к снижению нагрузкиина элементы агрегата при разматывании или наматывании витков трубы, находящихся на краях барабана. Однако в этом случае усложняютсяС конструкции и рамы, и узла барабана.

Для обеспечения смазки поверхности трубы, направляемой в скважину, и защиты ее от коррозии после извлечения на поверхность проводят орошение (смачивание) трубы, намотанной на барабан. Для этого вдоль нижней части барабана устанавливают распылители, а под ним самим – сборник.

Жидкость, приготовленную на углеводородной основе, на поверхность трубы подает насос при вращении барабана, ее излишки стекают с витков в сборник и опять поступают на прием насоса.

Известны конструкции, где для упрощения процесса смачивания поверхности труб барабан располагают в картере, размер которого подбирают таким образом, чтобы витки трубы, лежащие на барабане, были погружены в смазывающую жидкость. В нижней части картера имеется дренажный трубопровод, служащий для слива скапливающейся там воды.

120

Инжектор (механизм подачи БДТ)

Инжектор предназначен для спуска и подъема БДТ в нефтяные и

Установка для перемотки трубы предназначена для смоткинамотки БДТ диаметром до 88,9 мм с узла намотки (барабана) колтюбинговых установок для замены изношенной или поврежденной тру-

бы (рис. 2.75).

Техническая характеристика установки для перемотки трубы:

Рис. 2.75. Установка для перемотки трубы

малоуглеродистой, низколегированной и нержавеющейИ стали, химический состав которой приведен в табл. 2.1.

В настоящее время большинство гибких труб изготавливают из

тигнуто за счет использования высокопрочных низколегированных сталей, подвергаемых термообработке, включающей закалку и отпуск. Химический состав сталей с содержанием хрома и молибдена обеспечивает способность стали принимать закалку.

Область применения колтюбинговой установки

Колтюбинговые установки используют для разбуривания полости скважин и удаления цементного камня, оставшегося после цементирования скважин, цементных мостов, остатков цемента, который успел затвердеть до того, как раствор был вымыт из полости труб, для удаления плотных пробок из песка, парафина и кристаллогидратов, а также для бурения боковых и горизонтальных отводов эксплуатаци-

онной скважины (рис. 2.76 – 2.84). https://youtu.be/pA0akZS45a4

123

Рис. 2.77. Схема расположения оборудования для разбуривания боковых отводов:

1– колонна гибких труб, 2 – колонна эксплуатационная; 3 – колонна насосно-компрессорных труб; 4 – пакер;

5 – забойный двигатель с породоразрушающим инструментом; 6 – разрушаемая цементная или плотная песчаная пробка; 7 – забой скважины

124

Рис. 2.78. Схема внутрискважинного оборудования, применяемого при разбуривании пробок в полости лифтовых труб:

1 – колонна гибких труб; 2 – стабилизатор (центратор); 3 – забойный двигатель; 4 – породоразрушающий инструмент (долото истирающего типа);

5 – разрушаемая пробка (остатки цемента или плотная песчаная пробка)

125

Рис. 2.79. Схема внутрискважинного оборудования, применяемого при работе с расширителем:

1 – колонна гибких труб; 2 – стабилизатор (центратор); 3 – забойный двигатель; 4 – расширитель; 5 – направляющее (пилотное) долото; 6 – разрушаемая пробка

126

Рис. 2.80. Схема внутрискважинного оборудования, применяемого при работе с механическим резаком: 1 – колонна гибких труб; 2 – стабилизатор (центратор); 3 – забойный двигатель; 4 – резак

127

Рис. 2.81. Оборудование, применяемое при ловильных работах: 1 – колонна гибких труб; 2 – колонна эксплуатационная;

3 – колонна насосно-компрессорных труб; 4 – забойный двигатель; 5 – ловильный инструмент; 6 – извлекаемый из скважины предмет

128

Рис. 2.82. Схема внутрискважинного оборудования, содержащего сдвоенный пакер,

втранспортном (а) и рабочем (б) положениях,

атакже при проведении процесса воздействия (в):

1– колонна гибких труб; 2 – локатор, установленный на КГТ; 3 – верхний пакер; 4 – соединительный патрубок с отверстиями; 5 – нижний пакер;

6 – призабойная зона пласта, подвергаемая воздействию

129

Рис. 2.83. Схема внутрискважинного оборудования при установке цементной пробки: 1 – вода; 2 – жидкость, вытесняемая из скважины; 3 – цемент, закачиваемый по КГТ, 4 – цемент, доставленный в скважину; 5 – пробка; 6 – пластовая жидкость

130

Рис. 2.84. Схема внутрискважинного оборудования при промывке забоя скважины: 1 – жидкость с частицами песка, поднимающаяся на поверхность;

2 – полимерный гель, закачиваемый в скважину; 3 – песок