Застосування колтюбинговой технології в бурінні

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.


Нажми чтобы узнать.
скачати

Міністерство освіти Російської Федерації
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

Інститут геології та нафтогазового справи

Спеціальність "Буріння нафтових і газових свердловин"
Кафедра буріння нафтових і газових свердловин
ЗАСТОСУВАННЯ колтюбинговая ТЕХНОЛОГІЇ в бурінні.
Випускна кваліфікаційна робота
Студент _______________
(Підпис)
                                                               _______________
(Дата)
Керівник _______________
(Підпис)
                                                               _______________
(Дата)
Допустити до захисту,
завідувач кафедрою
професор, д. т. н. _________________
"____" __________ Р.
Томськ

ЗМІСТ
Реферат
Введення
1.Агрегати з використанням колон гнучких труб
1.1.Історія створення агрегатів
1.2.Основние переваги обладнання з використанням колон гнучких труб і область його застосування
1.3.Основние принципи конструювання агрегатів
1.4.Требованія до конструкції агрегату
1.5.Уніфікація вузлів агрегатів
2.Пристрій агрегатів для роботи з колоною гнучких труб
2.1.Основние типи компонувань агрегатів
2.2.Узли, що забезпечують транспортування колони гнучких труб
2.3.Узли для зберігання колони гнучких труб
2.4.Сістема управління агрегатом
3.Основні вузли агрегатів, їх розрахунок і конструювання
3.1.Транспортер колони гнучких труб (інжектор)
3.2.Барабан (лебідка)
3.3.Трубоукладчік
3.4.Прівод
4.Колонна гнучких труб
4.1.Міровой досвід застосування колон гнучких труб
4.2.Матеріали, застосовувані для виготовлення колони
4.3.Технологія виготовлення колони
4.4.Механізм руйнування гнучких труб та основні результати їх експлуатації
4.5.Путі підвищення надійності колони гнучких труб
4.6.Характерістіка гнучких труб
5.Буровие роботи з використанням колони гнучких труб
5.1.Особенності проведення бурових робіт
5.2.Оборудованіе, що застосовується для буріння
5.3.Буровие установки
5.4.Особенності розрахунку параметрів колони гнучких труб при бурінні
5.5.Особенності роботи колони гнучких труб
Список літератури

РЕФЕРАТ
Випускна кваліфікаційна робота 54 с., 22 рис., 1 табл., 4 джерела.
Мета роботи:.
Дана робота передбачає огляд застосування колони гнучких труб (КГТ) при бурінні свердловин. У результаті роботи були аналізувати кілька джерел, з яких зроблені наступні висновки, відображені у цій роботі.
Випускна кваліфікаційна робота виконана з урахуванням сучасних досягнень в області техніки і технології буріння свердловин із застосуванням КГТ.

ВСТУП
Проблеми, яким присвячена ця робота, в рівній мірі відносяться і до буріння, і до підземного ремонту, і до дослідження свердловин. Спільним для всіх цих різних за призначенням, застосовуваної техніки і технології операцій є використання колони гнучких безперервних металевих труб.
Історія виникнення даної техніки і технологій традиційна для нашої країни. Першим досвідом застосування безперервної гнучкої металевої труби для підземного ремонту і видобутку пластової рідини можна вважати використання установки погружного електроцентробежного насоса, розробленої під керівництвом Н.В. Богданова. Її відмітною особливістю був спуск і експлуатація погружного агрегату на колоні гнучких сталевих труб. Кабель живлення заглибного двигуна при цьому розташовувався всередині колони. Ця пропозиція і було основним в ідеї автора проекту, оскільки виключало контакт кабелю зі стінками експлуатаційної свердловини при спускопідйомні операціях та експлуатації. У результаті надійність кабелю багаторазово збільшувалася в порівнянні з традиційними схемами. Крім цього, виконання підземного ремонту зводилося до намотування труби на барабан без згвинчування і розгвинчування різьбових з'єднань колони. Дане технічне рішення має багато позитивних сторін, але в контексті розглянутого питання важливо одне - колона безперервних металевих труб використовувалася для операцій підземного ремонту свердловин (ПРС). На жаль, цей напрям створення нафтопромислового обладнання не отримало подальшого розвитку перш за все із-за відсутності на той момент надійних і дешевих гнучких труб.
Пріоритет у галузі конструювання, виготовлення та промислової експлуатації установок з колоною гнучких труб (КГТ) належить фірмам США і Канади.
В даний час в світі експлуатується більше 600 установок, причому їх кількість увесь час зростає. У нашій країні їх кількість не перевищує 30.
Основною особливістю описуваного обладнання є робота гнучкої труби при наявності пластичних деформацій, що вимагає створення труб з принципово іншими властивостями, ніж виготовляються в даний час. Досить інтенсивні роботи в цьому напрямку, фахівці ведуть під егідою ТОВ "ЛУКОЙЛ-Західний Сибір" НК "ЛУКОЙЛ".
Бурхливий розвиток техніки і технології з використанням колони гнучких труб обумовлено наступними їх перевагами:
а) при дослідженні свердловин:
- Забезпечення можливості доставки приладів в будь-яку точку горизонтальної свердловини;
- Висока надійність лінії зв'язку зі спускаються приладами;
б) при виконанні підземних ремонтів:
- Відсутня необхідність в глушіння свердловини і, як один з наслідків, не погіршуються колекторські властивості привибійної зони продуктивного пласта;
- Скорочується час проведення спускопідйомні операцій за рахунок виключення згвинчування (розгвинчування) різьбових з'єднань колони труб;
- Зменшується період підготовчих і заключних операцій при розгортанні і згортанні агрегату;
- Виключається забруднення навколишнього середовища технологічної та пластової рідинами;
в) при проведенні бурових робіт:
- Виключається виникнення ситуацій, пов'язаних з раптовими викидами, відкритим фонтанування;
- Забезпечується можливість буріння з використанням в якості бурового розчину нафти або продуктів її переробки. Це дозволяє здійснювати розтин продуктивного пласта оптимальним чином і поєднувати процес буріння з відбором пластової рідини;
- Стає можливим виконувати руйнування породи в умовах депресії;
- Забезпечується ефективне буріння горизонтальних ділянок свердловин;
- Стає можливим застосовувати пристрої, що інформують бурильника про режими буріння та оперативного управління процесом проводки свердловини. При роботі з подібним обладнанням реалізується "ефект присутності" оператора установки на вибої свердловини.
Дуже важливим при проведенні будь-яких робіт у свердловині є рішення соціального завдання - виключається значний обсяг операцій, виконуваних під відкритим небом у будь-який час року при будь-якій погоді. Хоча найбільш трудомісткі операції з згвинчення і розгвинчування труб в даний час механізовані, обсяг ручної праці залишається значним.
У ряді випадків, це стосується перш за все робіт у горизонтальних свердловинах, застосування КГТ є необхідною умовою проведення операцій. До таких випадків належить виконання будь-яких робіт у горизонтальних ділянках великої довжини.
При розбурюванні та експлуатації морських родовищ використання КГТ особливо ефективно.
Слід відзначити і недоліки, властиві даної техніки. До них, зокрема, відносяться:
а) мимовільна і неконтрольоване скручування КГТ;
б) неможливість примусового проворота КГТ;
в) обмежена довжина труб, намотаних на барабан;
г) складність ремонту КГТ в промислових умовах.
У той же час нові технології не є панацеєю від всіх бід і повністю не замінюють існуючих традиційних технологій, а в ряді областей не можуть бути ними замінені. Наявність обладнання для роботи з колоною гнучких труб не виключає застосування агрегатів ПРС, підйомників та іншого існуючого нафтопромислового обладнання. Воно доповнює його і в ряді випадків примножує до цих пір не реалізовані можливості.
У той же час область застосування описуваних технологій постійно розширюється. Зараз у фахівців, що працюють над створенням і удосконаленням, існує думка, що немає таких операцій або процесів при бурінні і ПРС, де не можна було б застосувати КГТ. Припускають, що найближчим часом за допомогою таких установок буде виконувати більше половини всіх підземних ремонтів свердловин.
У нашій країні до цих пір не сформувалася і не усталилася термінологія цієї нової області нафтопромислової техніки і технології. Основним застосовуваним терміном у нас для позначення цього напряму є русифікована транскрипція "coiled tubing" - колтюбінг, що означає трубу, намотувану на котушку.

1. АГРЕГАТИ З ВИКОРИСТАННЯМ КОЛОН ГНУЧКИХ ТРУБ
ІСТОРІЯ СТВОРЕННЯ АГРЕГАТІВ
Ідея використання колони гнучких труб (КГТ) являє собою принципово новий підхід до вирішення даної проблеми. При цьому не сама пропозиція про застосування однієї суцільної безперервної колони замість збирається з окремих труб є новаторським, а реалізація схем працездатного обладнання в підземних умовах.
Робота з безперервною колоною сталевих труб ускладнена тим, що, як відомо, діючі напруження не повинні перевищувати межі пружності. Якщо ж ця умова не дотримується, то ні про яку міцності при статичному або циклічних навантаженнях говорити не доводиться.
Реалізація схем працездатного обладнання стала можливою тільки після рішення двох технічних завдань: це створення колони гнучких труб, які мають досить високим циклічної міцністю навіть за межами пружності, і промислового обладнання, що забезпечує спуск і підйом такий колони в свердловину, а також виконання всіх необхідних технологічних операцій. У результаті вирішення цих завдань з'явилася нова технологія проведення бурових робіт і підземного ремонту свердловин на основі використання колони безперервних гнучких труб. Причому мається на увазі нова технологія виконання не спускопідйомні операцій, а всього комплексу робіт. До них належать підготовка обладнання, виконання операцій ремонту або буріння свердловини і згортання комплексу устаткування.
У 50-х роках Н.В. Богдановим було запропоновано використовувати колони гнучких труб для спуску в свердловину електропогружного відцентрового насоса. При цьому кабель, що живить занурювальний електродвигун, розташовувався всередині колони гнучких труб. Подібне рішення дозволяло не тільки прискорити процес виконання спускопідйомні операцій при зміні насоса, а й забезпечував збереження кабелю при експлуатації викривлених свердловин. Проте практична реалізація цієї пропозиції в скільки-небудь широких промислових масштабах в той час була нереальна.
Тоді ж були розроблені і доведені до практичного впровадження конструкції бурових установок із застосуванням безперервних колон гнучких труб - шлангокабелей. По суті, вони представляли собою резинометалличні рукави великого діаметру. Роботи з їх створення проводили, зокрема, фахівці Франції і нашої країни. Спільні випробування здійснювали на дослідній буровій установці, однак в силу ряду причин їх промислове впровадження не відбулося.
Тим не менше, і у нас в країні, і за кордоном продовжували розробляти обладнання подібного класу. Вже перші пробні його варіанти показали, що, незважаючи на очевидну простоту самого принципу нової технології проведення підземного ремонту, його реалізація вимагає створення машин нового типу, що раніше не існували і не мали аналогів ні в одній галузі машинобудування. Ще більшу проблему представляла розробка технології виготовлення гнучких труб, міцність і довговічність яких відповідали б умовам їх експлуатації.
Як і будь-яке нове напрямок техніки, устаткування із застосуванням колон гнучких труб і технологія їх виробництва створювалися не на порожньому місці. До цього моменту вже існували машини для спуску в свердловину під тиском кабелю і труб. Були розроблені технології виробництва електрозварювальних труб.
У загальних рисах простежити історію створення цього виду обладнання можна на основі патентів (отриманих насамперед у США та Росії).
Стан, в якому знаходяться розробка, виготовлення і експлуатація обладнання з використанням колони гнучких труб в нашій країні традиційно як і для будь-якого нового напрямку розвитку техніки і технології. З одного боку, у нас розроблено досить багато оригінальних технічних рішень, а з іншого боку, їх впровадження у виробництво відстає на відміну від аналогічних ситуацій в зарубіжних фірмах. Накопичений останніми великий досвід в області виробництва і експлуатації устаткування подібного типу, а також вітчизняні напрацювання дозволяють зробити висновок про те, що принципово всі основні технічні питання можна вважати вирішеними.
В даний час апробовані в експлуатації різні конструктивні схеми, є достатньо велика елементна база для створення агрегатів. Крім того, розроблені та випробувані різні варіанти технологій виконання робіт з використанням агрегатів нового типу. Природно, що процес вдосконалення і конструкцій агрегатів, і реалізованих технологій буде продовжуватися.
Основні переваги ОБЛАДНАННЯ З ВИКОРИСТАННЯМ КОЛОН ГНУЧКИХ ТРУБ І ОБЛАСТЬ ЙОГО ЗАСТОСУВАННЯ
Світовий досвід застосування колон гнучких труб налічує більше 35 років. І, звичайно, за цей час були виявлені і неодноразово підтверджувалися на практиці переваги використання цієї технології проведення робіт у порівнянні з традиційною. До них відносяться:
а) забезпечення герметичності гирла свердловини на всіх етапах виконання внутріскважінного операцій, починаючи з підготовки комплексу ремонтного обладнання, і аж до його згортання;
б) можливість здійснення робіт в нафтових і газових свердловинах без їх попереднього глушіння;
в) відсутність необхідності освоєння і виклику припливу свердловин, в яких виконувались роботи з використанням колони гнучких труб;
г) безпеку проведення спускопідйомні операцій, так як в даному випадку не потрібно здійснювати згвинчення-розгвинчування різьбових з'єднань і переміщати насосно-компресорні труби (НКТ) на кладку;
д) значне поліпшення умов праці працівників бригад підземного ремонту при виконанні всього комплексу операцій;
e) скорочення часу при спуску і підйомі внутріскважінного обладнання на проектну глибину;
ж) забезпечення можливості буріння, спуску забійних інструментів та приладів, а також виконання операцій підземного ремонту в горизонтальних і сильно викривлених свердловинах;
з) дотримання більш високих вимог в області екології при проведенні всіх операцій по ремонту та буріння свердловин, зокрема, за рахунок менших розмірів комплексів обладнання для цих цілей порівняно з традиційними;
і) істотний економічний ефект в результаті застосування колон гнучких труб як при ремонті, так і при проведенні бурових робіт.
Всі ці переваги нової технології реалізуються при виконанні видів робіт, зазначених у табл. 1, в якій представлені також орієнтовні обсяги проведення кожної операції по відношенню до загального обсягу всіх робіт, що виконуються за кордоном і в нашій країні.
В даний час фахівці різних фірм щороку виконують близько тисячі операцій на свердловинах з використанням колон гнучких труб.
Застосовувати КГТ почали для здійснення найбільш простих операцій при проведенні ПРС - очищення колони труб і вибоїв від піщаних пробок. При впровадженні цієї технології використовували КГТ із зовнішнім діаметром 19 мм . В даний час створені бурові установки, що працюють з колонами діаметром 114,3 мм . За допомогою КГТ з проміжними значеннями діаметрів в цьому діапазоні (19 - 114,3 мм ) Можна здійснювати практично весь набір операцій підземного ремонту свердловин і буріння.
Паралельно з удосконаленням і створенням нових технологій виконання нафтопромислових робіт йшов розвиток і технології виготовлення гнучких труб, а також нафтопромислового обладнання та інструменту, що забезпечує їх застосування.
Таблиця 1.
Види робіт
Частка кожного виду робіт у загальному балансі,%
США і Канада
Росія
Підземний ремонт свердловин
95
100
У тому числі:
видалення пробок
в колоні НКТ електроцентробежного насоса
10
82,9
в засурмив установки штангового насоса
-
3,5
очищення вибою, продування свердловин азотом
50
6,7
кислотна обробка
10
1
ловильні роботи
13
1,74
цементування свердловин
5
-
каротаж і перфорація
7
-
перфорація НКТ
-
2,4
Буріння горизонтальних ділянок стовбура свердловини і забурювання другого стовбура
2
-
-
Інші операції
3
Примітка. Прочерки в графах означають, що ці види робіт із застосуванням КГТ не освоєні.
Характерною особливістю процесу вдосконалення даної технології ведення робіт та обладнання для її реалізації є те, що освоєння цієї групи устаткування йде більш високими темпами, ніж в цілому всієї групи машин для обслуговування свердловин. Зараз можна сказати, що нафтопромислове обладнання, реалізує традиційні технології, підійшло дуже близько до межі своєї досконалості. І обладнання для реалізації технологій з використанням КГТ є "проривом", що забезпечує різке підвищення ефективності процесів ремонту і буріння свердловин, особливо при проведенні робіт на родовищах зі складними географічними і кліматичними умовами, наприклад, в Мексиканській затоці, Канаді, Північному морі, Західного Сибіру, на Алясці і узбережжі Льодовитого океану.
Оскільки в комплекс КГТ не входять щогли або вежі, що є необхідною складовою традиційного нафтопромислового обладнання, його зручно застосовувати на морських платформах і різних естакадах з обмеженими розмірами робочих майданчиків.
Природно, що за допомогою даного комплексу ще в певній частині не досягнуті параметри та режими робіт, які забезпечує традиційне устаткування. Однак переваги КГТ і нові технічні рішення, що сприяють їх удосконаленню, дозволяють постійно розширювати сферу застосування даного устаткування і підвищувати ефективність ведення робіт. Наприклад, використання колони гнучких труб внесло радикальні позитивні зміни в практику буріння нафтових і газових свердловин, особливо при їх заканчіванія, а також в технологію виконання каротажних досліджень, робіт з розкриття пласта в сильно викривлених і горизонтальних свердловинах.
Перспективи подальшого застосування КГТ обумовлені, зокрема, такими факторами:
а) до цього часу створено обладнання, що дозволяє працювати з колонами гнучких труб практично всіх необхідних діаметрів і довжин при високих швидкостях спуску і підйому;
б) забезпечена довговічність КГТ в умовах нейтральних і корозійно-активних рідин.
Висока ефективність робіт, виконуваних з використанням КГТ, безумовно вплине на стратегію і тактику розробки родовищ у майбутньому. Перш за все це стосується експлуатації родовищ, розташованих у віддалених і важкодоступних районах, а також тих, пластова рідина яких має аномальні властивості. Крім того, при подальшому вдосконаленні устаткування, що забезпечує роботу КГТ, можна досягти високої ефективності проведення всього комплексу робіт, пов'язаних з бурінням, освоєнням, експлуатацією та ремонтом горизонтальних свердловин.
Можна виділити основні ключові напрямки розвитку даних технологій в Росії:
а) розширення класу типорозмірів установок;
б) підвищення технічного рівня обладнання, експлуатаційних характеристик агрегатів;
в) розробка систем автоматизованого контролю за функціонуванням вузлів агрегатів і технологічними процесами;
г) створення установок з довгомірними безмуфтовими трубами великого діаметра для забурювання другий стовбурів і проходки горизонтальних ділянок свердловин;
д) забезпечення комплектності постачань;
е) можливість сервісного обслуговування;
ж) доступна вартість.
ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ КОНСТРУЮВАННЯ АГРЕГАТУ
Розробка агрегату складається з декількох етапів.
Спочатку визначають набір операцій, виконуваних агрегатом. Для вирішення цього завдання необхідно проаналізувати обсяги робіт, що проводяться при підземних ремонтах свердловин, як з точки зору їх кількості, так і номенклатури. В результаті мають бути виділені групи близьких за складом операцій. Потім у відповідності з їх змістом встановлюють вимоги до вузлів агрегатів, при виконанні яких реалізується проведення операцій. При цьому основними факторами, що визначають ці вимоги, є характеристики фонду свердловин, для обслуговування яких призначений даний агрегат. Цей етап робіт може бути виконаний на рівні об'єднання, регіону і в цілому нафтовидобувної галузі, що обумовлюється масштабом вирішуваних завдань.
Отримані дані є основою для виконання наступного етапу робіт - вибору відповідних конструктивних схем та опрацювання основних вузлів агрегату, що в підсумку дозволяє визначати їх габарити, вагові характеристики і потужність, необхідну для приведення їх у дію.
Подальші етапи включають попередню компонування необхідних вузлів агрегату і вибір відповідної транспортної бази. Одночасно встановлюють тип приводного двигуна (ходової або палубний) і його характеристики.
Найбільш відповідальними є початкові етапи, оскільки саме на цих стадіях визначають вигляд створюваного агрегату і його параметри, а також концепцію проектованої машини - створення багатопрофільної або вузькоспеціалізованої установки. Бажано, щоб ці проблеми вирішувалися не для одного типорозміру, а для параметричного ряду в цілому, що дозволяє оптимальним чином визначити тираж виготовлення машин з заданими технічними характеристиками. При цьому спрощується уніфікація окремих вузлів і вибір комплектуючих виробів.
Особливістю розробленої нами методики побудови параметричного ряду обладнання є відмова від створення машин з геометрично подібними кінематичними схемами. При цьому кожен тип схеми установки має цілком певну область оптимального застосування, вихід за межі якої убік збільшення призводить до погіршення її техніко-економічних показників (прогресуючого збільшення маси і вартості), а зменшення - до зниження експлуатаційних характеристик (ускладнення обслуговування і ремонту). Тому в якості основного принципу створення ряду агрегатів із заданими параметрами прийнято проектування окремих установок з різними принциповими схемами, але при забезпеченні максимальної уніфікації деталей, що зношуються в процесі експлуатації.
1.4. Вимоги до конструкції агрегату
Установки з використанням колони гнучких труб слід створювати компактними і монтувати на автомобільному шасі з прохідністю, що забезпечує пересування в умовах намивних кущів і доріг без твердого покриття. Обладнання агрегату повинно працювати при температурі навколишнього середовища від -45 до +45 ° С і бути стійким до агресивних середовищ. Необхідно, щоб монтаж-демонтаж установки на усті свердловини проводився без залучення додаткової вантажопідйомної техніки.
Агрегат повинен забезпечувати виконання наступних технологічних операцій:
а) очищення експлуатаційних колон від гідратопарафінових пробок шляхом промивання гарячим сольовим розчином з густиною до 1200 кг / м 3 і температурою до 150 ° С;
б) видалення піщаних пробок;
в) витяг бурового розчину з свердловини;
г) ловильні роботи при капітальному ремонті свердловин (ВРХ);
д) цементування свердловин під тиском;
е) кислотні обробки під тиском;
ж) розбурювання цементу;
з) ізоляцію пластів.
Основне обладнання повинно складатися з набору блоків.
Перший блок включає:
- Котушку з колоною гнучких труб;
- Монтажне пристрій;
- Інжектор - пристрій, яке транспортує КГТ;
- Кабіну управління агрегатом;
- Насосну (компресорну) станцію для очищення гнучкої труби від технологічної рідини.
Другий блок включає:
- Ємність для технологічної рідини (8 - 10 м 3 ), Забезпечену теплоізоляцією;
- Нагрівальний пристрій для технологічної рідини. У конструкції слід передбачати пристрої, що забезпечують ліквідацію відкладень на стінках теплообмінника нагрівача;
- Насос об'ємної дії для перекачування технологічної рідини з максимальною подачею 30 л / с і тиском до 70 МПа. Привід насоса здійснюється від ходового двигуна агрегату.
До складу допоміжного обладнання, яким повинна укомплектовуватися установка, входять:
- Ущільнювальний елемент гирлової гнучкої труби;
- Чотирьохсекційний противикидним превентора;
- Комплект бистроразборному маніфольда для технологічної рідини;
- Прилад, що реєструє навантаження від ваги колони труб;
- Комплект внутріскважінного інструменту (локатори кінця труби, шарнірні відхилювача, роз'єднувач з вилучаються пристроєм, центратори колони, зворотні клапани, струменеві насадки, яси і акселератори і т.п.).
У комплект устаткування входить інструмент:
- Повний комплект інструмента, необхідного для виконання технологічних операцій і технічного обслуговування;
- Запасні частини, якими установка повинна бути забезпечена на три роки її експлуатації.
Необхідно, щоб конструкція агрегату відповідала вимогам техніки безпеки, що діють в нафтовій та газовій промисловості:
а) система освітлення установки повинна бути захищена від вибухів і забезпечувати освітленість на гирлі свердловини, рівну 26 лк;
б) рівень звукового тиску на робочих місцях не повинен бути вище 85 дБ;
в) майданчики, розташовані на висоті більше 1 м , Повинні мати перильні огородження висотою не менш 1 м ;
г) для підйому на платформу агрегату потрібні маршові сходи з перильні огорожами шириною не менше 0,75 м ;
д) вихлопну систему двигунів агрегатів слід забезпечувати іскрогасниками;
е) пост управління агрегатом потрібно розміщувати з урахуванням гарної видимості робочих місць як у свердловини, так і на інших ділянках;
ж) розташування центру ваги агрегату має забезпечувати його стійке положення при переміщенні по дорогах з ухилом до 25 ° в осьовому напрямку і до 15 ° у бічному;
з) агрегат необхідно постачати електричної панеллю з виходом 220/50 В для освітлення, зарядним пристроєм і трансформатором-випрямлячем на 24 В постійного струму для підзарядки акумуляторів і аварійним освітленням.
Габаритні розміри агрегату в транспортному положенні не повинні перевищувати за висотою 4,5 м , А по ширині - 3,2 м .
1.5. Уніфікація вузлів агрегатів
Принимаемая ідеологія уніфікації вузлів і деталей машин обумовлюється серійністю їх виробництва і кількістю типорозмірів.
Тираж агрегатів, що працюють з колоною гнучких труб, в порівнянні з кількістю машин масового виробництва відносно малий. При цьому розкид параметрів окремих типорозмірів установок вельми великий. Отже, недоцільно уніфікувати їх металоконструкції, елементи шасі й інші частини, ремонт яких не запланований, а термін служби відповідає терміну служби всього агрегату.
У даній ситуації важливіше уніфікувати вузли, складні в кінематичному відношенні, складові, що забезпечують швидке перенастроювання при необхідності переходу під час роботи з одного діаметра труб на інший, а також вузли, безпосередньо не пов'язані з величиною параметрів агрегатів, наприклад, пульти керування, елементи обладнання кабін операторів і інші, а також складні комплектуючі вироби, перш за все елементи гідроприводу.
При виборі комплектуючих слід орієнтуватися на вироби, що застосовуються для агрегатів, що працюють в аналогічних умовах, до яких насамперед належать дорожні і будівельні машини, а також транспортна техніка. В даний час для них освоєна широка гамма комплектуючих виробів гідроприводу - насоси, мотори, керуюча й регулююча апаратура, елементи гідросистем. Ці вироби мають найбільшу надійністю в порівнянні з існуючими аналогами в інших галузях. Для них створена ремонтна база, система придбання цих виробів достатньо добре відпрацьована.
Що стосується уніфікації унікальних вузлів спеціалізованого призначення, то її слід проводити насамперед для тих складових, параметри яких або взагалі неістотно залежать від їхніх характеристик, або це простежується лише на певному інтервалі. Це завдання має вирішуватися при проектуванні конкретних вузлів типу транспортерів гнучкої труби, її укладальників, елементів барабанів і ущільнень гирла.

2. Пристрій агрегатів для роботи з колоною
гнуття труб
2.1. Основні типи компонувань агрегатів
До теперішнього часу сформувалося кілька визначених і відрізняються один від одного напрямів в проектуванні і виготовленні комплексів обладнання для роботи з використанням колони гнучких труб.
Операції із застосуванням КГТ:
а) транспортні операції з доставки устаткування на місце проведення робіт;
б) спуск і підйом колони гнучких труб;
в) підготовка технологічної рідини, що застосовується при ремонті свердловини, - доставка рідини, її підігрів і т.д.;
г) власне підземний ремонт - промивка пробок, збивання клапана і т.д. До цієї ж групи операцій відноситься і закачування рідини в свердловину;
д) операції з відновлення властивостей технологічної рідини, використаної в процесі підземного ремонту, - дегазація, очищення і підігрів. При певній організації робіт ця група операцій може не виконуватися.
Всі елементи, що входять в комплекс розглянутого обладнання, виконуються мобільними. Відрізняються вони лише кількістю одиниць, що входять в комплекс, типами транспортних засобів, що використовуються для їх переміщення, і компонування основних вузлів на останніх. Така пильна увага до засобів транспортування обумовлено тим, що саме вони значною мірою визначають загальне компонування машин та їх основні показники.
Розглянемо найбільш характерні і досить добре відпрацьовані в даний час конструктивні рішення.
Комплекс обладнання, розміщений на двох спеціалізованих
транспортних засобах і більше
Найбільш типовим з описуваних комплексів є обладнання фірми "Dreco". Воно являє собою два агрегати, один з яких здійснює операції з трубою, другий забезпечує подачу технологічної рідини.
Агрегат, що забезпечує роботу з КГТ (рис.1), змонтований на спеціалізованому шасі з формулою "10 '10". Воно включає два передніх і три задніх мосту, які все
є головними. У конструкції використовують серійно виготовляються мости, встановлені на раму, спеціально спроектовану для даного агрегату. Для переміщення останнього і приводу його механізмів під час роботи служить дизельний двигун, розташований за кабіною водія. Крутний момент від двигуна передається карданним валом до роздавальної коробці, що знаходиться в середній частині рами, а від неї - до групи передніх і задніх мостів. Над двигуном змонтована кабіна управління агрегатом, яка може переміщатися вертикально по спеціальних напрямних на висоту близько 1 м .
У середній частині рами агрегату знаходиться барабан з колоною гнучких труб, на ньому змонтовано укладальник труби. У кормовій частині агрегату встановлений гідроприводні маніпулятор, передбачено місце для перевезення транспортера, превентора та інструментів. Поруч з ними розташовується котушка з гнучкими трубопроводами, що служать для з'єднання транспортера з агрегатом.

Рис.1. Агрегат для роботи з колоною гнучких труб фірми "Dreco":
1 - кабіна водія; 2 - силовий агрегат; 3 - кабіна оператора, 4 - барабан з КГТ; 5 - котушки з гнучкими шлангами; 6 - напрямна дуга; 7 - транспортер, 8 - монтажне пристрій; 9 - задня візок шасі; 10 - роздавальна коробка шасі; 11 - передня візок шасі
Останній в робочому положенні на свердловині спирається на чотири гідравлічних домкрата. Для обслуговування обладнання агрегат має зручні сходи і трапи, що дозволяють безпечно переміщатися і працювати на ньому.
Агрегат, що забезпечує нагрівання і закачування технологічної рідини, зображений на рис.2. Його устаткування змонтовано на спеціалізованому автошассі з формулою "6 '4", конструкція кабіни управління якого аналогічна застосовуваної в агрегаті для роботи з колоною гнучких труб. І так само за кабіною водія розташований двигун. Кабіна для обслуговуючого персоналу тут відсутня, а управління вузлами агрегату здійснюється зі спеціального пульта, розташованого в середній частині установки. На агрегаті є піч для нагрівання технологічної рідини, насос для закачування її в колону гнучких труб, ємність для зберігання, паливні баки і контрольно-вимірювальна апаратура.
Нагріта рідина подається від насоса до агрегату з КГТ по металевому трубопровід, обладнаний бистроразборному сполуками.
Необхідно відзначити, що кабіни керування транспортними базами не тільки описаного устаткування, але і всіх інших імпортних агрегатів добре спроектовані. Вони зручні при керуванні машинами в дорожніх умовах і забезпечують достатній огляд в робочому положенні при установці їх на свердловинах.
Основним недоліком даного комплексу є обмежена прохідність, обумовлена ​​передусім малим діаметром коліс шасі.
Для повноти огляду конструкцій агрегатів слід зазначити, що існують різні варіанти розміщення комплексу обладнання на транспортному засобі та його причепі, один з яких представлений на рис.3. Вони цікаві тим, що кабіна оператора розташовується в кормовій частині за барабаном. При цьому оператор має добрий огляд гирлового обладнання, проте спостереження за процесом намотування труби на барабан утруднено.

Рис.2. Агрегат для підготовки і закачування технологічної рідини фірми "Dreco":
1 - кабіна водія; 2 - силовий агрегат; 3 - нагрівач; 4 - плунжерний насос для нагнітання технологічної рідини, 5 - ємність для технологічної рідини

Рис.3. Розміщення комплексу обладнання на автомобільному шасі та причепі:
1 - кабіна водія; 2 - барабан з колоною гнучких труб; 3 - укладальник КГТ; 4 - кабіна оператора, 5 - рама агрегату; 6 - напрямна дуга; 7 - транспортер, 8 - механізм встановлення транспортера в робоче положення; 9 - насос для нагнітання технологічної рідини
Агрегати, змонтовані на серійних
автомобільних і тракторних шасі
Використання оригінальних або виготовляються малими серіями шасі призводить до істотного подорожчання агрегату і виправдане лише в тих випадках, коли стандартне серійне шасі не забезпечує заданих вимог по вантажопідйомності або габаритами. У той же час застосування серійних зразків, хоча й приводить до здешевлення транспортної бази в 5 - 7 разів у порівнянні з оригінальними конструкціями, створює ряд труднощів при проектуванні агрегату. У першу чергу до них відноситься забезпечення необхідних транспортних габаритів установки і розподілу навантаження на колеса. Крім того, доводиться планувати потужності, споживані окремими вузлами, і режими їх роботи відповідно до потужністю, яку можна відбирати від ходового двигуна.
Як правило, для описуваних агрегатів використовують автомобільні шасі "КамАЗ" і "УралАЗ", що володіють вантажопідйомністю не менше 12 т і мають досить довгу раму. Досить широко для монтажу нафтопромислового обладнання застосовуються автошассі "КрАЗ". Однак до їх окремим недоліків в даний час додалася і складність поставки машин та запасних частин до них, оскільки завод-виробник знаходиться в ближньому зарубіжжі.
Найбільш характерними конструкціями з використанням різних рішень є такі агрегати: КПРС, що виготовляється заводом "Рудгормаш" (рис. 4), і "Скорпіон", що випускається заводом "Брянський Арсенал" (рис. 5).
Агрегат КПРС має традиційну компоновку. Кабіна оператора розташована за кабіною водія, барабан з колоною гнучких труб - в середній частині шасі, а в кормовій його частини - транспортер і пристрій для монтажу-демонтажу. У цій конструкції маніпулятор для проведення монтажних робіт виконаний у вигляді важеля механізму, що несе транспортер.
Кабіна управління агрегатом жорстко закріплена на рамі шасі. Нижче неї розташовуються коробка відбору потужності від ходового двигуна і гідропривід.
У робочому положенні агрегату на свердловині ресори задньої візки автошассі розвантажуються за допомогою двох гідравлічних домкратів.
Компонування агрегату "Скорпіон" відрізняється від традиційної. У цій конструкції вісь барабана для колони гнучких труб розташована вздовж осі автомобільного шасі, кабіна оператора в транспортному положенні розміщена за кабіною водія, але в робочому положенні вона повертається на кронштейні щодо вертикальної осі. При цьому праворуч від оператора знаходиться гирлі свердловини, а перед лобовим склом кабіни - барабан з колоною гнучких труб. Для монтажу транспортера на гирлі свердловини використовують щоглу, у верхній частині якої розташована направляюча для гнучкої труби. Транспортер з герметизаторів гирла в транспортному положенні розташовується на щоглі.
У кормовій частині агрегату є ємність для зберігання технологічної рідини з теплообмінником для подачі пари, а вздовж лівого борту (по ходу автомобіля) розміщені два гвинтових насоса для нагнітання рідини. Два останніх вузла дозволяють говорити про даному агрегаті як про комплекс, що забезпечує не тільки переміщення колони гнучких труб, але і закачування технологічної рідини.
В обох розглянутих агрегатах ходовий двигун використовують як приводного при роботі на свердловині.

Рис. 4. Агрегат КПРС, що виготовляється заводом "Рудгормаш", в транспортному положенні:
1 - кабіна оператора; 2 - укладальник гнучкої труби; 3 - барабан з КГТ; 4 - механізм встановлення транспортера в робоче положення; 5 - напрямна дуга; 6 - транспортер; 7 - автомобільне шасі, 8 - рама агрегату.

Рис. 5. Агрегат "Скорпіон" в транспортному положенні:
1 - герметизатор гирла; 2 - транспортер, 3 - монтажне пристрій, 4 - барабан, 5 - укладальник КГТ; 6 - напрямна дуга; 7 - колона гнучких труб; 8 - кабіна оператора в транспортному положенні; 9 - автомобільне шасі; 10 - роздавальний редуктор насосів гідроприводу; 11 - гвинтові насоси для подачі технологічної рідини; 12 - рама агрегату.

Агрегати, змонтовані на причепах
(Напівпричепах)
Монтаж устаткування агрегату на причепі (типу трейлера) дозволяє значно скоротити частку вартості транспортної бази в загальному балансі вартості агрегату, значно спростити компоновку останнього, забезпечити реалізацію необхідних параметрів при менших вагових і габаритних обмеженнях. Такі фірми, як "Dowell" (рис. 6.), "Newsco Well Service Ltd.", Застосовують подібні рішення. У цьому випадку привід агрегату здійснюють від палубного двигуна.

Рис. 6. Компонування агрегату на напівпричепі в робочому положенні на свердловині:
1 - автомобіль-буксирує; 2 - кабіна оператора; 3 - барабан з КГТ; 4 - укладальник КГТ; 5 - колона гнучких труб; 6 - напрямна дуга; 7 - транспортер, 8 - герметизатор гирла; 9 - превентора; 10 - опора транспортера ; 11 - обладнання гирла свердловини; 12 - гирло свердловини, 13 - насосна установка; 14 - рама агрегату
2.2. Вузли, що забезпечують
транспортування колони гнучких труб
Одним з найбільш відповідальних вузлів агрегату є транспортер. Він повинен забезпечувати переміщення колони гнучких труб в заданому діапазоні без прослизання робочих елементів і пошкоджень зовнішньої поверхні труби і її геометрії. Необхідно, щоб транспортер при переміщенні КГТ і вгору, і вниз працював однаково надійно.
До теперішнього часу склалися два напрямки в конструюванні транспортерів - з однією і двома тяговими ланцюгами, забезпеченими плашками, взаємодіючими з колоною гнучких труб. Плашки притискаються до гнучкої трубі за допомогою гідравлічних циліндрів.
Принципова схема транспортера з двома ланцюгами наведена на рис.7, а. На корпусі 1 ліворуч і праворуч від гнучкої труби 3 розташовані дві дворядні ланцюга 5, що складаються з пластин 14 і втулок 13. Ланки ланцюгів з'єднані пальцями 15 і забезпечені плашками 16. Плашки розташовані між ланками ланцюгів (рис.7, б). Кожна плашка встановлена ​​на двох пальцях, які один з одним з'єднані "в замок", в результаті чого їх тильні поверхні 18 утворюють безперервну площину. Кожна плашка виконана з можливістю невеликого (порядку 3 - 5 °) кутового переміщення щодо одного з пальців (верхнього) ланцюга. Це дозволяє плашками проводити самоустановку робочої поверхні 17 щодо гнучкої труби.

Рис. 7. Принципова схема транспортера з двома ланцюгами (а) і поперечне перетин його вузла плашок (б):
a, b, c, f - точки підведення рідини від вторинних регуляторів до циліндрів притиску
Тильні поверхні плашок взаємодіють з роликами 12, які не більше ніж по три штуки закріплені в каретках 11. Останні притискаються до ланцюга за допомогою гідравлічних циліндрів 10. Рідина в порожнині останніх надходить від регуляторів тиску 6, до яких попарно приєднані циліндри, що знаходяться ліворуч і праворуч від гнучкої труби. До регуляторів тиску робоча рідина гідроприводу надходить від насосної станції 7. Для забезпечення постійного співвідношення зусиль притиску плашок діаметри d 1 - d 4 гідроциліндрів 10 можуть бути різними.
Ланцюги з плашками перекинуті через зірочки провідні 2, 4 і напрямні 8, 9. Для забезпечення синхронності переміщення ланцюгів вали провідних зірочок кінематично пов'язані синхронізуючими шестернями (на схемі не показані). Кожна верхня зірочка через редуктор з'єднана з гідравлічним мотором (на схемі не показані), що призводить її в дію. Харчування гідромоторів здійснюється від насосної станції агрегату підземного ремонту, до складу якого входить описуваний пристрій. Конструкція осей, на яких встановлені нижні зірочки 8 і 9, передбачає можливість їх вертикального переміщення і за допомогою натяжних гідроциліндрів (на схемі не показані).
Характерні розміри каретки, плашки і ланцюги наступні: відстані між осями роликів на каретці і між осями роликів сусідніх кареток дорівнює кроку ланцюга, а довжина робочої поверхні плашки менше або дорівнює кроку ланцюга.
Робота транспортера для переміщення колони гнучких безперервних труб агрегату підземного ремонту свердловин відбувається наступним чином.
При русі труби 3 гідроциліндри 10 притискають каретки 11 з роликами 12 до тильної поверхні 18 плашок 16, а вони, у свою чергу, робочою поверхнею 17 стикаються з поверхнею гнучкої труби 3. Крутний момент від гідромоторів передається редукторами до провідних зірочкам 2 і 4, які забезпечують переміщення ланцюгів 5 і з'єднаних з ними плашок в потрібному напрямку. При русі плашок 16 ролики 12 котяться по їх тильній поверхні 18.
Геометричні співвідношення розмірів плашок і кареток забезпечують гарантоване додаток навантаження, створюваної гідроциліндром, до якої-небудь плашці в будь-якому її положенні. Заданий розмір робочої частини плашки виключає деформування поверхні труби в періоди входження в контакт з плашкою і виходу з нього.
За наявності яких-небудь дефектів гнучкої труби (наприклад, місцеве зминання, спучування, порушення правильної геометрії) відхиляється від свого нормального положення та плашка, що контактує з поверхнею труби в цій зоні.
Необхідний закон зміни тягового зусилля по довжині контакту плашок з трубою встановлюється регуляторами тиску 6 та змінами діаметрів циліндрів 10.
Принципова схема транспортера з одним ланцюгом наведена на рис. 8. У даному випадку переміщення труби здійснюється за допомогою одного ланцюга, що несе на собі шарнірно з'єднані плашки (по суті використовуються дві паралельно встановлені однорядні ланцюги, між якими розташовуються плашки). Пристрій складається з корпусу, у верхній частині якого розміщений вал провідної зірочки, а в нижній - відомою. Обертання ведучого валу забезпечується за допомогою ланцюгового редуктора, що приводиться в дію від гідромотора. Як і в раніше розглянутій схемі, в конструкції нижнього валу передбачена можливість переміщення його у вертикальному напрямку, що дозволяє регулювати натяг ланцюга. Гідравлічні циліндри знаходяться на зовнішній стороні корпусу.
Плашки, захоплюючі трубу (рис. 9), виконані таким чином, що вісь пальців ланцюгів перетинається з віссю гнучкої труби і перпендикулярна їй. Це забезпечує передачу на ланцюгу тільки вертикально спрямованих сил без ексцентриситету щодо осі кожної з них. У результаті ланцюг передає тільки розтягувальну навантаження, згинальні моменти в будь-яких площинах відсутні. Усередині корпусу кожної плашки розташовані два шарнірно закріплених захоплення, в середній частині вони забезпечені змінними плашками, взаємодіючими з трубою, а на кінці, протилежному шарніру, мають ролики. Саме вони взаємодіють з притискним пристроєм в тій зоні, де повинен бути забезпечений контакт плашок і труби. На рис. 9 плашки, що знаходяться у верхніх положеннях у зоні зірочок, показані розкритими. При підході до робочого ділянці плашки закриваються і щільно охоплюють гнучку трубу.

Рис. 8. Принципова схема транспортера з одним ланцюгом
:
1 - вузол розкривних плашок; 2 - провідний вал із зірочками, 3 - ланцюгова знижує передача; 4 - гідравлічні циліндри натягу ланцюгів; 5 - ведений вал із зірочками; 6 - опора транспортера; 7 - герметизатор гирла; 8 - гідромотор; 9 - корпус

Рис. 9. Поперечний перетин вузла плашок, захоплюючих трубу:
1 - вісь обертання плашок; 2 - каретка, 3, 4 - відповідно вкладиш і корпус плашки; 5 - ланцюг приводу; 6 - стопор; 7 - ролик.
2.3. ВУЗЛИ ДЛЯ ЗБЕРІГАННЯ КОЛОНИ гнучких труб
Колона гнучких труб або її частина, яка не перебуває у свердловині, розташовується на барабані, конструкція якого має вигляд циліндричної бочки, як правило, підкріпленої зсередини ребрами і обладнаної з боків ребордами або радіально розташованими стрижнями. Якщо використовують останні, то між ними найчастіше натягують металеву сітку, що виключає потрапляння між витками сторонніх предметів. Барабан обертається на валу, встановленому на підшипниках кочення. Для фіксації "мертвого" кінця гнучкої труби, намотаною на барабан, його бочка має затиски.
Діаметр останньою в залежності від діаметра гнучкої труби змінюється від 1,6 до 2 м , А ширина складає в середньому 1,8 - 2,5 м . "Мертвий" кінець гнучкої труби з'єднується через засувку, а в ряді випадків і через зворотний клапан з каналом, просвердленим в валу барабана. Біля виходу з отвору на торці валу розміщують вертлюг, що забезпечує подачу технологічної рідини від насосів в порожнину валу і далі в колону гнучких труб.
Необхідність встановлення засувки обумовлена ​​вимогами безпеки - у разі втрати герметичності вертлюга або трубопроводів маніфольда вона забезпечує герметичність внутрішньої порожнини колони гнучких труб, які знаходяться у свердловині, і виключає неконтрольоване витікання рідини в навколишній простір. Найбільш кращою є конструкція вузла з засувкою, а не з зворотним клапаном, оскільки з її допомогою при виникненні аварійної ситуації можна оперативно керувати процесом і зменшувати гідравлічні втрати при течії технологічної рідини.
Вузол кріплення "мертвого" кінця труби, з'єднувальні елементи і засувку розташовують у внутрішній порожнині бочки барабана. У деяких конструкціях там же розміщують і привід барабана - гідромотор і редуктор.
Конструкція барабана, яку в тому чи іншому вигляді застосовують для більшості агрегатів, наведено на рис. 10.
У комплект барабана для гнучкої труби входить і її укладальник - пристрій для забезпечення рівної укладання витків труби при її розмотуванні і намотування (рис. 11.) В даний час загальноприйнята монтувати укладальник у вигляді двухзаходной гвинта, що переміщує каретку по напрямних. Через неї пропускається гнучка труба, намотується на барабан. Гвинт приводиться в дію від вала барабана за допомогою ланцюгової передачі. Ролики каретки, направляючі гнучку трубу, з'єднуються гнучким тросом з лічильником, реєструючим глибину її спуску. Фахівці деяких фірм вважають за необхідне дублювання лічильників, встановлюючи один безпосередньо на каретці, а другий - в кабіні оператора.

Рис. 10. Конструкція барабана для зберігання колони гнучких труб:
1 - траверса; 2 - котушка для намотування КГТ; 3 - механізм укладальника; 4 - рухома каретка укладальника; 5 - стопор котушки; 6 - рама; 7 - фіксатор; 8 - привід котушки; 9 - трансмісія; 10 - кришка опори підшипника; 11 - привід механізму укладальника
Вузол, у який входить барабан, може бути нерухомо закріплений на рамі агрегату або мати вертикальну вісь, що дозволяє йому повертатися з невеликими відхиленнями (15 - 20 °), що призводить до зниження навантаження на елементи агрегату при розмотуванні або намотування витків труби, які перебувають на краях барабана. Однак у цьому випадку ускладнюються конструкції і рами, і вузла барабана.
Для забезпечення змащення поверхні труби, що направляється в свердловину, і захисту її від корозії після вилучення на поверхню проводять зрошення (змочування) труби, намотаною на барабан. Для цього уздовж нижньої частини барабана встановлюють розпилювачі, а під ним самим - збірник.

Рис. 11. Укладальник гнучкої труби: 1 - реборда; 2 - траверса; 3 - бочка барабана, 4 - рама
Рідина, приготовлену на вуглеводневій основі, на поверхню труби подає насос при обертанні барабана, її надлишки стікають з витків, намотаних на останній, до збірки і знову надходять на прийом насоса.
Відомі конструкції, де для спрощення процесу змочування поверхні труб барабан розташовують у картері, розмір якого підбирають таким чином, щоб витки труби, що лежать на барабані, були занурені в змазує рідина. У нижній частині картера є дренажний трубопровід, службовець для зливу скупчується там води.
2.4. Система управління агрегатом
До системи управління агрегатом відносяться кабіна оператора, пульти управління основним і допоміжним обладнанням.
З огляду на складні кліматичні умови, в яких відбувається експлуатація агрегатів, а також особливості організації виконання робіт (використання вахтового методу), до кабіни оператора пред'являють досить високі вимоги:
а) зручність робочого місця оператора;
б) комфортні умови праці з точки зору обігріву (охолодження);
в) хороший огляд робочої зони;
г) зручний пульт управління.
Задоволення зазначених вимог повинна поєднуватися із забезпеченням допустимих габаритів агрегату і обмежень навантаження на колеса транспортної бази. Тому при конструюванні кабін управління слід враховувати їх розміщення в транспортному та робочому положеннях. У більшості зарубіжних агрегатів кабіна оператора, що знаходиться за кабіною водія транспортного засобу, забезпечена гідроприводом, забезпечує її вертикальне переміщення в межах 1 - 1,5 м . Відомі технічні рішення, в яких переклад кабіни в робоче положення здійснюється шляхом її повороту. І в тому, і в іншому випадках з'являється більш зручний огляд барабана з намотуваним на нього гнучкою трубою, укладальника труби і гирлового обладнання, перш за все транспортера.
На пульті управління агрегату розташовують весь комплекс контрольно-вимірювальних приладів і органів управління. До перших відносяться прилади, що контролюють режими робіт приводного двигуна і всіх систем гідроприводу, довжину труби, спущеної в свердловину, і тиск технологічної рідини, а до других - органи управління транспортером, ущільнювачем, барабаном, укладальником труби і привідним двигуном.
Залежно від конструктивних особливостей агрегату застосовують гідравлічні або електрогідравлічні системи управління.

3.Основні ВУЗЛИ АГРЕГАТІВ, ЇХ РОЗРАХУНОК І КОНСТРУЮВАННЯ
3.1. ТРАНСПОРТЕР КОЛОНИ ГНУЧКИХ ТРУБ (інжектор)
Кінематичний розрахунок
Мета розрахунків, наведених у даному розділі, полягає у визначенні взаємозв'язку швидкості переміщення колони гнучких труб та подачі робочої рідини гідроприводу до гідромоторів транспортера.
Два гідромотора, що приводять у дію ланцюга транспортера, отримують робочу рідину від насоса того ж типу, що й кожен гідромотор.
Подача насоса
Q ф = q до n ф K 0 / 1000,
де q к - об'єм робочої камери насоса (q к = 112 см 3); n ф - фактична частота обертання вала гідромотора; коефіцієнта подачі насоса K 0 = 0,95.
При n ф = 1500 об / хв Q ф = 112 × 1500 × 0,95 / 1000 = 159,6 л / хв.
Кутова швидкість обертання вала гідромотора
w г = [(Q ф / 2) p K му 1000] / 30 q к,
де K му - об'ємний ККД гідромотора (K му = 0,95).
Відповідно кутова швидкість обертання зірочки інжекторного механізму
w г = [(Q ф / 2) p K му 1000] / 30 iq до,
де i - передавальне відношення редуктора транспортера.
Швидкість підйому безперервної труби
v = w р R,
де R - радіус зірочки, яка приводить в дію ланцюг інжекторного механізму (R = 114 мм ).
У результаті
v = [R (Q ф / 2) p K му 1000] / 30 iq к.
Швидкість переміщення труби при номінальній частоті обертання вала приводного двигуна
v = [0,114 (159,6 / 2) × 3,14 × 0,95 × 1000] / 30 × 24 × 112 = 0,336 м / с.
При роботі приводного двигуна з максимальною частотою обертання n ф = 1800 об / хв, подача насосів Q ф = 191 л / хв і відповідно швидкість переміщення труби v = 0,4 м / с.

Визначення допустимого зусилля на плашки
Зусилля, з яким плашки впливають на трубу, однозначно пов'язане з величинами напружень, що виникають в останній. Для визначення максимально допустимого значення зусиль простежимо взаємозв'язок внутрішніх силових факторів і зовнішнього навантаження.
Для оцінки напружень, що виникають у поздовжніх перерізах гнучкої труби, стиснутої плашками, розглянемо можливі варіанти їх взаємодії, які визначають картину програми зовнішніх сил до труби.
Надалі приймемо такі припущення, які, як показує практика, достатньо обгрунтовані: плашка являє собою абсолютно жорсткий моноліт, а труба - пружне тело.Прі взаємодії плашок з трубою можливі три варіанти прикладення зусиль:
а) при R тр.н <R п виникає ситуація, зображена на рис. 12, а;
б) при R тр.н> R п має місце варіант, представлений на рис. 12, в;
в) при R тр.н = R п характерною є картина, зображена на рис. 12, б.
Тут R тр.н - зовнішній радіус гнучкої труби, R п - радіус кривизни контактної поверхні плашок.
Картини взаємодії плашки і труби, представлені на рис. 12, а, в, можуть спостерігатися не тільки при невідповідності розмірів труби і плашки, але і при деформації поперечного перерізу труби. Крім цього зустрічаються й інші варіанти програми навантаження, наприклад, несиметричний. У цьому випадку кожна з плашок по-своєму взаємодіє з трубою.

Рис. 12. Схема взаємодії плашок транспортера з гнучкою трубою:
при стисненні труби: а - двома зосередженими силами, б - рівномірно розподіленим навантаженням, в - двома парами зосереджених сил
Для визначення найбільш небезпечного з точки зору міцності труби випадку взаємодії плашки з її поверхнею розглянемо внутрішні силові фактори (див. рис. 12), що виникають при різних варіантах докладання зусиль.
Додаток двох зосереджених сил. Цей випадок відповідає співвідношенню R тр.н <R п (див. рис. 12, а). При цьому в поперечних перерізах труби з кутовою координатою j діють наступні сили:
нормальна
N (j) = 0,5 Р sinj;
поперечна
Q (j) = 0,5 Р сosj;
згинальний момент
M (j) = РR тр.н (0,3183 - 0,5 sinj).
Додаток двох пар зосереджених сил. Цей випадок відповідає співвідношенню R тр.н> R п. Тут також як координати розглядуваного перерізу прийнятий кут j.
Нормальна сила:
інтервал 0 £ j £ a
N (j) = - (P / 2) [0,3183 сosj (sin 2 b - sin 2 a)];
інтервал a £ j £ b
N (j) = - (P / 2) [0,3183 сosj (sin 2 b-sin 2 a) + sinj];
Інтервал b £ j £ p
N (j) = - (P / 2) [0,3183 сosj (sin 2 b - sin 2 a)].
Поперечна сила:
інтервал 0 £ j £ a
Q (j) = (- P / 2) [0,3183 sinj (sin 2 a - sin 2 b)];
інтервал a £ j £ b
Q (j) = (- P / 2) [0,3183 sinj (sin 2 a - sin 2 b) + сosj];
інтервал b £ j £ p
Q (j) = (- P / 2) [0,3183 sinj (sin 2 a - sin 2 b)].
Згинальний момент:
інтервал 0 £ j £ a
M (j) = (PR тр.н / 2) [0,3183 (bsinb + сosb - asina - сosa -
- Sin 2 aсosj + sin 2 bсosj) - sinb + sina];
інтервал a £ j £ b
M (j) = (PR тр. Н / 2) [0,3183 (bsinb + сosb - asina - сosa -
- Sin 2 aсosj + sin 2 bсosj) - sinb + sinj];
інтервал b £ j £ p
M (j) = (PR тр. Н / 2) [0,3183 (bsinb + сosb - asina - сosa -
- Sin 2 aсosj + sin 2 bсosj)].
У даному випадку навантаження труби припускають, що кожна з діючих сил дорівнює половині зусилля, прикладеного до плашці.
Додаток розподіленого навантаження. Цей випадок відповідає співвідношенню R тр.н = R п (див. рис. 12, б). Значення j характеризує поточну кутову координату поздовжнього перерізу, в якій визначається згинальний момент, а a - половину кута охоплення труби плашкою. Силові чинники в поперечних перерізах визначаються наступним чином.
Нормальна сила:
інтервал 0 £ j £ a
N (j) = - qR тр.н sin 2 j;
інтервал a £ j £ p - a
N (j) = - qR тр.н sinasinj.
Поперечна сила:
інтервал 0 £ j £ a
Q (j) = qR тр.н sinjсosj;
інтервал a £ j £ p - a
Q (j) = qR тр.н sinaсosj.
Згинальний момент:
інтервал 0 £ j £ a
M (j) = qR 2 тр.н {(1 / p) [(0,5 a + asin 2 a + 1,5 sinaсosa)] -
- 0,5 sin 2 a - 0,5 sin 2 j};
інтервал a £ j £ p - a
M (j) = qR 2 тр.н {(1 / p) [(0,5 a + asin 2 a) + 1,5 sinaсosa] -
- 0,5 sin 2 a - sinasinj + 0,5 sin 2 a}.
Для визначення екстремальних значень згинальних моментів в безрозмірною формі були побудовані епюри, що характеризують залежності M (j) для різних умов програми навантаження. Для забезпечення можливості зіставлення одержуваних величин за формулами при розподіленому навантаженні коефіцієнт виражений через величину сили P, яка додається до плашці, і її ширину L ï = 2 R sina. Тоді
qR 2 тр.н = R 2 тр.н P / L = R 2 тр.н P / 2 R тр.н sina = PR тр.н / 2sina.
Звідси величини безрозмірних згинальних моментів M 1 (j) можуть бути представлені таким чином:
при прикладанні двох зосереджених сил
M 1 (j) = M (j) / PR тр.н = -0,3183 + 0,5 sinj;
при прикладанні двох пар зосереджених сил
інтервал 0 £ j £ a
M 1 (j) = M (j) / 2 PR тр.н = (1 / 2) [0,3183 (bsinb + сosb - asina -
- Сosa - sin 2 aсosj + sin 2 bсosj) - sinb + sina];
інтервал a £ j £ b
M 1 (j) = M (j) / 2 PR тр. Н = (1 / 2) [0,3183 (bsinb + сosb - asina -
- Cosa - sin 2 aсosj + sin 2 bсosj) - sinb + sinj;
інтервал b £ j £ p
M 1 (j) = M (j) / 2 PR тр. Н = (1 / 2) [0,3183 (bsinb + cosb - asina -
- Сosa - sin 2 aсosj) + sin 2 bсosj)];
при додатку розподіленого навантаження
інтервал 0 £ j £ a
M 1 (j) = M (j) / (PR тр.н) = [1 / (2sina)] {(1 / p) [(0,5 a +
+ Asin 2 a + 1,5 sinaсosa] - 0,5 sin 2 a - 0,5 sin 2 j};
інтервал a £ j £ p - a
M 1 (j) = M (j) / (PR тр. Н / 2sina) = [1 / (2sina)] {(1 / p) [(0,5 a +
+ Asin 2 a + 1,5 sinaсosa] - 0,5 sin 2 a - sinasinj + 0,5 sin 2 a}.
Графіки, що ілюструють зміна згинального моменту, наведено на рис. 13, 14. З них випливає, що оптимальним з точки зору мінімізації напруг, що виникають при стисканні плашкою труби і дії розподіленого навантаження, є значення кута охоплення a, близьке до 90 °. Досягти такої величини з конструктивних міркувань неможливо, тому в якості максимального значення слід приймати a = 80 ¸ 85 °.
Це ж положення відноситься і до випадку дії двох пар зосереджених сил. Однак цей варіант навантаження є проміжним при переході до розподіленої навантаженні.
За умови рівності геометричних розмірів поперечних перерізів гнучких труб для трьох розглянутих варіантів взаємодії їх з плашками найбільш небезпечним буде випадок, при якому виникає максимальний за модулем згинальний момент. При проведенні розрахунків на міцність слід, в першу чергу, враховувати напруження розтягу, що підсумовуються з розтягуючою напруженнями, що виникають при дії тиску технологічної рідини.
Максимальні значення згинальних моментів для трьох розглянутих випадків представлені нижче:
Спосіб програми
навантаження .........................................
Дві зосереджені
сили
Дві пари
зосередитися чинних сил
Розподілена навантаження
Максимальний згинальний
момент ............................................
0,318 PR тр.н
0,24 PR тр.н
0,125 PR тр.н
Координата перерізу труби j, в якій діє максимальний момент, градус ....
0
0

0 і 90

Рис. 13. Епюра згинальних моментів М (j) в поперечному перерізі гнучкої труби, яка взаємодіє з плашками при R тр.н <R п:
1 - зосереджена сила; кут охоплення труби плашкою a, градус: 2 - 20, 3 - 40, 4 - 60, 5 - 80; j - поточна координата

Рис. 14. Епюра згинальних моментів М (j) в поперечному перерізі гнучкої труби, яка взаємодіє з плашками при Rтр.н> Rп:
1 - зосереджена сила; кутова координата точок прикладання сил a, градус: 2 - 20, 3 - 30, 4 - 40, 5 - 60, 6 - 80; j - поточна координата
З наведених даних випливає, що найбільш кращим випадком при взаємодії труби і плашок є додаток розподіленого навантаження. Разом з тим, при дії двох зосереджених сил деформація поперечного перерізу труби призводить до збільшення площі контакту і в підсумку до передачі зусилля по всій площі плашки. Картина деформації поперечного перерізу при прикладанні двох пар зосереджених сил є більш складною. При куті a 40 ¸ 50 ° вони можуть викликати сплющування труби. Але оскільки подібні значення кутів у плашках не передбачені, дане питання як представляє суто теоретичний інтерес розглянутий не буде.
Виходячи з отриманих залежностей, може бути обчислений згинальний момент і визначені максимальні напруги, що виникають при стисненні труби плашками.
Розглянемо приклад розрахунку напружень у припущенні, що відсутній тиск технологічної рідини у внутрішній порожнині труби і на неї немає осьового навантаження.
Під дією згинального моменту в поздовжньому перетині гнучкої труби виникають нормальні напруження, максимальне значення яких визначається наступним чином:
s x = M x 1 / W x 1,
де M x 1 = K нагр P 1 R - максимальне значення згинального моменту, що діє в поперечному перерізі, в розрахунку на одиницю довжини труби (значення максимальних моментів і відповідних коефіцієнтів навантаження K нагр наведені вище); W x 1 = b тр d 2 тр / 6 - момент опору вигину поперечного перерізу труби, що має довжину, рівну одиниці (де d тр - товщина стінки труби; b тр - ширина її поперечного перерізу, в даному випадку b = 1).
Моменти опору вигину для труб різної товщини мають таке значення:
Товщина стінки труби, d тр, мм .......................
2
2,5
3
3,5
4
5
Момент опору вигину, мм 3 ............
0,667
1,667
1,500
2,040
2,667
4,167
Максимальне зусилля, яке до одиниці довжини труби, обмежено і визначається максимально допустимими нормальними напруженнями, що виникають при вигині за межею пружності при утворенні пластичного шарніра. При розрахунку деталей транспортера і режимів його роботи максимальне стискуюче зусилля може бути встановлено з умови рівності цих напруг межі текучості:
s x = s т = M x 1 / W x 1 = K нагр P 1 R / W x 1.
Звідси величина стискає сили P 1, особливості програми якої до труби характеризує коефіцієнт K нагр, може бути знайдена з виразу
P 1 = W x 1 s т / K нагр R.
Значення максимального навантаження для найбільш поширених розмірів труб наведені нижче:
Параметри труби, мм:
зовнішній діаметр d тр.н
25
25
33
33
44
44
товщина стінки d тр ..........
2
2
3
3
3,5
3,5
Межа текучості s т, МПа
480
700
480
700
480
700
Максимальна стискаюча сила Р 1, Н / мм:
зосереджена ...............
87,5
127,5
151
220,2
153,9
224,4
розподілена .................
222,7
324
383,4
559,2
390
570
Примітка. Межа текучості 480 МПа відповідає маловуглецевих сталей, а 700 МПа - низьколегованих.
Наведені значення максимальної стискає сили P 1 служать вихідними даними при визначенні максимального тягового зусилля інжектора.
Визначення тягового зусилля інжектора
Максимальне тягове зусилля Q max, що забезпечується транспортером без прослизання плашок щодо гнучкої труби, визначається силою тертя, що діє між ними, тобто Q max = F тр.
При плоских поверхнях величину сили тертя обчислюють за відомою формулою
F тр = kP,
де k - коефіцієнт тертя між плашкою і гнучкою трубою; P - зусилля притиску плашки до труби.
Однак використовувати наведену залежність не можна, так як контактна поверхня має циліндричну форму.
Визначимо силу тертя, що виникає між трубою і плашкою на циліндричній поверхні контакту (рис.15).
Елементарна сила q, прикладена до майданчика dl довжиною, що дорівнює одиниці, може бути розкладена на дві складові: нормальну до поверхні труби q n (j) і розпираючий плашку q r (j). Сила q n (j) забезпечує створення сили тертя dF тр, що діє в площині, перпендикулярної розглядався перетину. Сила q r (j) повинна бути врахована при розрахунки на міцність плашки.
Для майданчика з координатою j можна записати
q (j) = q / сosj.
Сила тертя, створювана на цьому майданчику,
dF тр = (q / сosj) kdl.
Сила тертя, що виникає на поверхні труби одиничної довжини, відповідна кутку a охоплення її плашкою,

Так як dl = R тр.н d j, то при підстановці отримуємо

Для однієї плашки висотою h цей вираз буде мати наступний вигляд:
F ТР1 = q / сosj) kR тр.н hd j.
У результаті перетворень отримаємо
F ТР1 = qkR тр.н h 1/сosj) d j = qkR тр.н h [(1/сosj) + tgj].
Після підстановки значень кута отримаємо вираз для сили тертя, створюваної плашкою на контактній поверхні при зміні кута j від нуля до максимуму,
F ТР1 = qkR тр.н h ln [(1/сosj m ax) + tgj ​​m ax],
де j m ax - половина кута охоплення труби плашкою.
Так як кут охоплення труби плашкою становить 2j m ax, то вираз буде мати вигляд
F ТР1 = 2 qkR тр.н h ln [(1/сosj m ax) + tgj ​​m ax].
У практичних розрахунках зручніше обчислювати силу тертя, що забезпечується парою плашок, притиснутих до труби з двох протилежних сторін. У результаті значення сили тертя має бути подвоєно:
F ТР1 = 4 qkR тр.н h ln [(1/сosj m ax) + tgj ​​m ax].
Величина розподіленого навантаження q може бути визначена як
q = P / hb = P / R тр. н h 2sinj max.
Після підстановки в отримаємо
F ТР1 = 2 Pk ln [(1/сosj m ax) + tgj ​​m ax] / sinj m ax.
Таким чином, криволінійний профіль плашки в формулі для визначення сили тертя може бути врахований за допомогою коефіцієнта
h ф = ln [(1/сosj max) + tgj ​​max] / sinj max,
а остаточна формула набуде традиційного вигляду:
F ТР1 = 2 Pk h ф.
Для спрощення розрахунків можна користуватися величиною коефіцієнта h ф, залежить тільки від кута охоплення труби плашкою j m ax:

Кут захоплення труби плашкою j max, градус .......................................... ...................
20
30
40
50
Коефіцієнт h ф .......................................
1,042
1,099
1,187
1,320
Кут захоплення труби плашкою j max, градус .......................................... ...................
60
70
80
85
Коефіцієнт h ф .......................................
1,521
1,847
2,474
3,143
Максимальне тягове зусилля Q max, створюване транспортером при переміщенні труби, визначається сумою сил тертя, що створюються плашками, що знаходяться в контакті з поверхнею труби, тобто
Q max = S F тр n,
де n - число пар плашок.
Якщо зусилля притиску плашок до труби однакове, то максимальне тягове зусилля може бути розрахована за формулою
Q max = 2 P max k h ф n.
Величина максимального зусилля, що додається до плашці, P max може бути визначена виходячи з умови міцності труби, стиснутої плашками.
При проектуванні пристроїв для переміщення труби доводиться вирішувати зворотну задачу - визначати необхідну кількість пар плашок, які можуть забезпечити заданий тягове зусилля.
Алгоритм рішення цієї задачі наступний:
а) виходячи з геометричних розмірів поперечного перерізу труби і міцнісних властивостей матеріалу, з якого вона виготовлена, визначають максимально допустиме зусилля [P max], яке може бути докладено до плашки;
б) за заданою величиною тягового зусилля транспортера Q max з урахуванням коефіцієнта тертя k і передбачуваного кута охоплення плашками труби встановлюють необхідну кількість пар плашок, які повинні бути притиснуті до труби одночасно.
Рішення завдання ускладнено тим, що транспортер будуть використовувати з колонами гнучких труб, виготовлених з матеріалів з різними характеристиками міцності, тому його конструкція повинна забезпечувати створення номінального тягового зусилля для різних колон.
Для задоволення цієї умови число плашок слід визначати, виходячи з умов роботи з трубою, що має мінімальні міцнісні характеристики, а розміри гідравлічних циліндрів і тиску в них, - виходячи з максимальних значень цих характеристик:
n = Q max / 2 P max s min k h ф.
Розрахунок режиму роботи
гідроприводу транспортера
Дві нескінченні ланцюги транспортера приводяться в дію гідромоторами типу 3102.112 через планетарні редуктори. Технічні характеристики гідромотора наступні:
Об'єм робочої камери, см 3 ............................................ .....................................
112
Номінальна частота обертання вала, об / хв .......................................... ..
1500
Номінальна витрата рідини, л / хв ........................................... .............
175
Номінальний перепад тиску для гідромотора, МПа .......................
20
Максимальний тиск на вході в гідромотор, МПа ............................
35
Крутний момент гідромотора, Н:
номінальний ................................................. .................................................. .....
страгивания ................................................. .................................................. ........
342
258
Номінальна потужність насоса, кВт ............................................. ..................
58,4
Коефіцієнт подачі для насоса в номінальному режимі,%, не менше ...................................... .................................................. ..........................................
95
Гидромеханічеській ККД для гідромотора в номінальному режимі,%, не менше ...................................... .................................................. .........................
96
ККД в номінальному режимі,%, не менше:
насоса ................................................. .................................................. ...................
гідромотора ................................................. .................................................. .......
91
92
Маса без робочої рідини, кг, не більше ......................................... ...........
31
Зусилля, що розвивається транспортером, при роботі двох гідромоторів при їх номінальному тиску
P = 2 М кр.ном / R,
де М кр.ном - крутний момент на валу кожної з провідних зірочок транспортера; R - радіус зірочки (R = 114 мм ).
Момент
М кр.ном = М г.м.ном i,
де М г.м.ном - крутний момент, що розвивається гідромотором, при номінальному тиску, i - передавальне число редуктора, встановленого між гідромотором і зірочкою (i = 24).
При роботі гідромотора з перепадом тиску, що відрізняється від номінального значення, що крутить момент, що розвивається гідромотором,
М Г.М = М г.м.ном Р г / Р ном,
де Р ном - тиск, що відповідає номінальному обертовому моменту на валу гідромотора; Р р - робочий тиск в гідроприводі.
Аналогічні залежності мають місце і для Страгивает моменту. Остаточно зусилля, що розвивається транспортером при постійному русі (при номінальному режимі роботи гідромотора),
P = 2 М г.м.ном i / R = 2 × 342 × 24 / 0,114 = 144 кН.
Зусилля, що діє на гнучку трубу при страгивания,
P = 2 М г.м.стр i / R = 2 × 258 × 24 / 0,114 = 108,63 кН.
3.2. Барабан (лебідка)
Визначення ємності барабана
Ємність барабана визначається його габаритами і діаметром гнучкої труби, намотуваним на нього (рис. 16, а). Габарити барабана - внутрішній D Б.В і зовнішній D / Н діаметри, довжина робочої частини L б.
При проектуванні внутрішній діаметр барабана встановлюють, виходячи з досвіду експлуатації аналогічних установок, зазвичай D Б.В = 1600 мм для труб діаметром 25 мм , Зовнішній діаметр прийнятий з конструктивних міркувань - можливості установки барабана на конкретне автомобільне шасі - D / Н = 1900 ¸ 2400 мм , Довжина робочої частини барабана L б = 1200 мм .
Число рядів труб, намотуваних на барабан, визначають за формулою
Z = (D / Н - D Б.В) / 2 d тр,
звідки
Z = (1900 - 1600) / 2 × 25 = 6.
Число витків труби, намотаною на барабан в одному ряду,
i = [L б / (d тр + a s)] - 1,
де a s - сума допуску на овальність труби і зазору між трубами (a s = 1 мм ),
звідси
i = [1200 / (25 + 1)] - 1 = 45.
Ємність барабана розраховують за формулою
L = p iZ (D Б.В + d тр Z) = 3,14 × 45 × 6 × (1600 + 25 × 6) = 1483 м .
Маса труби, намотаною на барабан,
M тр = Lq тр,
де q тр - маса 1 м труби.
Для 1 м труби при її діаметрі 25 мм і товщиною стінки 2 мм q тр = 1,435 кг , А відповідно при 33 мм і 3 мм q тр = = 2,808 кг .
Для труб діаметрами 25 і 33 мм їх маси відповідно будуть
M тр = 1483 × 1,435 = 2128 кг ;
M тр = 1483 × 2,808 = 4164 кг .

Рис. 16. Кінематична схема барабана для намотування колони гнучких труб та їх укладальника при використанні планетарного редуктора (а) і ланцюгової передачі (б):
1 - ланцюгова передача приводу механізму укладання КГТ (Z 1, Z 2 - число зубів зірочок), 2 - каретка, 3 - ходовий гвинт; 4 - котушка; 5 - планетарний редуктор, 6 - гідравлічний мотор.
3.3.Трубоукладчік
Механізм укладальника труби на барабан забезпечує її щільну регулярну намотування без освіти пережимів і петель. При роботі в штатному режимі переміщення каретки укладальника має бути синхронізоване з обертанням барабана. Подібна система прийнята у всіх агрегатах, вироблених в США і Канаді (див. рис. 16).
На ряді установок роботою укладальника труби на барабан оператор управляє вручну. У таких умовах він повинен концентрувати свою увагу на приладах пульта управління, тому подібну конструкцію слід вважати не відповідає сучасному рівню розвитку устаткування даного типу.
У той же час механізм укладальника повинен забезпечувати можливість ручного коректування укладання труби, що обумовлено, наприклад, неминучим зміщенням зовнішніх витків при транспортуванні агрегату зі свердловини на свердловину, відхиленням зовнішнього діаметра від номінального через зім'яло труби, похибки її виготовлення і т.д.
Кінематична схема укладальника включає (див. рис. 16) каретку, встановлену на ходовому гвинті з кроком t, ланцюгову передачу (або передачі) з передавальним відношенням i, що забезпечує синхронізацію руху каретки і барабана. Ведена зірочка ланцюгової передачі з'єднана з ходовим гвинтом за допомогою кулачковою муфти. Ходовий гвинт також має привід від гідромотора, вал якого з'єднаний з ходовим гвинтом через редуктор.
Умова узгодження переміщення каретки і обертання барабана наступне: один оборот барабана повинен відповідати переміщенню каретки на величину, рівну діаметру гнучкої труби.
Частота обертання ходового гвинта
n х.в = n б (Z 1 / Z 2),
де n б - частота обертання барабана; Z 1, Z 2 - число зубів відповідно ведучої і веденої зірочок (Z 1 / Z 2 = i).
Переміщення каретки по ходовому гвинту
s = tn х.в = tn б Z 1 / Z 2.
За один оборот барабана каретка повинна переміститися на величину діаметра укладається труби, тобто s = d тр.
Тоді
d тр = t (Z 1 / Z 2) = ti.
Таким чином, кінематичні характеристики укладальника труби не залежать від ємності барабана і числа рядів труб на ньому, а визначаються тільки кроком гвинта укладальника і передавальним відношенням синхронизирующей ланцюгової передачі.
3.4. Привід
Привід включає в себе двигун, що забезпечує енергією всі системи агрегату, і трансмісію.
У залежності від параметрів агрегату прийнято використовувати наступні схеми приводів:
а) для легких установок - двигун транспортної бази, тобто ходовий двигун серійного автомобільного шасі;
б) для середніх і важких установок використовують один з двох варіантів:
- Палубний двигун при виконанні агрегату на причепі, що транспортується звичайним автомобілем-тягачем. При цьому число блоків, коли кожен змонтований на окремому причепі, а в цілому складають єдиний комплекс, може бути дорівнює двом або трьом;
- Двигун, потужність якого визначається згідно з умовою забезпечення енергією агрегату при монтажі його на спеціально спроектованому автомобільному шасі. При цьому для пересування використовують двигун агрегату. Фактично даний двигун є палубним, який застосовують в якості ходового. Як і в попередньому випадку, агрегат являє комплекс, що складається з двох-трьох автономно пересуваються пристроїв.
Найбільш простий і раціональнішою є кінематична схема легкого агрегату за умови його повної гідрофікаціі. Останнє дозволяє компонувати обладнання агрегату виходячи з оптимальних умов взаємного розташування його компонентів як для забезпечення функціонування агрегату на свердловині, так і для виконання вимог, що пред'являються до нього як до транспортного засобу.
При використанні стандартного автомобільного шасі кінематична схема установки включає (мал. 17) ходовий двигун 1, коробку передач 3, коробку відбору потужності 4 (всі перераховані вузли є невід'ємною частиною шасі), вал відбору потужності 5, роздатковий редуктор 4, на якому закріплені насоси гідросистеми 6 (кількість останніх визначається особливостями гідравлічної схеми агрегату), передній міст 9 і задню візок 8.
Залежно від типу шасі і конструкції агрегату кінематична схема роздаткового редуктора може бути послідовною, паралельного або комбінованою.
Послідовна схема передбачає передачу енергії від веденого вала послідовно через усі ступені зубчастої передачі. У цьому випадку перша ступінь передає повну потужність, а кожна наступна - частина її, за винятком відібраної на попередньому валу. Паралельна схема припускає надходження енергії від одного провідного вала до декількох веденим. При цьому кожна пара шестерень передає тільки ту енергію, яка необхідна для обертання веденим валом з'єднаних з ним насосів. Комбінована схема заснована на спільному використанні двох попередніх варіантів.
Застосування тієї чи іншої схеми встановлюється перш за все по наявності вільного місця на шасі транспортної бази і можливої ​​конфігурації роздаткового редуктора. З точки зору досягнення необхідних вагових параметрів та показників надійності найкращою є схема з паралельними потоками енергії, оскільки вона дозволяє забезпечувати найбільш сприятливий режим навантаження основних деталей редуктора.
Потужність, що передається до гідроприводу установки, залежить від здійснюваних ним функцій при виконанні конкретних операцій.

Рис. 17. Кінематична схема агрегату ПРС легкого типу: 1 - ходовий двигун автомобільного шасі; 2 - насос масляний, що входить до складу силового агрегату шасі, 3 - коробка зміни передач шасі, 4 - коробка відбору потужності; 5 - карданний вал відбору потужності; 6 - насос гідросистеми агрегату; 7 - роздатковий редуктор, 8 - задня візок шасі; 9 - передній міст шасі.
Допоміжні операції полягають у приведенні в дію гідравлічних домкратів агрегату і приводу вантажозахоплювальних пристроїв, що працюють при розгортанні і згортанні установки.
До основних операцій відносяться наступні.
Переміщення колони гнучких труб. Можна виділити кілька основних режимів при переміщенні труб, наприклад, їх рух з максимальною і мінімальною швидкістю, які відрізняються в 10 - 15 разів і відповідно визначають величини необхідних потужностей. За затрачуваної потужності слід виділити рух колони вниз і вгору. У першому випадку необхідний тиск робочої рідини, що визначається настройкою гальмівного клапана, мінімально. Крім того, в процесі спуску труб транспортер повинен забезпечити зусилля, необхідне для розмотування труби з барабана і переміщення її через укладальник і канал транспортування. При цьому необхідна потужність мінімальна і її в загальному балансі можна приймати рівною нулю. Максимальне зусилля при переміщенні труб буде мати місце при ході вгору і визначатися вагою колони труб і силами тертя.
Відзначимо, що термін "максимальне зусилля" не означає максимального зусилля, на яке розрахований транспортер і яке він має забезпечувати при виникненні аварійної ситуації. До останньої слід віднести випадок прихвата колон гнучких труб. При виникненні подібної ситуації переміщення останньої здійснюється на мінімальній швидкості.
Намотування (розмотування) труби на барабан. При намотуванні труби на барабан привід повинен забезпечувати його обертання з обертовим моментом, необхідним для деформування труби в процесі її проведення по всій довжині каналу. Величина цього моменту залежить від діаметру, товщини стінки і міцнісних властивостей гнучкої труби, але на неї не впливає швидкість підйому КГТ.
Частота обертання барабана визначається швидкістю переміщення труби транспортером. При проведенні розрахунків слід враховувати її максимальну величину.
При спуску труби в свердловину і змотуванні її з барабана привід не витрачає енергію на ці процеси. Барабан розкручується за рахунок натягнення труби, створюваного транспортером.
Нагнітання технологічної рідини в колону гнучких труб. При спуску і підйомі колони, а також виконання технологічних операцій з видалення пробок або бурінні в колону подається технологічна рідина. Незалежно від довжини колони, спущеної в свердловину, гідродинамічні втрати в колоні постійні і визначаються її довжиною. Впливом кривизни труб, намотаних на барабан, при проведенні більшості розрахунків можна знехтувати. При проведенні технологічних операцій насос, що подає рідину, повинен долати ще й перепад тиску на забійній двигуні або на гідромоніторний насадці.
Підйом і спуск колони можна виконувати не при максимальній подачі технологічної рідини, а при деякому мінімально можливому її значенні, що забезпечує безпечне виконання робіт. Тому при розрахунках приймають і мінімальну, і максимальну величини подачі.
Для визначення необхідної потужності приводного двигуна даний порівняльний аналіз потужностей, споживаних основними вузлами агрегату, при виконанні різних технологічних операцій, якісні оцінки яких наведено нижче:
Комплектуючі вузли агрегату ..............................
Транспортер
Барабан
Насоси технологічної рідини
Параметри вузлів ...........
P
v
M б
v б
p н
Q н
Режим роботи агрегату:
У тому числі:
спуск колони до робочої зони .............
min
max
min
max
min
min
технологічні операції:
видалення пробок
піщаної ...........
min
min
min
min
max
max
гідратної .........
min
min
min
min
max
max
розбурювання пробки ....................
min
min
min
min
max
max
буріння свердловин
max
min
min
min
max
max
ходіня колони при прихопи ........................
max
max
max
min
max
max
витяг колони труб на поверхню
max
max
max
max
max
max
Потужність приводного двигуна необхідно визначати в залежності від конкретних значень параметрів агрегату та номенклатури технологічних операцій, виконуваних ним. Як показано вище, параметричний ряд агрегатів підземного ремонту свердловин, що працюють з колоною гнучких труб, повинен складатися з трьох-чотирьох типорозмірів. Зроблені розрахунки дозволили визначити потужності, необхідні для виконання операцій при різних параметрах агрегатів. Їх результати представлені на спеціальній гістограмі, з якої випливає, що у разі використання стандартної транспортної бази - автомобільного шасі вантажопідйомністю 12 - 16 т, що серійно випускається промисловістю, з потужністю двигуна 130 - 180 кВт максимальний діаметр колони труб складає 33 мм , А довжина - 2000 м .
За допомогою транспортної бази такого агрегату можна забезпечити виконання всіх необхідних технологічних операцій.
Для створення потужних агрегатів необхідні технічні рішення, що базуються на застосуванні яких спеціальних транспортних засобів, або причепів, обладнаних палубними двигунами.

4. Колона гнучких труб
4.1. Світовий досвід застосування колон гнучких труб
Вперше масове використання гнучких труб великої довжини було здійснено під час проведення операції по форсуванню Ла-Маншу при висадці союзних військ у Франції під час другої світової війни. Для забезпечення постачання військ пальним було розгорнуто 23 нитки трубопроводів по дну протоки: 6 трубопроводів були сталевими з внутрішнім діаметром 76,2 мм , А решта мали композиційну конструкцію - всередині шар зі свинцю, зовні сталева оплітка. Укладання сталевих трубопроводів проводили з плавучих котушок діаметром порядку 12 м . На них були намотані секції трубопроводів довжиною 1220 м . Кожна секція, у свою чергу, складалася із зварених встик труб довжиною 6,1 м .
Подібна технологія була покладена в основу виготовлення колон гнучких безперервних труб в початковий період проведення робіт на промислах. Вперше це здійснила компанія "Creat Lakes Steel Co." (США) у 1962 р . Труби діаметром 33,4 мм з товщиною стінки 4,4 мм зварювали в атмосфері інертного газу встик з 15 шматків. Виготовлену трубу намотували на котушку з діаметром сердечника 2,7 м .
Технологію створення гнучких труб весь час удосконалювали і відпрацьовували, але тільки до кінця 70-х років їх якість стала відповідати вимогам, необхідним для проведення робіт на нафтопромислах.
Паралельно фахівці Канади створювали гнучкі труби для буріння свердловин. До 1976 р . фірмою "Flex Tube Service Ltd." була виготовлена ​​і використана при проведенні бурових робіт гнучка колона зі сталі діаметром 60,3 мм , Яка намотувалася на котушку з діаметром сердечника близько 4 м і складалася із зварених встик 12-метрових труб.
Незабаром фахівці цієї ж фірми виготовили колону бурильних труб діаметром 60,3 з алюмінію. Роботи зі створення труб подібної конструкції були припинені через їх низьку міцності, при якій спуск на глибину колони можливий лише до 900 м .
Основна увага виробників труб було зосереджено на відпрацьовуванні технології, яка могла б забезпечити якомога більшу довжину окремих батогів і таким чином скоротити число поперечних стиків, а також на вдосконаленні конструкції самого стику.
До 1983 р . завдяки використанню заготовок стрічки з Японії фахівцям фірми "Quality Tubing Inc." (США) вдалося збільшити довжину батогів до 900 м . Стики окремих батогів виконували ще до надходження стрічки в трубогибочні машину, що дозволило істотно підвищити якість труб. При цьому зовнішній діаметр останніх був збільшений до 89 мм .
До 1991 р . глибина спуску КГТ збільшилася до 5200 м , А в 1995 р . було розпочато випуск труб із зовнішнім діаметром 114,3 мм .
4.2. Матеріали, застосовувані для виготовлення колони
В даний час більшість гнучких труб виготовляють зі сталі звичайної маловуглецевої, низьколегованої і нержавіючої. Невелика кількість труб виробляють і з інших металів, наприклад, сплавів титану.
До маловуглецевих відноситься сталь А-66 типу 4 з наступним хімічним складом:
Хімічний елемент ....
C
Mn
P
S
Зміст елемента,%
0,1-0,15
0,6 - 0,9
Не більше 0,03
Не більше 0,005
Хімічний елемент .....
Si
Cr
Cu
Ni
Зміст елемента,%
0,3-0,5
0,55-0,7
0,2-0,4
Не більше 0,25
Ця сталь характеризується наступними міцнісними та деформаційними показниками:
Межа плинності (мінімальний), МПа.
480
Межа міцності при розтягуванні (мінімальний), МПа
550
Подовження при руйнуванні,%
30
Твердість, HRc
22
Поліпшення показників міцності труби може бути досягнуто за рахунок використання високоміцних низьколегованих сталей, які піддаються термообробці, що включає загартування і відпуск. Хімічний склад сталей відрізняється підвищеним вмістом хрому і молібдену, які забезпечують здатність стали приймати загартування.
Міцність труб з низьколегованих сталей вище маловуглецевих на 40% (межа плинності 690 - 760 МПа) при збереженні пластичних властивостей.
До переваг труб, які виготовляються з низьколегованих сталей, слід віднести їх високу міцність при статичних та циклічних навантаженнях.
Однак їхнім недоліком є ​​складність ремонту в промислових умовах, так як виконання зварювальних робіт призводить до місцевого відпуску та зниження межі текучості до 550 МПа. Як приклад використання нержавіючої сталі для виготовлення труб можна привести сталь 08Х18Н10Т (ГОСТ 5632-72).
На початку 90-х років для виробництва труб стали використовувати титан і його сплави, що дозволило, з одного боку, поліпшити їх характеристики міцності, а з іншого, підвищити надійність, оскільки титанові, як і алюмінієві труби, виготовляють методом екструзії, що дозволяє виключити поздовжній шов.

Сплави титану мають такі механічні властивості:
Сплав
"2"
"12"
"Бета-С"
Межа плинності (мінімальний), МПа.
280
480
970
Межа міцності при розтягуванні (мінімальний), МПа
345
550
1030
Подовження при руйнуванні,%
20
18
12
4.3. Технологія виготовлення гнучкої труби
В даний час найбільш великими виробниками гнучких труб за кордоном є такі компанії: "Precision Tube Technology", "Quality Tubing Inc.", "Southwestern Pipe Inc.".
У 1989 р . у виробництво було впроваджено цельнопрокатние труби з мінімальною кількістю поперечних швів. У результаті дефекти, пов'язані з утворенням нориць, скоротилися до мінімуму.
Наприклад, компанія "Quality Tubing Inc." контролює якість кожного зварного шва, присвоює йому відповідний ідентифікаційний номер і в разі втрати герметичності виплачує страхову суму для усунення дефекту.
Технологія виготовлення труб з маловуглецевих і низьколегованих сталей складається з наступних етапів:
а) спочатку з рулонів тонколистової сталі необхідної товщини вирізують безперервні стрічки, ширина яких відповідає довжині кола твірної готової труби. Довжина смуг визначається можливостями прокатних станів виробників аркуша. Для США вона відповідає 570 м , Для Японії - 900 - 1000 м ;
б) окремі стрічки зварюють встик, причому листи з'єднують або навскоси, або "ласточкиним хвостом". Шви зачищають, поверхню обробляють механічно і термічно. Після цього якість зварювальних швів перевіряють за допомогою дефектоскопії;
в) отриману сталеву стрічку направляють в трубопрокатний стан, де вона проходить між валками, що формують з неї трубу. Для з'єднання крайок останньої застосовують ковальську зварювання в атмосфері інертного газу - кромки труби нагрівають за допомогою індуктора, а потім притискують один до одного валками;
г) із зовнішньої поверхні труби механічним способом видаляють зварювальний грат і зачищають стик;
д) зону зварювального шва піддають відпустці і подальшого охолодження;
е) перевіряють якість шва;
ж) трубу пропускають через калібрувальний стан і піддають остаточній термообробці - середньому відпустці з наступним охолодженням на повітрі і у ванні.
У результаті виконання зазначених операцій відбувається утворення перлітової і феритової структури металу.
Готову трубу намотують на транспортну котушку або барабан установки, в якій її передбачають використовувати.
Особливості технології виготовлення труби з низьколегованої сталі полягають в тому, що після калібрування колону піддають гарту і подальшого відпуску. В результаті матеріал набуває мартенситную структуру.
4.4. Механізм руйнування гнучких труб
та основні результати їх експлуатації
В даний час не дивлячись на великий обсяг накопиченої інформації про роботу КГТ відсутня загальна теорія, що пояснює механізм їх руйнування в процесі експлуатації. Наявність подібної теорії необхідно для правильної оцінки ресурсу труб і можливостей прогнозування їх довговічності в промислових умовах.
При нормальній роботі КГТ, відсутності заводського браку і позаштатних ситуацій при експлуатації їх довговічність визначається кількістю циклів спуску-підйому до втрати герметичності. До параметрів режиму їх роботи слід віднести мінімальний діаметр барабана D б або напрямних, на яких відбувається вигин труб, тиск технологічної рідини p ж в трубі, її діаметр d тр і товщину стінки d тр, а також максимальну глибину спуску КГТ. Крім того, на довговічність труби впливають умови роботи та її стан. До них належать наявність механічних пошкоджень і корозія. Однак вони носять випадковий характер і в даній роботі не розглядаються.
Аналіз перелічених параметрів відразу приводить до висновку про складність їх опису, реєстрації та аналізу. Це пояснюється і унікальністю режимів ведення робіт на кожній свердловині, і різноманіттям варіантів навантаження КГТ навіть при проведенні одного підземного ремонту свердловини. Крім того, в суто технічному плані складність представляє реєстрація умов роботи труби в процесі проведення всього комплексу операцій - спуск колони, виконання технологічних операцій і її підйому. Наприклад, навіть така проста в технологічному відношенні операція, як промивка свердловини, супроводжується періодичної зупинкою КГТ, піднесенням її на невелику величину, повторним спуском і т.д. При цьому змінюються тиск технологічної рідини, що прокачується через труби, температури навколишнього середовища та рідини і т.д. Істотний вплив на цікаві показники надають також термін і умови зберігання труби до введення її в експлуатацію.
Тим не менш, необхідно прогнозувати термін служби труби в конкретних умовах і мати методики розрахунків її довговічності.
Складність створення такої теорії визначається перш за все тим, що в даний час відсутні методики розрахунку деталей в умовах малоцікліческого навантаження, матеріал яких працює за межею пружності, тому що в подібних умовах навантаження не працює жодна з деталей, що використовуються в галузях цивільного і військового машинобудування.
Залежно від конкретних умов роботи гнучкої труби та режиму експлуатації агрегату небезпечними перерізами є місця перегинів труби в зонах пластичного деформування при взаємодії з барабаном, що направляють пристроєм і виході з транспортера на вертикальній ділянці. Можливий вигин труби з утворенням пластичних деформацій і в транспортері, проте подібні випадки зустрічаються лише при роботі недосвідченого оператора.
При деформації труби в точках, найбільш віддалених від нейтральної лінії вигину, виникають максимальні напруги. При певному співвідношенні зовнішнього діаметра труби і радіуса її вигину напруги можуть перевищити межа пружності.
Радіус вигину, відповідний переходу матеріалу труби з пружного стану у пластичний, визначається за формулою
R = Ed тр / 2s т,
де Е - модуль пружності матеріалу труби.
При межі пружності (для простоти розрахунків його приймають рівним межі плинності) 480 МПа мінімальні радіуси вигинів будуть наступними:
Зовнішній діаметр КГТ, мм .........
19,1
25,4
31,8
38,1
44,5
Радіус вигину (мінімальний), м
3,97
5,49
6,71
8,24
9,46
Зовнішній діаметр КГТ, мм .........
50,8
60,3
89
114
Радіус вигину (мінімальний), м
10,98
12,81
19,2
24,6
З опису конструкцій агрегатів та їх основних вузлів, очевидно, випливає, що при існуючих габаритах установок і реальних розмірах деталей і вузлів тракту, по якому проходить гнучка труба, радіуси її вигину набагато менше наведених вище, і тому, виникнення пластичних деформацій неминуче. З урахуванням цього і будемо розглядати питання міцності гнучкої труби відповідно до теорії пластичності, оскільки напруги, що діють в небезпечному перерізі, перевищують межу пропорційності.
Процес роботи матеріалу КГТ протягом усього терміну служби виробу можна охарактеризувати за допомогою графіків, наведених на рис. 18.

Рис. 18. Діаграми деформування матеріалу КГТ в процесі їх експлуатації:
а - видозміна діаграми розтягування матеріалу в процесі експлуатації труби; 1 - вихідна діаграма; 2 - 4 - діаграми, що відповідають різним стадіям накопичення втоми матеріалом труби; 5 - діаграма, що відображає момент руйнування труби; s в1 - s В4 - межі міцності матеріалу труби, відповідають різним стадіям; s в max - межа міцності матеріалу труби, що відображає момент її руйнування; Ds - різниця між межами міцності і текучості; s п - межа пропорційності матеріалу труби; e ф - максимальна величина деформацій, що має місце при руйнуванні труби; б - напружений стан матеріалу труби в зонах пластичного деформування при її розмотуванні і намотування на барабан, в - те ж, у небезпечному перерізі в точці підвісу труби; нормальні напруги: s t - тангенціальні, зумовлені тиском технологічної рідини в трубах, s z - осьові, зумовлені осьовим навантаженням на трубу і внутрішнім тиском; t - дотичні напруження, що виникають в результаті реактивного крутного моменту при роботі вибійного двигуна
На початку експлуатації труби міцнісні і деформаційні властивості матеріалу відповідають кривій 1, що представляє по суті діаграму ідеально пластичного матеріалу. При цьому напруги, що виникають при пластичному деформуванні труби в період її взаємодії з барабаном, визначаються суто геометричними параметрами
s і = Ed тр / D б.
Цією деформації відповідають напруги s а в точці а, які можна вважати рівними межі плинності матеріалу нової труби s т0. При дії внутрішнього тиску технологічної рідини і поздовжнього зусилля натягу труби в поздовжніх і поперечних перерізах виникають такі нормальні напруги:
меридіональні s m = p ж D б / 4d тр;
тангенціальні s t = p ж D б / 2d тр;
поздовжні s п = P пр / F тр;
радіальні s r   = - P ж,
де F тр - площа поперечного перерізу труби; Р пр - зусилля, розтягуюче трубу.
Величиною останніх можна знехтувати, оскільки вони на порядок менше від інших напруг. Таким чином, напружений стан труб будемо вважати плоским.
Зазначені напруги діють на головних майданчиках, які збігаються з поздовжнім і поперечним перерізами труби, так як дотичні напруги тут відсутні.
Для розрахунків на міцність при складному напруженому стані труби, виготовленої з пластичного матеріалу, найкращим чином підходить енергетична теорія Хубера-Мізеса. Сутність цієї теорії полягає в тому, що як критерій міцності матеріалу, що знаходиться в складному напруженому стані, може бути прийнята величина накопиченого питомої енергії деформації зміни форми. У технічній літературі ця теорія іноді називається четвертою. Еквівалентні напруги s екв в даному випадку визначаються, виходячи з величин головних напружень s 1, s 2, s 3, наступним чином:
s екв = {0,5 [(s 1 - s 2) 2 + (s 2 - s 3) 2 + (s 3 - s 1) 2]} 1 / 2.
Цю теорію для розрахунків на міцність в основному використовують фахівці американських і канадських фірм, що виробляють гнучкі труби.
З урахуванням положень теорії пластичності визначимо величину еквівалентних напружень, використовуючи цю теорію як найбільш зручну для опису процесів утворення пластичних деформацій,
s екв = 2 -1 / 2 [(s 1 - s 2) 2 + (s 2 - s 3) 2 + (s 3 - s 1) 2] 1 / 2.
Тут
s 1 = s і + s t + s п = Ed тр / D б + p ж D б / 2d тр + P пр / F тр;
s 2 = s m = p ж D б / 4d тр;
s 3 = 0.
При цьому абсолютний запас міцності, виражений в напруженнях, а не в коефіцієнті запасу міцності за її межі, може бути визначений як
Ds 1 = s в1 - s екв.
Процес утворення тріщин в матеріалах труби починається в тому випадку, якщо Ds наближається до нуля.
Для гнучкої труби в початковий період експлуатації значення Ds 1 досить велике, та дію внутрішнього тиску технологічної рідини не приводить до утворення тріщин.
У міру експлуатації гнучкої труби вона піддається циклічним навантаженням і відбувається наклеп на межкристаллических рівні. При цьому збільшуються твердість і відповідно міцнісні показники. У процесі накопичення наклепу пластичні властивості матеріалу погіршуються, протяжність площадки плинності скорочується, а значення вторинного модуля пружності збільшується. Цей процес добре відображається на графіку функції, положення якого змінюється від горизонтального до похилого. На рис. 18 наведено сімейство ліній (1 - 5), що відповідають різним стадіям навантаження гнучкої труби і відповідно до різних ступенях ефекту наклепу.
Процес зміцнення матеріалу супроводжується переміщенням крапки а по вертикалі, абсциса якої e ф відповідає величині деформацій при вигині труби під час намотування її на барабан. При цьому величина Ds i = s в i - s екв весь час зменшується. Це обумовлено тим, що в процесі охрупчивания s в i росте повільніше, ніж s т. Врешті-решт настає момент, коли нормальні напруги, що виникають при пластичному деформуванні труби з утворенням деформацій e ф, стають рівними або близькими до межі міцності s в i. При цьому наявність навіть незначного тиску в трубах призводить до утворення мікротріщин, які поступово поширюються в глиб стінки труби. Ці тріщини, на нашу думку, повинні розташовуватися в її поперечної площині, що збігається з майданчиками, на яких діють максимальні головні напруження.
Зі сказаного випливає, що неприпустимо використовувати плашки транспортерів з насічкою, оскільки остання провокує утворення мікротріщин на поверхні гнучкої труби.
Для кількісної оцінки числа циклів, витримує гнучкою трубою при її пластичній деформації і дії внутрішнього тиску, необхідно знати закономірності зміни характеристик міцності матеріалу в залежності від кількості циклів навантаження. Подібних даних в узагальненому вигляді в даний час не існує.
Якщо такі залежності будуть отримані, то їх можна використовувати в практичних розрахунках для оцінки максимального тиску рідини, яке повинно бути забезпечене для нової труби, міцнісні показники якої відомі.
Описаний механізм руйнування гнучкої труби в процесі її експлуатації досить добре узгоджується з даними американських і канадських фірм.
Вважають, що основними факторами, що визначають довговічність труби, є радіус її вигину і тиск технологічної рідини. Причому останнє в певному діапазоні значень відіграє вирішальну роль.
Наприклад, в результаті експериментальних досліджень, виконаних фахівцями фірми "Southwestern Pipe Inc.", При випробуваннях труби з зовнішнім діаметром 31,8 мм і товщиною стінки 2,2 мм , Виготовленої із сталі з межею текучості 480 МПа, і циклічному вигині по радіусу 1,83 м отримані такі дані. При тиску рідини в трубі 17,2 МПа руйнування сталося через 500 подвійних циклів навантаження (зігнути-розігнути) при збільшенні зовнішнього діаметра до 33 мм , А при тиску 34,5 МПа - через 150 подвійних циклів при збільшенні діаметру до 35 мм .
При реальній роботі агрегату на свердловині число спусків-підйомів труби в таких умовах в 3 рази менше.

Рис. 19. Вплив внутрішнього тиску технологічної рідини на довговічність гнучкої труби:
1 - число циклів вигину труб; 2 - число виконаних спусків-підйомів колони
Результати випробувань, проведених фахівцями фірми "Bowen Tools, Inc.", Наступні (рис. 19): за відсутності тиску труби, виготовлені з матеріалу з межею пружності 70 МПа, витримують 200 циклів навантаження, а при внутрішньому тиску 35 МПа в тих же умовах - 40 циклів. Крім того, істотний вплив на довговічність надає товщина стінки труби, що підтверджується матеріалами фірми "Bowen Tools, Inc.", Фахівці якої ввели одиницю навантаження колони труб - один цикл тиску [Pressure Cecle Unit (PCU)], що є величиною, еквівалентній одному повного циклу спуску і підйому колони при внутрішньому тиску 14 МПа.
У процесі роботи труби відбувається накопичення втоми, причому в межах однієї колони ця величина розподілена нерівномірно.
Фахівці різних фірм приводять різні описи картини руйнування гнучкої труби. Так, на фірмі "Bowen Tools, Inc." вважають, що місцем, де починається руйнація, є внутрішня (або нижня) сторона труби. У цій зоні напруги, викликані пластичною деформацією, мають негативне значення.
Фахівці всіх організацій, що експлуатують установки, сходяться на думці, що характер руйнування труби при її правильної експлуатації - втомний. Механізм руйнування труби складається з наступних етапів:
а) утворення мікротріщин;
б) подальшого зростання однієї з них до макроразмеров;
в) "раптового" обриву труби.
Освіта мікротріщин провокується місцевими неоднорідностями матеріалу, з якого виготовлена ​​труба, або зварного шва.
Існують і інші версії механізму руйнування труби, які, втім, не пояснюють появи вихідної мікротріщини. Так, фахівці фірми "Bowen Tools, Inc." вважають, що основним є гідроклинові ефект, який полягає в тому, що при відкриванні тріщина заповнюється технологічної рідиною. При взаємодії з криволінійної напрямної і барабаном рідина, що потрапила в тріщину, закривається в обсязі металу і при стисканні діє подібно клину, розколюючи трубу. Цю ж теорію підтверджують і інші дослідники. При цьому, однак, не ясно, як виникає вихідна мікротріщина.
Графіки, що характеризують напрацювання гнучкої труби з зовнішнім діаметром 25 мм і товщиною стінки 2,2 мм в залежності від величини внутрішнього тиску, наведені на рис.19.
За даними Е. Дж. Уолкер, розвиток тріщин починається на поверхні труби, їх напрямок перпендикулярно утворюючим труби. Більшість тріщин виникає в результаті поверхневих дефектів труби. У поздовжньому напрямку по зварному шву їх наявності не виявлено. За результатами випробувань при тиску порядку 7 МПа колона діаметром 45,3 мм витримує 157 циклів спуску-підйому, а при тиску 17,2 МПа - тільки 17.
Складність аналітичного розрахунку гнучких труб на міцність посилюється ще й погано передбачуваним їх поведінкою в свердловині. Так, в результаті малої жорсткості труб і наявності стискаючих навантажень, обумовлених силами тертя і реактивними силами, що виникають при роботі інструмента, виникає поздовжній вигин колони. Через те, що втрата стійкості відбувається в обмеженому обсязі свердловини (при першій критичному навантаженні по Ейлера), на першому етапі геометрична форма осі труби змінюється від прямолінійної або зігнутої з великим радіусом кривизни, до синусоїдальної. Якщо поздовжня стискаюча сила стає більше значення першої критичної навантаження, вісь труби приймає гвинтову форму.
В останньому випадку різко зростають зусилля тертя гнучкої труби об стінки каналу, в якому вона розташовується. При досягненні певної межі поздовжнього навантаження переміщення колони гнучких труб стає неможливим. Цей процес супроводжується зростанням стискаючих напруг.
При подальшому збільшенні сили відбувається руйнування колони. Радикальним способом для виключення подібного явища, особливо в горизонтальних свердловинах, служить використання інструменту, в якому робітники зусилля створюються за допомогою гідравлічних методів, а також гідравлічного способу проштовхування труби в свердловину.
4.5. Шляхи підвищення надійності
колони гнучких труб
Підвищення довговічності колони гнучких труб забезпечується двома шляхами - поліпшенням якості їхнього виробництва і грамотної експлуатацією при проведенні робіт.
Під грамотної експлуатацією КГТ мається на увазі ведення обліку режимів експлуатації окремих ділянок колони, зокрема фіксування в документах числа циклів "розмотування-намотування" для кожного інтервалу колони. У найкращому випадку передбачається також реєструвати значення внутрішнього тиску, при якому була здійснена напрацювання цього числа циклів. Коли останній показник не вдається відстежити з достатньою точністю, вважають, що тиск рідини було максимальним.
Весь комплекс цих заходів найбільш доцільно здійснювати з використанням ЕОМ.
Періодично необхідно обробляти отримані дані, визначаючи найбільш небезпечні ділянки. Їх слід видаляти, якщо потрібно вставляти новий шматок труби.
Оскільки основними факторами, що впливають на довговічність колони труб, є величина тиску рідини і число спусків-підйомів, то при проведенні операцій, під час яких необхідно періодично переміщати колону в межах оброблюваного інтервалу, доцільно перед спуском або підйомом труб знизити тиск в них до мінімально можливого . Зменшення тиску до 7 МПа, як уже зазначалося, призводить до істотного збільшення довговічності колони.
Особливу увагу слід приділяти збереженню якості поверхні труби. Як показують досліди, поверхневі дефекти у вигляді рисок або раковин корозії є центрами освіти втомних тріщин. Звідси випливає, що плашки транспортера потрібно використовувати з гладкою робочою поверхнею, що не має насічки.
Для збереження внутрішньої поверхні труб необхідно після проведення кислотних обробок виконувати нейтралізацію розчину з наступним промиванням водою, ретельно видаляти за допомогою продувки повітрям або витіснення нейтральною рідиною залишки технологічної рідини, наявні в колоні труб після її намотування на барабан.

4.6. Характеристики гнучких труб
В даний час фірмами США і Канади освоєний випуск колон гнучких труб з наступними характеристиками:
Зовнішній діаметр, мм
22,2
25,4
31,8
38,1
Товщина стінки, мм
2,2
1,7-2,8
1,9-4
2,4-4
Маса 1 м , Кг
1,09
1,02-1,54
1,4-2,73
2,12-33,3
Допустиме розтягуюче зусилля, кН
65,5
58,8-92,8
83,4-162,5
127,7-199,3
Випробувальний тиск, МПа
73,2
48,6-74,9
43,9-91,4
46,8-76,2
Зовнішній діаметр, мм
44,5
50,8
60,3
Товщина стінки, мм
2,8-4
2,8-4
3,2-4
Маса 1 м , Кг
2,84-3,95
3,2-4,6
4,5-5,5
Допустиме розтягуюче зусилля, кН
170,5-236,2
19,6-27,3
26,5-32,8
Випробувальний тиск, МПа
45,9-65,3
40,2-57,1
38,4-48,1
Фахівці вітчизняної фірми АТ "Філіт" (Москва) відпрацювали технологію виробництва гнучких труб зі сталі 08Х18Н10Т (ГОСТ 5632-72):
Геометричні параметри:
зовнішній діаметр, мм
33 +0,5
товщина стінки, мм
2,5 +0,25
довжина в бухті, м
1800
Міцнісні і деформаційні характеристики:
межа міцності, МПа, не менше
656
межа текучості, МПа, не менше
500
подовження,%, не менше
33,9
руйнівне навантаження зразка з кільцевим швом без внутрішнього тиску, кН, не менше
155
робоче внутрішній тиск, МПа
31,5
АТ "Уральський науково-дослідний інститут трубної промисловості" ("УралНІТІ") спільно з ТОВ "ЛУКОЙЛ" розробили і освоїли технологію виготовлення зварних довгомірних труб в бунтах (ТУ 14-3-1470-86) з наступними характеристиками:
Марка стали
10
20
Ст. 2
08Г20Ф
08Г20Ф6
10ГМФ
Межа текучості,
МПа
210
250
220
400
420
400
Межа міцності,
МПа
340
420
330
550
570
550
Відносне подовження,%
31
21
24
22
22
22
Труби, що виготовляються із сталі 20 і 10ГМФ, мають наступні параметри:
Діаметр труби, мм:
умовний
20
25
26
33
зовнішній
20
25
26,8
33,5
Товщина стінки, мм
2; 2,5; 2,8
2,5; 3
2,8; 3,2
2,8; 3,2
Випробувальний тиск, МПа, для мінімальної товщини стінки при марках сталі:
20
56
56
60
45
10ГМФ
90
90
95
83
Діаметр труби, мм:
умовний
42
48
60
73
зовнішній
42,3
48
60
73
Товщина стінки, мм
3,2
3; 3,5
3,5; 4
3,5; 4
Випробувальний тиск, МПа, для мінімальної товщини стінки при марках сталі:
20
40
32
30
24
10ГМФ
64
53
48
38
Однією з основних завдань, що стоять перед вітчизняними виробниками труб, є збільшення їх довговічності при малоцікліческом навантаженні з утворенням пластичних деформацій.

5. Бурові роботи з використанням колони
гнуття труб
5.1. Особливості проведення
бурових робіт
Колони гнучких труб при бурінні застосовують для:
а) буріння нових неглибоких свердловин до 1800 м з діаметром стовбура до 216 мм ;
б) забурювання другого або декількох стовбурів, які можуть бути вертикальними. Проте найбільший ефект досягається при бурінні похило-спрямованих і горизонтальних відводів від основного стовбура. Колона гнучких труб забезпечує набір кривизни до 10 ° / 10 м. Прохідність за допомогою КГТ горизонтальних ділянок у 1993 - 1995 рр.. перевищувала 300 м при діаметрі колони 50,8 мм , А до теперішнього часу вона збільшена до 500 - 600 м при діаметрах 60,3 і 73 мм і в перспективі буде доведена до 1000 м ;
в) повторного розтину пластів при поглибленні свердловини;
г) буріння частини стовбура свердловини із забезпеченням режиму депресії на вибої.
Усі зазначені операції можна виконувати без глушіння свердловини, через стовбур якої ведуться роботи, навіть в режимі депресії на вибої. Досягається це при мінімальному погіршенні колекторських властивостей продуктивного пласта. Причому розтин останнього і буріння в ньому свердловини сумісні з процесом видобутку. Це дозволяє виключати проведення будь-яких робіт за викликом припливу і освоєння свердловини. Відсутність необхідності у виконанні цих операцій підвищує ефективність робіт не тільки в інженерному, але і в економічному плані.
У процесі буріння пластів з високою проникністю і низьким пластовим тиском зменшується кількість випадків поглинання промивної рідини, втрат циркуляції і прояви інших особливостей, оскільки процес буріння з використанням КГТ ведеться при мінімально можливому тиску.
Промислове застосування гнучких труб у бурінні почалося в 90-і роки. Якщо в 1991 р . в США було пробурено всього 3 свердловини, то до 1994 - вже 150, а до теперішнього часу їх загальне число наблизилося до 200. У Канаді за цей же період було пробурено 39 свердловин.
Бурове устаткування, що використовує КГТ, досить компактно, бурова вишка у більшості випадків відсутня. По суті, агрегати, що входять в комплекс обладнання для буріння, представляють собою масштабно збільшені агрегати, що застосовуються для підземного ремонту. Крім того, в комплекс входять пересувні установки, які забезпечують підготовку і очищення бурового розчину. В якості промивної можна використовувати рідину на вуглеводневій основі, у найпростішому випадку відфільтровану і відсепароване нафту. У зв'язку з цим знижуються витрати на приготування і очищення бурового розчину. Крім того, відпадають проблеми, пов'язані з утилізацією відпрацьованого розчину. Для розміщення комплексу досить мати площу в 800 м 2 , Замість 1500 м 2 для малогабаритних бурових установок традиційної конструкції.
Крім цього, при застосуванні КГТ економиться час за рахунок прискорення процесу спуску і підйому колони для зміни долота.
Аварійні ситуації при нарощуванні труб під час проходки свердловини не виникають, оскільки ці операції відсутні. Зниженню небезпеки проведення всіх бурових робіт сприяє безперервний контроль за процесом буріння як на поверхні, так і безпосередньо на забої з допомогою спеціального обладнання.
Так само як і при проведенні підземного ремонту свердловин, застосування КГТ скорочує випадки травматизму і забезпечує виконання жорстких вимог з охорони навколишнього середовища.
Для спеціалізованих бурових робіт використовують гнучкі труби з зовнішнім діаметром не менш 60,3 мм . Хоча досить широко застосовують і труби з зовнішнім діаметром 38,1, 44,5, 50,8 мм . Оптимальними діаметрами труб є 89 і 114 мм .
Обертання породоруйнуючого інструменту забезпечується забійними двигуном, який встановлено на гнучкій трубі і має свої особливості, зумовлені малою жорсткістю КГТ при роботі на кручення, вигин і стиснення. Крім того, при використанні колони гнучких труб відсутня можливість застосування обважнених бурильних труб. Це накладає обмеження і на вибір обладнання, і на режими буріння через:
а) малої навантаження на породоразрушающий інструмент;
б) незначного крутного моменту, який повинен розвивати двигун;
в) високих обертів двигуна, тому що в противному випадку потужність, що підводиться до породоразрушающим інструменту, буде низькою.
Сказане вище вказує на недоліки при використанні КГТ в бурінні. До них ставляться більш низька швидкість проводки, необхідність зменшення діаметрів свердловин, незначні терміни служби й доліт, і забійних двигунів малого діаметру. Однак ці негативні моменти при проведенні додаткових робіт можна або повністю, або в достатній мірі усунути.
Важливо мати на увазі, що економічний ефект від використання КГТ в бурінні дуже високий. Наприклад, вартість буріння однієї горизонтальної свердловини на Алясці при бурінні звичайними установками становить 2200 тис. дол., А при використанні в аналогічних умовах установки з КГТ - 500 тис. дол.
Перераховані обмеження обумовлюють і вибір режимів роботи, наприклад, використання вибійного двигуна великої потужності може привести до скручування колони гнуття труб, при цьому її кутові деформації можуть досягати 6 - 7 повних обертів нижнього перерізу відносно верхнього на кожні 1000 м довжини. При зменшенні навантаження на долото, наприклад, при підйомі труб, бувають випадки самовільного розкручування колони в протилежну сторону, що викликає самоотворот різьбового з'єднання вибійного двигуна.
У залежності від застосовуваного діаметра КГТ і класу бурової установки забойное обладнання може бути досить простим і містити сполучну муфту, стабілізатор, забійний двигун і породоразрушающий інструмент. Подібний комплект інструментів використовують при трубах діаметром 33 - 55 мм . При застосуванні труб з діаметром 60,3 мм і вище в компонування входять сполучна муфта, що забезпечує перехід від КГТ до забійній установці, спрямовує інструмент (у вигляді однієї труби зі збільшеною товщиною стінки), запобіжний роз'єднувач, немагнітний Перевідники, вимірювальний прилад з джерелом гамма-випромінювання, немагнітна утяжеленная бурильна труба (УБТ) , бурової забійний двигун об'ємного типу з регульованим відхилювача і долото.
При роботі з КГТ обов'язковим елементом внутріскважінного компонування є стабілізатор. Він сприймає частина радіальних зусиль, що виникають у процесі роботи, дозволяє зменшувати амплітуду коливань і в підсумку знижує величини циклічних напружень, що діють на ділянці гнучкої труби, розташованої безпосередньо над двигуном.
Для виключення аварійного втомного руйнування труби періодично слід відрізати її ділянка в нижній частині, так як тут матеріал втомлюється в найбільшою мірою.

5.2. Устаткування, що застосовується для буріння
Породоразрушающий інструмент
Вибір долота при бурінні з використанням гнучких труб обумовлений режимом роботи забійного двигуна - мала осьова навантаження і велика частота обертання. У цьому випадку шарошечні долота малоефективні і тому не застосовуються, тим більше що термін їх служби в подібному режимі роботи надзвичайно низький.
Для розбурювання цементу і породи найкраще підходять долота истирающего типу, армовані алмазами або вставками з карбіду вольфраму. До основних характеристик долота відносяться його марка, діаметр, перепад тиску на ньому.
Вибійний двигун
При виконанні бурових робіт і видаленні пробок застосовують забійні двигуни двох типів - об'ємного і динамічного впливу. До перших відносяться гвинтові і аксіально-поршневі двигуни, до других - турбобури. Найбільш доцільно використовувати забійні двигуни об'ємної дії, а з них переважно гвинтові, оскільки останні мають більш прийнятною характеристикою для умов роботи з КГТ. Крім того, для їх приводу необхідний менший витрата технологічної рідини, що важливо, як буде показано нижче, для забезпечення міцності колони.
Характеристики найбільш типових забійних двигунів наведено нижче:

Марка двигуна
Д-42
Д-48
Д1-54
ДГ-60
Д-85
Діаметр зовнішній, мм
42
48
54
60
85
Діаметр доліт, мм
59
59-76
59-76
76-98,4
98,4-120,6
Витрата робочої рідини, л / с
0,3-0,5
1,2-2,6
1-2,5
1-2
4,8
Перепад тиску на двигуні, МПа
2-4
4-5
4,5-5,5
4,5-5,5
5,5
5.3. Бурові установки
В даний час застосовують два типи бурових установок - забезпечені вишкою і без неї.
Бурова установка фірми "Canadian Francmaster Ltd." складається з чотирьох блоків - пульта управління, розташованого на окремій транспортної базі, блоку з барабаном гнучкої труби, змонтованого на трейлері, блоку, що включає підставу, транспортер і П-подібну щоглу, блоку містків, розміщених на окремому трейлері.
По суті бурова установка з використанням КГТ аналогічна агрегату, призначеному для роботи з КГТ малих діаметрів. Проте в даному випадку збільшення маси комплектуючого обладнання, габаритів, зусиль, що діють в процесі функціонування установки, приводить до її розростання. У результаті весь комплект перевозять на чотирьох транспортних одиницях. Сюди не входять блок для приготування бурового розчину, насосні агрегати для останнього і закачування азоту, а також ємність для його зберігання.
Розглянуте обладнання має наступні конструктивні особливості.
Колона гнучких труб забезпечена каротажних кабелем і двома трубопроводами малого діаметру для подачі рідини гідроприводу до забійного обладнання.
Остання включає керований з поверхні відхилювача долота, що забезпечує оперативний вибір напрямку буріння. Крім того, у забійній обладнанні розміщується блок орієнтації, що дозволяє визначати фактичне напрямок буріння свердловини і передавати відповідну інформацію на пульт управління. Воно містить також комплект датчиків, що реєструють і передають у вигляді електричних сигналів на пульт управління інформацію про величину вибійного тиску, результати гамма-каротажу, витраті рідини, що тече по внутрішньої порожнини КГТ і кільцевому простору. За допомогою кабельної телеметрії здійснюється передача всіх відомостей в режимі реального часу на пульт управління.
Пульт керування обладнаний комплексом звичайних приладів, що реєструють режим буріння, закачування рідини і протікання всіх інших процесів, а також бортовий ЕОМ, в яку закладають програму буріння. При виконанні робіт ведуть постійний контроль за положенням долота, напрямком проводки свердловини, фізичними властивостями розбурюється породи, зміною витрат бурового розчину і рідини, що надходить з пласта. Всі ці дані відображаються на екрані дисплея оператора. Режим роботи бурового агрегату, зокрема, направлення буріння стовбура свердловини можуть задаватися оперативно, наприклад, за допомогою "миші" ЕОМ.
Все це створює ефект присутності оператора в свердловині і подання їм місця в разбурівается просторі пласта. Постійно надходить інформація про стан навколишнього середовища дозволяє приймати досить швидко обгрунтовані рішення щодо управління процесом буріння. Створення подібного обладнання по важливості розв'язуваних проблем і рівню їх вирішення перевершує деякі космічні програми, реалізовані до теперішнього часу.
Буровий агрегат подібної конструкції дозволяє працювати з КГТ діаметром 60,3 або 73 мм . Вантажопідйомність щогли з талевої системою - 680 кН.
Використання подібної бурової передбачається після проведення вертикальної ділянки свердловини з використанням традиційних технологій. Його бурять на глибину, практично досягає покрівлі пласта, без розтину останнього. Потім виконують весь комплекс робіт з обсаджування, цементування, обладнання гирла свердловини колоною голівкою. Діаметр експлуатаційної колони складає 144 - 168 мм .
Для розкриття пласта похилими відгалуженнями або горизонтально розташованими стовбурами на гирлі пробуреної свердловини монтують описуваний бурової агрегат. На трубної голівці закріплюють блок превенторів, що містить (знизу вгору) секцію з глухими зрізують плашками, секцію з фланцями для підведення рідини глушіння, секцію з трубними плашками, секцію з утримують плашками, універсальний превентора з еластичним ущільнюючим елементом, лубрикатор та ущільнювач КГТ. Ця збірка має висоту близько 6 м .
На блоці превенторів монтують транспортер, конструкція якого містить два ряди ланцюгів з плашками, захоплюючими трубу. Над нею розташовують відхилювача.
Крім описаної бурової установки існують більш компактні, призначені для роботи з меншими діаметрами труб. Їх характерною особливістю є відсутність щогли. Все обладнання таких установок розміщується на одній транспортній одиниці (крім блоку підготовки та обробки бурового розчину). Основною відмінністю цих установок від агрегатів, призначених для проведення підземного ремонту, є більш висока установка транспортера, обумовлена ​​необхідністю наявності шлюзу досить великої довжини, що забезпечує спуск в свердловину інструментів, що входять до складу бурової головки. Це, у свою чергу, вимагає вантажопідіймального пристрою, який утримує транспортер під час роботи з більшою висотою підйому.
5.4. Особливості розрахунку параметрів
колони гнучких труб при бурінні
Основними параметрами насосної установки агрегату є розвивається тиск перекачується технологічної рідини р max і її подача Q max.
Алгоритм розрахунку цих параметрів наступний.
1. визначають необхідну подачу технологічної рідини. Цю величину приймають відповідно до маркою використовуваного вибійного двигуна;
2. вибирають технологічну рідину, з використанням якої будуть здійснювати роботи. При руйнуванні пробки в стовбурі свердловини в якості технологічної рідини можна використовувати воду з необхідними добавками. При бурінні горизонтальної ділянки свердловини, і особливо в зоні продуктивного пласта, бажано застосовувати технологічну рідину на вуглеводневій основі, зазвичай для цього служить очищена нафту;
3. визначають схему внутріскважінного обладнання, відповідно до якої виконують розрахунок гідродинамічних втрат при прокачування технологічної рідини по каналах в свердловині. Ці втрати складаються з наступних складових:
D р Г.Т. - гідродинамічних втрат при прокачування технологічної рідини по колоні гнучких труб. Так як колони незалежно від глибини буріння характеризуються постійною довжиною, то для кожного режиму ця величина має певне значення;
D р вр - гідродинамічних втрат висхідного потоку технологічної рідини у вертикальному ділянці свердловини - кільцевому просторі між колоною гнучких труб та експлуатаційною колоною;
D р нк - гідродинамічні втрати висхідного потоку технологічної рідини в похилій ділянці свердловини - кільцевому просторі між стінками пробуреного ділянки свердловини і експлуатаційною колоною;
D р дв - перепаду тиску на забійній двигуні при проводці свердловини;
D р дл - перепаду тиску на породоразрушающим інструменті (гідромоніторним насадки долота і т.д.);
D р мф - гідродинамічних втрат в маніфольд насосного агрегату (лінії прийому відпрацьованої технологічної рідини, всмоктувальні і нагнітальні трубопроводи насосів). Зазвичай ці втрати становлять дуже малу частку в загальному балансі і в практичних розрахунках ними можна знехтувати.
4. Визначають тиск, необхідний для ведення даного технологічного процесу. Його величина

де D р i - гідродинамічні втрати і перепади тиску, що мають місце в даному конкретному технологічному процесі. Наприклад, при проведенні бурових робіт втрати будуть складатися з усіх складових, перелічених вище. При руйнуванні пробки в експлуатаційній колоні величина D р нк буде дорівнює нулю.
Розрахунок гідродинамічних втрат на кожній ділянці однотіпен.
Величини перепадів тисків на забійній двигуні вибираються згідно характеристикам доліт і двигунів.
5. Виконують перевірочний міцнісний розрахунок колони гнучких труб для верхнього небезпечногоперетину. При цьому повинні бути враховані напруги від власної ваги труб, спущених в свердловину, напруги, викликані дією розрахункового тиску технологічної рідини, і дотичні напруження, зумовлені реактивним моментом, що виникають при роботі вибійного двигуна.
Нормальні напруження від власної ваги труб (без врахування дії Архимедовой сили, що йде в запас міцності колони)
s в = g тр L тр,
де g тр - питома вага матеріалу колони гнучких труб; L тр - довжина гнучкої труби, спущеної в свердловину.
Напруження, зумовлені тиском технологічної рідини,
тангенціальні
s t = р ж R / d тр,
меридіональні
s m = р ж R / 2d тр,
де р ж - тиск технологічної рідини; R = (d тр.н + d тр.в) / 2 - радіус серединної поверхні труби; d тр = (d тр.н - d тр.в) / 2 - товщина стінки труби.
Дотичні напруги, зумовлені реактивним моментом,
t = M кр / W r,
де M кр - крутний момент; W r = 2pd тр R - полярний момент опору поперечного перерізу труби.
Головні напруги визначаються за наступними формулами:
s 1 = 0,5 [s a + s b + ((s a + s b) 2 + 4t 2) 1 / 2];
s 2 = 0,5 [s a + s b - ((s a + s b) 2 + 4t 2) 1 / 2];
s 3 = - р ж.
У цих висловлюваннях
s a = S m + s в;
s b = s t.
6. Перевіряють КГТ на відповідність умові міцності по третій або четвертій теоріям міцності. При цьому визначають еквівалентну напругу в небезпечному перерізі
s екв3 = s 1 - s 3;
s ЕКВ4 = (0,5) 1 / 2 [(s 1 - s 2) 2 + (s 2 - s 3) 2 + (s 3 - s 1) 2] 1 / 2.
Якщо при розрахунках по четвертій теорії міцності знехтувати величиною р ж і вважати напружений стан плоским, то остання формула набуває більш простий вигляд
s ЕКВ4 = (s 1 2 + s 2 лютого - S 1 s 2) 1 / 2.
Еквівалентні напруги, одержувані з використанням третьої теорії міцності, зазвичай мають більше значення. Для отримання достатньо надійних результатів найкраще обчислення проводити по обом теоріям.
Умова міцності буде дотримано в тому випадку, якщо виконується нерівність
s екв £ s т / n,
де n - коефіцієнт запасу міцності.
Найбільшу складність при проведенні розрахунків на міцність для гнучкої труби представляє визначення реального значення межі текучості і коефіцієнта її запасу. Враховуючи те, що в процесі намотування і розмотування труби на барабані напруги досягають межі текучості, коефіцієнт запасу міцності можна приймати близьким до одиниці - 1,05 - 1,1.
Більш складним є визначення межі текучості, величина якого в процесі експлуатації труби змінюється внаслідок старіння матеріалу і його крихкості. Для роботи з новою трубою можуть бути прийняті паспортні значення, взяті із сертифіката на матеріал труби.
У тому випадку, якщо матеріал труби не задовольняє умові міцності, необхідно зменшити робочий тиск до прийнятного рівня. Практично при проведенні буріння можна варіювати лише цією величиною. Зниження тиску може бути забезпечено або за рахунок зменшення подачі технологічної рідини, або заміни вибійного двигуна на модель, що вимагає меншої витрати останньої і, отже, зумовлює менші гідродинамічні втрати, або використання колони гнучких труб більшого діаметра. Останній варіант чреватий виникненням організаційних проблем, оскільки вимагає переналагодження агрегату - установки барабана з великим діаметром гнучких труб і зміни робочого діаметра труб інжектора.
Для знову прийнятого варіанта діаметрів труб, тисків і подач технологічної рідини повинні бути повторно проведені всі розрахунки.
5.5. Особливості роботи колони
гнуття труб
У процесі буріння частина колони гнучких труб знаходиться під дією осьової стискаючого навантаження. Остання визначається силами тертя, що діють у напрямку, протилежному переміщенню колони, тобто знизу вгору, а також реактивним зусиллям, викликаним взаємодією долота з матеріалом руйнується пробки або породи. У результаті, як і при бурінні свердловини з використанням традиційної технології, нижня частина колони перебуває в стислому стані. Відмінність полягає в тому, що перетин з нульовою осьовим навантаженням при використанні гнучких труб розташовується вище в порівнянні з традиційною технологією, оскільки в даному випадку не використовують обтяжені бурильні труби.
Відсутність останніх позначається і на тому, що досить велика частина колони гнучких труб втрачає стійкість під дією стискаючого навантаження і приймає спіралевидну форму. При цьому збільшуються сили тертя труби об стінки свердловини або внутрішню поверхню експлуатаційної колони і відповідно зростають зусилля, необхідні для переміщення труби у напрямку до забою, тобто процес йде лавиноподібно.
Для зменшення ефекту втрати стійкості КГТ розробляють нові пристрої і на їх базі нові технології ведення робіт. Наприклад, для переміщення колони в горизонтальній ділянці свердловини використовують ефект її "закачування". У ряді випадків на початку горизонтальної ділянки встановлюють втулку з заплечиками, на які спираються спеціальні внутріскважінного рушії.

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ
1.Молчанов А.Г., Вайншток С.М., Некрасов В.І., Чернобровкін В.І. Підземний ремонт і буріння свердловин із застосуванням гнучких труб-224с.
2. Молчанов А.Г. До питання визначення потреби в нафтогазопромислового обладнання / / Нафта і капітал. - 1998. - № 12. - С. 62-67.
3. Орлов П.І. Основи конструювання. - М.: Машинобудування, 1977. - 623 с. - Т. 1
4. Нафтопромислове обладнання: Довідник / За ред. Є.І. Бухаленков. - 2-е вид. - М.: Надра, 1990. - 559 с.
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Диплом
341.6кб. | скачати


Схожі роботи:
Металопохідні гіпану і можливості їх застосування в бурінні
Застосування ЕОМ в технології лікарських препаратів
Застосування ЕОМ в технології лікарських препаратів 2
Застосування технології автоматичної ідентифікації в логістиці
Застосування технології тонкого клієнта в корпоративних мережах
Перевірочний розрахунок КБТ при бурінні з частковим навантаженням
Особливості застосування технології квантового навчання у викладанні математики
Застосування технології Macromedia Flash для розробки сайту
Застосування педагогічної технології реалізації міжпредметних зв язків у навчальному процесі
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru