1474
.pdfДля обеспечения регулирования в широком диапазоне ско ростей перемещения колонны гибких труб и приемлемых энер гетических показателей агрегата применяют систему регулиро вания скорости.
При перемещении колонны гибких труб во время выполне ния спускоподъемных операций (высокая скорость) для пита ния гидромоторов используется насос большой подачи. Подача рабочей жидкости от него к гидромоторам осуществляется дву мя параллельно включенными распределителями с электрогидравлическим управлением.
Для кратковременного регулирования скорости перемещения трубы применяется регулятор подачи, однако длительная его эксплуатация при работе транспортера от насоса будет приво дить к перегреву гидросистемы.
При перемещении колонны гибких труб во время выполнения операций по размыву пробки или «растеплению» колонны (низ кая скорость) для питания гидромоторов используется насос с малой подачей. Он питает гидромоторы через редукционный кла пан. Распределитель направляет рабочую жидкость от редукцион ного клапана через обратный клапан на вход регулятора подачи.
Таким образом, плавное регулирование скорости перемеще ния гибкой трубы осуществляется регулятором подачи, а ступен
чатое — включением распре |
|
|
|
|
делителей. Плавное регули |
|
т В Н 4 |
т |
В Н 5 |
рование скорости перемеще |
щ |
|
Щ Ц 1 3 |
|
ния трубы может быть обес |
|
_______________ 1 |
|
|
|
|
И г — |
||
печено применением регули |
|
|
|
|
руемых насосов и моторов. |
|
П |
В |
Г ^ |
Для регулирования уси |
|
|||
лия прижима плашек транс |
|
± В Н 6 |
± В Н 7 |
|
|
|
|
|
|
портера к гибкой трубе |
|
|
|
|
(рис. 10.61) служат гидроци |
|
к |
|
|
линдры Ц12—Ц21, располо |
|
|
|
|
|
тВН20 ? 1 |
|
|
|
женные равномерно по вы |
|
J -B H 2 1 |
||
соте транспортера. Все они |
Ц 20 |
иLiaii |
||
соединены параллельно. |
|
|||
Для отключения отдельных |
L ____ . |
Hi f |
||
Рис. 10.61. Гидропривод механизма |
||||
прижима плашек транспортера |
|
^ В Н 2 2 |
^ В Н 2 3 |
ку и отпуск. Химический состав сталей отличается повышен ным содержанием хрома и молибдена, обеспечивающих способ ность стали принимать закалку.
Прочность труб из низколегированных сталей выше малоуг леродистых на 40% (предел текучести 690—760 МПа) при сохра нении пластических свойств.
К преимуществам труб, изготавливаемых из низколегирован ных сталей, следует отнести их высокую прочность при стати ческих и циклических нагрузках.
Однако их недостатком является сложность ремонта в промыс ловых условиях, так как выполнение сварочных работ приводит
кместному отпуску и снижению предела текучести до 550 МПа.
Вкачестве примера использования нержавеющей стали для изго товления труб можно привести сталь 08Х18Н10Т (ГОСТ 5632-72).
Вначале 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:
Сплав |
«2» |
«12» |
«Бета-С» |
|
Предел текучести (минимальный), |
280 |
480 |
970 |
|
МПа |
||||
|
|
|
||
Предел прочности при растяжении |
|
|
|
|
(минимальный), МПа |
345 |
550 |
1030 |
|
Удлинение при разрушении, % |
20 |
18 |
12 |
В настоящее время изготовителями непрерывных труб за ру бежом применяется следующая технология изготовления труб из малоуглеродистых и низколегированных сталей:
—вначале из рулонов тонколистовой стали необходимой тол щины вырезают непрерывные ленты, ширина которых соответ ствует длине окружности образующей готовой трубы. Длина полос определяется возможностями прокатных станов производителей листа. Для США она соответствует 570 м, для Японии — 900—1000 м;
—отдельные ленты сваривают встык, причем листы соединяют либо наискосок, либо «ласточкиным хвостом». Швы зачищают, по верхность обрабатывают механически и термически. После этого качество сварочных швов проверяют с помощью дефектоскопии;
— полученную стальную ленту направляют в трубопрокат ный стан, где она проходит между валками, формирующими из нее трубу. Для соединения кромок последней применяют куз нечную сварку в атмосфере инертного газа — кромки трубы на гревают с помощью индуктора, а затем прижимают друг к другу валками;
— с наружной поверхности трубы механическим способом удаляют сварочный грат и зачищают стык;
—зону сварочного шва подвергают отпуску и последующему охлаждению;
—проверяют качество шва;
—трубу пропускают через калибровочный стан и подвергают окончательной термообработке — среднему отпуску с последу ющим 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 низколеги рованной стали заключаются в том, что после калибровки ко лонну подвергают закалке и последующему отпуску. В результа те материал приобретает мартенситную структуру.
В настоящее время фирмами США и Канады освоен выпуск колонн непрерывных труб со следующими характеристиками:
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 |
2,12-3,33 |
|
Допустимое растягивающее |
65,5 |
58,8-92,8 83,4-162,5 |
127,7-199,3 |
||
усилие, кН |
|||||
|
|
|
|
||
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 |
170,5-236,2 |
19,6-27,3 |
26,5-32,8 |
||
усилие, кН |
|||||
|
|
|
|
||
Испытательное давление, МПа |
45,9-65,3 |
40,2-57,1 |
38,4-48,1 |
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: |
56 |
|
60 |
45 |
20 |
56 |
|||
10ГМФ |
90 |
90 |
95 |
83 |
Диаметр трубы, мм: |
42 |
|
|
|
условный |
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: |
|
32 |
|
|
20 |
40 |
30 |
24 |
|
10ГМФ |
64 |
53 |
48 |
38 |
Одной из основных задач, стоящих перед отечественными про изводителями труб, является увеличение их долговечности при малоциклическом нагружении с упруго-пластическими дефор мациями.
10.7.НАЗЕМНОЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Кназемному технологическому оборудованию, применяемо му при проведении подземных ремонтов скважин относится противовыбросовое оборудование, оборудование для вращения бурильной или иной колонны труб нефтяного сортамента, на сосных и компрессорных установок для обеспечения закачки технологических жидкостей, газов и пен в скважину, установок для приготовления технологических составов. Некоторые из пе речисленных видов оборудования уже были рассмотрены в на стоящей книге ранее (см. раздел 2, часть1, раздел 10.6.5 части 2), остальные будут представлены ниже.
Противовыбросовое оборудование предназначено для гермети зации устья нефтяных и газовых скважин с целью предупреждения выбросов и открытых фонтанов. При помощи этого оборудования можно быстро и надежно герметизировать устье скважины при наличии и отсутствии в ней колонны труб; осуществить расхажи вание и проворачивание колонны труб при герметизированном ус тье для предотвращения прихвата; создать циркуляцию раствора с противодавлением на пласт; закачать раствор в пласт насосами или насосными агрегатами и осуществить срочную разрядку скважины.
Оборудование различают по применению в зонах с умерен ным и холодным климатом, а также по добываемой жидкости — с некоррозионной средой и с содержанием H2S и С 02 до 6% по объему каждого компонента.
При капитальном ремонте скважин применяют Оборудова ние Противовыбросовое (ОП) [56].
Оборудование противовыбросовое ОП 1а-180x35 состоит из стволовой части, манифольда МПБА-80х35 и гидравлического управления типа ГУПЮОБр-1.
Стволовая часть (рис. 10.62) включает в себя плашечные пре венторы ПП 180x35 и крестовину. Плашечные превенторы пред-
Рис. 10.62. Схема оборудования ОП1а180x35:
1 — установка гидравлического управления; 2 — надпревенторная катуш ка; J — плашечный превентор; 4 — блок дросселирования; 5 — катушка; 6 — крестовина; 7— напорная труба; 8 — задвижка с гидроприводом; 9 — блок глушения. Линия: I — глушения; II — дросселирования
назначены для установки сменных плашек под трубы диамет |
||
ром 60—114 мм, расхаживания в пределах гладкой части колон |
||
ны труб, удержания плашками колонны труб и фиксация пла |
||
шек в закрытом положении в случае отключения или выхода из |
||
строя гидравлического управления. |
|
|
Манифольд обеспечивает глушение и разрядку скважины, |
||
замещение раствора, промывку и создание противодавления на |
||
пласт. |
|
|
Основные элементы манифольда смонтированы на отдель |
||
ных транспортабельных блоках. |
|
|
Технические характеристики этого оборудования приведены |
||
ниже. |
|
|
Условный проход: |
|
|
стволовой части мм:................................................................ |
|
180 |
манифольда и боковых стволов стволовой |
|
|
части крестовины..................................................................... |
|
80 |
Давление, МПа: |
|
|
рабочее...................................................................................... |
|
35 |
пробное |
|
70 |
Тип основного привода............... |
Дистанционный гидравлический |
|
Условный диаметр уплотняемых труб, мм......................... |
33—127 |
|
Нагрузка на плашки плашечного |
|
|
превентора, кН: |
|
|
от массы колонны.................................................................. |
|
900 |
выталкивающая...................................................................... |
|
280 |
Скважинная среда............................. |
Некоррозионная (нефть, газ, |
|
газоконденсат, промывочная жидкость, |
||
|
|
вода и их смеси) |
Температура скважинной среды, °С, не более........................ |
150 |
|
Масса полного комплекта, кг............................................... |
|
12 880 |
Оборудование противовыбросовое ОПК-180х35К2 состоит из |
||
стволовой части, манифольда МПБ2-80х35К2 и гидравлическо |
||
го управления типа СН6. |
|
|
Стволовая часть включает в себя универсальный превентор |
||
ПУ1-180х35К2, плашечный превентор ПП-180х35К2 и кресто |
||
вину (рис. 10.63). |
|
|
К насосным установкам или прямой сброс
Рис. 10.63. Схема оборудования ОПК-180х35К2:
1 — блок глушения; 2 — крестовина; 3 — превентор универсальный; 4 — превентор плашечный; 5 — колонная головка; 6 — блок дросселирова ния; 7 — пульт управления дросселем. Линия: / — глушения; // — дроссе лирования
Универсальный превентор обеспечивает герметизацию устья скважины вокруг части колонны труб, а также при отсутствии труб в скважине, расхаживание и проворачивание колонны труб, протаскивание замковых соединений, имеющих специальные фаски.
Плашечный превентор предназначен для установки сменных плашек под трубы диаметром 60—114 мм, расхаживания в пре делах гладкой части колонны труб и фиксации плашек в закры том положении в случае отключения или выхода из строя гид равлического управления.
Манифольд обеспечивает глушение и разрядку скважины, замещение раствора, промывку и создание противодавления на пласт.
Основные элементы манифольда смонтированы на отдель ных транспортабельных блоках.
Технические характеристики оборудования приведены ниже.
Условный проход, мм: |
|
|
|
|
стволовой части....................................................................... |
|
|
|
180 |
манифольда и боковых отводов |
|
|
||
стволовой части крестовины................................................... |
|
80 |
||
Давление, МПа: |
|
|
|
|
рабочее....................................................................................... |
|
|
|
35 |
пробное |
|
|
|
70 |
Тип основного привода |
............... Дистанционный гидравлический |
|||
Условный диаметр уплотняемых труб, мм............ |
60; 73; 89; 114 |
|||
Нагрузка на плашки плашечного превентора, кН: |
|
|||
от массы колонны............................................................. |
|
|
|
900 |
выталкивающая...................................................................... |
|
|
|
280 |
Скважинная среда....... |
Коррозионная (нефть, газ, газоконденсат, |
|||
|
|
промывочная жидкость и их смеси |
||
с содержанием |
и С 02 до 6 % (по объему) |
|||
Температура скважинной среды, °С, не более.......................... |
100 |
|||
Масса комплекта, кг.............................................................. |
|
|
|
13 960 |
Превентор одна из основных частей противовыбросового обо |
||||
рудования. Плашечные превенторы используются в нем всегда. |
||||
В свою очередь плашечные превенторы могут быть с ручным |
||||
ППР 156x320 или гидравлическим ППГ156x320 приводом. |
||||
Конструкция основных деталей и узлов ППР корпуса, кры |
||||
шек, плашек аналогична конструкции превентора ППГ, отлича |
||||
ется от него типом привода плашек. |
|
|||
Превентор ППР (рис. 10.64) состоит из корпуса 7, крышки |
||||
корпуса 2 и плашек 5. |
|
|
|
|
Корпус — стальная отливка коробчатого сечения с вертикаль |
||||
ным проходным отверстием круглого сечения и сквозной пря |
||||
моугольной горизонтальной полостью, в которой расположены |
||||
плашки. Прямоугольная полость корпуса с обеих сторон закры |
||||
та крышками. Плашки разъемные состоят из корпуса с установ |
||||
ленными в нем сменными вкладышами и резиновыми уплотне |
||||
ниями. |
|
|
|
|
В превенторе ППР плашка 5 перемещается при помощи |
||||
расположенных в крышке 2 корпуса 1 винта 4 и штока 3, об |
||||
разующих две телескопические винтовые пары (с резьбами |
||||
разных направлений), |
|
которые |
приводятся |
во вращение от |