RU2598666C1 - Lubricator plant with intelligent actuators - Google Patents
Lubricator plant with intelligent actuators Download PDFInfo
- Publication number
- RU2598666C1 RU2598666C1 RU2015126833/03A RU2015126833A RU2598666C1 RU 2598666 C1 RU2598666 C1 RU 2598666C1 RU 2015126833/03 A RU2015126833/03 A RU 2015126833/03A RU 2015126833 A RU2015126833 A RU 2015126833A RU 2598666 C1 RU2598666 C1 RU 2598666C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- lubricator
- control
- inhibitor
- pressure
- sensors
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в действующих газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле.The invention relates to the gas industry, and in particular to devices that provide geophysical research and work in existing gas wells with instruments and tools on a geophysical cable.
Такими устройствами являются лубрикаторные установки, предназначенные для обеспечения спуска и подъема скважинных приборов на кабеле или проволоке без разгерметизации устья скважины.Such devices are lubricator installations designed to provide descent and lifting of downhole tools on a cable or wire without depressurization of the wellhead.
Известен лубрикатор для геофизических исследований и работ в газовых скважинах, содержащий присоединительный фланец, превентор, приемную камеру, станцию подачи уплотнительной смазки с гидравлической системой, инжектор для подачи реагента - ингибитора гидратообразования в виде перфорированной гильзы, заполненной пористым материалом, уплотнительное устройство, включающее калиброванные втулки, соединенные с каналами для подачи и отвода уплотнительной смазки, и хвостовик для удержания уплотнительной смазки. Недостатком описанного лубрикатора является то, что в его конструкции отсутствует контрольный датчик, предупреждающий исполнителей работ о возможности образования ледово-гидратных пробок, а также то, что управление подачей ингибитора осуществляется в ручном режиме без учета конкретной ситуации с гидратообразованием, что приводит к неоправданно большому расходу ингибитора, сокращает ресурс работы насосного агрегата, усложняет проведение работ, увеличивает их стоимость (см., например, Патент РФ на изобретение №2480573 С1, кл. Е21В, 2011 г.).Known lubricator for geophysical research and work in gas wells, containing a connecting flange, a preventer, a receiving chamber, a station for supplying sealing lubricant with a hydraulic system, an injector for supplying a reagent - a hydrate inhibitor in the form of a perforated sleeve filled with a porous material, a sealing device including calibrated bushings connected to the channels for supplying and discharging sealing grease, and a shank for holding the sealing grease. The disadvantage of the described lubricator is that in its design there is no control sensor warning workers about the possibility of formation of ice-hydrate plugs, as well as the fact that the flow of the inhibitor is controlled manually without taking into account the specific situation with hydrate formation, which leads to unreasonably high consumption inhibitor, reduces the life of the pump unit, complicates the work, increases their cost (see, for example, RF Patent for the invention No. 2480573 C1, CL E21B, 2011).
Известен геофизический лубрикатор с испытательным устройством, содержащий присоединительный фланец, превентор, приемную камеру, уплотнительное устройство и устройство сигнализирующее, включающее корпус с поворотной вилкой, верхней уплотнительной поверхностью и нижней уплотнительной поверхностью с кольцевой канавкой, в которой установлены два уплотнительных кольца, причем корпус сигнализирующего устройства снабжен узлом нагнетания опрессовочной жидкости, выполненным в виде нагнетательного штуцера и канала, сообщающего нагнетательный штуцер с кольцевой канавкой в зоне между двумя уплотнительными кольцами. Описанное устройство обеспечивает возможность контроля герметичности соединения сигнализирующего устройства с приемной камерой после смены скважинного прибора. (см., например, Патент РФ на изобретение №2495224 С1, кл. Е21В, 2012 г.).Known geophysical lubricator with a testing device, comprising a connecting flange, a preventer, a receiving chamber, a sealing device and a signaling device, comprising a housing with a rotary fork, an upper sealing surface and a lower sealing surface with an annular groove in which two sealing rings are installed, the signaling device housing equipped with a pumping fluid injection unit made in the form of an injection fitting and a channel communicating the discharge ny fitting with the annular groove in the region between the two sealing rings. The described device provides the ability to control the tightness of the connection of the signaling device with the receiving chamber after changing the downhole tool. (see, for example, RF Patent for invention No. 2495224 C1, CL E21B, 2012).
Недостатком описанного устройства является отсутствие возможности автоматического управления режимом испытаний.The disadvantage of the described device is the inability to automatically control the test mode.
Наиболее близким к настоящему изобретению техническим решением является Устройство управления давлением (Патент США US 6305471 В1, 1998 г.). Устройство управления давлением, описанное в патенте, состоит из двух частей, из которых одна часть представляет из себя гидравлически управляемые узлы скважинного лубрикатора, устанавливаемого на фонтанной арматуре скважины, включающие в себя блок плашечных превенторов с перепускным краном, сигнализирующее устройство с ловушкой, соединенное в нижней части с верхним превентором блока превенторов, а в верхней части с приемной камерой лубрикатора, уплотнительное устройство с расходными трубками, соединенное в нижней части с приемной камерой лубрикатора, а в верхней с очистителем кабеля, и очиститель кабеля, а вторая часть представляет собой гидравлическую систему, состоящую из линий подачи гидравлической рабочей жидкости и уплотнительной смазки к гидравлически управляемым узлам скважинного лубрикатора, и информационно-управляющий комплекс, состоящий из контрольных датчиков давления, компьютера и устройств приема-передачи информации. Линии гидравлической системы включают в себя баки с технологическими жидкостями (уплотнительной смазкой и гидравлической рабочей жидкостью), перекачивающие насосы, исполнительные механизмы (регуляторы и управляющие клапаны) и рукава высокого давления. В линиях устанавливаются датчики контроля давления информационно-управляющего комплекса, связанные с компьютером, обрабатывающим информацию от датчиков и формирующим управляющие воздействия на исполнительные механизмы гидравлической системы. Уплотнительная смазка подается в уплотнительное устройство и межпревенторное пространство, гидравлическая рабочая жидкость - в сигнализирующее устройство, очиститель кабеля и блок плашечных превенторов. Передача информации от датчиков давления к компьютеру осуществляется по радиоканалу или оптоволоконному кабелю. Компьютер, в который загружено соответствующее программное обеспечение, получает информацию от контрольных датчиков давления, выводит на дисплей визуальные отображения измеряемых датчиками параметров и обеспечивает автоматическую установку величин давления уплотнительной смазки и рабочей жидкости в узлах скважинного лубрикатора в соответствии с выбранным технологическим режимом.Closest to the present invention, the technical solution is a Pressure Control Device (US Patent US 6305471 B1, 1998). The pressure control device described in the patent consists of two parts, of which one part is a hydraulically controlled subassemblies of a well lubricator installed on a fountain fitting of a well, including a block of ram preventers with an overflow valve, a signaling device with a trap connected at the bottom parts with the top preventer of the block of preventers, and in the upper part with the receiving chamber of the lubricator, a sealing device with flow tubes connected at the bottom with the receiving chamber by the measure of the lubricator, and in the upper part with the cable cleaner, and the cable cleaner, and the second part is a hydraulic system consisting of hydraulic fluid supply lines and sealing lubricant to the hydraulically controlled units of the well lubricator, and an information-control complex consisting of pressure control sensors , computer and information transmitting and receiving devices. The hydraulic system lines include tanks with process fluids (sealing grease and hydraulic working fluid), transfer pumps, actuators (regulators and control valves) and high pressure hoses. The pressure sensors of the information-control complex are installed in the lines, connected to a computer that processes information from sensors and generates control actions on the actuators of the hydraulic system. Sealing lubricant is supplied to the sealing device and the interventor space, hydraulic working fluid to the signaling device, cable cleaner and the block of die preventers. Information is transmitted from pressure sensors to a computer via a radio channel or fiber optic cable. The computer into which the corresponding software is loaded receives information from the control pressure sensors, displays visual displays of the parameters measured by the sensors, and automatically sets the pressure values of the sealing lubricant and working fluid in the nodes of the downhole lubricator in accordance with the selected technological mode.
Описанное устройство управления давлением позволяет осуществлять контроль величины давления в линиях гидравлической системы и дистанционное управление давлением технологических жидкостей в узлах скважинного лубрикатора.The described pressure control device allows you to control the pressure in the lines of the hydraulic system and remote control the pressure of process fluids in the nodes of the downhole lubricator.
Устройство имеет следующие недостатки:The device has the following disadvantages:
1. Отсутствует контроль за положением плашек превенторов и положением ловушки сигнализирующего устройства, что может приводить к аварийным ситуациям.1. There is no control over the position of the dies of the preventers and the position of the trap of the signaling device, which can lead to emergency situations.
2. Отсутствует контроль за изменением давления в приемной камере скважинного лубрикатора.2. There is no control over the change in pressure in the receiving chamber of the downhole lubricator.
3. Отсутствует контроль за величиной утечек скважинного флюида.3. There is no control over the amount of downhole fluid leaks.
4. Отсутствует возможность прогнозировать загидрачивание и предотвращать образование ледово-гидратных пробок в уплотнительном устройстве.4. There is no possibility to predict hydration and prevent the formation of ice-hydrate plugs in the sealing device.
5. Отсутствует возможность проводить оперативные испытания соединения сигнализирующего устройства с приемной камерой после смены скважинного прибора с целью контроля герметичности скважинного лубрикатора.5. There is no possibility to conduct operational tests of the connection of the signaling device with the receiving chamber after changing the downhole tool in order to control the tightness of the downhole lubricator.
6. Отсутствует контроль за уровнем технологических жидкостей в баках гидравлической системы.6. There is no control over the level of process fluids in the tanks of the hydraulic system.
Сущностью изобретения является снижение рисков возникновения аварийных ситуаций в исследуемых скважинах, контроль утечек скважинного флюида в атмосферу, предотвращение возможных осложнений, вызываемых образованием в уплотнительном устройстве ледово-гидратных пробок, оперативный контроль герметичности лубрикатора после смены скважинного прибора, контроль за расходом технологических жидкостей в процессе проведения работ.The essence of the invention is to reduce the risk of emergencies in the studied wells, control leaks of well fluid into the atmosphere, prevent possible complications caused by the formation of ice-hydrate plugs in the sealing device, monitor the tightness of the lubricator after changing the downhole tool, control the flow of process fluids during works.
Это достигается тем, что в состав скважинного лубрикатора, устанавливаемого на фонтанной арматуре скважины и содержащего гидравлически управляемые узлы: блок плашечных превенторов с перепускным краном, сигнализирующее устройство с ловушкой, соединяемое в нижней части с блоком превенторов, а в верхней с приемной камерой, уплотнительное устройство с расходными трубками, соединяемое в нижней части с приемной камерой, а в верхней с очистителем кабеля, и очиститель кабеля, дополнительно включаются новые гидравлически управляемые узлы - испытательное устройство, встраиваемое в верхнюю часть корпуса сигнализирующего устройства, и инжектор подачи ингибитора гидратообразования, встраиваемый в нижнюю часть уплотнительного устройства. В состав гидравлической системы, располагаемой на удалении от скважинного лубрикатора, в которую входят линии подачи уплотнительной смазки и рабочей жидкости, состоящие из баков с технологическими жидкостями (уплотнительной смазкой и рабочей жидкостью), насосов для перекачки жидкостей из баков в узлы скважинного лубрикатора, управляемые компьютером интеллектуальные исполнительные механизмы (пропорциональные регуляторы и управляющие клапаны) и рукава высокого давления, дополнительно включается линия подачи ингибитора гидратообразования, состоящая из бака с ингибитором, перекачивающего насоса, интеллектуальных исполнительных механизмов (пропорциональных регуляторов и управляющих клапанов) и рукава высокого давления, а в состав информационно-управляющего комплекса, содержащего контрольные датчики давления, устанавливаемые в линиях подачи уплотнительной смазки и рабочей жидкости, дополнительно включаются устанавливаемый в линии подачи ингибитора контрольный датчик регистрации давления, устанавливаемые на скважинном лубрикаторе контрольные датчики положения плашек превенторов, регистрации давления в приемной камере лубрикатора, положения ловушки сигнализирующего устройства, температуры скважинного флюида и регистрации утечек газа, а также устанавливаемые в баках гидравлической системы контрольные датчики уровня технологических жидкостей.This is achieved by the fact that the composition of the downhole lubricator installed on the fountain fittings of the well and containing hydraulically controlled units: a block of ram preventers with a bypass valve, a signaling device with a trap connected at the bottom to the block of preventers, and at the top to the receiving chamber, a sealing device with flow tubes, connected at the bottom with a receiving chamber, and at the top with a cable cleaner, and a cable cleaner, new hydraulically controlled units are additionally switched on - use tatelnoe device embedded in the upper housing part signaling device and supplying hydrate inhibitor injector recessed in the lower part of the sealing device. The composition of the hydraulic system located at a distance from the downhole lubricator, which includes the supply lines of sealing grease and working fluid, consisting of tanks with process fluids (sealing grease and working fluid), pumps for pumping fluids from the tanks to the computer-controlled wellbore lubricator units intelligent actuators (proportional controllers and control valves) and high-pressure hoses, the hydrate inhibitor feed line is additionally turned on consisting of a tank with an inhibitor, a transfer pump, intelligent actuators (proportional regulators and control valves) and a high-pressure hose, and an information and control complex containing pressure monitoring sensors installed in the lines for supplying sealing lubricant and working fluid, in addition the control pressure sensor installed in the inhibitor supply line is switched on, the control position sensors installed on the downhole lubricator preventer dies, registration of pressure in the receiving chamber of the lubricator, position of the alarm device trap, temperature of the well fluid and registration of gas leaks, as well as control level sensors for process liquids installed in the tanks of the hydraulic system.
На фиг. 1 представлена схема лубрикаторной установки с интеллектуальными исполнительными механизмами. Лубрикаторная установка представляет из себя установленный на фонтанной арматуре скважины скважинный лубрикатор, располагаемую на удалении от скважинного лубрикатора гидравлическую систему, удаленный компьютер и систему контрольных датчиков, установленных в узлах скважинного лубрикатора и гидравлической системы. Непосредственно на фонтанной арматуре скважины монтируется переходный фланец 1, на котором устанавливаются гидравлически управляемые узлы: блок плашечных превенторов 3, испытательное устройство 4, сигнализирующее устройство с ловушкой 5, инжектор подачи ингибитора гидратообразования 6, уплотнительное устройство с расходными трубками 7 и очиститель кабеля 8. Эти узлы связаны рукавами высокого давления с исполнительными механизмами гидравлической системы - управляющими клапанами 9. Между сигнализирующим устройством 5 и инжектором подачи ингибитора гидратообразования 6 скважинного лубрикатора расположена приемная камера 2, предназначенная для размещения скважинных приборов и утяжеляющих грузов. Непосредственно на скважинном лубрикаторе смонтированы следующие контрольные датчики: датчики положения плашек превенторов 10, установленные в корпусах превенторов блока превенторов 3, датчик регистрации давления в приемной камере лубрикатора 11, установленный в нижней части корпуса сигнализирующего устройства 5, датчик положения ловушки сигнализирующего устройства 12, установленный в верхней части корпуса сигнализирующего устройства 5, датчик температуры скважинного флюида 13, установленный в нижней части уплотнительного устройства 7, и датчик регистрации утечек газа 14, установленный в верхней части очистителя кабеля 8. Передача информации от контрольных датчиков скважинного лубрикатора к компьютеру осуществляется по радиоканалу, оптоволоконному кабелю или электрическому кабелю 15.In FIG. 1 is a diagram of a lubricator installation with intelligent actuators. A lubricator installation is a well lubricator installed on a fountain arm of a well, located at a distance from the well lubricator, a hydraulic system, a remote computer, and a system of monitoring sensors installed in the nodes of the well lubricator and hydraulic system. An adapter flange 1 is mounted directly on the well’s fountain fittings, on which hydraulically controlled units are installed: a block of ram preventers 3, a test device 4, a warning device with a trap 5, a hydrate inhibitor supply injector 6, a sealing device with flow tubes 7 and a cable cleaner 8. These the nodes are connected by high-pressure sleeves with actuators of the hydraulic system -
Гидравлическая система лубрикаторной установки состоит из трех линий подачи технологических жидкостей: линии подачи уплотнительной смазки 16, состоящей из бака 17, перекачивающего насоса 18 и пропорционального регулятора 19, линии подачи гидравлической рабочей жидкости 20, состоящей из бака 21, перекачивающего насоса 22 и пропорционального регулятора 23, и линии подачи ингибитора гидратообразования 24, состоящей из бака 25, перекачивающего насоса 26 и пропорционального регулятора 27.The hydraulic system of the lubricator installation consists of three lines for supplying process fluids: a line for supplying a sealing lubricant 16, consisting of a tank 17, a transfer pump 18 and a proportional regulator 19, a supply line for a hydraulic working fluid 20, consisting of a tank 21, a transfer pump 22 and a proportional regulator 23 and a feed line of a hydration inhibitor 24, consisting of a tank 25, a transfer pump 26 and a proportional regulator 27.
В баке с уплотнительной смазкой 17 установлен контрольный датчик уровня 28, в баке с рабочей жидкостью 21 установлен контрольный датчик уровня 29, в баке с ингибитором установлены контрольные датчики уровня жидкости 30. Датчики уровня позволяют осуществлять контроль за количеством технологических жидкостей в баках и своевременно пополнять их расход.In the tank with sealing grease 17, a control level sensor 28 is installed, in a tank with working fluid 21 a control level sensor 29 is installed, in the tank with an inhibitor, control liquid level sensors 30 are installed. Level sensors allow you to monitor the amount of process fluids in the tanks and replenish them in a timely manner consumption.
Из пропорциональных регуляторов технологические жидкости подаются на управляющие клапаны 9 и далее по рукавам высокого давления на гидравлически управляемые узлы скважинного лубрикатора. Уплотнительная смазка подается в уплотнительное устройство 7, межпревенторное пространство 31 и испытываемое на герметичность соединение сигнализирующего устройства 5 с приемной камерой 2, ингибитор гидратообразования подается на инжектор подачи ингибитора 6, а гидравлическая рабочая жидкость - в сигнализирующее устройство 5, очиститель кабеля 8 и в превентор блока плашечных превенторов 3.Of the proportional controllers, the process fluids are supplied to the
В линиях гидравлической системы установлены следующие контрольные датчики: датчик давления в линии подачи уплотнительной смазки в уплотнительное устройство 32, датчик давления в линии отвода уплотнительной смазки от уплотнительного устройства 33, датчик давления в линии нагнетания уплотнительной смазки в межпревенторное пространство 34, датчик давления в линии нагнетания уплотнительной смазки в соединение, испытываемое на герметичность 35, датчик давления в линии нагнетания ингибитора 36, датчик давления в линии управления очистителем кабеля 37, датчики давления в линии управления плашками превенторов блока превенторов 38 и 39, датчик давления в линии управления ловушкой сигнализирующего устройства 40. Передача информации от датчиков гидравлической системы к компьютеру 41 осуществляется по электрическим кабелям 42.The following monitoring sensors are installed in the lines of the hydraulic system: pressure sensor in the line for supplying sealing lubricant to the
Компьютер 41, получающий и обрабатывающий информацию от контрольных датчиков, позволяет обеспечивать автоматическую установку необходимого давления технологических жидкостей, подаваемых из баков гидравлической системы в узлы скважинного лубрикатора, выдавать прогноз о возможности образования ледово-гидратных пробок в уплотнительном устройстве, обеспечивать подачу ингибитора в инжектор подачи ингибитора с целью предотвращения образования ледово-гидратных пробок, предотвращать появление утечек газа из уплотнительного устройства скважинного лубрикатора в атмосферу, контролировать положение плашек превенторов блока превенторов и ловушки сигнализирующего устройства с целью предотвращения аварийной ситуации, контролировать уровень технологических жидкостей в баках гидравлической системы с целью их своевременного пополнения.The computer 41, which receives and processes information from control sensors, makes it possible to automatically set the required pressure of process fluids supplied from the hydraulic system tanks to the downhole lubricator nodes, to forecast the formation of ice-hydrate plugs in the sealing device, to provide the inhibitor inlet to the inhibitor supply injector in order to prevent the formation of ice-hydrate plugs, to prevent the occurrence of gas leaks from the sealing device with downhole lubricator into the atmosphere, monitor the position of the dies of the preventers of the preventer block and the traps of the signaling device in order to prevent an emergency, control the level of process fluids in the tanks of the hydraulic system in order to replenish them in a timely manner.
На дисплей компьютера 41 выводится информация, необходимая для управления лубрикаторной установкой в диалоговом режиме, а также сообщения о нештатной и аварийной ситуациях.On the display of the computer 41 displays the information necessary to control the lubricator installation in interactive mode, as well as messages about emergency and emergency situations.
Лубрикаторная установка с интеллектуальными исполнительными механизмами работает следующим образом. Перед началом работ производится проверка скважинного лубрикатора на прочность и герметичность путем опрессовки скважинным давлением. Для этого открывается буферная задвижка фонтанной арматуры и выравнивается давление в приемной камере скважинного лубрикатора и в скважине. Датчик регистрации давления в приемной камере лубрикатора 11 в течение определенного времени не должен фиксировать изменения давления. Одновременно с помощью датчиков уровня гидравлической системы 28, 29 и 30 проверяется наличие и количество технологических жидкостей в баках. После проверки лубрикатора на герметичность и проверки уровня жидкости в баках начинается проведение спускоподъемных операций. Ловушка сигнализирующего устройства 5 путем подачи рабочей жидкости переводится в открытое положение (положение ловушки фиксируется датчиком 12), уплотнительная смазка закачивается в уплотнительное устройство под давлением, превышающим скважинное (контролируется давление уплотнительной смазки в линиях ее подачи и отвода датчиками 32 и 33), скважинный прибор опускается в скважину. Далее ловушка сигнализирующего устройства 5 переводится в закрытое положение, и начинаются работы. В процессе выполнения работ осуществляется контроль утечек газа из уплотнительного устройства датчиком 14, а также осуществляется контроль температуры скважинного флюида на входе уплотнительного устройства датчиком 13 с целью оценки возможности образования ледово-гидратных пробок. Если существует опасность загидрачивания, в уплотнительное устройство скважинного лубрикатора 7 через инжектор подачи ингибитора 6 производится закачка ингибитора. При этом контролируется давление ингибитора в линии подачи ингибитора датчиком 36.Lubricator installation with intelligent actuators operates as follows. Before starting work, the downhole lubricator is checked for strength and tightness by pressure testing with downhole pressure. To do this, the buffer valve of the fountain valves opens and the pressure in the receiving chamber of the downhole lubricator and in the well is equalized. The pressure registration sensor in the receiving chamber of the lubricator 11 for a certain time should not detect pressure changes. At the same time, using the level sensors of the hydraulic system 28, 29 and 30, the presence and quantity of process fluids in the tanks is checked. After checking the lubricator for leaks and checking the liquid level in the tanks, hoisting operations begin. The trap of the signaling device 5 is transferred to the open position by supplying the working fluid (the trap position is fixed by the sensor 12), the sealing lubricant is pumped into the sealing device at a pressure higher than the borehole pressure (the pressure of the sealing lubricant in its supply and discharge lines is monitored by
По завершении скважинных операций производится подъем скважинного прибора до момента установки ловушки сигнализирующего устройства 5 в открытое положение. После этого закрывается буферная задвижка фонтанной арматуры, сбрасывается давление из приемной камеры скважинного лубрикатора и прекращается подача уплотнительной смазки в уплотнительное устройство 7.Upon completion of the downhole operations, the downhole tool is lifted until the trap of the signaling device 5 is in the open position. After that, the buffer valve of the fountain valves closes, the pressure is relieved from the receiving chamber of the downhole lubricator and the supply of sealing lubricant to the sealing device 7 is stopped.
При повторных операциях по спуску-подъему приборов, после подсоединения нового прибора и присоединения сигнализирующего устройства к приемной камере производится опрессовка узла соединения сигнализирующего устройства с приемной камерой с помощью испытательного устройства 4 путем подачи в место соединения уплотнительной смазки.During repeated descending-lifting operations of the devices, after connecting a new device and attaching the signaling device to the receiving chamber, the connection unit of the signaling device and the receiving chamber is tested using the test device 4 by applying sealing grease to the connection point.
При проведении длительных газогидродинамических исследований, например для определения коэффициента восстановления давления, путем подачи рабочей жидкости в превенторы блока превенторов 3 закрываются плашки и в межпревенторное пространство 31 подается уплотнительная смазка под давлением, превышающим скважинное. Положение плашек контролируется датчиками 38 и 39During long-term gas-hydrodynamic studies, for example, to determine the pressure recovery coefficient, the dies are closed by supplying the working fluid to the preventers of the preventer unit 3 and the sealing lubricant under pressure exceeding the borehole pressure is supplied into the inter-vent space 31. The position of the dies is monitored by
В случае если показания контрольных датчиков фиксируют нештатную или аварийную ситуацию, подачей рабочей жидкости закрываются плашки превенторов 13, перепускным краном сбрасывается давление из приемной камеры 2, приемная камера 2 отсоединяется от сигнализирующего устройства 5 и обслуживающий персонал приступает к ликвидации аварии.If the readings of the control sensors record an abnormal or emergency situation, the dies of the preventers 13 are closed by the supply of the working fluid, the pressure from the receiving chamber 2 is relieved by a bypass valve, the receiving chamber 2 is disconnected from the signaling device 5 and the maintenance personnel proceed to liquidate the accident.
Управление технологическими операциями во всех перечисленных выше случаях осуществляется в автоматическом режиме компьютером, в который загружено соответствующее программное обеспечение или оператором лубрикаторной установки через компьютер в диалоговом режиме.Management of technological operations in all of the above cases is carried out automatically by a computer into which the corresponding software is loaded or by the operator of a lubricator installation through a computer in an interactive mode.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015126833/03A RU2598666C1 (en) | 2015-07-03 | 2015-07-03 | Lubricator plant with intelligent actuators |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015126833/03A RU2598666C1 (en) | 2015-07-03 | 2015-07-03 | Lubricator plant with intelligent actuators |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2598666C1 true RU2598666C1 (en) | 2016-09-27 |
Family
ID=57018497
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015126833/03A RU2598666C1 (en) | 2015-07-03 | 2015-07-03 | Lubricator plant with intelligent actuators |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2598666C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2021159700A1 (en) * | 2020-08-06 | 2021-08-19 | 中国科学院广州能源研究所 | Full-size natural gas hydrate production well exploitation experimentation apparatus and method |
| CN114607311A (en) * | 2020-12-04 | 2022-06-10 | 中国石油化工股份有限公司 | Simulation apparatus and method for wellbore pressure control of downhole blowout preventers |
| RU215324U1 (en) * | 2022-07-22 | 2022-12-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром недра" | Downhole lubricator seal control module |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1458553A1 (en) * | 1987-02-17 | 1989-02-15 | Гомельское Специальное Конструкторско-Технологическое Бюро Сейсмической Техники С Опытным Производством | Lubricator |
| US6305471B1 (en) * | 1998-05-19 | 2001-10-23 | Elmar Services, Ltd. | Pressure control apparatus |
| US20060060357A1 (en) * | 2004-09-21 | 2006-03-23 | Kelly Melvin E | Subsea wellhead arrangement for hydraulically pumping a well |
| RU2468202C2 (en) * | 2007-06-01 | 2012-11-27 | Фмс Конгсберг Сабси Ас | Control system |
| RU2480573C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Георесурс" | Lubricating device for geophysical survey and operations in gas wells |
| RU2495224C1 (en) * | 2012-02-06 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром георесурс" (ООО "Газпром георесурс") | Geophysical lubricator with test device |
-
2015
- 2015-07-03 RU RU2015126833/03A patent/RU2598666C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1458553A1 (en) * | 1987-02-17 | 1989-02-15 | Гомельское Специальное Конструкторско-Технологическое Бюро Сейсмической Техники С Опытным Производством | Lubricator |
| US6305471B1 (en) * | 1998-05-19 | 2001-10-23 | Elmar Services, Ltd. | Pressure control apparatus |
| US20060060357A1 (en) * | 2004-09-21 | 2006-03-23 | Kelly Melvin E | Subsea wellhead arrangement for hydraulically pumping a well |
| RU2468202C2 (en) * | 2007-06-01 | 2012-11-27 | Фмс Конгсберг Сабси Ас | Control system |
| RU2480573C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Георесурс" | Lubricating device for geophysical survey and operations in gas wells |
| RU2495224C1 (en) * | 2012-02-06 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром георесурс" (ООО "Газпром георесурс") | Geophysical lubricator with test device |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2021159700A1 (en) * | 2020-08-06 | 2021-08-19 | 中国科学院广州能源研究所 | Full-size natural gas hydrate production well exploitation experimentation apparatus and method |
| CN114607311A (en) * | 2020-12-04 | 2022-06-10 | 中国石油化工股份有限公司 | Simulation apparatus and method for wellbore pressure control of downhole blowout preventers |
| CN114607311B (en) * | 2020-12-04 | 2024-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Simulation apparatus and method for wellbore pressure control of a downhole blowout preventer |
| RU215324U1 (en) * | 2022-07-22 | 2022-12-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром недра" | Downhole lubricator seal control module |
| RU2810668C1 (en) * | 2022-12-27 | 2023-12-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром недра" | System for remote safety monitoring during wireline well services in existing gas wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1134680A (en) | Piping leakage detection method and apparatus | |
| US10287869B2 (en) | Fluid monitoring systems and methods | |
| US3165919A (en) | Method and apparatus for testing well pipe such as casing or flow tubing | |
| RU2598666C1 (en) | Lubricator plant with intelligent actuators | |
| CN111795810A (en) | Simulation test system for downhole tool | |
| US11506050B2 (en) | Hydraulic pressure testing system, and method of testing tubular products | |
| RU2541982C1 (en) | Method for operating injector with multiple packer assembly | |
| GB2056091A (en) | Leak testing piping | |
| CN114509531B (en) | High-acid gas well annulus protection liquid performance evaluation device and evaluation method | |
| RU2268988C2 (en) | All-purpose packer for tubing testing and surveying | |
| CN112443288B (en) | Experimental device for evaluating sealing capacity of two interfaces of well cementation cement sheath | |
| US11255446B1 (en) | Grease system for high pressure plug valves | |
| US12000268B2 (en) | Hydraulic pressure testing system, and method of testing tubular products | |
| RU2495224C1 (en) | Geophysical lubricator with test device | |
| RU2681719C1 (en) | Method of simultaneously-separate downloading of the working agent, installation and regulatory device for its implementation | |
| CN114060005B (en) | Underground gas storage pit shaft cement sheath tightness evaluation device | |
| RU2702776C1 (en) | Circulating head | |
| RU2670814C9 (en) | Method of controlling process of pumping working agent to maintain medium pressure in multi-layer well | |
| RU174945U1 (en) | TEST DEVICE OF A BOREHOLE LUBRICATOR | |
| CN220726265U (en) | Shallow sleeve leakage test device for water injection well | |
| RU2655547C1 (en) | Method of injection well operation with single-lift multi-packer assembly | |
| RU2614998C1 (en) | Method of deep gas well equipment with tubing string composition | |
| RU2781682C1 (en) | Stand for testing downhole equipment with imitation of real conditions | |
| US20240302257A1 (en) | Hydraulic Pressure Testing System, And Method Of Testing Tubular Products | |
| RU2720727C1 (en) | Method for determination of tightness of downhole equipment for simultaneous separate operation |