Скважинный лубрикатор

Содержание

Лубрикатор скважинный ЛС65-35

Маркировка	Исполнение	Dн, мм	Pн, МПа	Масса, кг
ЛС80-35	Общепромышленное СТ-1	80	35	75
ЛС80-21	Общепромышленное СТ-1	80	21	75
ЛС65-70	Общепромышленное СТ-1	65	70	65
ЛС65-35	Общепромышленное СТ-1	65	35	60
ЛС65-21	Общепромышленное СТ-1	65	21	60
ЛС-К2-65-35	Коррозионностойкое K2	65	35	75
ЛС-К3-65-35	Коррозионностойкое K3	65	70	75

Лубрикатор скважинный ЛС65-35 предназначен для герметизации устья скважины (затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины) в процессе бурения, капитального ремонта скважин и регулирования режима работы скважины в процессе её эксплуатации.

ecolite-st.ru

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.

Скважинные 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:

Установка кабеля или троса через отвернутую сальниковую крышку.
Установка спускаемого прибора внутри корпуса лубрикатора.
Установка сальниковой крышки, крепление троса к барабану лебедки через направляющий ролик.
Открытие крышки и ожидание выравнивания показателя давления в лубрикаторе и на устье фонтанной арматуры.
Пробный спуск оборудования на глубину до 2 метров для проверки его успешного прохода через фонтанную арматуру.
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.

rosprombur.ru

Обуховская промышленная компания — Лубрикатор устьевой. Фонтанная арматура

Рис. 1 Лубрикатор устьевой Л65-21

Лубрикатор предназначен для герметизации устья скважины при спуске в неё глубинных приборов при проведении гидродинамических геофизических исследований глубинных скважин, или для спуска инструментов. В лубрикаторе имеется устройство для контроля давления и слива продукта.
Область применения — нефтяные, газовые и газоконденсатные скважины умеренно холодного климатического района — 12, по ГОСТ 16350-80.
Климатическое исполнение — УХЛ, категория размещения — 1, по ГОСТ 15150-69, при температуре окружающей среды от -40°С до + 60°С.

Коррозионно-стойкое исполнение — К2.

Рис. 2 Лубрикатор устьевой. Схема.

Состав комплекта

Лубрикатор состоит из (рис.2): трубы (приемной кеамеры) 2, присоединенной к ней муфты 3, с одной стороны, и стыковочного фланца 1, с другой. Фланец сбоку имеет резьбовое отверстие (К1/2«) под вентиль манометрический, заглушенное конической пробкой 4. На корпусе лубрикатора закреплены кронштейны 5 и 6 для крепления роликов 7. В верхней части установлено двухступенчатое устройство герметизации 8 с возможностью замены уплотнения по давлением.

Параметр	Значение
Рабочая среда	Нефть и вода
Способ управления	Ручной
Класс герметичности по ГОСТ 9544 -2005	А
Рабочий диапазон температур окружающей среды	От -40 °С до +60 °С
Предельное значение температуры скважинной жидкости	Не более +100°С

Номенклатура и технические характеристики

Обозначение	Dн, мм	Pн, МПа	Высота трубы под прибор, мм	Присоединительный фланец и стальная прокладка	Диаметр скребковой проволоки, мм, не более	Масса, кг
Л65-21	65	21	2 000	«Бакинка» РД26-16-40	3	44
Л65-21-01	65	21	2 000	ГОСТ 28919		53
ЛП65-35	65	35	2 500			55,4
ЛП65-35-01	65	35	4 000			66,7
ЛC65-35	65	35	2 000			57

Порядок работы

Лубрикатор устанавливается на фонтанной арматуре, в него вводится глубинный инструмент, скребок или прибор, соединенный проволокой или кабелем с лебедкой. Производится герметизация входа. Производится спуск инструмента или прибора в скважину под воздействием силы тяжести.

Лубрикатор устьевой

Слово лубрикатор получило свое название от латинского «lubrico» — делаю гладким, скользким. В технической литературе можно встретить несколько видов лубрикаторов, назначение которых связано со смазкой трущихся частей.
В нефтегазовой отрасли термин лубрикатор немного отличается от этимологического смысла. Устьевые лубрикаторы предназначены, скорее, для доставки инструмента, чем для смазки. Одним из видов работ, проводимых с применением лубрикаторов, является чистка скважинной трубы от парафиновых отложений.

ООО «Научно-производственное предприятие Обуховская промышленная компания» специализируется на производстве широкого спектра нефтепромыслового оборудования. Многие годы мы поставляем высококачественные устьевые лубрикаторы ведущим российским и зарубежным компаниям. Лубрикаторы нашего производства пользуются постоянным спросом у нефтяных и газовых компаний.

Для заказа продукции звоните по телефонам:
8(831)295-50-58, 8(831)293-41-30.
Пишите:
е-mail: [email protected]

opk-oil.ru

1.8 Лубрикатор устьевой скважинный л 65х14, лу 65х21, лс 65х35, 70 мПа

Лубрикатор предназначен для герметизации устья скважины при спуске в нее глубинных приборов или инструментов.

В лубрикаторе применено двухступенчатое сальниковое уплотнение с возможностью замены рабочего сальника под давлением.

Имеется устройство для контроля давления и слива продукта. [23]

Таблица 1.3 — Технические характеристики

Рабочее давление, МПа	от 21 до 70
Диаметр скребковой проволоки ,мм под кабель	от 1,8 до 2,5 от ø6,3 мм
Сальниковое уплотнение	2-х ступенчатое
Высота, мм	по заказу потребителя

а также возможно изготовление лубрикаторов из двух составных частей – предназначенные для более удобной транспортировки.

Предельные значения температуры:

— окружающего воздуха: от плюс 40 °С до минус 40 °С

— скважинной жидкости: не более плюс 100 °С

Коррозионно-стойкое исполнение — К2.

Лубрикатор скважинный применяется для герметизации устья скважины при спуске приборов для проведения гидродинамических геофизических исследований нефтяных и газовых скважин.

Лубрикатор оборудован устройством для контроля давления и слива продукта.

В лубрикаторе применено как одноступенчатое, так и двухступенчатое сальниковое уплотнение с возможностью замены рабочего сальника под давлением.

Дополнительная комплектация Площадка для обслуживания и установки лубрикатора Электронный счетчик положения и скорости. [23]

2 Специальная часть

2.1 Анализ авторских свидетельств

Авторское свидетельство № 2289674

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 кабеле и проволоке.

Известен лубрикатор, содержащий уплотнительное устройство для контактной герметизации каротажного кабеля, включающее корпус с установленными в нем контактным уплотнителем и нажимной втулкой, взаимодействующей с резьбовой втулкой (Ю.В.Зайцев и др. «Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением». М.: Недра, 1982, стр.167-168).

Такая конструкция уплотнительного устройства позволяет герметизировать гибкий элемент (каротажный кабель или скребковую проволоку) в процессе проведения спуско — подъемных операций глубинных приборов в нефтяных и газовых скважинах при избыточном давлении на устье.

В известном устройстве герметизация создается предварительным поджимом уплотнителя, подтяжкой резьбовой втулки и передачей усилия затяжки на уплотнитель через нажимную втулку.

Недостатком такого устройства является то, что изменение степени воздействия уплотнителя на гибкий элемент для снижения утечек скважинного флюида можно выполнить только при непосредственном доступе оператора к резьбовой втулке. Это весьма сложно выполнить, особенно при большой высоте лубрикатора или при работе на скважинах, продукция которых содержит токсичные компоненты, такие как сероводород.

Известен лубрикатор с устройством для контактной герметизации гибкого элемента, содержащим корпус с размещенными в нем контактным уплотнителем и нажимной втулкой, взаимодействующей с подпружиненным поршнем, установленным в гидроцилиндре, закрепленном на корпусе (Ю.В.Зайцев и др. «Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением». М.: Недра, 1982, стр.167-168). Такое устройство позволяет обеспечить дистанционное регулирование нагружения уплотнителя подачей давления в полость гидроцилиндра.

Недостатком описанного данного устройства является то, что для его работы постоянно требуется наличие источника высокого давления жидкости, например ручного плунжерного насоса, и линии для соединения источника высокого давления с гидроцилиндром.

Известен также лубрикатор, содержащий устройство для контактной герметизации гибкого элемента, включающее корпус с размещенными в нем контактным уплотнителем и нажимной втулкой, взаимодействующей с подпружиненным поршнем, установленным в гидроцилиндре, который закреплен на корпусе; гидроцилиндр дополнительно снабжен резьбовой втулкой, установленной с возможностью взаимодействия с подпружиненным поршнем («General products catalog Hydrolex Inc. Easter Oil Tools Ptc. Ltd», стр.7). Данное устройство обеспечивает нагружение уплотнителя либо за счет предварительной подтяжки резьбовой втулки, либо путем подачи давления в гидроцилиндр, т.е. реализуется возможность универсального применения одного устройства вместо двух ранее упомянутых.

Недостатком данного устройства является то, что при предварительном нагружении уплотнителя с помощью резьбовой втулки происходит одновременное перемещение подпружиненного поршня устройства, что уменьшает рабочий ход подпружиненного поршня и резко снижает эффективность уплотнителя при дистанционном нагружении.

Таким образом, в известных конструкциях лубрикаторных установок не представляется возможным при проведении спуско-подъемных операций компенсировать износ уплотнительного элемента за счет его предварительного сжатия. Это приводит к ухудшению экологической обстановки за счет повышенной утечки скважинного флюида в атмосферу, создает необходимость превентивной замены уплотнителя, имеющего небольшой износ, до начала скважинных работ.

Сущностью изобретения является повышение надежности уплотнения гибкого элемента в лубрикаторе, снижение утечек скважинного флюида, уменьшение расхода уплотнительных элементов.

Это достигается тем, что уплотнительное устройство для контактной герметизации гибкого элемента лубрикатора выполняется в виде конструкционного узла, содержащего контактный уплотнитель, нажимную втулку, подпружиненный поршень, установленный в гидроцилиндре, и резьбовую втулку, причем подпружиненный поршень выполнен в виде перевернутого стакана с резьбовой втулкой в качестве дна, который одет на закрепленный в нижней части гидроцилиндра упор уплотнителя, размещенного в полости стакана, в результате чего обеспечивается возможность осуществления поджима уплотнителя резьбовой втулкой или нагружение его при помощи подпружиненного поршня независимо друг от друга, что в конечном счете позволяет осуществлять предварительную компенсацию износа уплотнителя в широких пределах без ограничения хода подпружиненного поршня.

При таком выполнении устройства поджим уплотнителя резьбовой втулкой или нагружение его при помощи подпружиненного поршня осуществляется независимо друг от друга, в связи с чем можно осуществлять предварительную компенсацию износа уплотнителя в широких пределах без ограничения хода подпружиненного поршня. Кроме того, такая конструкция существенно облегчает замену уплотнителя, для чего необходимо лишь вывернуть из верхней части подпружиненного поршня резьбовую втулку, извлечь нажимную втулку и уплотнитель.

При работе уплотнительного устройства в процессе обеспечения герметизации гибкого элемента за счет нагружения уплотнителя при помощи подпружиненного поршня нагрузка на уплотнитель создается при минимальном трении о стенки корпуса, поскольку уплотнитель, размещенный в самом подпружиненном поршне, не имеет сколь нибудь существенного перемещения по отношению к внутренней стенке подпружиненного поршня. Зона максимального сжатия уплотнителя, которая обеспечивает герметизацию гибкого элемента, создается в нижней его части на контакте с упором гидроцилиндра, т.е. со стороны действия скважинного флюида. При этом силы трения перемещения уплотнителя относительно стенки подпружиненного поршня и относительно герметизируемого элемента направлены в противоположные стороны, что снижает неравномерность контактных давлений между уплотнителем и гибким элементом. Это увеличивает износостойкость и герметичность уплотнителя, а также снижает сопротивление при движении гибкого элемента. При снятии нагрузки с подпружиненного поршня снижением управляющего давления обеспечивается более надежная разгерметизация уплотнителя, который перемещается под действием скважинного флюида. Одновременно обеспечивается образование зазора между гибким элементом и уплотнителем за счет расклинивающего действия скважинного флюида. Это исключает эффект самозапирания (схлопывания) уплотнителя под действием высокого давления скважинного флюида. Такое явление имеет место при работе с известными уплотнительными устройствами на скважинах с высоким избыточным давлением на устье.

Таким образом, использование предлагаемого технического решения позволяет значительно повысить эффективность работы в устройствах для контактной герметизации гибкого элемента.

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

На чертеже представлена схема устройства в разрезе.

Устройство состоит из гидроцилиндра 1 с радиальным отверстием 2. В гидроцилиндре 1 установлен упор 3, на который одет подпружиненный поршень 4, выполненный в виде стакана, подпираемого снизу пружиной 5. В полости 6 подпружиненного поршня 4 установлен уплотнитель 7 гибкого элемента 8, нажимная втулка 9 и резьбовая втулка 10. Резьбовая втулка 10 является дном стакана, запирающим полость 6. Между гидроцилиндром 1 и поршнем 4 имеется кольцевая щель 11, которая сообщена со штуцером 12, закрепленным в стенке гидроцилиндра 1. На гидроцилиндре 1 установлен поворотный кронштейн 13, снабженный подшипниками 14 и 15. Поворотный кронштейн 13 зафиксирован от осевого перемещения вверх с помощью кольца 16. На кронштейне 13 установлена стойка 17 с поворотным блоком 18 и ограничителем 19. В нижней части гидроцилиндра 1 имеется накидная гайка 20 для закрепления устройства на трубах камеры лубрикатора (не показана).

Работа устройства заключается в следующем.

Устройство монтируется на верхней трубе камеры лубрикатора при помощи накидной гайки 20. Уплотнитель 7 с пропущенным через устройство гибким элементом 8 предварительно нагружается резьбовой втулкой 20. При этом создается нагрузка на уплотнитель 7 через нажимную втулку 9, обеспечивающую поджатие уплотнителя 7 и выборку зазора между уплотнителем 7 и гибким элементом 8. После установки устройства на трубах камеры лубрикатора при помощи накидной гайки 20 и пропуска уплотняемого элемента 8 через поворотный блок с ограничителем 19 производят выравнивание давления в камере лубрикатора и в скважине, после чего выполняют спуск прибора, подвешенного на кабеле или проволоке 8, в скважину. В процессе спуска прибора в случае повышенного пропуска скважинной среды через зазор между уплотнителем 7 и уплотняемым элементом производится поджим поршня 4 рабочей жидкостью через штуцер 12 и кольцевую щель 10. Поршень 4, двигаясь вниз, перемещает вместе с собой резьбовую втулку и нажимную втулку 9, которая обеспечивает деформирование уплотнителя 7 на контакте с упором 3. Деформация уплотнителя 7 обеспечивает перекрытие зазора между уплотнителем 7 и уплотняемым элементом 8 в нижней части уплотнителя 7, что приводит к сокращению пропусков скважинной среды.

Поворотный блок 18, установленный на поворотном кронштейне 13 с подшипниками 14 и 15, является самоустанавливающейся опорой уплотняемого элемента 8 и предотвращает последний от износа при проведении спуско-подъемных операций. После спуска прибора на заданную глубину давление рабочей жидкости в кольцевой щели 11 увеличивают. Это вызывает дальнейшее опускание поршня 4 вниз и обеспечивает полную деформацию уплотнителя 7, который перекрывает зазор между уплотняемым элементом 8 и уплотнителем 7 и обеспечивает полное перекрытие утечек скважинной среды в атмосферу.

Перед началом движения уплотняемого элемента 8 давление в кольцевой щели 11 снижают стравливанием рабочей жидкости через штуцер 12. При этом поршень 4 под действием пружины 5 поднимается вверх, что прекращает силовое воздействие поршня 4 на уплотнитель 7, который расклинивается скважинной средой, освобождая уплотняемый элемент 8. Радиальное отверстие 2 обеспечивает свободный выход или вход воздуха при перемещении поршня 4 в корпусе 1.

При отсутствии необходимости полной ликвидации утечек скважинной среды в процессе проведения работ можно ограничиться предварительным поджатием уплотнителя 7, резьбовой втулкой 10 без применения в дальнейшем гидравлического управления.

Технический результат выражается в повышении надежности уплотнения гибкого элемента в лубрикаторе, снижении утечек скважинного флюида, уменьшении расхода уплотнительных элементов.

Рисунок 2.3.Начальное положение премной камеры

Формула изобретения

Лубрикатор для исследования нефтяных и газовых скважин, состоящий из превентора, приемной камеры и устройства для контактной герметизации гибкого элемента (каротажного кабеля или скребковой проволоки), содержащий уплотнитель, нажимную втулку, подпружиненный поршень, установленный в гидроцилиндре, и резьбовую втулку, отличающийся тем, что подпружиненный поршень выполнен в виде перевернутого стакана с резьбовой втулкой в качестве дна, надетого на закрепленный в нижней части гидроцилиндра упор уплотнителя, размещенного в полости стакана, в результате чего обеспечивается возможность осуществления поджима уплотнителя резьбовой втулкой или нагружение его при помощи подпружиненного поршня независимо друг от друга, что в конечном счете позволяет осуществлять предварительную компенсацию износа уплотнителя в широких пределах без ограничения хода подпружиненного поршня.

Авторское свидетельство № 37148

Геофизическое оборудование для герметизации устья эксплуатационных скважин при проведении геофизических исследований и работ под давлением, состоящее из секционной камеры, уплотнительного устройства, кабельного превентора и сигнализирующего устройства, отличающееся тем, что обладает высокой надежностью, малой металлоемкостью и наличием не менее двух типов уплотнительных устройств: контактного и газодинамического, имеет в своем составе грузозахватное приспособление для монтажа — демонтажа лубрикатора на фонтанную арматуру с помощью геофизической вышки.

Установка лубрикаторная геофизическая УЛГ 65х14.

Полезная модель относится к геофизическому оборудованию для геофизических исследований и работ в эксплуатационных скважинах с избыточным давлением на устье. Оборудование позволяет выполнить спуск и подъем различных скважинных приборов и устройств при геофизических исследованиях в скважинах под давлением.

Известны конструкции отечественных и зарубежных лубрикаторных установок, описанных в книге « Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением», авторы Ю.В. Зайцев и др. М. Недра, 1982. В качестве прототипа выбрана лубрикаторная установка, разработанная трестом «Союзгазгеофизика» и демонтированная на ВДНХ СССР в 1983г.

Недостатками оборудования прототипа являются:

— отсутствие устройства, предотвращающего падение прибора в скважину;

— отсутствие контактного уплотнительного устройства.

Отличительной особенностью предлагаемой полезной модели является высокая надежность, наличие многофункциональных уплотнительных устройств, обеспечивающих герметизацию устья скважин при проведении геофизических исследований и работ в скважине, малая металлоемкость конструкции при достаточной механической прочности, простота обслуживания, наличие сигнализирующего устройства, предотвращающего падение прибора в скважину в случае аварийной ситуации – отрыва прибора от кабеля в камере лубрикатора.

В состав лубрикаторной установки входят : секционная камера 3, уплотнительное устройство 7, кабельный превентор 8 и сигнализирующее устройство 6 с манометрическим краном 9. Уплотнительное устройство 7 крепится к верхней части секционной камеры быстросоединяющей гайкой. К нижней части секционной камеры быстросоединяющей гайкой крепится сигнализирующее устройство 6. Кабельный превентор 8 быстросоединяющей гайкой соединен с сигнализирующим устройством 6. Секционная камера является связующим звеном между сигнализирующим устройством 6 и уплотнителем устройством 7, предназначается для размещений в ней геофизических приборов (перфораторов) с грузами. Секционная камера состоит из заменяемых труб разной длины, с помощью которых можно изменять размер секционные камеры в зависимости от давления на устье скважины и высоты фонтанной арматуры. Превентор кабельный предназначен для гирметизации устья скважины с находящимся в ней геофизическим кабелем с прибором (перфоратором) и грузами, с целью предотвращения утечки газа и проведения ремонтных работ в лубрикаторной установки.

Рисунок 2.4. Установка лубрикаторная геофизическая УЛГ 65х14.

Рисунок 2.1. Лубрикатор для исследования

Превентор кабельный является противоаварийным узлом, позволяющим перекрыть устье скважины как с геофизическим кабелем, так и без него. Грузозахватное приспособление 1 используется для монтажа скважинного лубрикатора на фонтанную арматуру скважины с помощью грузоподъемного агрегата и разгрузки конструкции от изгибающих моментов, возникающих в следствии отклонения лубрикатора от вертикального положения. гидравлический датчик натяжения 5 предназначен для контроля за усилием натяжения кабеля и строк по монометру – индикатору в процессе СПО. Гидрооборудование лубрикаторной установки состоит из гидропривода управления контактным уплотнителем, представляющем собой ручной плунжерный насос 4.

Авторское свидетельство № 2465432

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение исследований и работ в скважинах приборами и инструментами на каротажном кабеле или проволоке. Лубрикатор состоит из присоединительного фланца, превентора, сигнализирующего устройства, приемной камеры, узла уплотнения, направляющих роликов, гидроцилиндра с гидравлическим насосом и рукава гидравлической системы. Лубрикатор снабжается кронштейном с поворотной скобой, шарнирно связанной с его стойками. На поворотной скобе кронштейна закрепляется приемная камера. На кронштейне также устанавливается гидроцилиндр, шток которого связан с проушиной приемной камеры. При такой конструкции лубрикатора основная часть операций монтажа лубрикатора на фонтанную арматуру и его демонтажа, а также операций по смене скважинных приборов осуществляется дистанционно с помощью гидроцилиндра, управляемого гидравлическим насосом. Грузоподъемный агрегат для этих операций не требуется. Технический результат заключается в снижении трудоемкости и повышении безопасности операций по монтажу-демонтажу лубрикатора на фонтанную арматуру и операций по смене скважинных приборов. 2 ил.

Работа с лубрикатором не требует использования грузоподъемного агрегата, поэтому лубрикатор назван автономным.

Изобретение было реализовано и испытано в полевых условиях.

На фиг.1 представлена схема автономного лубрикатора, на фиг.2 представлена схема кронштейна с поворотной скобой.

Автономный лубрикатор (фиг.1) состоит из присоединительного фланца 1, превентора 2, сигнализирующего устройства 3, приемной камеры 4 с проушиной 5, узла уплотнения 6 с гибким элементом 7 и верхним роликом 8, нижнего ролика 9, кронштейна 10 с поворотной скобой 11 (фиг.2), гидроцилиндра 12, закрепленного на кронштейне 10 с помощью проушин 13 и 14. Поворотная скоба 11 закреплена на стойках 15 при помощи осей 16. Кронштейн 10 имеет основание 17 с посадочным отверстием 18. Гидроцилиндр 12 имеет шток 19, связанный с проушиной 5. Гидроцилиндр 12 сообщается с насосом 20 через рукав 21.

Работа с автономным лубрикатором заключается в следующем.

На фонтанную арматуру скважины вручную производится монтаж фланца 1, превентора 2 и сигнализирующего устройства 3. На сигнализирующем устройстве устанавливается кронштейн 10 на посадочное отверстие 18. На фланце 1 монтируется нижний ролик 9. На поворотную скобу 11 кронштейна 10 укладывается и закрепляется приемная камера 4 в сборе с узлом уплотнения 5 и верхним роликом 8. Начальное положение приемной камеры показано на фиг.1. Устанавливается и закрепляется в проушинах 13 и 14 гидроцилиндр 12 со штоком 19, находящимся в крайнем нижнем положении. Шток 19 закрепляется в проушине 5 приемной камеры 4. К гидроцилиндру 12 присоединяется насос 20 при помощи рукава 21.

Нагнетанием рабочей жидкости из бака (не показан) в гидроцилиндр 12 насосом 20 создается давление рабочей жидкости, которое развивает усилие на штоке 19, обеспечивающее поворот приемной камеры 4 вокруг осей 16 кронштейна 10. Приемная камера 4, переходит в наклонное положение, удобное для затягивания в нее геофизического скважинного прибора, который закрепляется на гибком элементе 7 посредством специализированного наконечника. Гибкий элемент 7 заправляется в нижний ролик 9. Протяжкой гибкого элемента 7 производится втягивание скважинного прибора в приемную камеру 4, после чего производится перевод приемной камеры 4 в вертикальное положение нагнетанием рабочей жидкости насосом 20 и приемная камера 4 соединяется с сигнализирующим устройством 3. Рабочее положение приемной камеры показано на фиг.1

Автономный лубрикатор в таком положении полностью подготовлен к проведению геофизических исследований и работ в скважине.

При необходимости замены геофизического скважинного прибора в процессе исследований, производится затягивание спущенного в скважину прибора в приемную камеру 4 подъемом его на гибком элементе 7. Приемная камера 4 отсоединяется от сигнализирующего устройства 3 и оттягивается от вертикали веревочной оттяжкой, предварительно привязанной к узлу уплотнения 6. Одновременно производится открытие стравливающего вентиля насоса 20, что обеспечивает перетекание рабочей жидкости из гидроцилиндра 12 в бак насоса 20. Далее приемная камера 4 устанавливается в наклонное положение, удобное для смены геофизического скважинного прибора. После смены скважинного прибора, приемная камера 4 нагнетанием рабочей жидкости насосом 20 вновь переводится в вертикальное положение и скважинный прибор готов к спуску в скважину.

После окончания скважинных исследований скважинный прибор затягивается в приемную камеру 4, которая затем отсоединяется от сигнализирующего устройства 3 и переводится в наклонное положение в описанной ранее последовательности для извлечения прибора. Затем приемная камера 4 опускается в крайнее нижнее положение и снимается с поворотной скобы 11 с отсоединением штока 19 от проушины 5. Далее производится демонтаж остальных узлов автономного лубрикатора с фонтанной арматуры в обратной последовательности.

Формула изобретения

Автономный лубрикатор для исследования нефтяных и газовых скважин, состоящий из присоединительного фланца, превентора, сигнализирующего устройства, приемной камеры, узла уплотнения, направляющих роликов, гидроцилиндра с гидравлическим насосом и рукава гидравлической системы, отличающийся тем, что на сигнализирующем устройстве установлен кронштейн, включающий основание со стойками и имеющий установленную на осях стоек поворотную скобу, на которой закреплена приемная камера, связанная проушиной со штоком гидравлического цилиндра, закрепленного на основании кронштейна, в результате чего обеспечивается возможность дистанционного перемещения приемной камеры в требуемое положение в процессе выполнения исследований и работ в скважине и, тем самым, обеспечивается снижение трудоемкости и повышение безопасности операций по монтажу-демонтажу лубрикатора на фонтанную арматуру и операций по смене скважинных приборов, а также обеспечивается проведение исследований и работ в скважинах с высоким избыточным давлением на устье без применения грузоподъемного агрегата.

Рисунок 2.2. Рабочее положение приемной камеры

Патентный анализ

Известен лубрикатор, состоящий из приемной камеры, узла уплотнения, превентора, сигнализирующего устройства и грузозахватного приспособления с направляющим роликом. Грузозахватное приспособление используется для монтажа-демонтажа лубрикатора и удержания его на фонтанной арматуре скважины. Лубрикатор устанавливается на фонтанную арматуру с помощью геофизической вышки, т.е. грузоподъемного агрегата (см., например, Патент РФ на полезную модель № 37148 кл. 7, Е21В 47/00, 2003 г.).

Недостатком такой конструкции является необходимость использования для монтажа-демонтажа лубрикатора и удержания его в процессе проведения исследований грузоподъемного агрегата.

Известен также лубрикатор, содержащий превентор, приемную камеру, узел уплотнения и направляющий ролик. Упомянутый лубрикатор устанавливается на фонтанной арматуре с помощью трубной телескопической мачты с пеньковой талевой системой, монтируемой непосредственно на фонтанную арматуру. Мачта крепится к фонтанной арматуре цепной стяжкой (см. например, Ю.В. Зайцев и др. Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением. Стр. 164-165. М.: Недра, 1982).

Конструкция такого лубрикатора позволяет устанавливать его на фонтанную арматуру и выполнять скважинные исследования и работы без использования грузоподъемного агрегата.

Недостатком описанного лубрикатора является то, что операции монтажа-демонтажа лубрикатора и операции по смене скважинных приборов в процессе исследований являются трудоемкими и небезопасными. Обслуживающему персоналу приходится выполнять все монтажные работы на фонтанной арматуре скважины вручную, что существенно ограничивает вес и габариты лубрикатора и, соответственно, область его использования. Такой лубрикатор должен иметь короткую и легкую приемную камеру и может использоваться только для исследования скважин с низким избыточным давлением на устье.

Сущностью изобретения аналогового авторского свидетельства является снижение трудоемкости и повышение безопасности работ по монтажу-демонтажу лубрикатора на фонтанную арматуру и работ при смене скважинных приборов в процессе исследования скважины, проведении работ в скважинах с высоким избыточным давлением на устье без использования грузоподъемного агрегата.

Это достигается тем, что лубрикатор снабжен кронштейном с поворотной скобой, шарнирно связанной с его стойками. На поворотной скобе кронштейна закреплена приемная камера. На кронштейне также установлен гидроцилиндр, шток которого связан с проушиной приемной камеры.

При такой конструкции лубрикатора основная часть операций монтажа (установка приемной камеры в вертикальное положение) и демонтажа (перевод приемной камеры в наклонное положение) осуществляется дистанционно с помощью гидроцилиндра, управляемого гидравлическим насосом. Эти же операции используются для смены геофизического прибора с последующим возвратом приемной камеры в вертикальное положение. Описанная конструкция лубрикатора значительно уменьшает трудоемкость работ, улучшает условия труда обслуживающего персонала, повышает его безопасность.

studfiles.net

Лубрикатор скважинный ЛС65-70 (70 МПа)

Маркировка	Исполнение	Dн, мм	Pн, МПа	Масса, кг
ЛС65-70	Общепромышленное СТ-1	65	70	65
ЛС-К2-65-70	Коррозионностойкое K2	65	70	75
ЛС-К3-65-70	Коррозионностойкое K3	65	70	80
ЛС65-35	Общепромышленное СТ-1	65	35	60
ЛС-К2-65-35	Коррозионностойкое K2	65	35	75
ЛС-К3-65-35	Коррозионностойкое K3	65	35	80

Лубрикатор ЛС65-70 для герметизации устья скважины (затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины) в процессе бурения, капитального ремонта скважин и регулирования режима работы скважины в процессе её эксплуатации.

ecolite-st.ru

Лубрикатор для исследования нефтяных и газовых скважин

Лубрикатор относится к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами и инструментами на кабеле и проволоке. Лубрикатор для исследования нефтяных и газовых скважин состоит из превентора, приемной камеры и устройства для контактной герметизации гибкого элемента. Уплотнительное устройство лубрикатора выполняется в виде узла, содержащего контактный уплотнитель, нажимную втулку, подпружиненный поршень и резьбовую втулку. Подпружиненный поршень выполнен в виде перевернутого стакана с резьбовой втулкой в качестве дна и одет на упор уплотнителя, размещенного в полости стакана. Такая конструкция лубрикатора обеспечивает возможность осуществления поджима уплотнителя резьбовой втулкой или нагружение его при помощи подпружиненного поршня независимо друг от друга. Технический результат заключается в увеличении ресурса лубрикаторной установки, уменьшении утечки скважинного флюида в атмосферу, улучшении экологической обстановки и повышении безопасности работ. 1 ил.

Такая конструкция уплотнительного устройства позволяет герметизировать гибкий элемент (каротажный кабель или скребковую проволоку) в процессе проведения спуско-подъемных операций глубинных приборов в нефтяных и газовых скважинах при избыточном давлении на устье.

На чертеже представлена схема устройства в разрезе.

Работа устройства заключается в следующем.

findpatent.ru

1.6 Устьевой лубрикатор для исследования скважин

1.6.1 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.

Уплотнительное устройство при работе с геофизическим кабелем представляет собой комбинацию уплотнителей нескольких типов.

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]

При работе с проволокой применяют только контактный уплотнитель.

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 h3S 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.

studfiles.net

Лубрикатор скважинный ЛС65-35