RU119430U1

RU119430U1 - Грузонесущая полимерная труба

Info

Publication number: RU119430U1
Application number: RU2011105471/03U
Authority: RU
Inventors: Андрей Викторович Робин; Татьяна Андреевна Робина
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Промтехнологии"
Priority date: 2011-02-14
Filing date: 2011-02-14
Publication date: 2012-08-20

Abstract

1. Гибкая грузонесущая полимерная труба, в стенках которой размещены армирующие элементы в виде металлических проволок или лент, отличающаяся тем, что армирующие элементы уложены не менее чем двумя слоями, имеющими угол повива от 15 до 75° к оси трубы, а в стенке трубы продольно или повивом размещен хотя бы один сплошной слой металлической фольги или ленты. ! 2. Гибкая грузонесущая полимерная труба по п.1, отличающаяся тем, что в стенке трубы дополнительно уложены силовые и/или сигнальные проводники.

Description

Решение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано для подъема продукции из скважин при их эксплуатации и освоении, т.е. в процессе добычи нефти, газа, газоконденсата или воды, а также проведении работ по ремонту и скважин и интенсификации притока.

Известна традиционно применяемая технология добычи углеводородов, включающая следующие основные операции: бурение скважин, обустройство обсадной колонны, цементирование, вскрытие продуктивного пласта, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и подъем по ним скважинной жидкости или газа. Подъем скважинных продуктов производится различными способами эксплуатации скважин:

- фонтанным - за счет пластового гидростатического давления жидкость выносится на поверхность;

- газлифтным - путем подачи газа по каналу отличному от НКТ понижается плотность скважинной жидкости и она выносится на поверхность восходящим потоком газожидкостной смеси;

- механизированным - путем установки на нижнем конце НКТ одного из видов насосного оборудования: электроцентробежного насоса (ЭЦН) или штангового глубинного насоса (ШГН) или штангового винтового насоса (ШВН), напором которых скважинная жидкость поднимается на поверхность.

Под конкретный способ эксплуатации формируется и соответствующая компоновка скважинного оборудования или скважинная установка.

Общим у всех вышеперечисленных способов эксплуатации и существующих скважинных установок является применение колонны стальных насосно-компрессорных труб, состоящих из отдельных отрезков длиной до 10 метров, скручиваемых между собой посредством муфтовых резьбовых соединений.

Несмотря на повсеместное применения стальных НКТ им присущи и общеизвестны следующие недостатки, связанные с проведением спускоподъемных операций:

- высокая трудоемкость при монтажных/демонтажных операциях, так например, для монтажа колонны длиной 2000 метров необходимо смонтировать 200 отрезков труб общим весом более 20 тонн;

- при механизированном способе добычи с помощью ЭЦН рядом с колонной НКТ необходимо прокладывать кабель питания, при этом, несмотря на применение различных средств защиты кабеля (протекторов), основные повреждения кабеля происходят при спуско-подъемных операциях.

Кроме того, следует учесть негативные аспекты, возникающие в процессе эксплуатации скважин с металлическими НКТ.

На текущий момент действующий фонд нефтяных скважин в РФ составляет более 150 тысяч единиц. Основные нефтяные и газовые месторождения России вступили на позднюю стадию разработки, для которой характерно осложнение условий добычи повышенной обводненностью, коррозией, солеотложениями,

парафиноотложениями, образованием стойких эмульсий, гидратов.

Все это приводит к усложнению технологии добычи нефти и газа. С каждым годом уменьшается доля скважин разрабатываемых фонтанным способом и увеличивается эксплуатируемых различными механизированными способами с все более сложным составом оборудования. При этом происходит снижение дебита скважины, возрастает обводненность добываемой продукции, происходит снижение пластовых температур и как следствие приводит к следующим осложнениям:

1) Асфальто-парафинистым отложениям на поверхности насосно-компрессорных труб.

2) Отложение солей на поверхности НКТ и обсадной колонны.

3) Пластовая жидкость становиться более минерализованной и коррозионно-активной, что приводит к повышенному износу оборудования и НКТ.

4) Все больший фонд скважин добывают нефть с высоким содержанием сероводорода, который так же приводит к повышенному коррозионному износу оборудования. Вышеперечисленные осложнения приводят к уменьшению

срока межремонтного периода работы оборудования, возрастанию количества ремонтных работ в добывающих скважинах, что влечет за собой резкое увеличение себестоимости добычи нефти и газа. Игнорирование этих факторов может привести к авариям, в том числе и с серьезными последствиями для экологии.

Для преодоления вышеперечисленных недостатков колонны НКТ, возникающих при эксплуатации скважин, существует ряд решений, направленных на улучшение эксплуатационных характеристик насосно-компрессорных труб и муфт, как составной части скважинной установки.

Например, известно техническое решение в виде насосно-компрессорной трубы с комплексным защитным покрытием (патент №2395666, от 30.03.2009). Технический результат достигается за счет повышения эффективности защиты от отложений и абразивного, гидроабразивного и коррозионного износа.

Известно техническое решение в виде теплоизолированной колонны НКТ (патент №2221963 от 31.08.2001). Технический результат достигается снижением тепловых потерь потоком жидкости или газа, проходящим по трубе, за улучшения ее теплоизолирующих свойств.

Однако, недостатками вышеперечисленных и подобных решений является частное ограниченное решение, как правило, одной локальной задачи. Кроме того, применение дополнительных покрытий, упрочнений труб и муфт, приводит как к удорожанию материалов скважинной установки в целом, так и значительному усложнению спуско-подъемных операций.

С появлением в конце прошлого века в нефтедобыче протяженных непрерывных металлических труб стали развиваться и технологии проведения работ на скважинах с использованием этих труб.

Известны технологии применения гибких протяженных стальных труб для проведения различных операций на скважинах, проводимые в России в основном на зарубежном оборудовании, которые получили название «колтюбинг» (coiled tubing). Колтюбинговые технологии позволяют ускорить минимум в два-четыре раза процесс ремонта скважин, а также безопасно проводить работы под давлением.

Подробное описание технологий и требований к агрегатам и оборудованию, применяемым для колтюбинга содержится в книге: Вайншток СМ., Молчанов А.Г., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб.-М.: Издательство Академии горных наук, 1999. 224 с.

Известны технические решения в виде способов, систем и устройств для испытаний на гибкой насосно-компрессорной трубе (Патент №2391502 от 01.09.2006). Способ включает ввод единой колонны гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины и производство большого перечня работ, связанных с исследованиями, интенсификацией притока, изоляционными работами, разобщением пластов и пр.

Устройство включает в себя комплекс различного скважинного технологического оборудования размещенного на колонне гибкой НКТ. Типичное устройство на основе гибкой НКТ включает в себя наземное оборудование, колонну гибкой НКТ, намотанную на бобину, способ спуска гибкой НКТ в ствол скважины и ее подъема оттуда и наземное устройство управления на устье скважины. В ходе процесса сматывания гибкая НКТ подвергается пластической деформации, когда она сходит с бобины и выпрямляется инжектором для спуска в скважину.

В первую очередь приведенное решение подчеркивает удобство, скорость, технологичность и безопасность проведения спускоподъемных операций с гибкой НКТ, однако предлагаемый способ не предусматривает использование гибкой стальной НКТ для добычи скважинной жидкости или газа, а в предлагаемом устройстве отсутствует оборудование для подъема скважинной жидкости по НКТ, что является недостатком этого изобретения.

Известно техническое решение в виде гибкой грузонесущей полимерной трубы и способа ее использования (патент №2315223 от 13.04.2006). Техническим результатом предлагаемой полезной модели является создание конструкции гибкой грузонесущей полимерной армированной трубы для проведения колтюбинговых операций по ремонту скважин с использованием этой трубы. Это техническое решение принято за прототип предлагаемой полезной модели.

Автором этого изобретения, являющимся и автором настоящей заявки, была введена в оборот конструкция протяженной гибкой полимерной армированной трубы, однако область ее применения ограничивалась сферой ремонта скважин, и не включала область нефтегазодобычи или эксплуатации скважин. С учетом новой сферы применения предложенная ранее конструкция имеет недостатки, связанные с технологией изготовления, в частности разделением армирующих элементов на продольные и поперечные.

Техническим результатом предлагаемой полезной модели является создание конструкций более технологичных в изготовлении и имеющих более высокие эксплуатационные характеристики непрерывных гибких полимерных грузонесущих труб высокого давления для проведения подземного ремонта, эксплуатации и освоения скважин.

Необходимый технический результат достигается тем, что в гибкой грузонесущей полимерной трубе, в стенках которой размещены армирующие элементы в виде металлических проволок или лент, армирующие элементы уложены не менее чем двумя слоями, имеющими угол повива от 15 до 75 градусов к оси трубы, а в стенке трубы продольно или повивом размещен хотя бы один сплошной слой металлической фольги или ленты.

Кроме того, в стенке трубы дополнительно уложены силовые и/или сигнальные проводники.

В результате может быть осуществлена замена используемых в настоящее время стальных насосно-компрессорных труб, используемых при эксплуатации и освоении скважин для подъема жидкости или газа из скважины, на гибкие грузонесущие трубы. При этом исключается трудоемкая операция монтажа/демонтажа колонны стальных труб посредством скручивания их резьбовых соединений и достигаются лучшие эксплуатационные характеристики в части - повышенной стойкости к агрессивным средам, пониженной теплопроводности стенок трубы, возможности быстрой транспортировки, меньшей стоимости, высокой надежности и долговечности.

Типовая конструкция гибкой грузонесущей полимерной трубы представлена на фиг.1. Труба состоит из полимерной основы -1 и двух повивов армирующих элементов - 2. На фиг.2 показана установка сплошного слоя металлической ленты 3 в теле трубы. На фиг.3 представлен разрез кабеля ТГ50/80+Зх 16-300-90 Оа с интегрированными в стенку 4 трубы токопроводящими жилами - 5 для питания погружного насоса и электрические и/или волоконно-оптические линии связи 6 для передачи скважинной информации на поверхность.

Наличие линий связи в теле трубы позволяет получить хорошо защищенный от внешних воздействий канал связи и управления скважинной аппаратурой, датчиками и исполнительными механизмами.

Обоснование выбора предлагаемой конструкции гибкой грузонесущей полимерной трубы проведем сравнением прочностных характеристик и технологичность изготовления трубы по сравнению с прототипом.

В прототипе увеличение рабочего давления трубы до предела текучести полимера достигается введением в стенку трубы поперечных и продольных армирующих элементов в виде металлических проволок, лент или высокопрочных химических волокон. Укладка армирующих элементов в стенку трубы производится способом навивки вокруг заготовки трубы. Расчет прочностных характеристик трубы на разрывное усилие и внутреннее гидростатическое давление производится раздельно для каждого типа армирующих элементов - продольного и поперечного без учета влияния этих элементов друг на друга. Пренебрежение этим приводит следующим недостаткам прототипа - дополнительной технологической операции по установке армирующих элементов, усложнению конструкции и удорожанию изделия.

На практике действия армирующих элементов суммируются, поэтому нет необходимости разделять их на продольные и поперечные. При наложении армирующих элементов повивом, количество повивов должно быть не менее двух, наложенных в противоположном направлении для взаимной компенсации крутящего момента, вызываемого армирующими проволоками или лентами.

Для пояснения действия армирующих элементов введем понятие угла повива α. На фиг.4 изображен продольный разрез трубы с полимерными стенками - 7, армирующий элемент в виде проволоки 8, а также осевые линии трубы 9 и армирующего элемента 10. Угол α при этом будет составлять угол между осью трубы и касательной к осевой линии армирующего элемента - проволоки или ленты. На фиг.4 также показаны направление действия силы, вызываемой внутренним давлением трубы на армирующий элемент Р и направление силы F, вызываемой прикладываемой осевой нагрузкой. Реакцию армирующего элемента на действия этих сил, передаваемых армирующим элементом через четверть периода, можно представить продольной Fx и поперечной Fy составляющими. Причем составляющая Fx будет пропорциональна косинусу угла α и обеспечивает грузонесущие свойства трубы, а составляющая Fy будет пропорциональна синусу угла α и обеспечивает прочность трубы на внутреннее давление.

Кроме того, угол повива армирующих элементов определяется еще и условием сплошности полимерной стенки трубы и технологией ее изготовления. Т.к. армирующие элементы накладываются на трубную заготовку с тонкой стенкой и последующим наложением еще одного слоя однотипного полимера, закрывающего армирующие элементы, необходимо, чтобы между армирующими элементами, был зазор, через который происходит горячая сварка слоев полимерного материала и обеспечивается сплошность полимерной стенки трубы. На практике зазор между армирующими элементами составляет 0,5-3 ширины самого элемента. Отношение толщины армирующего элемента в слое к шагу намотки этого элемента называется коэффициентом заполнения.

Расчет максимального внутреннего давления и разрывной нагрузки грузонесущей полимерной трубы, производится исходя из прочности армирующих элементов по следующим формулам:

- Разрывная нагрузка трубы Рн - δ·n·S·sin α,

где δ - предел прочности армирующего элемента, МРа,

n - количество армирующих элементов,

S - сечение одного армирующего элемента, м²,

sin α - синус угла повива поперечного армирующего элемента.

- Максимальное давление

где δ - предел прочности армирующего элемента, МРа

h - толщина армирующего элемента, мм,

d - диаметр повива армирующего элемента, мм,

b - ширина армирующего элемента, мм

l - расстояние между соседними армирующими элементами, мм

cos α - косинус угла повива продольного армирующего элемента.

Для примера возьмем две конструкции полимерной армированной трубы:

1. ТГ25/42-100-90 Оа, внешним диаметром 42 мм, с двумя противоположными повивами армирующих элементов из проволоки диаметром 1,5 мм и разрывной прочностью 1800 МПа. Количество проволок в первом повиве 30 во втором 35, коэффициент заполнения повивов ~0,5.

2. ТГ10/22-35-90 Оа, внешним диаметром 22 мм, с двумя противоположными повивами армирующих элементов из проволоки диаметром 0,9 мм и разрывной прочностью 1800 МПа. Количество проволок в первом повиве 15 во втором 18, коэффициент заполнения повивов ≈0,5.

Расчетные значения разрывной прочности и максимального гидростатического давления в зависимости от угла повива α представлены в таблице 1: ТГ25/43-120-90 Оа

Таблица 1

Угол повива, град	15	25	35	45		55	65		75
Усилие, кН	201	188	170	147		119	88		54
Давление, Мпа	9	15	20	25		29	32		34
ТГ10/22-40-90 Оа
Угол повива, град	15	25	35	45	55		65	75
Усилие, кН	53	49	45	39	31		23	14
Давление, Мпа	14	23	31	38	44		49	52

В зависимости от назначения, например для выкидных трубопроводов, монтируемых на поверхности, требования по внутреннему гидростатическому давлению не превышают 8,0 МПа, а для скважинных трубопроводов, закрепляемых к арматуре скважин, не предъявляется особых требований по разрывному усилию. Таким образом, как видно из таблицы трубы, имеющие произвольный угол укладки армирующих элементов без разделения на продольные и поперечные, могут найти применение. Конкретная величина угла укладки армирующих элементов определяется сферой применения трубы и может составлять от 15 до 75 градусов.

Общим недостатком для всех полимеров является снижение механической прочности с ростом температуры. Вследствие аморфной структуры предел текучести полимеров уменьшается задолго до температуры плавления. В таблице приведены значения пределов текучести основных материалов для стенок трубы -полиэтилена 273-81К и сополимера пропилена 02015 от температуры (МПа):

	Температура, град.С
	До 80	90	100	1 10	120
Полиэтилен	27	24	20	14	6
Сополимер полипропилена	30	29	25	18	10

Несмотря на то, что оба материала имеют температуру плавления около 180 градусов реальная температура эксплуатации ограничена 100 градусами Цельсия, при этом каких-либо нарушений в структуре полимера не происходит и он способен неограниченно длительное время сохранять свои свойства при этой температуры. Повышение температурной стойкости достигается укладкой в теле трубы хотя бы одного сплошного слоя фольги или тонкой металлической ленты. Изготовленные образцы труб со слоем алюминиевой ленты толщиной 0,2 мм имели термостойкость °С, т.е. выдерживали рабочее давление 20 МПа неограниченное время.

Предлагаемые варианты конструктивных исполнений гибких грузонесущих полимерных армированных труб позволят упростить технологический процесс их изготовления и повысят эксплуатационные свойства.

Claims

1. Гибкая грузонесущая полимерная труба, в стенках которой размещены армирующие элементы в виде металлических проволок или лент, отличающаяся тем, что армирующие элементы уложены не менее чем двумя слоями, имеющими угол повива от 15 до 75° к оси трубы, а в стенке трубы продольно или повивом размещен хотя бы один сплошной слой металлической фольги или ленты.

2. Гибкая грузонесущая полимерная труба по п.1, отличающаяся тем, что в стенке трубы дополнительно уложены силовые и/или сигнальные проводники.