8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Лубрикатор на скважине


Лубрикатор скважинный ЛС65-35

Лубрикатор скважинный ЛС65-35.00.000

Устьевое оборудование

Лубрикатор скважинный ЛС65-35 предназначен для герметизации устья скважины при спуске в нее глубинных приборов или инструментов на проволоке или кабеле в ходе геофизических исследований.

Лубрикатор представляет из себя трубу (приемную камеру) необходимой длины с герметизирующим устройством из нескольких рядов сальников, краном для вытравливания давления и фланцем для крепления на фонтанной арматуре. Спуск приборов осуществляется на проволоке канатной или геофизическом кабеле. В лубрикаторе используется двухступенчатое сальниковое уплотнение с возможностью замены рабочего сальника под давлением. Имеется устройство для контроля давления и слива продукта.

Лубрикатор устанавливается на устьевой арматуре. В него вводится глубинный прибор или инструмент, соединенный канатной проволокой с лебедкой исследовательской, и производится герметизация входа в лубрикатор путем ввинчивания в корпус лубрикатора стакана, втулки и плунжера, при этом производится закладка сальниковой набивки в нижнюю и верхнюю полости.

Климатическое исполнение - УХЛ, ХЛ, категория размещения при эксплуатации по ГОСТ 15150-69.

Рабочее давление, МПа:

21 35 70

Комплектация Лубрикатора ЛС65-35:

  1. Сальниковое устройство СУ-01-35
  2. Ролик верхний
  3. Ролик нижний
  4. Фланец
  5. Камера приемная
  6. Манометр устьевой с разделителем средств
  7. Кран манометрический
  8. Паспорт и руководство

Отличительные особенности:

  • Верхний и нижний ролики лубрикатор имеют два подшипника
  • Усиленный кронштейн верхнего ролика
  • Шарнирное крепление к фланцу на нижнем ролике
  • Ролики лубрикатора имеют две опоры
  • Исполнение сальниковой головки СУ: однокамерное или двухкамерное
  • Лубрикатор может быть изготовлен с электрообогревом для применения в составе устройств по депарафинизации скважин

Чертеж лубрикатора ЛС65-35.00.000:

Исполнение лубрикатора:

  • Коррозионностойкое К1

    Лубрикатор для работы в скважинной среде с температурой не выше 150° С и содержанием СО2 до 6%. Максимальное рабочее давление: 70 МПа.

  • Коррозионностойкое K2

    Лубрикатор для работы в скважинной среде с температурой не выше 150° С и содержанием СО2 и H2S до 6% каждого. Максимальное рабочее давление: 70 МПа.

  • Коррозионностойкое K3

    Лубрикатор предназначен для работы в скважинной среде с температурой не выше 150° С и содержанием СО2 и H2S до 25%. Максимальное рабочее давление: 70 МПа.

Лубрикатор ЛС65-35.00.000:

ecolite-st.ru

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.

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:

  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.

rosprombur.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.

 

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.

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.

findpatent.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

Лубрикатор в нефтяной промышленности - Морской флот

ЛУБРИКАТОР в нефтегазодобыче (от латинского lubriсо — делаю гладким, скользким * а. lubricator; н. Lubrikator, Druckschleuse; ф. lubrificateur; и. lubricador) — герметизирующее устройство, используемое при спуске (подъёме) глубинных приборов в скважину с избыточным устьевым давлением (от 0,5 до 60 МПа).

Представляет цилиндр (диаметром 0,05 или 0,062 м), нижняя часть которого соединяется с фонтанной арматурой скважины; в верхней части располагается сальник, обеспечивающий герметизацию при прохождении проволоки или кабеля с глубинными приборами через лубрикатор.

Различают лубрикаторы для спуска глубинных приборов с местной или дистанционной регистрацией измеряемых параметров (спуск осуществляется соответственно на проволоке диаметром 1,6-2,5 мм или на бронированном одно- или трёхжильном кабеле диаметром 2,8-9 мм).

Размеры лубрикатора выбираются исходя из конструкции фонтанной арматуры и спускаемого прибора, а также устьевого давления скважины.


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.

Предельные значения температуры:
окружающего воздуха: от плюс 40 °С до минус 40 °С
скважинной жидкости: не более плюс 100 °С

Назначение Герметизация устья скважины в процессе бурения, капитального ремонта скважин и регулирования режима работы скважины в процессе её эксплуатации

Поставка от производителя

Гарантия качества от 12 месяцев

Доставка по РФ и странам СНГ

Лебедки (СПА)

Лебедка исследовательская ЛИС-1

Лебедка геофизическая ЛСГ-10

Лебедка каротажная ЛГК-5

Лебедка морская ЛМК

Система контроля каротажа СК-СПО-1

Устьевое оборудование

Лубрикатор скважинный ЛС65-35

Лубрикатор скважинный 70 МПа

Превентор плашечный ПГ-35

Сальниковая головка СУ-01

Очиститель сальниковый СУ-73

Ловитель устьевой ЛУ-73

Контейнер жидкостный КЖО-4

Скважинное оборудование
Пробоотборники

Контейнер для приборов КАП-73-2

Пробоотборник глубинный ПГП-35

Пробоотборник устьевой КЖО-4

Ловильный инструмент

Ловитель устьевой ЛУ-73

Ловитель устьевой ЛУ-01

Ловитель цанговый ЛЦ-73

Ерш ловильный ЛЕ-01

Скребки скважинные

Скребок режущий СДР-2-С

Скребок режущий СДР-4-С

Скребок лезвийный СДЛ-2-С

Скребок фрезовый СДФ-2-С

Скребок режущий фрезовый СДРФ-3-С

Скребок лезвийный режущий СДЛР-3-С

Скребок лезвийный фрезовый СДЛФ-2-С

Скребок пробойник СП-73

Ловитель скребка ЛС-01

Депарафинизация скажин

Установка депарафинизации УДС-1А

Манометры устьевые

Манометр устьевой АЦМ-6У

Манометр устьевой индикатор АЦМ-6УИ

Манометр устьевой радиоканал АЦМ-6УР

Манометр устьевой АЦМ-6УИР

Манометры глубинные

Манометр глубинный АМТВ-6-20

Манометр глубинный АМТВ-6-25

Манометр глубинный АМТВ-6-30

Манометр глубинный АМТВ-6-30 (К2)

Лубрикатор скважинный ЛС65-35 предназначен для герметизации устья скважины при спуске в нее глубинных приборов или инструментов на проволоке или кабеле в ходе геофизических исследований.

Лубрикатор представляет из себя трубу (приемную камеру) необходимой длины с герметизирующим устройством из нескольких рядов сальников, краном для вытравливания давления и фланцем для крепления на фонтанной арматуре. Спуск приборов осуществляется на проволоке канатной или геофизическом кабеле. В лубрикаторе используется двухступенчатое сальниковое уплотнение с возможностью замены рабочего сальника под давлением. Имеется устройство для контроля давления и слива продукта.

Лубрикатор устанавливается на устьевой арматуре. В него вводится глубинный прибор или инструмент, соединенный канатной проволокой с лебедкой исследовательской, и производится герметизация входа в лубрикатор путем ввинчивания в корпус лубрикатора стакана, втулки и плунжера, при этом производится закладка сальниковой набивки в нижнюю и верхнюю полости.

Рабочее давление, МПа
Исполнение
Комплектация Лубрикатора
  1. Сальниковая головка СУ с набивкой
  2. Ролик верхний
  3. Ролик нижний
  4. Фланец
  5. Камера приемная
  6. Манометр устьевой
  7. Кран манометрический
  8. Паспорт
Технические особенности
  • Верхний и нижний ролики лубрикатор имеют два подшипника
  • Усиленный кронштейн верхнего ролика
  • Шарнирное крепление к фланцу на нижнем ролике
  • Ролики лубрикатора имеют две опоры
  • Исполнение сальниковой головки СУ: однокамерное или двухкамерное
  • Лубрикатор может быть изготовлен с электрообогревом для применения в составе устройств по депарафинизации скважин

МаркировкаИсполнениеDн, ммPн, МПаМасса, кг
ЛС80-35Общепромышленное СТ-1803575
ЛС80-21Общепромышленное СТ-1802175
ЛС65-70Общепромышленное СТ-1657065
ЛС65-35Общепромышленное СТ-1653560
ЛС65-21Общепромышленное СТ-1652160
ЛС-К2-65-35Коррозионностойкое K2653575
ЛС-К3-65-35Коррозионностойкое K3657075

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.

Исполнение Лубрикатора

Общепромышленное СТ-1

Лубрикатор предназначен для среды, не содержащей коррозионные элементы

Коррозионностойкое K2

Лубрикатор для работы в скважинной среде с температурой не выше 150° С и содержанием СО2 и H2S до 6%.

Коррозионностойкое K3

Лубрикатор предназначен для работы в скважинной среде с температурой не выше 150° С и содержанием СО2 и H2S до 25%.

Оборудование 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.

Нефтепромысловое оборудование

Лебедка ЛИС-1

Лебедка для спускоподъемных операций на проволоке в ходе проведения исследований

Контейнер скважинный

Мандрель для крепления и удержания преобразователей в составе компоновки НКТ

Система контроля СПО

Система контроля параметров глубины, скорости спуска и силы натяжения проволоки

Автооотцеп УПГП-73

Устройство для подвеса глубинных приборов в колонне НКТ-73 (89)

Ловитель устьевой ЛУ-73

Ловильный инструмент для захвата глубинных приборов или скребков в ходе СПО

Превентор ручной ПГ-35

Противовыбросное оборудование для герметизации устья скважины

Партнерам
Адрес

Главный офис Республика Татарстан,
г. Набережные Челны,
пр. Х. Туфана 12, офис 1906

Производство: Республика Татарстан,
г. Набережные Челны,
Промкомзона

Телефоны

Офис: +7 (8552) 36-05-03
+7 (8552) 59-29-99
+7 (963) 122-34-98
in[email protected]

Производство: +7 (960) 071-94-18
+7 (917) 293-25-62
[email protected]

Отдел снабждения: [email protected]

Группа компаний "ЭКОЛАЙТ". Собственное производство с 2007 года.

morflot.su

Лубрикатор скважинный ЛС65-70 (70 МПа)

Лубрикатор скважинный ЛС65-70.00.000

Устьевое оборудование

Лубрикатор скважинный ЛС65-70 предназначен для герметизации устья скважины с рабочим давлением не более 70 МПа при спуске в нее глубинных приборов или инструментов на проволоке или кабеле в ходе геофизических исследований.

Лубрикатор ЛС65-70 представляет из себя трубу (приемную камеру) необходимой длины с герметизирующим устройством из нескольких рядов сальников, краном для вытравливания давления и фланцем для крепления на фонтанной арматуре. Спуск приборов осуществляется на проволоке канатной или геофизическом кабеле. В лубрикаторе используется двухступенчатое сальниковое уплотнение с возможностью замены рабочего сальника под давлением. Имеется устройство для контроля давления и слива продукта.

Лубрикатор устанавливается на устьевой арматуре. В него вводится глубинный прибор или инструмент, соединенный канатной проволокой с лебедкой исследовательской, и производится герметизация входа в лубрикатор путем ввинчивания в корпус лубрикатора стакана, втулки и плунжера, при этом производится закладка сальниковой набивки в нижнюю и верхнюю полости.

Климатическое исполнение - УХЛ, ХЛ, категория размещения при эксплуатации по ГОСТ 15150-69.

Рабочее давление, МПа:

21 35 70

Комплектация Лубрикатора ЛС65-70:

  1. Сальниковое устройство СУ-02
  2. Ролик усиленный верхний
  3. Ролик усиленный нижний
  4. Фланец
  5. Камера приемная
  6. Манометр устьевой с разделителем средств
  7. Кран манометрический
  8. Паспорт и руководство

Отличительные особенности:

  • Усиленный кронштейн верхнего и нижнего роликов
  • Шарнирное крепление к фланцу на нижнем ролике
  • Двухкамерное исполнение сальниковой головки

Чертеж лубрикатора ЛС65-70.00.000:

Исполнение лубрикатора:

  • Коррозионностойкое К1

    Лубрикатор для работы в скважинной среде с температурой не выше 150° С и содержанием СО2 до 6%. Максимальное рабочее давление: 70 МПа.

  • Коррозионностойкое K2

    Лубрикатор для работы в скважинной среде с температурой не выше 150° С и содержанием СО2 и H2S до 6% каждого. Максимальное рабочее давление: 70 МПа.

  • Коррозионностойкое K3

    Лубрикатор предназначен для работы в скважинной среде с температурой не выше 150° С и содержанием СО2 и H2S до 25%. Максимальное рабочее давление: 70 МПа.

Лубрикатор устьевой ЛС65-70:

ecolite-st.ru

Лубрикатор для исследования скважин

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.

edrid.ru

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.

findpatent.ru

Скважинный лубрикатор

 

Использование: в промысловой геофизике при проведении геофизических исследований в скважинах под давлением. Сущность изобретения: сопло 5 установлено в области конического сужения корпуса 4, направлено к забою скважины и посредством отводного и напорного шлангов 6 через насос 7 сообщено с внутренней полостью эксплуатационной колонны 2. Уровень жидкости в корпусе 1 контролируется уровнемером 8. 1 з. п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к промысловой геофизике, в частности к проведению геофизических исследований в скважинах под давлением.

Известна конструкция лубрикатора, в которой используется механический способ герметизации движущегося геофизического бронированного кабеля, т. е. контактный способ уплотнения. Контактный уплотнитель представляет собой сальниковое устройство, обжимающее кабель [1] . Данное устройство отличается простотой конструкции, но не обеспечивает геофизических исследований при высоких давлениях. Это связано с тем, что контактные уплотнители не обеспечивают полной герметизации, резиновые элементы их быстро истираются и выходят из строя, в связи с чем возникает необходимость непрерывного поджатия сальника, либо его замены. Это в свою очередь приводит к увеличению простоя и задалживания скважины. Таким образом, низкая надежность конструкции лубрикатора приводит к снижению производительности исследований. Известен лубрикатор для исследования скважин, содержащий корпус с фланцем, узел герметизации троса с накидной гайкой с коническим наконечником, узел подачи масла и систему роликов для пропуска кабеля в скважину [2] . Данный лубрикатор облегчает спуск прибора в скважину с высоким устьевым давлением. Однако его конструкция не обеспечивает надежность герметизации троса, т. к. его сальниковый уплотнитель быстро истирается за счет больших сил трения, действующих на трос. Кроме того, конструкция его довольно сложная, состоит из большого числа составных элементов. Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому устройству является лубрикаторное оборудование Л-210, в состав которого входят лубрикатор, выполненный в виде шлюзового отсека, контактного уплотнителя и проталкивателя кабеля, и станция управления с насосом и системой напорных и отводных шлангов [3] . Устройство взято за прототип. Конструкция контактного уплотнителя представленного лубрикатора обеспечивает применение снижения давления за счет дросселирования с эффектом создания противодавления в уплотнителе методом прокачки вязкой жидкости в кольцевой зазор между кабелем и стенками трубки уплотнителя. Закачка вязкой жидкости производится насосом, обеспечивающим давление, превышающее давление на устье скважины, создавая тем самым гидравлический затвор. Конструкция данного уплотнителя позволяет производить геофизические работы в скважинах с высоким давлением. Ее достоинством является отсутствие больших сил трения, простота в эксплуатации. Она не требует регулировки в процессе работы. К недостаткам данного устройства относится сложность конструкции как уплотнительного узла, так и всего устройства в целом, обусловленная большим количеством составных элементов. Кроме того проталкивание кабеля сквозь уплотнитель посредством системы роликов снижает надежность работы устройства в процессе эксплуатации. Это объясняется истиранием сальника, приводящим к аварийной ситуации - разгерметизации скважины и изливу скважинной жидкости. К недостаткам относится также то, что работоспособность лубрикатора обеспечивается только при большом весе прибора, необходимом для преодоления выталкивающей силы, действующей на кабель и препятствующей его спуску в скважину. Для преодоления выталкивающей силы, действующей на кабель и препятствующей его спуску в скважину, необходимо применять специальные грузы, подвешиваемые к прибору или под ним. Это приводит в свою очередь к увеличению габаритных размеров лубрикатора, а также к увеличению времени монтажа-демонтажа оборудования, т. е. снижает производительность труда и увеличивает затраты времени и материальных средств на задалживание исследования скважины. Задачей изобретения является повышение надежности и упрощение конструкции лубрикатора. Поставленная задача достигается тем, что скважинный лубрикатор, содержащий корпус, насос, отводной и напорный шланги, снабжен соплом, а корпус выполнен с коническим сужением, при этом сопло установлено в области конического сужения корпуса с возможностью сообщения посредством отводного и напорного шлангов через насос с внутренней полостью эксплуатационной колонны скважины и направлено к забою скважины. Кроме того, он снабжен уровнемером, размещенным в корпусе над соплом и электрически связанным с насосом. Предлагаемое изобретение значительно упрощает конструкцию лубрикатора, уменьшает количество составных элементов, обеспечивает герметизацию устья скважины и спуск кабеля через лубрикатор без помощи взаимодействующих и трущихся деталей (системы роликов и сальника). Наличие в изобретении сопла, установленного в области конического сужения корпуса с возможностью сообщения через насос с внутренней полостью эксплуатационной колонны скважины позволяет исключить излив скважинной жидкости на поверхность. Скорость истечения жидкости через сопло регулируется насосом, а уровень жидкости, устанавливаемой в корпусе, контролируется уровнемером. На чертеже представлен скважинный лубрикатор. Лубрикатор содержит корпус 1, закрепленный на эксплуатационной колонне 2 с магистральным трубопроводом 3. Нижняя часть корпуса 1 имеет коническое сужение корпуса 4. В области конического сужения 4 установлено сопло 5, которое посредством напорного и отводного шлангов (обводного трубопровода) 6 через насос 7 сообщается с внутренней полостью эксплуатационной колонны 2. В корпусе 1 установлен уровнемер 8 для измерения уровня жидкости в лубрикаторе в процессе работы устройства. Каротажный кабель 9 со скважинным прибором (на фиг. не показан). проходит внутри корпуса 1 по зазору между стенкой корпуса 1 и соплом 5 во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 2. Устройство работает следующим образом. В эксплуатационной колонне имеется избыточное давление жидкости, закачиваемой в скважину при исследовании нагнетательной скважины (либо изливаемой жидкости - в случае фонтанирующей скважины). При закреплении лубрикатора на эксплуатационной колонне 2 и при подсоединении к нему обводного трубопровода 6 происходит под воздействием избыточного давления излив жидкости из эксплуатационной колонны 2 в корпус 1. Уровень жидкости в корпусе лубрикатора фиксируется уровнемером 8. При достижении определенного уровня жидкости по сигналу уровнемера 8 включают насос 7. С помощью насоса 7 жидкость из эксплуатационной колонны 2 перекачивается по обводному трубопроводу 6 до излива через сопло 5 обратно в эксплуатационную колонну. Излив жидкости через сопло 5 производится посредством насоса со скоростью, обеспечивающей противодавление скважинной жидкости в эксплуатационной колонне. В корпусе 1 лубрикатора устанавливается определенный уровень жидкости, контролируемый уровнемером 8. Путем изменения производительности насоса 7 добиваются снижения (повышения) уровня жидкости, либо сохранения поверхности жидкости на одном уровне в зависимости от режима проводимых геофизических исследований прибором, спускаемым в скважину на кабеле 9. Таким образом, образующийся в процессе работы лубрикатора гидрозатвор обеспечивает необходимую герметизацию устья скважины. При этом исключается необходимость применения сальника или ему подобных деталей, что значительно упрощает сборку лубрикатора, его эксплуатацию, повышает надежность лубрикатора и его долговечность. Простота и надежность конструкции предлагаемого лубрикатора обеспечивает его эффективное использование на скважинах, а также высокую производительность труда, защиту от аварийного излива скважинной жидкости на поверхность. Кроме того, отсутствие проталкивателя кабеля и сальника обеспечивает свободный спуск кабеля через лубрикатор под воздействием силы тяжести геофизического прибора. Следовательно, исключается необходимость применения дополнительного груза, что снижает себестоимость изготовления лубрикатора, а также проведения геофизических исследований. (56) Авторское свидетельство СССР N 909142, кл. Е 21 В 47/00, 1980. Моисеев В. Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважины. - М. : Недра, 1990, с. 127-132.

Формула изобретения

1. СКВАЖИННЫЙ ЛУБРИКАТОР, содержащий корпус, насос и отводной и напорные шланги, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности и упрощения конструкции, он снабжен соплом, а корпус выполнен с коническим сужением, при этом сопло установлено в области конического сужения корпуса с возможностью сообщения посредством отводного и напорного шлангов через насос с внутренней полостью эксплуатационной колонны скважины и направлено к забою скважины. 2. Лубрикатор по п. 1, отличающийся тем, что он снабжен уровнемером, размещенным в корпусе над соплом и электрически связанным с насосом.

РИСУНКИ

Рисунок 1

findpatent.ru

Лубрикатор устьевой. ООО «Уралнефтемаш»

Лубрикатор устьевой ЛУ-65(80,100) x 21(35,70)

Лубрикатор устьевой предназначен для герметизации устья скважины при спуске в неё глубинного прибора или оборудования при проведении исследования эксплуатируемых слоев.

Лубрикатор устанавливается на верхний фланец фонтанной елки. Фланец лубрикатора уплотняется металлической прокладкой восьмигранного сечения, входящей в комплект монтажных частей.

В зависимости от вида работ, лубрикатор собирается в разных исполнениях для разных климатических районов. Кроме лубрикатора с двумя роликами, также возможна сборка с одним роликом, либо вообще без них; с пробоотборным вентилем.

Стандарты и сертификаты

  • Лубрикатор устьевой предназначен для работы в условиях умеренного и холодного макроклиматических районов (I2-II5) по ГОСТ 16350–80.
  • Климатическое исполнение лубрикатора: УХЛ, ХЛ.
  • Категория размещения: I по ГОСТ 15150–69.
  • Температура окружающего воздуха: от -60°С до +40°С.
  • Сертификат соответствия: № С-РТЭ.002.ТУ.00273.
  • Срок действия: по 15.02.2020 г.

Габаритная схема

  1. Стойка
  2. Головка
  3. Фланец
  4. Гайка
  5. Ролик
  6. Палец
  7. Крышка
  8. Полухомут
  9. Стойка
  10. Корпус

* Комплектность и ЗИП по согласованию с покупателем.

 

Наименование параметров Значение параметров
Рабочее давление, МПа 14, 21, 35 21, 35 21, 35
Условный проход
присоединительного фланца, мм
Ø65 Ø80 Ø100
Присоединительная резьба, ГОСТ 633–80 НКТ 73 НКТ 89 НКТ 114
Габаритные размеры, ммДлина — L, мм 562
Ширина — В, мм 120 142
Высота — Н, мм 2420
Масса, кг, не более 55 70 95

www.uralneftemash.ru

Лубрикатор для исследования нефтяных и газовых скважин с высоким избыточным давлением на устье

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами на кабеле или проволоке. Сущность изобретения - повышение эффективности работы лубрикатора за счет увеличения герметизирующей способности уплотнительного устройства, уменьшения его веса и габаритов и упрощения управления устройством. Это достигается тем, что уплотнительное устройство лубрикатора включает узел контактной герметизации каротажного кабеля, содержащий нижний и верхний контактные уплотнители, нажимную втулку, нижний и верхний поршни, размещенные в общем гидроцилиндре, причем нажимная втулка снабжена хвостовиком, на котором установлены нижний и верхний поршни с возможностью перемещения в противоположные стороны, взаимодействующие со своими контактными уплотнителями при подаче в гидроцилиндр управляющего давления. За счет использования одного гидроцилиндра и одной гидролинии существенно снижаются габаритные размеры и масса уплотнительного устройства и упрощается управление устройством. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами и инструментами на гибком элементе - каротажном кабеле или скребковой проволоке.

Известен лубрикатор, содержащий уплотнительное устройство для герметизации каротажного кабеля, включающее корпус с размещенными в нем контактным уплотнителем и нажимной втулкой, взаимодействующей с подпружиненным поршнем, установленным в гидроцилиндре, закрепленном на этом корпусе (Ю.В.Зайцев и др. «Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением». М.: Недра, 1982 г. Стр.167-168), Такое устройство обеспечивает возможность дистанционного управления работой уплотнителя за счет подачи давления рабочей жидкости в полость гидроцилиндра.

Недостатком данного устройства является ограниченная длина контактного уплотнителя, что при высоком избыточном давлении на устье скважины резко снижает его уплотнительную способность. Увеличить длину контактного уплотнителя в рассматриваемой конструкции не представляется возможным, т.к. контактный уплотнитель с увеличенной длиной при его сжатии заклинивается между корпусом и каротажный кабелем и не обеспечивает равномерной передачи усилия на весь объем уплотняющего элемента уплотнителя.

Известен также лубрикатор, состоящий из превентора, приемной камеры и устройства для герметизации каротажного кабеля, включающего размещенные в корпусе устройства нижний и верхний контактные уплотнители, нажимные втулки, нижний поршень, установленный в гидроцилиндре, и верхний поршень, установленный в другом гидроцилиндре, взаимодействующие с соответствующими контактными уплотнителями. Поршни управляются гидравлическими источниками высокого давления через гидравлические линии. Нижний поршень своей большей площадью находится под воздействием скважинного давления и используется главным образом для обтирки каротажного кабеля от скважинного флюида (Wireline Equipment Catalog 2003 Elmar Copyright Varco International Inc, 2002 стр.39/4).

Такое устройство лучше герметизирует кабель при работе в скважинах с высоким устьевым давлением, чем ранее описанное, так как оно обеспечивает герметизацию каротажного кабеля верхним и нижним контактными уплотнителями.

Недостатком данного устройства является то, что верхний и нижний поршни установлены в двух отдельных гидроцилиндрах, управляемых двумя гидравлическими линиями из-за чего устройство имеет значительно большие габариты и массу по сравнению с ранее описанным и достаточно сложно в управлении. Кроме того, рабочая площадь нижнего поршня, на которую воздействует управляющее давление, существенно меньше, чем площадь поршня, которая находится под воздействием скважинного давления, в связи с чем не обеспечивается создания необходимого герметизирующего усилия контактного уплотнения каротажного кабеля в широком диапазоне давлений скважинного флюида. При такой компоновке устройства нижний поршень используется главным образом для обтирки кабеля от скважинного флюида.

Указанные факторы усложняют эксплуатацию описанного устройства и снижают эффективность работы лубрикатора.

Сущностью изобретения является повышение эффективности работы лубрикатора за счет увеличения герметизирующей способности уплотнительного устройства, снижения габаритных размеров и массы, а также упрощения управления этим устройством.

Это достигается тем, что уплотнительное устройство для контактной герметизации гибкого элемента (каротажного кабеля или скребковой проволоки) лубрикатора выполняется в виде узла, содержащего нижний и верхний контактные уплотнители, нажимную втулку, нижний и верхний поршни, размещенные в общем гидроцилиндре, причем нажимная втулка снабжена хвостовиком, на котором установлены нижний и верхний поршни, взаимодействующие со своими контактными уплотнителями. При подаче в гидроцилиндр управляющего давления поршни перемещаются в противоположные стороны под воздействием перепада давления между управляющим давлением и атмосферной средой.

Такое выполнение уплотнительного устройства обеспечивает герметизацию гибкого элемента одновременно двумя контактными уплотнителями при помощи одной гидравлической линии управления и одного гидравлического источника высокого давления.

Использование предлагаемого технического решения позволяет существенно повысить степень герметизации гибкого элемента, снизить габаритные размеры и массу уплотнительного устройства, упростить управление этим устройством.

Изобретение было реализовано и испытано для исследования газовых и нефтяных скважин на рабочее давление 70 МПа.

На фигуре представлена схема уплотнительного устройства лубрикатора в разрезе.

Уплотнительное устройство состоит из корпуса 1, в котором установлены нижний контактный уплотнитель 2 и верхний контактный уплотнитель 3, а также нажимная втулка 4 с хвостовиком 5. На хвостовике 5 установлен нижний поршень 6, размещенный в полости гидроцилиндра 7. На хвостовике 5 также установлен верхний поршень 8, который взаимодействует с толкателем 9 и через него с контактным уплотнителем 3. Контактный уплотнитель 3 в верхней части упирается в гидроцилиндр 7. Нажимная втулка 4 через толкатель 10 упирается в нижний контактный уплотнитель 2. Гидроцилиндр 7 закреплен на корпусе 1 при помощи накидной гайки 11. Полость гидроцилиндра 7 над поршнем 6 и под поршнем 8 сообщается через гидравлические линии с управляющим гидравлическим источником высокого давления (не показаны) через штуцер 12. Полости гидроцилиндра 7 под поршнем 6 и над поршнем 8 сообщаются с атмосферой соответственно через отверстия 13 и 14. Между контактными уплотнителями 2 и 3 установлен штуцер 15. Вдоль центральной оси устройства имеется сквозной канал 16, который сообщается со штуцером 15. В нижней части корпуса 1 установлена накидная гайка 17, соединяющая уплотнительное устройство с приемной камерой лубрикатора или дополнительными секциями уплотнителя. Через сквозной канал 16 проходит гибкий элемент 18.

Работа уплотнительного устройства заключается в следующем. Устройство закрепляется к приемной камере лубрикатора в его верхней части при помощи накидной гайки 17. Гибкий элемент 18 предварительно пропускается через канал 16 и соединяется с головкой для крепления геофизического прибора, который затем устанавливается в приемную камеру лубрикатора (не показаны). После этого лубрикатор с подсоединенными гидравлическими линиями монтируется на фонтанной арматуре скважины, штуцер 12 подсоединяется к гидравлическому источнику высокого давления, к штуцеру 15 присоединяется линия для отвода скважинного флюида и в приемной камере лубрикатора устанавливается давление, равное скважинному.

В процессе спуска прибора в скважину или его подъема, то есть при движении гибкого элемента через узел контактного уплотнения, в штуцер 12 подается рабочая жидкость, которая создает давление в гидроцилиндре 7 над поршнем 6 и под поршнем 8. При этом на поршни начинает действовать перепад давления между давлением рабочей жидкости и атмосферным давлением. Это происходит за счет сообщения с атмосферой соответственно пространства гидроцилиндра 7 под поршнем 6 через отверстие 13 и пространства гидроцилиндра 7 над поршнем 8 через отверстие 14. За счет перепада давления поршень 6 вместе с нажимной втулкой 4, перемещаясь вниз, воздействует через толкатель 10 на контактный уплотнитель 2, который зафиксирован от перемещения в корпусе 1. Поршень 8, перемещаясь вверх по хвостовику 5 нажимной втулки 4, через толкатель 9 воздействует на контактный уплотнитель 3, ограниченный от перемещения верхней частью гидроцилиндра 7. Воздействие поршней 6 и 8 на контактные уплотнители 2 и 3 вызывает деформацию последних. Контактные уплотнители 2 и 3 при этом уменьшают зазор между гибким элементом 18 и их внутреннем каналом, обеспечивая герметизацию гибкого элемента и его обтирку от скважинного флюида, который отводится через штуцер 15.

Взаимодействие контактных уплотнителей 2 и 3 с гибким элементом позволяет получить его надежную герметизацию в уплотнительном устройстве лубрикатора при высоком избыточном давлении на устье скважины.

При сбрасывании управляющего давления поршни 6 и 8 возвращаются в исходное положение за счет упругости контактных уплотнителей 2 и 3, которые освобождаются от взаимодействия с гибким элементом 18.

Технический результат от использования изобретения выражается в существенно возрастающей герметизирующей способности уплотнительного устройства, обеспечивающей исключение утечек скважинного флюида при работе лубрикатора на скважинах с высоким избыточном давлении на устье. Одновременно, за счет использования одного гидроцилиндра и одной гидролинии существенно снижаются габаритные размеры и масса устройства и упрощается управление устройством.

Повышение герметизирующей способности лубрикатора очень актуально при современных резко возрастающих требованиях к защите окружающей среды на фоне увеличения объемов разработки нефтяных и газовых месторождений с высоким содержанием агрессивных компонентов: сероводорода, сернистого ангидрида и углекислоты.

Лубрикатор для исследования нефтяных и газовых скважин с высоким избыточным давлением на устье, состоящий из превентора, приемной камеры и уплотнительного устройства с узлом контактной герметизации гибкого элемента, содержащим нижний и верхний контактные уплотнители, нажимную втулку, нижний и верхний поршни, размещенные в гидроцилиндре и взаимодействующие со своими контактными уплотнителями, отличающийся тем, что нажимная втулка снабжена хвостовиком, на котором установлены нижний и верхний поршни, причем нижний и верхний поршни размещены в общем гидроцилиндре с возможностью перемещения в противоположные стороны при подаче в гидроцилиндр управляющего давления.

findpatent.ru


Смотрите также