RU2151264C1 - Агрегат с непрерывной колонной гибких труб для ремонта скважин, оборудованных штанговыми насосами - Google Patents
Агрегат с непрерывной колонной гибких труб для ремонта скважин, оборудованных штанговыми насосами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2151264C1 RU2151264C1 RU96111374A RU96111374A RU2151264C1 RU 2151264 C1 RU2151264 C1 RU 2151264C1 RU 96111374 A RU96111374 A RU 96111374A RU 96111374 A RU96111374 A RU 96111374A RU 2151264 C1 RU2151264 C1 RU 2151264C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flexible pipe
- well
- radius
- unit
- ejector
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, а именно к устройствам для выполнения подземного ремонта скважин с использованием колонны гибких труб, и служит для выполнения внутрискважинных работ - промывка, удаление гидратных и парафиновых пробок в скважинах, оборудованных штанговым насосом. Агрегат с непрерывной колонной гибких труб для ремонта скважин, оборудованных штанговыми насосами, содержит транспортную базу, на раме которой установлена кабина управления, трансмиссия, барабан для намотки гибкой трубы, эжектор, обеспечивающий принудительную подачу и извлечение гибкой трубы в скважину, оборудованную штанговым скважинным насосом, на устье которой установлена эксцентричная планшайба, механизмы перевода эжектора и кабины управления в рабочее положение. Герметизатор устья снабжен криволинейным полым элементом и дополнительным уплотнительным узлом, расположенным в нижней его части и шарнирно соединенным с планшайбой скважины. Внутренняя полость криволинейного полого элемента соединена с лубрикатором. Криволинейный полый элемент выполнен с радиусом кривизны, удовлетворяющим условию R= >r Е/s, где R - радиус кривизны гибкой трубы (равен радиусу кривизны изогнутой трубы); r - наружный радиус гибкой трубы в поперечном сечении; Е - модуль упругости материала гибкой трубы; s - предел упругости материала гибкой трубы. Изобретение обеспечивает увеличение производительности труда при ремонте скважин без подъема колонны насосно-компрессорных труб. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, а именно к устройствам для выполнения подземного ремонта скважин с использованием колонны гибких труб, и служит для выполнения внутрискважинных работ - промывки, удаления гидратных и парафиновых пробок в скважинах, оборудованных штанговым насосом.
Известна конструкция агрегата подземного ремонта с использованием колонны гибких труб, содержащего транспортную базу, на раме которой установлена кабина управления, трансмиссия, барабан для намотки гибкой трубы, трубоукладчик, эжектор, обеспечивающий принудительное перемещение гибкой трубы, механизмы перевода эжектора и кабины управления в рабочее положение, герметизатор устья [1].
Недостатком этой конструкции является невозможность использования ее на скважинах, оборудованных штанговыми насосами, поскольку монтажу эжектора над устьем скважины препятствует расположенное на ней устье с устьевым уплотнением, канатной подвеской и балансиром станка-качалки.
Технической задачей, решаемой предлагаемым устройством, является обеспечение выполнения операций подземного ремонта скважин, оборудованных штанговыми насосами, без подъема колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Необходимость выполнения подобных работ может возникнуть при образовании гидратных или водяных пробок в стволе скважины и внутренней полости колонны НКТ. При этом извлечение колонны НКТ невозможно без предварительного разрушения образовавшейся пробки, которая в свою очередь не может быть удалена без извлечения внутрискважинного оборудования (в том числе колонны НКТ). Предлагаемое устройство должно обеспечить возможность проведения промывки скважины, создание циркуляции промывочной жидкости в кольцевом пространстве между эксплуатационной колонной и НКТ при одновременной работе штангового скважинного насоса.
Указанная задача решается за счет выполнения герметизатора устья в виде криволинейного полого элемента, снабженного дополнительным уплотнительным узлом в нижней его части и шарнирно соединенного с планшайбой скважины, при этом внутренняя полость криволинейного полого элемента соединена с лубрикатором.
Сопоставительный анализ заявляемого решения с прототипом показывает, что заявляемое решение соответствует критерию "новизна".
Сравнение заявленного решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в данной области техники не позволило выявить в них признаки, отличающие заявленное решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию "изобретательский уровень".
Схема агрегата подземного ремонта приведена на фиг. 1, где показан его общий вид сбоку в рабочем положении на скважине (кабина машиниста агрегата условно показана в транспортном положении), на фиг. 2 показан агрегат в рабочем положении, вид сверху.
Агрегат устроен следующим образом: на раме 1 транспортной базы 2 установлена рама агрегата 3, в средней части которой установлен барабан 4 для колонны гибких труб 5. Для укладки трубы на барабан при наматывании и сматывании служит укладчик 6.
За кабиной водителя транспортной базы 2 располагается бак масляной системы 7, а рядом с ним ( в транспортном положении) находится кабина оператора 8. В рабочем положении кабина оператора 8 находится сбоку агрегата, установленная на поворотной консоли.
В кормовой части агрегата расположен эжектор 9. Под эжектором 9 располагается герметизатор устья 10 гибкой трубы 5. Эжектор 9 и герметизатор 10 - располагаются над устьем скважины 11 с устьевым оборудованием, включающим эксцентричную планшайбу 12 с уплотнителем 13 устьевого штока 14 и шарнир 15.
Герметизатор устья 10 снабжен криволинейным полым элементом 16 (изогнутой трубой), установленной ниже него. Внизу криволинейного элемента 16 установлен дополнительный уплотнительный узел 17. Герметизатор вместе с криволинейным элементом 16 и дополнительным уплотнительным узлом 17 шарниром 15 соединен с эксцентричной планшайбой 12, установленной на устье скважины 11. Внутренняя полость криволинейного полого элемента 16 соединена с лубрикатором 18, обеспечивающим подачу смазывающей жидкости. (В качестве лубрикатора применяется стандартное устройство для подачи смазки к узлам трения, широко используемое в станочном оборудовании. Поэтому в настоящем описании оно подробно не рассматривается).
В рабочем положении эжектор 8 опирается на устье скважины 11, передавая на ее усилие через криволинейный элемент 16, корпус дополнительного уплотнительного узла 17 и шарнир 15, смонтированный на эксцентричной планшайбе 12.
Устьевой шток 14 колонны штанг, приводящих в действие скважинный насос, соединен траверсой 19 с канатной подвеской 20. Последняя, в свою очередь, связана с головкой балансира 21 станка-качалки 22. (На схеме показана только часть переднего плеча балансирного станка-качалки.)
Механизм установки эжектора 9 в рабочее положение выполнен в виде гидравлического подъемника, состоящего из стоек 23, шарнирно соединенных с рамой 3 агрегата. Стойки 23 служат направляющими для подвижной площадки 24, на которой смонтирован эжектор 9. Перемещение площадки 24 относительно стоек 23 осуществляется гидравлическими цилиндрами, которые на рисунке условно не показаны.
Механизм установки эжектора 9 в рабочее положение выполнен в виде гидравлического подъемника, состоящего из стоек 23, шарнирно соединенных с рамой 3 агрегата. Стойки 23 служат направляющими для подвижной площадки 24, на которой смонтирован эжектор 9. Перемещение площадки 24 относительно стоек 23 осуществляется гидравлическими цилиндрами, которые на рисунке условно не показаны.
Рама 3 агрегата снабжена четырьмя аутригерами 25.
Для нагнетания технологической жидкости в колонну гибких труб в процессе проведения операций подземного ремонта агрегат оборудован насосом (винтовым или многоступенчатым центробежным). Они расположены вдоль борта транспортной базы и имеют гидропривод. Питание исполнительных органов гидропривода обеспечивается блоком насосов, приводимым в действие от коробки отбора мощности ходового двигателя транспортной базы агрегата.
Работа агрегата осуществляется следующим образом.
После разворачивания агрегата из транспортного положения стойки 18 поднимаются гидроподъемниками в наклонное положение (см. фиг. 1), а площадка 24 устанавливается на высоте, обусловленной конкретными размерами и высотой устья 11 обслуживаемой скважины. Эжектор 9 вместе с герметизатором устья 10 и криволинейным элементом 16 с дополнительным уплотнительным узлом устанавливается на шарнире 15 оборудования устья скважины. Кабина машиниста 8, укрепленная на консоли, поворачивается на 90o (см. фиг. 2). При этом из кабины хорошо видны и барабан 4 с укладчиком 6, и зона устья скважины с эжектором 9 и герметизатором 10 устья.
В процессе работы агрегата гибкая труба 5 с барабана 4 через укладчик 6 направляется в эжектор 9 и подается им в герметизатор 10. При подъеме трубы укладчик 6 обеспечивает равномерную намотку трубы 5 на барабан 4.
При спуске гибкая труба 5, выходящая из эжектора 9 через герметизатор 10. направляется в изогнутую трубу 16, дополнительный уплотнительный узел 17 и попадает в полость скважины 12. В процессе перемещения по изогнутой трубе 16 происходит упругое деформирование гибкой трубы 5. Это обеспечивается соответствующим подбором соотношения радиуса кривизны R гибкой трубы.
Для обеспечения упругого деформирования гибкой трубы 5 радиус ее кривизны должен удовлетворять условию:
R = > r • E/s,
где R - радиус кривизны гибкой трубы 5 (равен радиусу кривизны изогнутой трубы 16);
r - наружный радиус гибкой трубы в поперечном сечении;
E - модуль упругости материала гибкой трубы;
s - предел упругости материала гибкой трубы.
R = > r • E/s,
где R - радиус кривизны гибкой трубы 5 (равен радиусу кривизны изогнутой трубы 16);
r - наружный радиус гибкой трубы в поперечном сечении;
E - модуль упругости материала гибкой трубы;
s - предел упругости материала гибкой трубы.
Пример. При использовании в качестве материала гибкой трубы малоуглеродистой стали типа "сталь 10" радиус кривизны составляет 12 - 13 м.
Для уменьшения сил трения, возникающих при перемещении гибкой трубы внутри изогнутой трубы, ее внутренняя полость заполнена смазкой, которая подается лубрикатором 18. Истечению смазки из полости гибкой трубы препятствует герметизация устья 10 и дополнительное уплотнение 17.
При выходе гибкой трубы из дополнительного уплотнения 17 ее ось приобретает прямолинейную форму в силу упругих свойств материала, из которого она изготовлена. Труба 5 спускается в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и колонной НКТ. Спуск гибкой трубы сопровождается прокачиванием через нее технологической жидкости, обеспечивающей промывку полости скважины и прогрев НКТ. После промывки ледяной (гидратной) пробки и прогрева колонны НКТ производится запуск привода штангового скважинного насоса (балансирный станок-качалка 22). При этом головка балансира 21 начинает качаться и перемещать канатную подвеску 20 вместе с устьевым штоком 14. В результате штанговый скважинный насос начинает откачку пластовой жидкости, которая поднимается по внутренней полости НКТ.
Конструкция предлагаемого устройства позволяет эксплуатировать скважину штанговым насосом и одновременно производить промывку кольцевого пространства технологической жидкостью до тех пор, пока скважина не выйдет на стационарный режим. Далее, не прекращая работы скважинного насоса, производится подъем колонны гибких труб, демонтируется эжектор, и агрегат подземного ремонта удаляется из скважины.
Источник информации
1. А.с. СССР N 1439197, кл. E 21 B 22/00, 1988.
1. А.с. СССР N 1439197, кл. E 21 B 22/00, 1988.
Claims (1)
- Агрегат с непрерывной колонной гибких труб для ремонта скважин, оборудованных штанговыми насосами, содержащий транспортную базу, на раме которой установлена кабина управления, трансмиссия, барабан для намотки гибкой трубы, эжектор, обеспечивающий принудительную подачу и извлечение гибкой трубы в скважину, оборудованную штанговым скважинным насосом, на устье которой установлена эксцентричная планшайба, механизм перевода эжектора и кабины управления в рабочее положение, герметизатор устья, отличающийся тем, что герметизатор устья снабжен криволинейным полым элементом и дополнительным уплотнительным узлом, расположенным в нижней его части и шарнирно соединенным с планшайбой скважины, причем внутренняя полость криволинейного полого элемента соединена с лубрикатором, а криволинейный полый элемент выполнен с радиусом кривизны, удовлетворяющим условию
R = > r • E/s,
где R - радиус кривизны гибкой трубы, м;
r - наружный радиус гибкой трубы в поперечном сечении, м;
Е - модуль упругости материала гибкой трубы, Па;
s - предел упругости материала гибкой трубы, Па.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96111374A RU2151264C1 (ru) | 1996-06-05 | 1996-06-05 | Агрегат с непрерывной колонной гибких труб для ремонта скважин, оборудованных штанговыми насосами |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96111374A RU2151264C1 (ru) | 1996-06-05 | 1996-06-05 | Агрегат с непрерывной колонной гибких труб для ремонта скважин, оборудованных штанговыми насосами |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU96111374A RU96111374A (ru) | 1998-09-27 |
RU2151264C1 true RU2151264C1 (ru) | 2000-06-20 |
Family
ID=20181585
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU96111374A RU2151264C1 (ru) | 1996-06-05 | 1996-06-05 | Агрегат с непрерывной колонной гибких труб для ремонта скважин, оборудованных штанговыми насосами |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2151264C1 (ru) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011057369A1 (pt) * | 2009-11-16 | 2011-05-19 | Paula Luize Facre Rodrigues | Sistema para despressurização de linhas e equipamentos submarinos e método para remoção de hidrato |
RU2455463C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонта скважины |
US9169102B2 (en) | 2011-12-23 | 2015-10-27 | C6 Technologies As | Drum unit for a well intervention string |
US9228395B2 (en) | 2011-12-23 | 2016-01-05 | C6 Technologies As | Flexible routing device for well intervention |
US9482064B2 (en) | 2012-05-30 | 2016-11-01 | C6 Technologies As | Drum unit with an arch compensator for a well intervention string |
-
1996
- 1996-06-05 RU RU96111374A patent/RU2151264C1/ru active
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011057369A1 (pt) * | 2009-11-16 | 2011-05-19 | Paula Luize Facre Rodrigues | Sistema para despressurização de linhas e equipamentos submarinos e método para remoção de hidrato |
RU2455463C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонта скважины |
US9169102B2 (en) | 2011-12-23 | 2015-10-27 | C6 Technologies As | Drum unit for a well intervention string |
US9228395B2 (en) | 2011-12-23 | 2016-01-05 | C6 Technologies As | Flexible routing device for well intervention |
NO340587B1 (no) * | 2011-12-23 | 2017-05-15 | C6 Tech As | Fleksibel ledeanordning for brønnintervensjon |
US9482064B2 (en) | 2012-05-30 | 2016-11-01 | C6 Technologies As | Drum unit with an arch compensator for a well intervention string |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3732143A (en) | Method and apparatus for drilling offshore wells | |
RU2378479C2 (ru) | Способ и устройство для выполнения операций в стволе подземной скважины посредством использования гибких обсадных труб | |
CA2419650C (en) | System for performing wellbore operations | |
CA2863292C (en) | A method and an apparatus for retrieving a tubing from a well | |
US8256504B2 (en) | Unlimited stroke drive oil well pumping system | |
CA2191473C (en) | Top entry apparatus and method for a drilling assembly | |
US6502639B2 (en) | Hollow tubing pumping system | |
CA1183517A (en) | Combination clean-out and drilling tool | |
US7438126B2 (en) | Apparatus for controlling a tool having a mandrel that must be stroked into or out of a well | |
NO313600B1 (no) | Fremgangsmåte for tilbakehenting av en rotasjonspumpe fra en brönnkanal og en rotasjonspumpeenhet for lösbar sammenkopling medet drivverk | |
MXPA06006444A (es) | Disposicion y metodo de bombeo alternativo con varillas huecas sin caneria de produccion. | |
EP1751390B1 (en) | Apparatus and method for modified horizontal directional drilling assembly | |
CA2216668C (en) | Telescoping joint for use in a conduit connected to a wellhead and zone isolating tool for use therewith | |
CN104995370A (zh) | 径向夹持/密封系统和设有其的用于(半)连续的钻进钻孔的钻进系统,包括此种系统的钻机,和用于其的方法 | |
RU2151264C1 (ru) | Агрегат с непрерывной колонной гибких труб для ремонта скважин, оборудованных штанговыми насосами | |
Skinner | Hydraulic rig technology and operations | |
CN1256350A (zh) | 从地层内所钻的油井中抽提流体的设备和方法 | |
RU2154146C2 (ru) | Агрегат подземного ремонта скважин с непрерывной колонной гибких труб | |
US2605083A (en) | Apparatus for drilling wells | |
US9410404B2 (en) | Artificial simultaneous production and maintenance system assisted by mechanical pumping with flexible tubing for fluid extraction | |
CA2639189C (en) | An unlimited stroke drive oil well pumping system | |
US11105182B2 (en) | Compact rotating jacking apparatus, for cementing casing in a bore providing rotating and reciprocal stroke motion to casing from surface, and other well tasks | |
CA3036184C (en) | Compact rotating jacking apparatus | |
CN106854879A (zh) | 有破碎锤的挖掘机上的钻机 | |
RU2333387C2 (ru) | Мультипликаторный силовой привод нефтепромысловой установки |