RU2469177C2 - Способ управления нагнетанием смазки и нагнетатель смазки - Google Patents
Способ управления нагнетанием смазки и нагнетатель смазки Download PDFInfo
- Publication number
- RU2469177C2 RU2469177C2 RU2009146878/03A RU2009146878A RU2469177C2 RU 2469177 C2 RU2469177 C2 RU 2469177C2 RU 2009146878/03 A RU2009146878/03 A RU 2009146878/03A RU 2009146878 A RU2009146878 A RU 2009146878A RU 2469177 C2 RU2469177 C2 RU 2469177C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- lubricant
- underwater
- supercharger
- battery
- Prior art date
Links
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 title claims abstract description 90
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 claims description 13
- 239000004519 grease Substances 0.000 claims description 11
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 235000021323 fish oil Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract description 2
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical group 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
- E21B33/076—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells specially adapted for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
- E21B33/072—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells for cable-operated tools
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16N—LUBRICATING
- F16N17/00—Lubrication of machines or apparatus working under extreme conditions
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Control Of Position, Course, Altitude, Or Attitude Of Moving Bodies (AREA)
- Ship Loading And Unloading (AREA)
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Lubrication Of Internal Combustion Engines (AREA)
- Component Parts Of Construction Machinery (AREA)
- Injection Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способу управления нагнетанием смазки в систему подводного доступа в скважину и к устройству для осуществления способа. Обеспечивают связь с датчиком наружного давления, получают сигналы от указанного датчика и управляют насосом для регулирования давления нагнетания смазки таким образом, чтобы давление нагнетания смазки превышало внешнее и скважинное давление. Устройство содержит корпус, включающий аккумулятор, скомпенсированный по давлению, насос с приводным электродвигателем, датчик давления и блок управления. Устройство присоединено к системе подводного доступа и выполнено с возможностью принимать управляющие команды как с поверхности, так и в автономном режиме за счет установленных в корпусе батареи, процессора и запоминающего устройства. Исключает проблемы излишней потери смазывающей жидкости в окружающую среду за счет постоянного мониторинга подводного и скважинного давления и возможности постоянной поддержки минимального дифференциального давления., 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Область техники
Изобретение относится к способу управления нагнетанием смазки в систему подводного доступа и к устройству (нагнетателю смазки), содержащему корпус с установленными в нем блоком управления и насосом для подачи смазки.
Уровень техники
При осуществлении доступа к скважине для добычи углеводородов необходимо изолировать скважину от окружающей среды. Доступ к скважине часто осуществляют с применением талевого каната (в виде гладкого каната, каната с оплеткой или композитного кабеля). Чтобы сохранить повышенное давление в скважине при проведении необходимых операций и избежать выхода углеводородов в окружающую среду, системы подводного доступа используют устьевой сальник, который является частью управляемого бесконтактного уплотнителя (УБУ). УБУ обеспечивает создание динамического уплотнения между кабелем и окружающими его частями скважины, чтобы обеспечить контроль давления и предотвратить утечку скважинных флюидов в окружающую среду. Однако, имея плетеную структуру (подобную тросу), кабель имеет неровную поверхность с выступами и впадинами, которую трудно герметизировать посредством УБУ, когда кабель проходит сквозь него внутрь скважины и из нее. Текущая практика состоит в нагнетании в тело УБУ смазки под давлением, превышающим давление в скважине. При этом необходимо подавать смазку с определенным расходом, чтобы компенсировать ее потери за счет адгезии к поверхности плетеного кабеля при его выходе с обоих концов УБУ (при движении внутрь скважины или из нее). Расход смазки в процессе нагнетания контролируется визуальным наблюдением за герметизирующими кромками УБУ для выявления утечек и мониторинга давления нагнетания.
Данная операция становится весьма сложной при ее осуществлении в подводных условиях, на морской (подводной) скважине. Эта операция предусматривает, в частности, применение подводного оборудования для безрайзерного легкого доступа к скважине (riserless light well intervention, RLWI). При использовании RLWI УБУ становится удаленным узлом, мониторинг которого затруднителен. Это усложняет определение, когда и в каком количестве требуется вводить смазку. Кроме того, с увеличением глубины, на которой находится оборудование, увеличивается длина линии подачи смазки в УБУ и, соответственно, становится все труднее нагнетать вязкую смазку в находящийся на глубине УБУ при приемлемом давлении на поверхности или при приемлемом расходе. Длинные линии подачи смазки и ее высокая вязкость создают еще большие трудности при работе в более глубоких и холодных средах.
Текущая практика нагнетания смазки к подводной скважине требует развертывания линий подачи смазки на поверхности, как это описано в US 4821799. В данном патенте для более эффективного контроля давлений нагнетания предлагается применить аккумулятор.
С нагнетанием смазки в подводный УБУ связана еще одна, более тонкая проблема, состоящая в проникновении воды. Обычно УБУ опускают на трубу лубрикатора (тросового шлюза) вместе с соответствующим инструментом. Однако при выполнении некоторых операций после опускания на талевом канате (тросе) в трубу лубрикатора системы RLWI инструментов, кабеля и др. УБУ функционирует независимо. При опускании узла УБУ на морское дно плетеный кабель проходит через УБУ. Если не подавать смазку под достаточным давлением и с достаточным расходом, чтобы скомпенсировать повышение окружающего давления и потерю смазки, уносимой проходящим кабелем, морская вода может проникнуть у кромок уплотнений УБУ в главную камеру. Если это произойдет, увеличивается риск того, что вода будет способствовать образованию внутри УБУ гидратной пробки (которая затем будет подвергаться воздействию скважинного давления и скважинных флюидов). Это будет препятствовать свободному прохождению кабеля через УБУ.
Раскрытие изобретения
Изобретение охватывает способ и устройство (нагнетатель смазки) для управления нагнетанием смазки в систему подводного доступа. При этом использование для подачи смазки нагнетателя, скомпенсированного по давлению, позволяет нагнетать смазку под давлением, превышающим наружное давление. Наружным давлением в данном случае является скважинное давление или давление воды, окружающей подводную систему, или оба этих давления.
В соответствии с одним своим аспектом изобретение пригодно для использования совместно с системой управления доступом и увеличением дебита (СУДУД), которая является полностью электрической или электрогидравлической и которая может содержать процессор, способный обрабатывать информацию и, в частности, регистрировать давление окружающей морской воды, давление внутри УБУ и ниже УБУ (т.е. давление в скважине). Как уже упоминалось, назначение смазки и УБУ состоит в формировании динамического уплотнения, которое обеспечивает создание внутри УБУ давления смазки, которое слегка превышает давление окружающей среды над скважиной или внутри нее. Выполнение этого условия требует нагнетания смазки с некоторым эмпирически определяемым и визуально контролируемым расходом. В подводных условиях обеспечение требуемого давления нагнетания усложняется длиной линии подачи смазки, идущей к находящемуся в подводном положении УБУ, так что расход определяется, по существу, путем угадывания. Часто это приводит к подаче слишком большого количества смазки, чтобы гарантированно обеспечить компенсацию при неизвестных реальных условиях.
Устранение линии подачи смазки соответствует основному принципу (использовать не более 3 линий), установленному заявителем настоящего изобретения для реализации систем RLWI в глубоководных условиях. Сокращение или исключение линий, идущих с поверхности к подводному оборудованию системы RLWI, существенно упрощает операции на глубинах более 500 м. При этом изобретение делает систему в целом нечувствительной к глубине, поскольку устраняет линию смазки, которая имеет “конечную” длину и которая при ее использовании определяет предельную операционную глубину системы.
Таким образом, преимуществом изобретения является то, что архитектура системы нечувствительна к глубине. Это снимает проблемы, связанные с определением расхода при подаче вязкой (консистентной) смазки на большие расстояния (т.е. при повышенном давлении, создаваемом насосом, расположенным на поверхности), и устраняет ущерб от потерь смазки вследствие применения экологически приемлемых сортов смазки, нагнетаемых при намного меньших дифференциальных давлениях благодаря осуществлению мониторинга. Изобретение позволяет также устранить линию, выходящую в воду. Это улучшает управление линиями и критично для глубоководных операций (на глубинах более 500 м).
Согласно изобретению обеспечивается создание способа управления нагнетанием смазки в систему подводного доступа, содержащую аккумулятор смазки, скомпенсированный по давлению. Способ по изобретению предусматривает, что давление в скважине и давление жидкости, окружающей указанную систему, считываются аккумулятором. Благодаря этому аккумулятор создает давление нагнетания смазки, превышающее оба указанных давления. При этом система подводного доступа содержит корпус, в котором находится модуль нагнетания, содержащий электродвигатель, насос и аккумулятор для подачи смазки, а способ включает операции обеспечения связи с датчиком наружного давления, получения сигналов от указанного датчика и управления насосом для регулирования давления нагнетания смазки с его установкой на уровне, превышающем наружное давление.
В соответствии с одним аспектом изобретения датчик наружного давления может определять давление окружающей среды, например давление морской воды. В соответствии с другим аспектом датчик наружного давления может определять устьевое давление.
Согласно одному из аспектов изобретения модуль нагнетания в первом режиме присоединяют к системе управления доступом для получения команд от находящейся на поверхности станции управления. Во втором режиме может быть обеспечено автономное функционирование указанного модуля с отсоединением его от СУДУД. В одном из вариантов питание в автономном режиме осуществляют от батареи, установленной в корпусе.
Согласно другому аспекту изобретения обработку сигналов от датчика давления осуществляют в системе управления доступом. Согласно еще одному аспекту обработку сигналов от датчика давления можно осуществлять в процессоре указанного модуля. Смазку можно удалять с подводного оборудования и возвращать ее в аккумулятор для подачи смазки.
Изобретение относится также к нагнетателю смазки для нагнетания смазки в систему подводного доступа, содержащему корпус с аккумулятором смазки и гибкий трубопровод нагнетания смазки, подведенный к указанной системе. Нагнетатель смазки согласно изобретению выполнен скомпенсированным по давлению и способным обеспечивать давление, превышающее скважинное давление и/или давление снаружи системы подводного доступа. Он содержит насос с приводным электродвигателем, подсоединенный к гибкому трубопроводу нагнетания смазки, по меньшей мере, один датчик давления, определяющий скважинное давление и/или давление снаружи скважины, а также блок управления нагнетанием, управляющий различными компонентами для придания нагнетателю скомпенсированности по давлению. Согласно одному аспекту изобретения нагнетатель может быть скомпенсирован по давлению с помощью аккумулятора с пассивной компенсацией по давлению. Согласно другому аспекту нагнетатель содержит подведенную к аккумулятору линию пополнения смазки, подключаемую к дистанционно управляемому аппарату. Еще в одном аспекте нагнетатель может содержать устройство удаления смазки, связанное с подводной системой, и линию возврата смазки в нагнетатель. Нагнетатель может содержать также второй насос со вторым электродвигателем.
Нагнетатель может иметь также две отдельные зоны нагнетания смазки в подводную систему. Согласно одному из аспектов он может быть связан с УБУ. Корпус может быть выполнен в виде автономного модуля нагнетания, прикрепленного к УБУ. Согласно другому аспекту блок управления содержит процессор и запоминающее средство, а нагнетатель может содержать источник электропитания, который может представлять собой батарею или гибкий кабель. Согласно еще одному аспекту нагнетатель может содержать модуль управления операциями по повышению дебита скважины.
Краткое описание чертежей
Далее изобретение будет описано со ссылками на прилагаемые чертежи.
На фиг.1 схематично изображена подводная система доступа, установленная на подводную скважину.
На фиг.2 представлена схема модуля нагнетания смазки при работе в режиме связи с СУДУД.
На фиг.3 представлена схема модуля нагнетания смазки при работе в автономном режиме.
Осуществление изобретения
На фиг.1 схематично изображена подводная лубрикаторная установка согласно изобретению, закрепленная на подводной скважине 5, которая проходит в подземную формацию и снабжена устьевой елкой 6, смонтированной на устье скважины, и выкидной линией, и/или гибким трубопроводом 7, идущим к системе подготовки продукции к транспортированию. Подводная лубрикаторная установка (тросовый шлюз) содержит противовыбросовый превентор 11, трубу 12 лубрикатора и управляемый бесконтактный уплотнитель (УБУ) 13.
Лубрикаторная установка содержит также систему 15 управления доступом и увеличением дебита (СУДУД) с отдельным гибким трубопроводом 17, идущим с поверхности. В известных системах смазка нагнетается по гибкому трубопроводу 17, а затем по линии 23 в УБУ 13, чтобы поддерживать уплотнение вокруг плетеного каната или кабеля относительно окружающей морской воды.
В первом варианте изобретения, представленном на фиг.1, модуль 21 нагнетания смазки связан с УБУ 13 (т.е. прикреплен к нему). В этом варианте линия 23 содержит электрический кабель, который связывает модуль 21 нагнетания смазки с системой 15 СУДУД. Модуль нагнетания смазки, будучи присоединенным к УБУ, может подниматься и опускаться вместе с ним, причем он способен функционировать в автономном режиме. В другом варианте (не изображен) модуль нагнетания смазки выполнен как часть СУДУД. В этом случае линия 23 будет содержать как электрические кабели, так и шланги, причем смазка подается в УБУ именно по этой линии.
Изобретение ставит своей задачей исключить линию нагнетания смазки, идущую с поверхности, заменив ее заполненной смазкой емкостью (аккумулятором), скомпенсированной (скомпенсированным) по глубине. Модуль 21 нагнетания смазки содержит аккумулятор 31 смазки, функционально связанный линией 33 с насосом 35. Выход линии 37 смазки, идущей от насоса, присоединен к УБУ 13. Насос приводится в действие электродвигателем 36. Первый кабель 32 питания соединяет СУДУД с электродвигателем 36, связанным с насосом 35. Линия 37 смазки содержит обратный клапан 43, запорный клапан 44, а также датчик 45 давления и температуры.
Вариант, показанный на фиг.2, содержит также второй насос 38, связанный с электродвигателем 39, к которому подведен отдельный питающий кабель 34. Вторая линия 41 смазки соединяет данный насос с УБУ. Аналогично первой линии вторая линия 41 смазки содержит обратный клапан 46, запорный клапан 47, а также передатчик 48 давления и температуры. Второй насос введен для создания в системе избыточности (резервирования) на случай выхода из строя первого насоса 35. Он также позволяет получить за счет одновременной работы обоих насосов более высокую производительность нагнетания смазки в экстренных ситуациях. Насосы могут использоваться совместно и в тех редких случаях, когда кабель (канат) проходит через УБУ с очень высокой скоростью и может потребоваться больше смазки, чем ее может подать одна группа электродвигатель/насос.
В качестве альтернативы смазка может удаляться с кабеля на его выходе из УБУ и возвращаться в контейнер в составе модуля. Это иллюстрируется на фиг.2 линией 52 возврата смазки, ведущей в емкость 54. При таком выполнении смазка не будет выпускаться в окружающую среду. Однако настоящее изобретение способно обеспечить точный контроль расхода смазки, чтобы минимизировать ее использование, так что количества смазки, сбрасываемые в море, будут очень малы
В дополнение, может быть предусмотрена линия 22 пополнения смазки, подключаемая к дистанционно управляемому аппарату (ДУА), чтобы пополнять в случае необходимости количество смазки в емкости, например, при проведении работ большой длительности.
В процессе функционирования система СУДУД отслеживает давление снаружи, в УБУ и в скважине и компенсирует потери смазки, периодически включая первый насос 35 или оба насоса 35, 38, подающие смазку в УБУ. Давление в смазке тщательно отслеживается, и насос (насосы) регулируется (регулируются) так, чтобы создавать очень маленький дифференциал давления между УБУ и скважиной.
Тщательное отслеживание давления in situ минимизирует потребность в смазке, поскольку позволяет поддерживать минимальное дифференциальное давление. В этих условиях становится практичным применить подводную емкость вместо того, чтобы пользоваться завышенными оценками требуемого объема смазки и пытаться подать этот объем по линии подачи смазки. Поддерживание минимального дифференциального давления уменьшает также количество смазки, проходящей между уплотнительных элементов УБУ в скважину и/или в окружающую среду. Смазка от двух насосов 35 и 38 может нагнетаться в УБУ в двух зонах (при открывании одной или обеих линий смазки, чтобы компенсировать скорость кабеля и соответствующую потерю смазки). Имеется также третья линия 51 нагнетания смазки, проходящая ниже УБУ и служащая в случае необходимости для лучшего управления дифференциальным давлением между УБУ и скважиной.
Во втором варианте изобретения, показанном на фиг.3, модуль нагнетания смазки снабжен собственным блоком 60 управления, сконфигурированным как автономная версия системы управления. Автономный блок 60 управления содержит процессор и запоминающее средство (не изображены) и предпочтительно питается от батареи 62. При таком выполнении управление электрическими узлами вынесено из системы СУДУД при сохранении функций мониторинга (отслеживания) и управления нагнетанием смазки в УБУ. Данный вариант обеспечивает упрощение конструкции узла УБУ, т.к. устраняет необходимость в подводных электрических соединениях в составе линии 23 (фиг.1), после того как УБУ был отдельно спущен на дно и присоединен к остальной части системы безрайзерного доступа (RLWI). Кроме того, подобная автономность придает данному блоку еще два новых свойства. Во-первых, при опускании узла УБУ на морское дно он осуществляет независимый мониторинг повышения давления морской воды и может производить настройку путем нагнетания смазки в УБУ под давлением, лишь слегка превышающим давление окружающей среды, чтобы предотвратить проникновение морской воды в полость УБУ и избежать проблем, связанных с отложением гидратов. Батарейное питание обеспечивает автономность блока управления. Во-вторых, если надводное судно должно уйти и/или произойдет разрыв кабеля вне УБУ с отключением системы управления, поддержание давления внутри УБУ за счет нагнетания смазки будет продолжаться (пока это позволяет батарейное питание) даже при отключении остальной части СУДУД.
Еще один аспект изобретения связан с самой смазкой. Текущая практика состоит в применении какой-либо консистентной смазки на основе нефтяных масел (нефтяной смазки), обладающей достаточной сцепляемостью, чтобы удерживаться на поверхности уплотнений УБУ и шероховатой наружной поверхности кабеля, создавая псевдогладкую поверхность на плетеном кабеле. Однако такой подход создает свою собственную “утечку в окружающую среду”, когда покрытый смазкой кабель выходит из верхней части УБУ в процессе подъема кабеля (каната). Кроме того, окружающая среда в виде морской воды может иметь температуру, составляющую всего 4°C, что может приводить к возрастанию вязкости смазки или к ее затвердеванию. Чтобы смягчить эту проблему, изобретение предусматривает замену нефтяной смазки на смазку на основе рыбьего жира с существенным уменьшением вязкости и устранением выбросов углеводородов в окружающую среду.
Изобретение было описано применительно к неограничивающим вариантам его осуществления. Однако специалисту должно быть понятно, что в эти варианты могут быть внесены различные изменения и модификации, не выходящие за пределы объема изобретения, определенного в прилагаемой формуле.
Claims (22)
1. Способ управления нагнетанием смазки в систему подводного доступа, содержащую аккумулятор смазки, скомпенсированный по давлению, причем давление в скважине и давление жидкости, окружающей указанную систему, считываются аккумулятором, в результате чего он создает давление нагнетания смазки, превышающее указанные давления, а система подводного доступа содержит корпус, в котором находится модуль нагнетания, содержащий электродвигатель, насос и аккумулятор для подачи смазки, при этом способ включает операции обеспечения связи с датчиком наружного давления, получения сигналов от указанного датчика и управления насосом для регулирования давления нагнетания смазки с его установкой на уровне, превышающем наружное давление.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что датчик наружного давления определяет давление окружающей среды, например давление морской воды.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что датчик наружного давления определяет устьевое давление.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что модуль нагнетания в первом режиме присоединяют к системе управления доступом для получения команд от находящейся на поверхности станции управления, а во втором режиме обеспечивают автономное функционирование указанного модуля с отсоединением его от системы управления доступом и увеличением дебита.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что питание в автономном режиме осуществляют от батареи, установленной в корпусе.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что обработку сигналов от датчика давления осуществляют в системе управления доступом.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что обработку сигналов от датчика давления осуществляют в процессоре указанного модуля.
8. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что удаляют смазку с подводного оборудования и возвращают ее в аккумулятор для подачи смазки.
9. Нагнетатель смазки для нагнетания смазки в систему подводного доступа, содержащий корпус с аккумулятором смазки и гибкий трубопровод нагнетания смазки, подведенный к указанной системе, отличающийся тем, что является автономным модулем нагнетания, присоединяемым к указанной системе, и выполнен скомпенсированным по давлению и способным обеспечивать давление, превышающее скважинное давление и/или давление снаружи системы подводного доступа, при этом нагнетатель содержит насос с приводным электродвигателем, подсоединенный к гибкому трубопроводу нагнетания смазки, по меньшей мере, один датчик давления, определяющий скважинное давление и/или давление снаружи скважины, и блок управления, управляющий различными компонентами для придания нагнетателю скомпенсированности по давлению.
10. Нагнетатель по п.9, отличающийся тем, что скомпенсирован по давлению с помощью аккумулятора с пассивной компенсацией по давлению.
11. Нагнетатель по п.9, отличающийся тем, что содержит подведенную к аккумулятору линию пополнения смазки, подключаемую к дистанционно управляемому аппарату.
12. Нагнетатель по п.9, отличающийся тем, что содержит устройство удаления смазки, связанное с подводной системой, и линию возврата смазки в нагнетатель.
13. Нагнетатель по п.9, отличающийся тем, что содержит второй насос со вторым электродвигателем.
14. Нагнетатель по п.9, отличающийся тем, что имеет, по меньшей мере, две отдельные зоны нагнетания смазки в подводную систему.
15. Нагнетатель по п.9, отличающийся тем, что связан с управляемым бесконтактным уплотнителем.
16. Нагнетатель по п.9, отличающийся тем, что корпус выполнен в виде автономного модуля нагнетания, прикрепленного к управляемому бесконтактному уплотнителю.
17. Нагнетатель по п.9, отличающийся тем, что блок управления содержит процессор и запоминающее средство.
18. Нагнетатель по п.9, отличающийся тем, что содержит источник электропитания.
19. Нагнетатель по п.18, отличающийся тем, что источник электропитания представляет собой батарею.
20. Нагнетатель по п.18, отличающийся тем, что источник электропитания представляет собой гибкий кабель.
21. Нагнетатель по п.9, отличающийся тем, что содержит модуль управления операциями по повышению дебита скважины.
22. Нагнетатель по п.9, отличающийся тем, что содержащаяся в нем смазка является смазкой на основе рыбьего жира.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20072797 | 2007-06-01 | ||
NO20072797A NO328389B1 (no) | 2007-06-01 | 2007-06-01 | Fremgangsmate og anordning for smoremiddelinjisering i et undersjoisk intervensjonssystem |
PCT/NO2008/000191 WO2008147216A2 (en) | 2007-06-01 | 2008-05-30 | Subsea intervention system |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2009146878A RU2009146878A (ru) | 2011-07-20 |
RU2469177C2 true RU2469177C2 (ru) | 2012-12-10 |
Family
ID=40075684
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009146878/03A RU2469177C2 (ru) | 2007-06-01 | 2008-05-30 | Способ управления нагнетанием смазки и нагнетатель смазки |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP2156012B1 (ru) |
AT (1) | ATE520860T1 (ru) |
AU (1) | AU2008257821B2 (ru) |
BR (1) | BRPI0812364B1 (ru) |
CA (1) | CA2689095C (ru) |
NO (1) | NO328389B1 (ru) |
RU (1) | RU2469177C2 (ru) |
WO (1) | WO2008147216A2 (ru) |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8220553B2 (en) * | 2009-10-26 | 2012-07-17 | Neil Crawford | Subsea grease system and method of operating said system |
EP2607611B1 (en) | 2011-12-22 | 2023-10-18 | Baker Hughes Energy Technology UK Limited | Grease delivery system |
US20140196906A1 (en) * | 2012-11-27 | 2014-07-17 | Lane Elenburg | Latching system for well swabbing tools |
US9341042B2 (en) | 2013-06-09 | 2016-05-17 | Richard Machina | Stop loss tool for wellheads |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA1239090A (en) * | 1985-01-21 | 1988-07-12 | Bernard Gregov | Subsea bop stack control system |
SU1458553A1 (ru) * | 1987-02-17 | 1989-02-15 | Гомельское Специальное Конструкторско-Технологическое Бюро Сейсмической Техники С Опытным Производством | Лубрикатор |
US4821799A (en) * | 1988-05-10 | 1989-04-18 | Otis Engineering Corporation | Grease injection control system |
SU1509513A1 (ru) * | 1986-07-10 | 1989-09-23 | Азербайджанский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения | Способ герметизации усть скважины под давлением при производстве тросовых работ с инструментами или приборами и устройство дл его осуществлени |
GB2233365A (en) * | 1989-06-23 | 1991-01-09 | Otis Eng Co | Sub-sea wireline grease control system |
EP0959225A2 (en) * | 1998-05-19 | 1999-11-24 | Elmar Services Limited | Pressure control apparatus |
WO2000008295A1 (en) * | 1998-08-03 | 2000-02-17 | Deep Vision Llc | An apparatus and method for killing a subsea well |
-
2007
- 2007-06-01 NO NO20072797A patent/NO328389B1/no unknown
-
2008
- 2008-05-30 AU AU2008257821A patent/AU2008257821B2/en active Active
- 2008-05-30 EP EP08766906A patent/EP2156012B1/en active Active
- 2008-05-30 RU RU2009146878/03A patent/RU2469177C2/ru active
- 2008-05-30 WO PCT/NO2008/000191 patent/WO2008147216A2/en active Application Filing
- 2008-05-30 AT AT08766906T patent/ATE520860T1/de not_active IP Right Cessation
- 2008-05-30 CA CA2689095A patent/CA2689095C/en active Active
- 2008-05-30 BR BRPI0812364-0A patent/BRPI0812364B1/pt active IP Right Grant
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA1239090A (en) * | 1985-01-21 | 1988-07-12 | Bernard Gregov | Subsea bop stack control system |
SU1509513A1 (ru) * | 1986-07-10 | 1989-09-23 | Азербайджанский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения | Способ герметизации усть скважины под давлением при производстве тросовых работ с инструментами или приборами и устройство дл его осуществлени |
SU1458553A1 (ru) * | 1987-02-17 | 1989-02-15 | Гомельское Специальное Конструкторско-Технологическое Бюро Сейсмической Техники С Опытным Производством | Лубрикатор |
US4821799A (en) * | 1988-05-10 | 1989-04-18 | Otis Engineering Corporation | Grease injection control system |
GB2233365A (en) * | 1989-06-23 | 1991-01-09 | Otis Eng Co | Sub-sea wireline grease control system |
EP0959225A2 (en) * | 1998-05-19 | 1999-11-24 | Elmar Services Limited | Pressure control apparatus |
WO2000008295A1 (en) * | 1998-08-03 | 2000-02-17 | Deep Vision Llc | An apparatus and method for killing a subsea well |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2008147216A2 (en) | 2008-12-04 |
WO2008147216A3 (en) | 2009-03-19 |
ATE520860T1 (de) | 2011-09-15 |
EP2156012A2 (en) | 2010-02-24 |
AU2008257821B2 (en) | 2014-03-13 |
EP2156012B1 (en) | 2011-08-17 |
BRPI0812364A2 (pt) | 2015-02-03 |
CA2689095C (en) | 2015-02-03 |
RU2009146878A (ru) | 2011-07-20 |
CA2689095A1 (en) | 2008-12-04 |
BRPI0812364B1 (pt) | 2018-02-06 |
AU2008257821A1 (en) | 2008-12-04 |
NO20072797L (no) | 2008-12-02 |
NO328389B1 (no) | 2010-02-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20090151956A1 (en) | Grease injection system for riserless light well intervention | |
RU2468202C2 (ru) | Система управления | |
US8684089B2 (en) | Method and system for circulating fluid in a subsea intervention stack | |
US8444344B2 (en) | Temporary containment of oil wells to prevent environmental damage | |
US8978767B2 (en) | Subsea well intervention lubricator and method for subsea pumping | |
US7150325B2 (en) | ROV retrievable sea floor pump | |
RU2469177C2 (ru) | Способ управления нагнетанием смазки и нагнетатель смазки | |
AU2014242685B2 (en) | Method and apparatus for subsea well plug and abandonment operations | |
BR112012008998B1 (pt) | Sistema de cartucho de massa lubrificante submarino e método para utilização de um sistema de cartucho de massa lubrificante submarino | |
NO20140379A1 (no) | Dobbel strippeanordning | |
US9068402B2 (en) | Drilling mud recovery system | |
US20170026085A1 (en) | Resident ROV Signal Distribution Hub | |
US10087728B2 (en) | Method and apparatus for installing and removing an electric submersible pump | |
US10196865B2 (en) | Method and system for lubricating riser slip joint and containing seal leakage | |
US20240093565A1 (en) | Subsea grease injection system | |
US10304591B1 (en) | Reel cooling method | |
US20200300068A1 (en) | Integration of in-well wetmate esp motor connector with high pressure hydraulic line | |
CN103930644B (zh) | 延长井口的使用寿命的方法及装置 | |
NO347676B1 (en) | Subsea Control Unit | |
WO2015127524A1 (pt) | Instalação para utilização de fluido de controle como fluido de barreira para motores elétricos acoplados a bombas submarinas | |
KR20150011083A (ko) | Bop 테스트 장치 및 방법 |