Скважинный лубрикатор: Скважинный лубрикатор

Лубрикатор скважинный: описание и сфера применения

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.

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.

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.

 

Предыдущая статьяЛубрикаторы Perma Следующая статьяАнтикоррозийное покрытие

Смазка тефлоновая

2020-06-16 00:37:10

Паста высокотемпературная

2020-06-17 10:24:12

Пластичные смазки Efele

2020-06-20 16:26:05

Смазка Литол-24

2020-07-03 11:49:03

Пищевые смазки EFELE

2020-07-12 08:32:00

Силиконовые смазки и компаунды для резиновых уплотнителей

2020-07-17 14:00:09

Промышленная химия от Dow Corning и Molykote

2020-07-26 11:28:06

Металлополимеры Chester Molecular

2020-07-24 19:22:01

Лубрикатор | Geo Sys Germany

Лубрикатор GeoSys разработан на основании новых металлотехнологий. Конструкция лубрикатора существенно облегчена посредством применения лёгких металлических сплавов. Результаты тестов доказывают превосходное технологическое решение в производстве данного оборудования. GEO SYS производит лубрикаторы на основе технической спецификации заказчиков.

Лубрикаторы используются в нефтепромышленности и газовой промышленности для разведки стоящих под высоким давлением нефтяных и газовых скважин. С помощью лубрикатора можно вводить разведочные приборы в находящиеся под высоким давлением скважины, не допуская возможности утечки больших количеств опасных для здоровья и окружающей среды газов и жидкостей.

Лубрикатор – это длинная, предназначенная для высоких давлений трубчатая конструкция для монтажа на нефтяных и газовых скважинах или к соединяющим вентилям. Трубчатая конструкция монтируется вертикально на окончание вентиля, находящегося под высоким давлением буровой скважины. В верхней части этой конструкции находится тавотонабиватель высокого давления и соответствующие уплотняющие элементы. Разведочный прибор, зонд, монтируется в еще не стоящий под давлением лубрикатор. Измерительный кабель, на котором зонд опускается в скважину, выводится из лубрикатора наверх через тавотонабиватель с уплотнителями. Чтобы опустить зонд в буровую скважину, необходимо открыть вентили между буровой скважиной и лубрикатором. Внутренняя часть лубрикатора, в которой располагается зонд, находится под давлением буровой скважины. Для спука зонда вниз необходимо припустить кабель. Уплотнительные элементы и тавотонабиватель препятствуют выходу через отвестие для кабеля находящихся под высоким давлением внутри лубрикатора газов или жидкостей в атмосферу. Для поднятия зонда, необходимо затянуть зонд с измерительным кабелем буровой скважины в ствол лубрикатора. Затем закрывается вентиль между буровой скважиной и лубрикатором. Избыточное давление в лубрикаторе спускается и лубрикатор больше не находится под высоким давлением. После этого можно безопасно изъять зонд из лубрикатора.

Конструкция

Лубрикатор состоит из:

BOP – Blow – Out Preventer
служит защите от бесконтрольной утечки газа (особенно в облатях h3S (сероводород)). Задвижки приводятся в действие гидравлически или вручную. Арретация проводится вручную в закрытом состоянии.

Tool Trap («Приборная ловушка»)
это предохраняющее устройство от потери зонда, если он отрывается от кабеля при аварии в буровой скважине. Это может произойти, если зонд неосторожно или при ошибочном расчёте глубиномера при полном спуске вниз ударяется об превентор.

Quick Test Assembly («Устройство экспресс-проверки»)
даёт возможность простой перепроверки герметичности мест разделений для изъятия и загрузки измерительного зонда буровой скважины в лубрикатор. Перед использованием, т. е. после монтажа лубрикатора на буровой скважине и его полной проверке на герметичность, его необходимо многократно подсоединить и отстранить при неоднократных спуско-подъёмных операциях измерительного прибора с разными измерительными зондами. Это происходит в определённом разделительном месте, которое имеет функцию экспресс-перепроверки после обновленного подсоединения установки. Это исключает потребность повторной сложной проверки на герметичность всего лубрикатора.

Lightweight Lubricator („Легкий лубрикатор“)
По мере потребности, продлеваемые стволы служат принятию измерительного зонда для спуска и подъёма из/ в находящихся/ находящиеся под высоким давлением нефтяных/ нефтяные и газовых/ газовые скважин/ скважины.

Head Catcher (“Фиксатор кабельной головки”)
это предохранительное приспособление между смазочным впрыскивателем и лубрикатором и служит автоматической фиксации кабельной головки, для избежания скольжения зонда вниз при не натянутом измерительном кабеле.

Grease Head Injector (“Смазочный впрыскиватель”)
позволяет полную изоляцию вокруг измерительного кабеля. Равномерное уплотнение предохраняет поступления в окрестность вредных газов и жидкостей во время движения измерительного кабеля в стоящих под высоким давлением буровых скважинах.

Packoff („герметизирующее устройство “)
служит в сочетании с Grease Head Injector уплотнению отверстия для введения измерительного кабеля лубрикатор. Он счищает смазку Grease Head Injector с измерительного кабеля при движении наверх измерительного зонда. Кроме того, здесь удерживается остаточное давление при остановке кабеля от беспрепятственного выхода из лубрикатора. К лубрикатору прилагаются: кабельный барабан, ёмкость для смазки с насосами, гидравлическое устройство и пульт управления. Они служат целенаправленному снабжению соответствующих компонентов лубрикатора гидравлической смазкой и смазкой для управления функциями.

Технические характеристики

герметизирующее устройство
	Соединение	Acme Quick Union Type B, O
		Whitworth
	Кабель	до 15/32″ 11,91mm
	Вес	21,43 kg
Смазочный впрыскиватель
	Кабель	все до 15/32″ 11,91mm
	Давление	до 10. 000 PSI/ 700 bar
	Среда	стандартная и кислотная
	Соединение	Acme Quick Union Type B, O
		Whitworth
Фиксатор кабельной головки
	Зажим
	Inch	1,00″, 1,187″, 1,375″, 1,750″, 2,313″
	Millimeter	25,4; 30,15; 34,92; 44,45; 58,75
	Давление	до 10.000 PSI/ 700bar
	Среда	стандартная и кислотная
	Соединение	Acme Quick Union Type B, O
		Whitworth
	Вес	49,48kg
Лёгкий лубрикатор
	Соединение	Acme Quick Union Type B, O
		Whitworth
	Среда	стандартная и кислотная
	Уплотнение	двойное уплотнение
	Вес	42 kg
Устройство экспресс-проверки
	Соединение	Acme Quick Union Type B, O
		Whitworth
	Среда	стандартная и кислотная
	Давление	до 10. 000 PSI/ 700bar
	Размер	до 2,5″/ 63,5mm bis 7″/ 177,8mm
	Боковой вывод	Соответствующий требованиям заказчика
Приборная ловушка
	Соединение	Acme Quick Union Type B, O
		Whitworth
	Управление	вручную и гидравлическое
	Внутренние габариты	совместимый с лубрикатором
	Давление	до 10.000 PSI/ 700bar
	Среда	стандартная и кислотная
BOP – Превентор
	Соединение	Acme Quick Union Type B, O
		Whitworth
	Размер	от 3,0625″/ 77,79mm до 7,0625″/ 179,39
	Гидравл. рабочее давление	3000 PSI/ 306,8 bar
	Защита	вручную
	Среда	стандартная и кислотная

Развертывание внутрискважинного гидравлического лубрикаторного клапана обеспечивает безопасную и эффективную стратегию перфорации и тестирования добычи – пример на месторождении высокодебитного газа Джамбаран, Индонезия | Ежегодная техническая конференция и выставка SPE

Skip Nav Destination

• Цитировать
  • Посмотреть эту цитату
  • Добавить в менеджер цитирования
• Делиться
  • MailTo
  • Твиттер
  • LinkedIn

• Получить разрешения

• Поиск по сайту

Citation

Рена, Рахмаван, Робб, Юэн, Маулана, Ибну, Батубара, Асвин, Юлия, Юлия и Вагианто Вагианто. «Развертывание забойного гидравлического лубрикаторного клапана обеспечивает безопасную и эффективную стратегию перфорации и тестирования добычи — пример на месторождении высокодебитного газа Джамбаран, Индонезия». Доклад, представленный на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Дубай, ОАЭ, сентябрь 2021 г. doi: https://doi.org/10.2118/206172-MS

Скачать файл цитаты:

• Рис (Зотеро)
• Менеджер ссылок
• EasyBib
• Подставки для книг
• Менделей
• Бумаги
• КонецПримечание
• РефВоркс
• Бибтекс

Расширенный поиск

В этом документе подробно описан первый в Индонезии глубоко посаженный гидравлический лубрикаторный клапан (DHLV). Это приложение было реализовано на месторождении Джамбаран на суше Центральной Явы в рамках национального стратегического проекта Джамбаран-Тиунг Биру (JTB). Джамбаран — крупное месторождение карбонатного газа, расположенное вблизи густонаселенных районов. Поскольку резервуар месторождения содержит значительные концентрации CO ₂ и H ₂ S, было важно спроектировать заканчивание таким образом, чтобы можно было безопасно перфорировать и испытывать скважины, не подвергая опасности окружающую территорию.

Для добычи в соответствии со стратегией управления резервуаром требовалось 800 футов дренажа секции резервуара. На начальных этапах рассматривались конструкции с несколькими заканчиваниями, которые включали в себя рассмотрение конструкции заканчивания в открытом стволе, нескольких спусков перфорации на кабеле и односпусковой системы ГНКТ в действующей скважине с обсаженным стволом. Односпусковая система развертывания ГНКТ без буровой установки была выбрана из соображений безопасности и эффективности. С глубокой посадкой DHLV в качестве основного барьера при контроле за скважинами после перфорации может быть достигнута существенная экономия ежедневных арендных затрат во время перфорационных операций.

Месторождение JTB было разработано путем бурения 5 новых скважин и 1 скважины с повторным входом в скважину. Конструкция заканчивания была одинаковой на всех 6 скважинах. Была использована двухступенчатая конструкция заканчивания, чтобы компенсировать нагрузку на насосно-компрессорную трубу в течение срока службы, она состояла из полированного приемного резервуара и узла эксплуатационного пакера в нижней части заканчивания. 2-й

-й этап заканчивания состоял из НКТ 7″ × 5-1/2″ с извлекаемым предохранительным клапаном НКТ (TRSV), DHLV, стационарным забойным манометром (PDHG) и узлом производственного уплотнения. Стратегическое размещение PDHG ниже DHLV позволило контролировать забойное давление во время закрытия без использования датчиков с памятью, подтверждающих, что DHLV является основным барьером во время извлечения пистолета. Узел производственного уплотнения был снова привязан к нижнему полированному гнезду, которое было установлено ранее.

DHLV с глубокой посадкой позволил оператору (i) безопасно управлять длинными пистолетами TCP общей длиной до 911 футов на скважину, чтобы перфорировать всю скважину за 1 проход, (ii) эффективно использовать пистолеты POOH с однократным сбросом (iii) эффективно инициировать фазу нагнетания давления путем перекрытия скважины с помощью DHLV, в отличие от наземного клапана, перед тем, как приступить к притоку скважины, и (iv) извлечение узлов пистолета без необходимости глушения скважины.

После завершения и испытания всех 6 скважин сразу же стали очевидны преимущества внедрения глубокопосаженного DHLV. Благодаря перфорации на депрессии, отказу от процесса глушения скважины и немедленному переходу к созданию давления путем закрытия DHLV, оператор сэкономил около 1,5 млн долларов США за всю кампанию безбурового заканчивания.

Ключевые слова:

intervención de pozos oileros, производственный контроль, завершение монтажа и эксплуатации, внутрискважинное вмешательство, буровые работы, испытание бурильной колонны/скважины, повышение производительности, газовое месторождение джамбаран, мониторинг производства, внутрискважинные работы

Предметы:

Буровые работы, Наблюдение и мониторинг за скважинами и резервуарами, Оценка пласта и управление, Перфорация, испытание бурильной колонны/скважины, Выбор комплектации и проектирование, Завершение установки и эксплуатации, Вмешательство в скважину, Комплектующее оборудование, Завершение операций

Вы можете получить доступ к этой статье, если купите или потратите загрузку.

У вас еще нет аккаунта? регистр

Просмотр ваших загрузок

Подводные запорные клапаны для заканчивания нефтяных скважин

Подводные запорные клапаны для заканчивания нефтяных скважин | Шлюмберже

Скважинный барьер для изоляции скважинных и пластовых флюидов при минимизации рисков

Удержание жидкостей во время операций заканчивания и капитального ремонта

Предотвращение повреждения пласта и минимизация затрат на капитальный ремонт с помощью изолирующих клапанов, которые защищают резервуары, обеспечивая надежный барьер внутри колонны заканчивания. Одновременно минимизируйте риски, изолируя пласт и удерживая пластовые флюиды, что повышает эффективность за счет возможности периодического бурения и операций заканчивания.

Широкий выбор опций для вашего применения

Выберите идеальные запорные клапаны, соответствующие вашим

• среды, включая глубоководные и подводные
• типов заканчивания, включая одно- или многозонное заканчивание и интеллектуальное заканчивание
• применений, включая контроль водоотдачи, заполнение гравием и ГРП, подвеску скважин, капитальный ремонт ЭЦН, перфорацию на депрессии и скважинные лубрикаторные клапаны.

 

Спусковые механизмы
	Без вмешательства
	Механический	Н 2	С	Линия управления
FORTRESS запорный клапан премиум-класса	Д	Д	Д
FIV-II запорный клапан пласта	Д	Д
MFIV-II запорный клапан с механическим управлением	Д
AFIV запорный клапан с кожухом, управляемый кольцевым пространством	Д	Д
SFIV-II Двунаправленный запорный клапан с поверхностным управлением				Д
TIVF запорный клапан с откидным уплотнением	Д	Д

Completion Types	FIV-II Valve	FORTRESS Valve	MFIV-II Valve	SFIV-II Valve	AFIV Valve
Completion Types  Intelligent completions	FIV-II  •	КРЕПОСТЬ  •	MFIV-II  •	SFIV-II  •	AFIV  •
Типы комплектации  Автономные экраны	FIV-II  •	КРЕПОСТЬ  •	MFIV-II  •	SFIV-II  •	AFIV
Типы заканчивания  Гравийный или гидроразрывной фильтр	FIV-II  •	КРЕПОСТЬ  •	MFIV-II  •	SFIV-II	AFIV
Типы заканчивания Многозонная гравийная набивка или набивка для гидроразрыва пласта	FIV-II  •	КРЕПОСТЬ  •	MFIV-II  •	SFIV-II	AFIV
Типы заканчивания Подвеска скважины	FIV-II  •	КРЕПОСТЬ  •	MFIV-II  •	SFIV-II  •	AFIV  •
Типы комплектации Смазка	FIV-II  •	КРЕПОСТЬ  •	MFIV-II  •	SFIV-II  •	AFIV
Типы заканчивания Капитальный ремонт ЭЦН	FIV-II	КРЕПОСТЬ  •	MFIV-II  •	SFIV-II  •	AFIV
Типы заканчивания Перфорация на депрессии	FIV-II  •	КРЕПОСТЬ  •	MFIV-II  •	SFIV-II  •	AFIV
Типы заканчивания Многосторонние	FIV-II  •	КРЕПОСТЬ  •	MFIV-II  •	SFIV-II	AFIV

Запорный клапан НКТ с клапанным уплотнением TIVF используется для автозаполнения НКТ, испытаний НКТ давлением и установки пакеров.

Сертификаты

API 19V и ISO 28781

ISO 28781 и API Spec 19V — это международные стандарты, устанавливающие требования к запорным запорным клапанам и сопутствующему оборудованию для использования в нефтяной и газовой промышленности. Подземные запорные клапаны служат средством изоляции пласта или создания барьера в трубе для облегчения проведения операций в скважине перед началом добычи или закачки. Барьерные клапаны также доступны для этапа постпроизводства или постинжекции.

Стандарты определяют

• функциональные характеристики
• требования к материалам изделия
• контроль качества, определяемый классами качества Q1 и Q2
• критерии проектирования
Проверка конструкции
• , определяемая квалификационными уровнями V1, V2 и V3
• изменения дизайна
Требования к документации
• — руководства по эксплуатации и идентификация продукта.

Уровень проверки	Тестовая среда	Скорость потока при
Класс валидации	Тестовая среда	Скорость потока при 200 psi через барьер	Скорость потока при Номинальное значение 50 %	Расход при Номинал 100 %
Уровень проверки V1	Тестовая среда Жидкость	Скорость потока При 10 мл/мин	Скорость потока При 5 мл/мин	Скорость потока При 5 мл/мин
Уровень проверки V1	Тестовая среда Газ	Скорость потока При 1 фут 3 /мин	Скорость потока При 0,5 фута 3 /мин	Скорость потока При 0,5 фута 3 /мин
Уровень проверки V2	Тестовая среда Жидкость	Скорость потока При 30 мл/мин	Скорость потока При 15 мл/мин	Скорость потока При 15 мл/мин
Уровень проверки V2	Тестовая среда Газ	Расход при, Расход при, Расход при Нет требований
Уровень проверки V3	Тестовая среда, расход при, расход при, расход при, расход при Определяемый поставщиком или производителем и успешный полевой опыт 20 аналогичных клапанов

	Барьер сверху	Барьер снизу	Барьер сверху и ниже
Запорные клапаны перед производством и перед впрыском	Барьер сверху Тип A	Барьер снизу Тип B	Барьер сверху и ниже Тип C
Барьерные клапаны постпроизводства и послевпрыска	Барьер сверху Тип АА	Барьер снизу Тип BB	Барьер сверху и ниже Тип CC

Предложения по скважинным изолирующим барьерным клапанам

[[/выбранные-параметры-элементы]]

[[/Метка большого пальца]]

[[ThumbTitle]]

[[#Подзаголовок большого пальца]]

[[Подзаголовок большого пальца]]

[[/ThumbSubtitle]]

[[Описание большого пальца]]

[[/большой палец]] [[/полученные результаты]]

Просмотреть все

Тематическое исследование Оператор увеличивает добычу нефти, экономит время и сокращает расходы на 422 000 долларов США на шельфе Индонезии

Проблемы, связанные с узким окном давления трещины к поровому давлению в неконсолидированном коллекторе, преодолеваются благодаря тщательному сотрудничеству, проектированию заканчивания, планированию и исполнению.