Лубрикатор что это такое в нефтянке


Лубрикатор для исследования нефтяных и газовых 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 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

Устьевой лубрикатор для исследования скважин

< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

Перейти к загрузке файла

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.

Требования к маркировке, упаковке и транспортировке

После заводских испытаний, для обеспечения транспортировки любым видом транспорта, лубрикаторное оборудование должно быть демонтировано на отдельные узлы минимального объема. На лубрикаторном оборудовании должны быть установлены заводские таблички из коррозионностойкого материала, на которых должны быть указаны:

- товарный знак завода-изготовителя;

- заводской номер и дата изготовления;

- обозначение типа оборудования;

- основные характеристики;

- масса.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Сальниковое устройство

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

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

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

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

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

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

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

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

Уплотнительные элементы 4 изготавливаются из резиновых или резинотканевых пластин толщиной 6 - 10 мм.

Наружный и внутренний диаметр уплотнительных элементов выполняется так, чтобы обеспечить их предварительный натяг при установке в гнезда камер и кабель в пределах 0,3 - 0,5 мм.

Двухкамерное сальниковое устройство отличается от трехкамерного лишь отсутствием нижней камеры.

В процессе работы по мере износа уплотнительных элементов и появления повышенной течи через дренажный шланг производится подкручивание камер по резьбе.

При этом уплотнительные элементы, деформируясь, устраняют появившиеся зазоры между ними и кабелем, и течь уменьшается.

Если в процессе работы скважинная жидкость начинает выбрасываться наружу через уплотнительные элементы верхней камеры, то это свидетельствует о том, что либо чрезмерно изношены уплотнительные элементы, либо закупорены дренажные каналы или шланг.

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

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

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

Устьевое оборудование

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

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

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

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

Щеки ролика осью 4 шарнирно соединены с пятой 5 и упираются в ограничитель 6, который препятствует падению щек с роликом в нижнее положение.

В качестве ролика обычно используется мерный ролик блок-баланса, применяемого при геофизических исследованиях скважин.

Стандартные мерные ролики изготавливаются так, что за один оборот по его желобу проходит два метра бронированного кабеля.

Для облегчения веса нижнего ролика при растеплении скважин взамен мерного ролика иногда устанавливают ролик меньшего диаметра, равного диаметру верхнего.

На скважине нижний ролик крепится, в зависимости от типа фонтанной арматуры, к одному из ее фланцев: либо на нижний фланец планшайбы, либо на нижний фланец крестовины.

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

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

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

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

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

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

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

Page 2

В процессе эксплуатации фонтанных скважин периодически возникает необходимость проводить исследования эксплуатирующихся пластов с целью определения пластовых давлений, температур и других характеристик пласта.

Исследования проводят глубинными манометрами, термометрами и другими приборами. Лубрикатором герметизируют устье скважины при спуске в нее глубинного прибора.

При исследовании скважин часто необходимо устанавливать над фонтанной елкой лубрикатор для спуска того или иного прибора. Для этой цели в тройниковой и крестовой арматуре предусмотрено верхнее стволовое запорное устройство.

Лубрикатор (в соответствии с рисунком 1.20). представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы 6 соответствующей длины, устанавливаемый на фланце буферной задвижки 10, и включающий в себя ролик 1, закрепленный на кронштейне 2. Кронштейн крепится на трубе 6. В верхней части имеется сальниковый узел 4 и сальниковая крышка 5, наворачиваемая на трубу 6. Внутрь лубрикатора вводится глубинный прибор 7, спускаемый в скважину на проволоке 3. В нижней части лубрикатора имеется отвод со сливным краном 9. Давление внутри лубрикатора (устьевое давление Р) фиксируется манометром 8. Перед установкой лубрикатора закрывается буферная задвижка 10, а продукция скважины эвакуируется в выкидные манифольды с задвижками 11. Центральная задвижка 12 открыта. После установки лубрикатора на фланце буферной задвижки и введения в него глубинного прибора заворачивается сальниковая крышка 5 с сальниковым узлом 4. Проволока 3 уплотняется в узле 4. Закрывается кран 9 и открывается задвижка 10. Манометр 8 регистрирует давление на устье скважины. После этого прибор спускают в колонну НКТ. В скважинах, эксплуатируемых насосным способом, спуск прибора осуществляют до выкида насоса, а в фонтанных и газлифтных - до забоя.

Лубрикатор состоит из корпуса, трубы, корпуса сальника, двух роликов, закрепленных на кронштейнах. Через сальник пропускают проволоку, к которой подвешивается прибор. Грундбуксой и нажимной гайкой по мере появления пропусков среды подтягивают сальник. Вентиль служит для установки на нем манометра, регистрирующего давление в скважине, и при необходимости для снижения давления через разрядную пробку.

Лубрикатор устанавливают на фонтанную арматуру в следующей последовательности. Закрывают верхнюю стволовую задвижку. Через разрядную пробку вентилем снижают давление. Отсоединяют верхний фланец с вентилем и манометром и устанавливают лубрикатор, в который предварительно вводят глубинный прибор.

Проволоку, на которой подвешен прибор, пропускают через сальник.

Установленный на фонтанной арматуре лубрикатор опрессовывается, после чего при помощи лебедки, смонтированной на специальной машине, спускают глубинный прибор. Канатный инструмент - это набор инструментов и принадлежностей для различных операций, проводимых непосредственно в скважине и спускаемых в нее на проволоке или канате.

Все эти инструменты можно разделить на следующие категории:

- стандартный канатный набор для создания ударов вверх и вниз (механический и гидравлический яссы, грузоштанги, шарниры, замки);

- инструмент для установки и извлечения клапанов всех видов, оснащенных замком (отклонитель для работ в скважинных камерах, спускной и подъемный инструмент и др.);

- инструменты специального назначения (оправка, скребок, печать, ловильный инструмент, инструмент для открытия - закрытия циркуляционного клапана, желонка для песка и др.).

Колонный инструмент и колонные скребки предназначены для очистки внутренней поверхности обсадных и эксплуатационных колонн от слоя бурового раствора, цементных корок, заусенцев, задиров, отложений солей, парафина и шлама перед спуксом пакеров или скважинного оборудования, а также для проведения ремонтных работ. Очистка производится с одновременной промывкой ствола скважины.

Фрезер предназначен для разбуривания стационарных пакеров, пробок и скважинного оборудования при капитальных ремонтах. Фрезеры и рейберы используют для удаления солей, парафина и шлама из колонн НКТ.

Яссы представляют собой раздвижные устройства, которые приводятся в действие натяжением проволоки (каната). Их применяют вместе с грузовыми штангами, которые всегда устанавливают непосредственно над яссами. Яссы предназначены для создания динамических ударов. [5] [1]

Гидравлический ясс ЯСГ (в соответствии с рисунком 1.21) для создания ударного импульса вверх срабатывает автоматически. Он состоит из корпуса 5, выполненного в виде цилиндра с различными внутренними диаметрами.

Нижняя часть цилиндра имеет меньший диаметр, в ней помещен плунжер 10 с обратным клапаном 4. Шток плунжера проходит через верхний упор 8 и гайку 9.

Соединение корпуса с верхним упором уплотнено кольцом 6. Место выхода штока из верхнего упора герметизируется уплотнительным элементом 7. Шток через головку 11 соединяется с проволокой. Полость б над плунжером заполнена жидкостью. Нижний конец корпуса 5 заканчивается переводником 1, к которому присоединяется шток механического ясса. Между плунжером 10 и переводником 1 в цилиндре помещен плавающий поршень 3 с уплотнением 2. Полость а под плавающим поршнем через окна сообщается с колонной насосно-компрессорных труб.

Ударный импульс вверх создается яссом следующим образом. При натяжении проволоки плунжер начинает медленно перемещаться вверх. Жидкость из полости б через зазор между цилиндром и плунжером начинает перетекать в полость под плунжером. Когда плунжер достигает участка цилиндра диаметром большим, чем диаметр плунжера, скорость его резко возрастает.

Плунжер верхней торцовой поверхностью ударяет в верхний упор. Действие удара плунжера через корпус 5 и переводник 1 передается на устройства, присоединенные к гидравлическому яссу.

По мере перетекания жидкости объемы полости б над плунжером и полости в под плунжером меняются. Плавающий поршень 3 служит для выравнивания их.

Вниз плунжер движется под действием веса грузовых штанг, при этом обратный клапан в плунжере открывается и жидкость из нижней полости цилиндра перетекает в верхнюю. Затем цикл работы ясса повторяется.

Механический ясс ЯСМ (в соответствии с рисунком 1.22) предназначен для создания ударного импульса вверх и вниз. Он состоит из кожуха 3 с разгрузочными отверстиями для перетекания жидкости с целью снижения гидравлического сопротивления при работе ясса, поршня 2, верхнего 1 и нижнего 6 упоров, головки 4 и штифта 5 для предотвращения самоотвинчивания резьбового соединения поршня с головкой. При полном растягивании ясса заплечик на нижнем конце внутренней стороны корпуса упирается в верхний упор.

При полном закрытом положении нижний конец корпуса упирается в нижний упор. Чтобы нанести удар вверх, колонну инструментов спускают на расстояние, немного меньшее полного хода ясса, который равен 500 мм, затем быстро поднимают проволоку или канат с помощью лебедки. Для удара вниз медленно поднимают проволоку или канат на расстояние, немного меньшее полной длины хода ясса, и затем спускают с максимальной скоростью.

При малых глубинах скважин операции по встряхиванию часто проводят без использования подъемника, т.е. ручным способом.

Ясс 1ЯСМ состоит из двух вилок, вставленных крестообразно одна в другую.

Вилки могут скользить одна вдоль другой до упора друг в друга. Принцип работы ясса 1ЯСМ такой же, как и ясса ЯСМ. [5]

Отклонитель рычажный ОР (в соответствии с рисунком 1.23) предназначен для смещения газлифтного (циркуляционного или глухого) клапана в направлении кармана эксцентричной скважинной камеры и его установки. Он состоит из стержня 1, подвижных гильз верхней 3 и нижней 5, к которым шарнирно присоединены подпружиненные двухплечие рычаги 4.В сложенном положении рычаги 4 расположены вдоль стержня и не препятствуют движению набора инструментов в свободном проходе скважинной камеры. При этом положении гильзы 3 и 5 и рычаги 4 находятся в верхнем положении на стержне, где они стопорятся приливом 2. После спуска инструмента до глубины расположения скважинной камеры производят его «встряхивание». При этом верхняя гильза 3 соскальзывает с прилива 2 и вместе с рычагами 4 и нижней гильзой 5 перемещается вниз до упора. Рычаги 4 раскрываются под действием пружины 6 и отклонитель разворачивается в плоскости большой оси эллипсообразного поперечного сечения скважинной камеры и направляет клапан и инструмент для съема или посадки клапана в карман.

Консольный отклонитель ОК имеет то же назначение, что и отклонитель рычажный, но применяется в сильно искривленных скважинах.

Спускной инструмент ИСК предназначен для спуска в скважину газлифтных клапанов.

В кожухе просверлено по касательной два отверстия, в которые вставляются срезные латунные штифты. С их помощью спускаемое устройство фиксируется в кожухе спускного инструмента.

После посадки их в скважинной камере или ниппеле латунные штифты срезаются за счет удара, производимого яссом вверх, и спускной инструмент извлекается на поверхность.

Инструмент ИС предназначен для спуска и установки в месте посадки скважинного оборудования (клапанов-отсекателей, глухих пробок и т.п.) с замками типов 1ЗК и ЗНЦВ.

Инструмент входит в комплект инструмента ИКПГ.

Подъемный инструмент ИЦ предназначен для захвата и извлечения газлифтных клапанов и т.д., зафиксированных в посадочном кармане скважинной камеры или ниппеле.

Инструмент подъема ИПЗ служит для подъема зафиксированного в ниппеле клапана-отсекателя с замками типов 13К, ЗНЦВ и ЗНЦВ1.

Толкатель в соответствии с рисунком 1.24 предназначен для управления циркуляционным механическим клапаном КЦМ, разъединителем колонн РК и телескопическим соединением СТ2 и СТ2Г, в которых для толкателя предусмотрены канавки с буртами.

В зависимости от положения бурта толкатель спускается переводником вниз или вверх.

Толкатель спускается при помощи канатной техники.

В кожухе просверлено по касательной два отверстия, в которые вставляются срезные латунные штифты. С их помощью спускаемое устройство фиксируется в кожухе спускного инструмента.

После посадки их в скважинной камере или ниппеле латунные штифты срезаются за счет удара, производимого яссом вверх, и спускной инструмент извлекается на поверхность. [5]

При проходе сужений плашки толкателя сближаются к центру, заходя в выточку, и раздвигаются в ней под действием пружины, после чего ударами ясса управляемый элемент передвигается в нужном направлении.

Отсоединение толкателя происходит при упоре головки плашки 1 в неподвижный элемент управляемого оборудования. Для извлечения толкателя при прихватах, а также при необходимости возврата через вышерасположенные элементы, управляемые тем же толкателем, ударом ясса срезается штифт 5 и при подъеме штока 4 корпус 7 надвигается на плашки и сдвигает их к центру.

Для отсоединения разъединителя колонны РК толкатель спускается с ограничителем 9 для предохранения от произвольного открытия уравнительного клапана глухой пробки.

Предохранитель ПКА предназначен для защиты посадочного ниппеля клапана-отсекателя и опрессовки трубки управления в комплексе КУСА.

Клапаны извлекаются также с помощью канатной техники.

Для этого в скважину спускается экстрактор, который, попадая в эксцентричную камеру, после последующего небольшого подъема ориентируется там направляющей втулкой в плоскости посадочной камеры клапана.

После ориентации экстрактора его звенья под действием пружин переламываются в сочленениях так, что становятся в положение перед ловильной головкой клапана.

Захватное пружинное приспособление на конце экстрактора при посадке на ловильную головку клапана захватывает ее и при подъеме вырывает сам клапан из посадочной камеры.

Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение - герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр.

На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и более легкая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном.

Часто арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы.

Когда эксплуатация газлифтных скважин сопровождается интенсивным отложением парафина, арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, через который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке для механического удаления парафина с внутренних стенок труб.

Для замены газлифтных клапанов в эксцентричных камерах или установки вместо газлифтных клапанов просто заглушек, не прибегая при этом к глушению или остановке скважины, на устье скважины устанавливается специальное оборудование устья газлифта ОУГ-80Х350 с проходным диаметром 80 мм и рассчитанное на давление 35 МПа, представляющее собой лубрикатор особой конструкции (в соответствии с рисунком 1.25.)

На фланец верхней крестовины 1 газлифтной арматуры или на фланец буферной задвижки устанавливается малогабаритный перекрывающий механизм - превентор 2 с ручным приводом, имеющий эластичные (резиновые) уплотняющие элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже в том случае, когда в ней остается проволока.

На превентор с помощью быстросъемных соединений крепятся секции лубрикатора 3, на верхнем конце которого имеется сальник 4 для пропуска проволоки 5 или тонкого каната и ролик 6.

Внизу арматуры укрепляется натяжной шкив 7, через который канатик направляется на барабан лебедки с механическим приводом.

Параллельно лубрикатору крепится небольшая съемная мачта 8 с полиспастом 9 для облегчения поднятия и сборки лубрикатора и ввода в него необходимого инструмента или извлечения поднятых клапанов.

Натяжной шкив связан механически с датчиком 10, преобразующим силу натяжения канатика в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 11 на индикаторное устройство.

Датчик показывает натяжение канатика и дает информацию о захвате и извлечении газлифтного клапана из посадочной камеры. Вообще при использовании канатной техники по натяжению канатика можно судить о проводимых операциях на глубине.

В связи с этим точности определения натяжения канатика, предотвращению его обрыва придается особое значение при использовании канатной техники.

В качестве привода для барабана лебедки используется гидравлический двигатель для более точного и плавного осуществления этих операций. [5]

Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются с помощью гидравлической лебедки, смонтированной в кузове микроавтобуса, либо на специальной раме, переносимой вертолетом при использовании на заболоченных территориях.

Агрегат смонтирован на шасси автомобиля УАЗ-452 и состоит из масляного насоса с приводом от двигателя автомобиля, двухскоростной лебедки с приводом от гидродвигателя, системы гидрооборудования, включающей клапанные и золотниковые устройства, а также гидросистему управления лебедкой. Перед оператором в кабине установлены индикатор натяжения проволоки и указатель глубины. Гидродвигатель лебедки может работать как насос в режиме торможения и может быть полностью остановлен перекрытием соответствующих клапанов.

Агрегат применяется для работ по установке и извлечению газлифтных клапанов в скважинах глубиной до 4600 м при диаметре проволоки до 2,5 мм, а также для спуска измерительных приборов при исследовании скважин глубиной до 7000 м с проволокой 1,8 мм. Скорость подъема инструмента регулируется от 0,2 до 16 м/с. Номинальная мощность гидродвигателя лебедки ~ 27,2 кВт. Гидронасос масляный шестеренчатого типа развивает давление до 13 МПа при подаче 0,0025 м3/с (150 л/мин). Секции лубрикатора изготавливаются из насосно-компрессорных труб, рассчитанных на давление большее, чем на устье скважины. Трубы выбираются такого диаметра, чтобы можно было обеспечить прием всех инструментов, спускаемых или поднимаемых на проволоке. Длина каждой секции 2,5 м. Они соединяются между собой быстросборными соединениями с резиновыми уплотнительными кольцами. Для удобства и безопасности ведения работ стараются уменьшить число секций до минимума, при этом общая длина их должна обеспечивать прием самого длинного набора спускаемых в скважину инструментов. [1]

Для соединения превентора с лубрикатором и нижним патрубком предусмотрены быстросборные соединения со стволовой задвижкой арматуры.

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 ш6,3 мм

Сальниковое уплотнение

2-х ступенчатое

Высота, мм

по заказу потребителя

Page 3

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.

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 1983 г.

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.

Page 4

Для спуска или подъема на проволоке или канате инструментов, применяемых при посадке и извлечении газлифтных клапанов, применяют специальную установку для проведения скважинных работ, смонтированную на шасси автомобиля.

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. Технические характеристики

Рабочее давление, МПа от 21 до 70 МПа Диаметр скребковой проволоки, мм от 1,8 до 2,5, а также под кабель от ш6,3 мм Сальниковое уплотнение 2-х ступенчатое Высота, мм по заказу потребителя Возможно изготовление лубрикаторов из двух составных частей - предназначенные для более удобной транспортировки.

Корпус, состоящий из проушины - 1, бобышки - 2, втулки - 3, цилиндрического стакана - 4 и фланца - 5, находится под действием избыточного внутреннего газа р равно 21 МПа.

Таблица 3.1 - Технические характеристики

Наименование параметра

Значение

Рабочая среда

Нефть и вода

Рабочее давление, МПа

21

Способ управления

Ручной

Класс герметичности по ГОСТ 9544 -2005

А

Рабочий диапазон температур окружающей среды

От -40°С до +40°С

Предельное значение температуры скважинной жидкости

Не более +100°С

Масса, кг

34

Page 5
< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

Перейти к загрузке файла

Рассчитать фланцевое соединение крышки с корпусом лубрикатора. Внутренний диаметр корпуса равен 72 мм. Давление в корпусе не превышает р равно 21 МПа, а температура не более 200.Толщина стенки фланца 26 мм. Исходя из справочных данных ГОСТ12820 - 80, ориентировочно принимаем: внутренний диаметр фланца 80 мм; наружный диаметр привалочной поверхности 124 мм; диаметр болтовой окружностиб равен 190 мм; толщину фланца принимаем 50 мм; размер выступа привалочной поверхности 20 мм; толщину прокладки п 10 мм; диаметр болта равным 30 мм.

Таблица 3.5 - Параметры и характеристики прокладок

Характеристики прокладок

Коэффициент давления

Посадочное напряжение, МПа

Резина без ткани

- мягкая

- твердая

0,5

1,0

0

13,5

Металлическая

- алюминий

- медь

- сталь Ст1

4,0

4,75

5,5

60

90

120

Фланцевые соединения при рабочих параметрах давления и температуры должны позволять быструю и многократную разборку и сборку. Поверхность фланца, предназначенная для соприкосновения с прокладкой, называется привалочной. Она обычно выступает над плоскостью фланца.

Значение прокладки заключается в том, чтобы уплотнить зазор между привалочными поверхностями и воспрепятствовать утечке жидкости или газа через этот зазор. Прокладка должна быть достаточно эластичной, чтобы при минимальном сжатии надежно уплотнять соединение и сохранять герметичность при деформации привалочных поверхностей, вызываемой затягом болтов; не изменять своей эластичности во время эксплуатации; не портить привалочные поверхности.

В результате сжатия в прокладках возникает напряжение, минимально необходимая величина, которого называется посадочным напряжением (принимается по таблице 3.5)

Расчет фланцевого соединения включает расчет количества болтов с учетом их прочности и расчет толщины фланцев, которые проводят на условное давление (принимается в зависимости от заданного рабочего давления). Для проведения расчета количества болтов требуется конструктивный выбор формы и материала прокладки.

Из этих данных находим геометрическую ширину прокладки

b = 0,5

Принимаем привалочные поверхности плоскими с двумя рисками. Приведенная и эффективная ширина прокладки соответственно будут равны

b? = 0,5 b0= 2,48

Расчетный диаметр прокладки, таким образом, будет равен

= 12428,225 .

В качестве прокладочного материала выбираем мягкую резину (выше 75 по Шору) из таблицы 1.9, находим коэффициент удельного давления ( = 1) и посадочное напряжение (1,35МПа).

Нагрузка на болты от давления определяем по формуле (3.6)

Нагрузка на болты от затяжки определяем по формуле (3.7)

Болты будем изготовлять из стали 30. При значении предела прочности

болтов, равного примерно 450МПа, допускаемое напряжение будет равно

[] = 69 МПа.

Допускаемая нагрузка на один болт определяем по формуле (3.8)

Количество болтов определяем по формуле (3.9)

= = 8

Количество болтов из условия надежного сжатия прокладки, т.е. расположения их по болтовой окружности на расстоянии четырех диаметров

= = 8,282

Принимаем количество болтов, равное 8.

Фланцы изготовляем из стали Ст3, для которой можно принять [] = 80МПа. Тогда толщина фланца по формуле (3.10)

= = 47,876 мм.

Толщину фланца окончательно принимаем равной 50 мм.

Page 6

Основное требование, предъявляемое к комплекту канатной техники, - это безотказность выполнения любой канатной операции по требуемой технологии в течение заданного времени.

Операции, не выполненные в заданное время, должны расцениваться как неудачные.

Высокая надёжность выполнения внутрискважинных операций обеспечивает длительную работу скважин без подземного ремонта и является необходимым условием эффективной эксплуатации месторождения.

К субъективным причинам относятся нарушение технологического режима эксплуатации скважины, нарушение технологии канатных работ, наличие в скважине инородных предметов, неправильный выбор или неподготовленность оборудования к условиям проводимых работ, низкая квалификация обслуживающего персонала, конструктивные недостатки оборудования и инструментов, несоблюдение правил техники безопасности и т.д. Следует отметить, что зачастую причины осложнений взаимосвязаны.

В процессе работ канатным инструментом возможны случаи пропуска газа через сальниковое уплотнение лубрикатора. Это может привести к гидратообразованию в сальнике и прихвату проволоки, осложняет спуск инструмента и проведение ударов. Кроме того сильный пропуск газа при высоком давлении в скважине может привести к разъеданию сальникового уплотнения, подбросу инструмента, образованию загазованной зоны на устье скважины со всеми вытекающими отсюда последствиями. Поэтому необходимо при выявлении пропуска принять все меры для его устранения. [24]

При проведении канатных работ чаще всего происходят аварии, связанные с обрывом проволоки.

Установка оборудования, спускаемого на проволоке в скважину, и съём его происходят за счёт среза штифтов при ударах яссами вверх или вниз. Поэтому даже небольшое несоответствие диаметра и материала срезных штифтов техническим условиям приводит к серьёзным осложнениям. Так, например, применение штифтов из более мягкого материала обусловливает затекание металла при срезе штифтов в зазор между частями инструмента, соединёнными с помощью штифтов, и, как следствие, к невозможности его извлечения и обрыву проволоки.

Если при осуществлении таких операций, как открытие механического циркуляционного клапана (открываемого ударами вверх), съём глухих, газлифтных, обратных клапанов, глухих пробок, клапанов - отсекателей, давление в затрубном пространстве больше, чем в трубах, или же давление под клапаном больше, чем над ним, то в момент открытия или съёма может произойти или подброс инструмента, или образование «жучков» проволоки и обрыв её, а иногда и более сложная авария: выброс клапана к устью и поломка фонтанной арматуры. [27]

Если же давление в трубах больше, чем в затрубном пространстве, или же давление над клапаном больше, чем под ним, то осуществление указанных операций сильно затруднено, т.к. в этом случае перепад давления противодействует усилию, развиваемому яссами при ударах вверх. В связи с этим приходится проводить большее число ударов, что может также привести к обрыву проволоки.

При спуско-подъёмных операциях (СПО), осуществляемых инструментами, спускаемыми на проволоке (тросе), возможны аварии из-за отвинчивания резьбовых соединений, соединяющих инструменты, и их «полёта».

При осуществлении ударов яссами нередки случаи выскакивания проволоки из канавки натяжного ролика, а это может привести к защемлению и деформации проволоки и, как следствие, к её обрыву.

При спуске и особенно подъёме канатного инструмента возможны случаи выпадения спускаемого или поднимаемого оборудования из спускного или подъёмного инструмента. Подобная авария - это следствие ослабления цанговых захватов на инструменте или преждевременного среза срезных штифтов, удерживающих спускаемое оборудование.

studbooks.net

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 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

Автономный лубрикатор для исследования нефтяных и газовых 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 гибком элементе (геофизическом кабеле или скребковой проволоке).

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 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.

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.

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.

findpatent.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.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

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.

www.freepatent.ru


Смотрите также