Лубрикатор в нефтяной промышленности

Лубрикатор скважинный предназначен для герметизации устья глубинных скважин при проведении их гидродинамических и геофизических исследований. Устройство также используется для спуска манометров и других необходимых инструментов.

Где применяется?

Слово «lubrico» переводится с латыни как «делать гладким, скользить». В технической литературе оно употребляется в контексте смазывания трущихся узлов и агрегатов.

Однако главное предназначение скважинных лубрикаторов связано непосредственно со спуском и подъемом приборов, чисткой трубы от парафиновых отложений.

Лубрикатор в нефтяной промышленности

Сферы их применения:

  • нефтяные;
  • газовые;
  • газоконденсатные скважины.

Принцип работы

Скважинный лубрикатор состоит:

  • из приемной камеры-трубы;
  • нескольких рядом сальников;
  • крана для контроля давления и слива;
  • фланца для крепления к арматуре;
  • канатной проволоки или специального кабеля для спуска инструментов.

Сначала лубрикатор монтируют на фонтанной арматуре, затем – вводят в него прибор и спускают его в скважину. Спуск осуществляется лебедкой под воздействием силы тяжести.

Виды и технические характеристики

Скважинные лубрикаторы классифицируются по нескольким характеристикам:

  • исполнение;
  • рабочая среда;
  • технические характеристики;
  • климатические условия эксплуатации.

Исполнение

  1. Общепромышленное исполнение СТ1.
  2. Коррозийная стойкость К1. Максимальная температура в скважине не должна превышать 150 градусов, содержание СО2 – не более 6%.
  3. Коррозийная стойкость К2.

    Максимальная температура рабочей среды – 150 градусов выше нуля, содержание СО2 и Н2S – максимум 6%.

  4. Коррозийная стойкость К3. Предельное температурное значение не меняется, содержание СО2 и Н2S увеличивается до 25%.

Рабочая среда

Производители выпускают оборудование для применения в разных рабочих средах:

  • нефть;
  • нефть и вода;
  • газ;
  • газ и газовый конденсат.

Есть также универсальные модели, адаптированные к разным условиям эксплуатации.

Технические характеристики

Основные технические характеристики, определяющие производительность скважинного лубрикатора и его эффективность в конкретном промышленном применении, следующие:

  1. Рабочее давление. Этот показатель составляет 14, 21, 35, 70 МПа.
  2. Диапазон рабочих температур. Большинство промышленных исполнений рассчитано на эксплуатацию в умеренном климате (от -40 до +50 градусов).
  3. Высота приемной камеры – 2-3 метра. Есть модели, состоящие из двух камер. Двухметровых труб хватит, если лубрикатор используется для удаления парафиновых отложений. Камеры большей длины требуются для проведения исследований.
  4. Предельное значение жидкости в скважине – 100-150 градусов (в зависимости от исполнения).
  5. Условный диаметр – 65, 80, 100 мм.
  6. Диаметр герметизации проволоки или кабеля – 0,5-12 мм.

Лубрикатор в нефтяной промышленности

Климатические исполнения

Скважинные лубрикаторы, представленные на российском рынке, рассчитаны на эксплуатацию в следующих климатических зонах:

  1. В умеренном климате (У) – от -45 до +40 С°.
  2. Холодном климате (ХЛ) — от -60 до +40 С°.
  3. Умеренном и холодном климате (УХЛ) – от -60 до +40 С°.

Основные производители

Российское научно-производственное предприятие «Геовелл», входящее в группу компаний «Эколайт-Геотехника», — ведущий отечественный разработчик и производитель оборудования для геофизических исследований скважин.

«Геовелл» выпускает устьевые скважинные лубрикаторы ЛУ-65 четырех модификаций. Главное отличие – условное давление (14, 21, 35 и 70 МПа). Высота трубы под прибор составляет 160-220 см, диаметр скребковой проволоки – 1,8-3,0 мм.

Преимущества продукции:

  • простота конструкции;
  • высокая производительность;
  • свободный спуск кабеля;
  • защита от аварийного перелива скважинной жидкости.

В линейке ООО «Эколайт-Геотехника» также представлены лубрикаторы ЛС-65 в трех модификациях (рабочее давление – 21, 35 и 70 МПа). Климатические исполнения – ХЛ и УХЛ.

В конструкции ЛС-65 предусмотрен двухступенчатый сальниковый уплотнитель, чтобы можно было заменить рабочий сальник под давлением.

86% выпускаемого оборудования «Эколайт» поставляется в нефте- и газодобывающие регионы Российской Федерации. 14% экспортируется в Украину, Казахстан и другие страны. Продукцию компании используют Лукойл, Газпром, Роснефть, Schlumberger, Башнефть, Татнефть и другие промышленные гиганты.

Скважинный лубрикатор

Скважинный лубрикатор представляет собой элемент устройства фонтанной арматуры, устанавливаемой на устье скважины. Элемент располагается на верхнем фланце буровой задвижки и обеспечивает герметизацию устья при проведении работ по исследованию гидродинамических и геофизических показателей.

Лубрикатор в нефтяной промышленностиСкважинные лубрикаторы применяются при исследовании скважин на нефть и газ, а также при проведении мероприятий по депарафинизации колонны НКТ. В условиях значительных показателей устьевого давления лубрикаторы позволяют осуществить спуск в скважину приборов для измерения давления, отбора проб и иных устройств.

Конструктивно лубрикатор представляет собой корпус, на верхней части которого расположено сальниковое устройство и кронштейн с направляющим роликом. Также на корпусе устройства предусмотрены спускной кран и уравнительный отвод.

Поскольку оборудование, предполагаемое к спуску в скважину, располагается внутри корпуса лубрикатора, его диаметр определяется исходя из размеров спускаемого оборудования.

Кроме того, на размер корпуса влияет цель применения – в случае проведения депарафинизации выбирается корпус высотой до 2 метров, в случае исследовательских мероприятий высота корпуса может составлять до 4 метров.

Процесс применения скважинного лубрикатора включает следующие этапы:

  1. Установка кабеля или троса через отвернутую сальниковую крышку.
  2. Установка спускаемого прибора внутри корпуса лубрикатора.
  3. Установка сальниковой крышки, крепление троса к барабану лебедки через направляющий ролик.
  4. Открытие крышки и ожидание выравнивания показателя давления в лубрикаторе и на устье фонтанной арматуры.
  5. Пробный спуск оборудования на глубину до 2 метров для проверки его успешного прохода через фонтанную арматуру.
  6. В случае успешного пробного спуска осуществляется повторный спуск на глубину до 150 метров. При отсутствии проблем и в этом случае – аппаратура опускается на необходимую рабочую глубину.

Процесс подъема оборудования происходит в обратном порядке: оно вновь вводится в корпус лубрикатора, после закрытия задвижки происходит выравнивание давления с использованием спускного крана, затем через открытую сальниковую крышку аппаратура вынимается.

Как процесс спуска, так и процесс подъема может происходить в ручном или автоматическом режиме. Также возможно дистанционное управление обоими процессами.

Устьевой лубрикатор для исследования скважин

Назначение и область применения Лубрикаторы предназначены для обеспечения спуска и подъема скважинных приборов на кабеле или проволоке без разгерметизации устья скважины, а также для герметизации устья при проведении геофизических исследований в прострелочно-взрывных работ в действующих нефтяных и газовых скважинах. Их устанавливают на буферной задвижке фонтанной арматуры действующих скважин.

  • Лубрикатор должен содержать снизу-вверх следующие основные функциональные элементы:
  • — переходник для соединения с буферной задвижкой;
  • — превентор для аварийного перекрытия скважины с кабелем;
  • — сигнализирующее устройство (ловушку) для индикации входа прибора в лубрикатор при подъеме и предотвращения падения прибора в скважину в случае его аварийного отрыва от кабеля в лубрикаторе;
  • — камеру для размещения прибора с грузами;
  • — уплотнительное устройство для герметизации кабеля (проволоки).
  • Переходник должен быть оборудован фланцем, параметры и размеры которого соответствуют размерам фланца буферной задвижки фонтанной арматуры скважины. [27]

Превентор представляет собой цилиндр с размещенной в нем парой цилиндрических плашек с торцевыми уплотнениями для герметизации скважины. Перемещение плашек при закрытии или открытии превентора осуществляется вручную при помощи резьбовой пары винт-гайка или дистанционно при помощи гидроцилиндра с гидравлическим приводом. В зависимости от условий применяют одинарные превенторы с одной парой плашек и многорядные — с двумя и более рядами плашек, размещенных в разных корпусах или в одном корпусе. Сигнализирующее устройство (ловушка) снабжено поворотной заслонкой с ручным или гидравлическим приводом для обеспечения пропуска прибора в скважину при выходе его из лубрикатора. Заслонка автоматически пропускает прибор в лубрикатор при подъеме и затем перекрывает входное отверстие. Камера для размещения прибора с грузами состоит из секционных труб, свинчиваемых между собой с помощью накидных гаек с трапецеидальной резьбой. Длина набора секционных труб должна быть на 1 м больше длины спускаемого прибора и набора грузов, которые устанавливают над кабельным наконечником для преодоления выталкивающей силы, пропорциональной давлению в скважине и площади поперечного сечения кабеля.

  1. Уплотнительное устройство при работе с геофизическим кабелем представляет собой комбинацию уплотнителей нескольких типов.
  2. По принципу действия различают уплотнители: контактные — действующие за счет обжатия кабеля резиновой втулкой при помощи гидравлического цилиндра с гидроприводом; гидродинамические (газодинамические), в которых герметизация кабеля создается за счет гидродинамических (газодинамических) потерь и снижения давления на выходе из уплотнителя при протекании отводимого в дренажную систему флюида, заполняющего скважину, через зазоры между кабелем и калиброванным отверстием; гидростатические, в которых герметизация осуществляется подачей в зазор между кабелем и калиброванным отверстием уплотняющей смазки под давлением, превышающим устьевое, специальной станцией подачи смазки. [27]
  3. При работе с проволокой применяют только контактный уплотнитель.
  4. Таблица 1.2 — Технические характеристики
Максимальное рабочее давление, МПа 35
Диаметр проходного отверстия, мм 65-80
Максимальная высота приемной камеры, м 12,5
Давление на выходе станции подачи густой смазки, МПа 45
Диаметр геофизического кабеля, мм 6,3; 9,4; 10,2
Диапазон рабочих температур, град. С -40-+40

Для эксплуатации в различных условиях предлагаются три различных модификации. Виды исполнений:

— базируется на автомобиле-фургоне высокой проходимости. Фургон разделен на лабораторно-бытовой и производственный отсеки.

В первом смонтирована система управления станцией подачи густой смазки и обеспечен минимум бытовых удобств для обслуживающего персонала.

В производственном отсеке размещаются транспортируемые узлы лубрикатора, станция подачи густой смазки, грузоподъемное устройство и слесарный верстак.

  • — в утепленном контейнере, оснащенном аналогично самоходному варианту и дооборудованному, в зависимости от условий работы, дизельной установкой питания гидравлической станции, 8-киловаттным генератором или электроприводом.
  • — узлы лубрикатора размещаются на специальной платформе, обеспечивающей их надежное крепление при перевозке любым транспортным средством.
  • Привод станции подачи густой смазки в зависимости от эксплуатационных возможностей осуществляется дизелем или электродвигателем.
  • Конструкция лубрикатора обеспечивает быстрый и надежный монтаж узлов на устье скважины.
  • Типоразмеры лубрикаторов определяются набором основных параметров, главными из которых являются давление на устье скважины и условное проходное сечение камеры для размещения приборов.
  • Оптимальный параметрический ряд главных значений устьевого давления — 2, 10, 14, 35, 70, 105 МПа; а параметрический ряд числовых значений условного проходного сечения — 50, 65, 80, 100 мм.
  • Лубрикаторы эксплуатируют в комплекте с верхним и нижним направляющими роликами для пропуска кабеля (проволоки).
  • Верхний ролик устанавливают на уплотнительном устройстве лубрикатора при помощи поворотного кронштейна или закрепляют на автономном грузоподъемном устройстве. [27]
  • Нижний ролик закрепляют на фонтанной арматуре скважины либо на автономном грузоподъемном устройстве.
  • Монтаж и демонтаж лубрикатора на устье скважины осуществляют, пользуясь грузоподъемной лебедкой, которую устанавливают на фонтанной арматуре или на мачте (стойке) лубрикатора, либо с помощью специального грузоподъемного устройства (например, геофизической вышки).
  • После установки лубрикатора на фланец буферной задвижки фонтанной арматуры проверяют его на герметичность путем постепенного повышения давления скважинного флюида.
  • Эксплуатацию лубрикаторов, в том числе их гидравлические испытания и опрессовку, осуществляют в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и эксплуатационной документации.
  • Лубрикаторное оборудование предназначено для проведения канатно-проволочных работ при спуске и подъеме внутрискважинных приборов в колонну НКТ диаметром 89 мм и 114 мм.
  • Лубрикаторное оборудование, материалы и комплектующие должны быть поставлены с учетом эксплуатационной безопасности, требований технологического процесса, условий окружающей среды, опасных зон, нормативных требований, унифицированности оборудования, его работоспособности и ремонтопригодности.
  • Условия эксплуатации оборудования скважин:
  • — добываемая продукция — нефть, газ попутный нефтяной и газ газовой шапки, пластовая вода;
  • — содержание H2S в продукции скважин — отсутствует;
  • — содержание С02 в продукции скважин (попутном газе), массовое, % — 0,64;
  • — содержание парафина, массовое, % — 9,0;
  • — начальное пластовое давление, МПа -17,0;
  • — максимальное давление на устьевой арматуре эксплуатационных скважин при закрытой задвижке, МПа -17,5;
  • — максимальное давление на устьевой арматуре газонагнетательной скважины для обратной закачки газа в пласт, МПа -18,0;
  • — начальная пластовая температура,°С — +80;
  • — максимальная температура на устьевой арматуре скважин,°С — +65;
  • — нагрузка на колонную обвязку от противовыбросового оборудования (ПВО), кН — 700;
  • — температура окружающей среды,°С — от минус 28 до плюс 35;
  • — относительная влажность воздуха, % — 80.
  • Устьевое лубрикаторное оборудование располагается на открытом пространстве категории взрывоопасное — 2 по «Правилам безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе» ПБ 08-623-03.
  • Требования к маркировке, упаковке и транспортировке
  • После заводских испытаний, для обеспечения транспортировки любым видом транспорта, лубрикаторное оборудование должно быть демонтировано на отдельные узлы минимального объема. На лубрикаторном оборудовании должны быть установлены заводские таблички из коррозионностойкого материала, на которых должны быть указаны:
  • — товарный знак завода-изготовителя;
  • — заводской номер и дата изготовления;
  • — обозначение типа оборудования;
  • — основные характеристики;
  • — масса.

Перед упаковкой в тару лубрикаторное оборудование, материалы, инструмент для монтажа, а также запасные изделия должны быть законсервированы для транспортировки и хранения в течение 12 месяцев. В тару должен быть вложен упаковочный лист, заверенный Поставщиком. [27]

Упаковка и транспортное крепление узлов должны обеспечивать их сохранность в процессе транспортировки любыми видами транспорта. Упаковка должна обеспечивать хранение лубрикаторного оборудования в сухих неотапливаемых помещениях при температуре воздуха от минус 30°С до плюс 40°С и относительной влажности воздуха 75% при температуре плюс 15°С.

Лубрикатор является элементом устьевого оборудования скважины и предназначен для ввода и извлечения из скважины, находящейся под давлением, различных приборов и устройств в процессе ее эксплуатации.

Лубрикатор (в соответствии с рисунком 1.16) включает в себя трубу лубрикатора 1, которая посредством резьбы соединена с фланцем 2. К трубе лубрикатора приварен патрубок 3 для присоединения к нему крана для стравливания давления.

Лубрикатор крепится своим фланцем 2 к верхнему фланцу буферной задвижки фонтанной арматуры шпильками. Герметичность соединения обеспечивается металлическим уплотнительным кольцом. При этом, в зависимости от типа фонтанной арматуры, лубрикатор должен иметь соответствующий типоразмер своего фланца.

Выпускается нормальный ряд лубрикаторов, рассчитанных на давление 7, 14, 21, 35 и 70 МПа.

Труба лубрикатора изготавливается обычно из НКТ диаметром 73 мм соответствующей группы прочности и длиной 1,2-1,4 м.

При растеплении скважин, эксплуатирующихся плунжер-лифтным способом, на арматуру скважины устанавливается лубрикатор без фланца (в соответствии с рисунком 1.16.-б0. Для этого откручивается плунжерная камера и на ее место ввертывается данный лубрикатор

Размер присоединительной резьбы трубы лубрикатора к своему фланцу меньше, чем присоединительная резьба лубрикатора для плунжер-лифтной скважины. Поэтому они не являются взаимозаменяемыми.

Сальниковое устройство

Сальниковое устройство предназначено для герметизации места ввода кабеля на лубрикаторе в процессе его спуска в скважину.

В конструктивном отношении сальниковые устройства выполняются двух типов: двухкамерные и трехкамерные. Трехкамерные обладают большей герметизирующей способностью в сравнении с двухкамерными. (в соответствии с рисунком 1.17) конструкция трехкамерного сальникового устройства.

Оно включает в себя нижнюю 1, среднюю 2 и верхнюю 3 герметизирующие камеры, в гнезда которых установлены уплотнительные элементы 4. Средняя камера снабжена дренажным патрубком 5.

На наружной поверхности камер выполнена резьба для их взаимного свинчивания и подсоединения к муфте лубрикатора.

Уплотнительные элементы камер поджимаются через шайбы 6,7 и 8. Поджатие уплотнительных элементов нижней и средней камер производится при взаимном свинчивании их камер, а верхней — путем закручивания втулки 9.

Сальниковое устройство устанавливается на кабель до заделки его в кабельном наконечнике.

Для облегчения его установки на кабель он сначала разбирается на составные части, которые затем надеваются на кабель по порядку, начиная со втулки 9 и заканчивая нижней камерой 1, и свинчиваются вновь.

Кольцевая проточка 10 с дренажным отверстием, выполненная в средней камере у верхнего торца шайбы 7, предназначена для разгрузки от давления уплотнительных элементов верхней камеры путем отвода наружу просочившейся через уплотнения нижней и средней камер жидкости. Наружу жидкость выводится через дренажный патрубок 5, к которому подсоединяется дренажный шланг.

  1. Уплотнительные элементы 4 изготавливаются из резиновых или резинотканевых пластин толщиной 6 — 10 мм.
  2. Наружный и внутренний диаметр уплотнительных элементов выполняется так, чтобы обеспечить их предварительный натяг при установке в гнезда камер и кабель в пределах 0,3 — 0,5 мм.
  3. Двухкамерное сальниковое устройство отличается от трехкамерного лишь отсутствием нижней камеры.
  4. В процессе работы по мере износа уплотнительных элементов и появления повышенной течи через дренажный шланг производится подкручивание камер по резьбе.
  5. При этом уплотнительные элементы, деформируясь, устраняют появившиеся зазоры между ними и кабелем, и течь уменьшается.
  6. Если в процессе работы скважинная жидкость начинает выбрасываться наружу через уплотнительные элементы верхней камеры, то это свидетельствует о том, что либо чрезмерно изношены уплотнительные элементы, либо закупорены дренажные каналы или шланг.

Сальниковое устройство предназначено для герметизации места ввода кабеля на лубрикаторе в процессе его спуска в скважину. На наружной поверхности камер выполнена резьба для их взаимного свинчивания и подсоединения к муфте лубрикатора.

Для облегчения ввода кабеля в скважину через сальниковое устройство и уменьшения износа уплотнительных элементов броня кабеля тщательно очищается от песка, грязи, снега и смазывается (например, соляровым маслом).

При нормальной работе сальникового устройства течь через верхние уплотнительные элементы отсутствует, а сила трения кабеля диаметром 12,3 мм при его вводе в скважину с давлением на буфере не более 2 МПа не превышает 0,25 — 0,35 кН. Сальниковое устройство присоединяется к лубрикатору посредством соединительной муфты.

Устьевое оборудование

К устьевому оборудованию, применяемому при растеплении скважин, относятся: верхний ролик, нижний ролик, штанга с серьгой и креплением опоры. В соответствии с рисунком 1.18 конструкция верхнего ролика, включающего в себя ступицу 5, к которой приварен диск ролика 6 с желобом для кабеля.

Ступица 5 установлена на оси 4 на двух шарикоподшипниках 7. С торцов к ступице прикреплены болтами 9 крышки 8.

Диаметр диска обычно составляет 320 мм. При работе ролик выточками, имеющимися на оси 4, устанавливается в пазы опоры 2.

Конструкция нижнего ролика, (в соответствии с рисунком 1.19)., включает в себя ролик 1, смонтированный на оси 2, которая закреплена на щеках 3.

  • Щеки ролика осью 4 шарнирно соединены с пятой 5 и упираются в ограничитель 6, который препятствует падению щек с роликом в нижнее положение.
  • В качестве ролика обычно используется мерный ролик блок-баланса, применяемого при геофизических исследованиях скважин.
  • Стандартные мерные ролики изготавливаются так, что за один оборот по его желобу проходит два метра бронированного кабеля.
  • Для облегчения веса нижнего ролика при растеплении скважин взамен мерного ролика иногда устанавливают ролик меньшего диаметра, равного диаметру верхнего.
  • На скважине нижний ролик крепится, в зависимости от типа фонтанной арматуры, к одному из ее фланцев: либо на нижний фланец планшайбы, либо на нижний фланец крестовины.

Для этого одна из крепежных шпилек фланцевого соединения удаляется. После чего пята 5 нижнего ролика своим отверстием совмещается с отверстием фланца и крепится удлиненной шпилькой.

Штанга предназначена для полного освобождения лубрикатора от воздействия на него сжимающей нагрузки, а также освобождения от большей части изгибающего момента, возникающих при выполнении спуска и подъема кабеля с нагревателем в скважине.

Величина этих нагрузок в случае прихвата кабеля может достигать значительных величин.

Штанга изготавливается из НКТ диаметром 73 мм такой длины, чтобы после ее монтажа на скважину верхний ролик находился на 250-300 мм выше сальникового устройства. Это обеспечивает более удобный ввод кабеля в скважину.

Опора штанги и опора верхнего ролика имеют сварную конструкцию. Штанга соединена с опорой резьбовым соединением.

Опора же верхнего ролика свободно садится своим глухим отверстием в нижней части на штангу.

Кольца удерживающей серьги 12 соединены друг с другом стяжной муфтой, имеющей правую и левую резьбы. Этим обеспечивается возможность регулирования межосевого расстояния между лубрикатором и штангой для центрирования кабеля относительно сальникового устройства.

  Лубрикатор в нефтяной промышленности

Лубрикатор для исследования нефтяных и газовых скважин

Полезная модель относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических и гидромеханических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах геофизическими приборами и инструментами на гибком элементе.

Техническим результатом является создание конструкции, обладающей конструктивной простотой и позволяющей повысить удобство монтажа-демонтажа и обслуживания лубрикатора.

Лубрикатор состоит из присоединительного фланца 1, приемной камеры, узла уплотнения гибкого элемента 3 и направляющих роликов 4 и 5 установленных на верхнем 6 и нижнем поворотных кронштейнах 7.

Кронштейн 6 верхнего ролика 4 смонтирован непосредственно на верхней части приемной камеры 2 и снабжен дополнительной стойкой 8 установленной с возможностью быстросъемного соединения с кронштейном и с возможностью разворота посредством втулочно-осевого соединения 9.

Нижний ролик 5 выполнен с возможностью быстросъемного соединения с нижним кронштейном 7 посредством легкосъемной оси 10 и фиксатора 11, которые снабжены страховочными связями с кронштейном 7.

Щеки 13 нижнего кронштейна 7 ролика 5 смонтированы на полувтулке 14, с возможностью ее быстросъемного соединения с корпусом приемной камеры 2 посредством накидной гайки 15 установленной на корпусе приемной камеры и имеющей внутреннюю кольцевую проточку 16 соответствующей размеру верхнего торца полувтулки 14 и посредством дополнительной кольцевой проточки 17 соответствующей размеру нижнего торца полувтулки 14 и образованной на присоединительном переходном элементе 18 ниппельного соединения 19 корпуса приемной камеры 2 с переходником 20. 2 з.п. ф-лы, 6 ил.

Предполагаемая полезная модель относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических и гидромеханических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах геофизическими приборами и инструментами на гибком элементе (кабеле или скребковой проволоке) совместно с агрегатом для исследования скважин, например, серийно выпускаемым «АИС-1».

Особенностью проведения операций по геофизическим и гидродинамическим исследованиям скважин с использованием агрегата «АИС-1», является то, что, во-первых, агрегат не имеет грузоподъемного механизма для установки лубрикатора на скважине, поэтому установка лубрикатора производится в ручную на буферную задвижку фонтанной арматуры, которая, как правило, расположена высоко над поверхностью земли и обслуживается с площадки смонтированной рядом со скважиной, во-вторых, агрегат «АИС-1» должен располагаться от скважины с наветренной стороны, в третьих, спускаемые приборы и инструменты, как правило имеют форму удлиненной штанги. Все это накладывает определенные требования к конструкции лубрикатора, а именно: он должен иметь легко подъемные составные части для монтажа вручную, должен легко подстраиваться к положению агрегата «АИС-1», располагающегося возле скважины в зависимости от направления ветра и должен быть удобен при выполнении работ по установке в лубрикатор и последующей выемке приборов и инструментов.

Это устройство содержит лубрикатор, в нижней части которого на устье скважины установлен превентор, включающий корпус с плашками и узлом выравнивания давления между лубрикаторной полостью и скважиной, снабжено установленными на корпусе узлами блокировки плашек, каждый из которых выполнен в виде фиксатора, плиты с камерой, разделенной поршнем с охватываемой пружиной штоком на штоковую и бесштоковую полости, при этом шток кинематически связан с фиксатором, в корпусе выполнены каналы, соединяющие штоковую и бесштоковую полости соответственно с лубрикаторной полостью и скважиной, и окна, со стороны штоков в плашках выполнены гнезда, а фиксаторы установлены с возможностью входа через окна в гнезда плашек, при этом устройство снабжено расположенными в бесштоковых полостях указателями положения плашек, установленными с возможностью выхода за наружную поверхность плиты.

Монтаж и демонтаж этого устройства на устье осуществляется грузоподъемным механизмом, поэтому задачи по снижению массы составных частей в этом устройстве не ставилось и, по-видимому, установить его вручную на буферную задвижку не представляется возможным.

Известен так же лубрикатор для герметизации устья при гидродинамических исследованиях (см. УДК 622.276.76 Ю.В. Зайцев и др. Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением. М., Недра, 1982, Стр. 162-165.).

Этот лубрикатор содержит сменный фланец, приемную камеру, узел уплотнения гибкого элемента и верхний направляющий ролик установленный на узле уплотнения гибкого элемента. Лубрикатор устанавливается на устье скважины в ручную.

Приборы и инструменты устанавливаются в лубрикатор через его верхнюю часть.

Недостатком этого лубрикатора является то, что для установки прибора или инструмента в приемную камеру лубрикатора необходимо предварительно снимать верхний ролик в сборе с кронштейном и узлом уплотнительного элемента представляющих собой единую сборку имеющей большую массу, что не совсем удобно, трудоемко и не безопасно при выполнении работ одним оператором на высоте.

  • Основной задачей, на решение которой направлена заявляемая полезная модель, является исключение вышеуказанных недостатков, а именно повышение удобства монтажа и обслуживания, а так же упрощение конструкции.
  • Технический результат достигается тем, что в лубрикаторе для исследования нефтяных и газовых скважин, состоящем из присоединительного фланца, приемной камеры, узла уплотнения гибкого элемента (кабеля или скребковой проволоки) и установленных на верхнем и нижнем поворотных кронштейнах направляющих роликов:
  • — кронштейн верхнего ролика смонтирован непосредственно на верхней части приемной камеры и снабжен дополнительной стойкой установленной с возможностью быстросъемного соединения с кронштейном и с возможностью разворота посредством втулочно-осевого соединения, ось которого параллельна оси приемной камеры;
  • — нижний ролик выполнен с возможностью быстросъемного соединения с нижним кронштейном посредством легкосъемной оси и фиксатора, например, в форме булавки;
  • — щеки нижнего кронштейна ролика смонтированы на полувтулке, с возможностью ее быстросъемного соединения с корпусом приемной камеры посредством накидной гайки установленной на корпусе приемной камеры и имеющей внутреннюю кольцевую проточку соответствующей размеру верхнего торца полувтулки и посредством дополнительной кольцевой проточки соответствующей размеру нижнего торца полувтулки и образованной на присоединительном фланце, либо на присоединительном переходном элементе корпуса приемной камеры.
  • Такое конструктивное выполнение лубрикатора позволяет:
  1. — во-вторых, при необходимости принудительной кратковременной ручной подачи скребковой проволоки в приемную камеру, а такая необходимость появляется при повышенном давлении в скважине и при не большой массе инструмента или прибора, оператор может на время снять стойку с роликом с верхнего кронштейна для удобства подачи проволоки вручную;
  2. — в третьих, верхнему ролику самоустанавливаться более точно в плоскость проходящую через ось вращения стойки и ось приемной камеры, что снижает износ узла уплотнения;
  3. — в четвертых, повысить удобство работы оператору за счет компактных быстросъемных соединений кронштейнов и роликов, установка которых не требует использование дополнительного инструмента;
  4. — в пятых, легко менять направление подачи гибкого элемента при изменении расположения агрегата «АИС-1» возле скважины, так как кронштейны роликов могут свободно поворачиваться вокруг оси приемной камеры;
  5. — в шестых, выполнить лубрикатор сравнительно простым по конструкции при обеспечении требуемых функциональных свойств.

Лубрикатор для исследования нефтяных и газовых скважин состоит из присоединительного фланца 1, приемной камеры, узла уплотнения гибкого элемента (кабеля или скребковой проволоки) 3 и направляющих роликов 4 и 5 установленных на верхнем 6 и нижнем поворотных кронштейнах 7.

Кронштейн 6 верхнего ролика 4 смонтирован непосредственно на верхней части приемной камеры 2 и снабжен дополнительной стойкой 8 установленной с возможностью быстросъемного соединения с кронштейном и с возможностью разворота посредством втулочно-осевого соединения 9, ось которого параллельна оси приемной камеры 2.

Нижний ролик 5 выполнен с возможностью быстросъемного соединения с нижним кронштейном 7 посредством легкосъемной оси 10 и фиксатора 11, например, в форме булавки, которые снабжены страховочными связями с кронштейном 7, например, цепочками.

Щеки 13 нижнего кронштейна 7 ролика 5 смонтированы на полувтулке 14, с возможностью ее быстросъемного соединения с корпусом приемной камеры 2 посредством накидной гайки 15 установленной на корпусе приемной камеры и имеющей внутреннюю кольцевую проточку 16 соответствующей размеру верхнего торца полувтулки 14 и посредством дополнительной кольцевой проточки 17 соответствующей размеру нижнего торца полувтулки 14 и образованной на присоединительном переходном элементе 18 корпуса приемной камеры 2. Переходной элемент 18 в предлагаемом варианте конструктивного исполнения лубрикатора является накидной гайкой ниппельного соединения 19 корпуса приемной камеры 2 с переходником 20, который ввернут в присоединительный фланец 1 по трубной резьбе НКТ (НКМ).

Порядок монтажа лубрикатора следующий.

При закрытой буферной задвижке на фонтанную арматуру устанавливается присоединительный фланец 1 с предварительно ввернутым в него переходником 20, затем устанавливается и крепиться приемная камера 2 посредством ниппельного соединения 19, при этом предварительно на приемной камере монтируются игольчатый кран, манометр и верхний кронштейн 6. Далее устанавливаются стойка 8 с верхним роликом 4 посредством использования втулочно-осевого соединения 9, затем устанавливается кронштейн 7 без роликов, для чего отводят накидную гайку 15 вверх, прикладывают полувтулку 14 к корпусу, заводят нижний торец полувтулки 14 в кольцевую проточку 17 накидной гайки 18 и затем, наворачивая верхнюю накидную гайку 15 на корпус приемной камеры 2, фиксируют посредством кольцевой проточки 15 кронштейн 7 на корпусе приемной камеры.

Порядок работа лубрикатора следующий.

После перечисленных действий лубрикатор готов к проведению спуско-подъемным операциям приборов или инструмента, которые проводятся в следующей последовательности.

Поджатием сальника узла уплотнения 3 производится герметизация гибкого элемента, затем открывается буферная задвижка и осуществляется спуск приборов или инструмента в скважину лебедкой агрегата «АИС-1» на необходимую глубину.

При необходимости принудительной кратковременной ручной подачи скребковой проволоки в приемную камеру, а такая необходимость появляется при повышенном давлении в скважине и при не большой массе прибора или инструмента, оператор снимает стойку 8 с роликом 4 с верхнего кронштейна 6 для удобства подачи проволоки вручную.

Извлечение приборов или инструмента и демонтаж лубрикатора производятся в обратной последовательности.

Таким образом, по мнению авторов, конструкция лубрикатора отличается относительной простотой и позволяет обеспечить легкий и безопасный монтаж-демонтаж лубрикатора на скважине и установку-выемку геофизических приборов и инструмента, а так же позволяет значительно снизить трудоемкость работ по исследованию скважин.

1.

Лубрикатор для исследования нефтяных и газовых скважин, состоящий из присоединительного фланца, приёмной камеры, узла уплотнения гибкого элемента (кабеля или скребковой проволоки) и направляющих роликов, установленных на верхнем и нижнем поворотных кронштейнах, отличающийся тем, что кронштейн верхнего ролика смонтирован непосредственно на верхней части приёмной камеры и снабжён дополнительной стойкой, установленной с возможностью быстросъёмного соединения с кронштейном и с возможностью разворота посредством втулочно-осевого соединения, ось которого параллельна оси приёмной камеры.

2. Лубрикатор по п.1, отличающийся тем, что нижний ролик выполнен с возможностью быстросъёмного соединения с нижним кронштейном посредством легкосъёмной оси и фиксатора, например, в форме булавки.

3. Лубрикатор по п.

1, отличающийся тем, что щёки нижнего кронштейна ролика смонтированы на полувтулке с возможностью её быстросъёмного соединения с корпусом приёмной камеры посредством накидной гайки, установленной на корпусе приёмной камеры и имеющей внутреннюю кольцевую проточку, соответствующую размеру верхнего торца полувтулки, и посредством дополнительной кольцевой проточки соответствующей размеру нижнего торца полувтулки, и образованной на присоединительном фланце, либо на присоединительном переходном элементе корпуса приёмной камеры.

Лубрикатор для исследования скважин

Изобретение относится к устройствам (лубрикаторам), обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле. Лубрикатор содержит уплотнитель, включающий корпус со штуцерами для нагнетания и отвода уплотнительной смазки.

При этом лубрикатор содержит верхний и нижний патрубки, в каждом из которых неподвижно зафиксированы трубчатые обоймы. В трубчатых обоймах установлены направляющие втулки.

Причем направляющие втулки выполнены с возможностью поворота вокруг своей оси при взаимодействии с их внутренними стенками перемещаемого геофизического кабеля.

Обеспечивает снижение сопротивления движению геофизического кабеля в уплотнителе, расход уплотнительной смазки при проведении геофизических исследований остается стабильным, отпадает необходимость в корректировке работы системы подачи уплотнительной смазки, снижается трудоемкость проводимых работ. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле.

Известен лубрикатор, имеющий в своем составе уплотнитель геофизического кабеля, присоединяемый к приемной камере лубрикатора и состоящий из корпуса, в котором установлен патрубок, имеющий профиль продольного сечения, выполненный в виде отверстия с камерами расширения, которые в сочетании с профилем гибкого элемента, проходящего в центре, создают турбулентные завихрения скважинной среды (Ю.В.Зайцев и др. «Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением». Стр. 168-170. М., Недра, 1982).

Такой уплотнитель дает возможность осуществлять герметизацию геофизического кабеля, за счет снижения скважинного давления при прохождении через него геофизического кабеля в процессе дросселирования части скважинного флюида в патрубке с камерами расширения и последующим отводом флюида в отводную линию.

Недостатком такого уплотнителя является плохая герметизация геофизического кабеля при его движении, в результате чего в процессе работы возникают значительные утечки скважинного флюида в атмосферу.

Известен также лубрикатор, имеющий уплотнитель геофизического кабеля, состоящий из корпуса, содержащего сменные направляющие втулки с калиброванным внутренним отверстием под геофизический кабель, соединенные между собой муфтами.

Через муфты подается и отводится уплотнительная смазка под давлением, превышающим устьевое давление скважинной среды (Ю.В.Зайцев и др. «Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением». Стр. 170-171. М., Недра, 1982).

Упомянутый уплотнитель геофизического кабеля позволяет существенно снизить утечки скважинного флюида в атмосферу при движении геофизического кабеля в скважине за счет перемещения в зазоре между геофизическим кабелем и направляющими втулками нагнетаемой уплотнительной смазки.

Недостатком данного уплотнителя является то, что при движении геофизического кабеля через калиброванные отверстия направляющих втулок происходит их интенсивный износ.

Износ втулок приводит к значительному увеличению количества подаваемой уплотнительной смазки для обеспечения герметизации геофизического кабеля.

Снижается долговечность работы направляющих втулок, возрастает расход уплотнительной смазки.

Сущностью изобретения является повышение долговечности направляющих втулок и снижение расхода уплотнительной смазки.

Это достигается тем, что уплотнитель геофизического кабеля лубрикатора, содержащий корпус со штуцерами для нагнетания и отвода уплотнительной смазки, снабжен направляющими втулками, выполненными из твердосплавного материала и установленными в трубчатых обоймах с возможностью свободного поворота втулок при движении геофизического кабеля.

Такое выполнение лубрикатора обеспечивает существенное снижение сопротивления движению геофизического кабеля в уплотнителе, поскольку направляющие втулки имеют возможность поворота вокруг своей оси.

Это позволяет заменить трение скольжения геофизического кабеля о внутреннюю стенку направляющей втулки трением качения и дает возможность уменьшить зазор между геофизическим кабелем и направляющими втулками, сократить количество грузов для преодоления трения в уплотнителе при входе прибора в скважину, многократно снизить износ направляющих втулок. Поскольку материал направляющих втулок обладает высокой стойкостью к износу и хорошими антифрикционными свойствами, расход уплотнительной смазки при проведении геофизических исследований остается стабильным, отпадает необходимость в корректировке работы системы подачи уплотнительной смазки, снижается трудоемкость проводимых работ.

Изобретение было реализовано при изготовлении и испытании лубрикатора в полевых условиях для исследования нефтяных и газовых скважин.

На чертеже представлена схема уплотнителя геофизического кабеля в разрезе.

Уплотнитель выполнен в виде корпуса 1. В нижней части корпуса 1 установлен верхний патрубок 2, в котором закреплены трубчатые обоймы 3. Трубчатые обоймы 3 зафиксированы неподвижно в верхнем патрубке 2 при помощи верхней шайбы 4 и нижней шайбы 5. В трубчатых обоймах 3 размещены направляющие втулки 6.

Верхний патрубок 2 аксиально установлен в кожухе 7, соединенным в верхней части с корпусом 1, в нижней части с муфтой 8, в которой размещена фигурная шайба 9, имеющая отверстия 10. К нижней части муфты 8 прикреплен нижний патрубок 11. В нижнем патрубке 11 также установлены трубчатые обоймы 3, которые зафиксированы шайбой 12 и крышкой 13.

В трубчатых обоймах 3 также размещены направляющие втулки 6, имеющие торцевой зазор с промежуточными шайбами 14. В корпусе 1 установлен нагнетательный штуцер 15 и отводной штуцер 16.

Нагнетательный штуцер 15 сообщен каналом 17 с кольцевой полостью 18 между верхним патрубком 2 и кожухом 7, которая сообщена с центральным каналом 19 через отверстия 10 фигурной шайбы 9. Штуцер 16 также сообщен с центральным каналом 19.

Уплотнитель работает следующим образом. После монтажа лубрикатора с размещенным в нем прибором с грузами, закрепленными на геофизическом кабеле, на устье скважины, через штуцер 15 в кольцевую полость 18 нагнетается уплотнительная смазка, которая заполняет зазор между геофизическим кабелем и направляющими втулками 6. Производится выравнивание давления в лубрикаторе с давлением в скважине.

Прибор под действием веса грузов входит в устье скважины, протягивая геофизический кабель через уплотнитель.

При этом геофизический кабель, перемещаясь в направляющих втулках 6, взаимодействует с их стенками и, при увеличении трения между геофизическим кабелем и направляющими втулками, установленными в трубчатых обоймах 3 с зазором, вызывает их поворот вокруг своей оси, что способствует снижению трения.

Промежуточные шайбы 14 при этом выполняют функцию торцевых подшипников для направляющих втулок 6, а трубчатые обоймы 3, зафиксированные от перемещения патрубками 2 и 11, шайбами 4 и 5, а также муфтой 8, шайбой 12 и крышкой 13 центрируют направляющие втулки 6.

После входа прибора в ствол скважины давление нагнетаемой через штуцер 15 уплотнительной смазки увеличивается до величины, превышающей устьевое скважинное давление и позволяющей получить герметизацию геофизического кабеля в уплотнителе при минимальном расходе уплотнительной смазки.

При этом часть нагнетаемой уплотнительной смазки попадает в направляющие втулки 6, установленные в нижнем патрубке 11, и удерживается в них давлением скважины, часть смазки остается на геофизическом кабеле, часть смазки, которая попадает в направляющие втулки 3, установленные в верхнем патрубке 2, дросселируется в зазоре между стенками направляющих втулок 6 и геофизическим кабелем и затем удаляется в отвод через штуцер 16. В то же время через штуцер 15 в уплотнение поступает под давлением новая порция уплотнительной смазки, обеспечивая герметизацию геофизического кабеля в уплотнителе как при его движении, так и в процессе его остановки.

Изготовленные из твердого сплава с высокой устойчивостью к износу и высокими антифрикционным свойствами, направляющие втулки 6 практически не подвергаются износу при движении в них геофизического кабеля.

Поскольку зазор между втулками 6 и геофизическим кабелем остается неизменным, не меняется расход уплотнительной смазки и отпадает необходимость в регулировании ее подачи в уплотнение, это приводит к снижению трудоемкости обслуживания оборудования в процессе скважинных исследований.

Ресурсные испытания опытного образца уплотнителя, изготовленного в соответствии с настоящим изобретением, показали стабильность величины зазора между направляющими втулками и геофизическим кабелем, при минимальном его значении.

Направляющие втулки известной конструкции при таком же пробеге геофизического кабеля требуют их трехкратной замены. Износ направляющих втулок 6 и геофизического кабеля отсутствовал. В процессе проведенных испытаний не было необходимости в регулировании установленного в начале операции режима подачи уплотнительной смазки.

Трение при движении геофизического кабеля в уплотнителе существенно снизилось. Расход уплотнительной смазки снизился на 23%.

Лубрикатор для исследования скважин, состоящий из приемной камеры и уплотнителя геофизического кабеля, содержащего корпус со штуцерами для нагнетания и отвода уплотнительной смазки и сменные направляющие втулки, отличающийся тем, что направляющие втулки выполнены из твердосплавного материала и установлены в трубчатых обоймах с возможностью свободного поворота при движении геофизического кабеля.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector