Патенты автора Исхаков Альберт Равилевич (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для цементирования хвостовика в открытом и обсаженном стволе скважины. Техническим результатом является создание надежной, мало модульной и простой в применении конструкции, обеспечивающей повышение эффективности крепления хвостовика за счет повышения качества цементной крепи посредством совмещения операций цементирования и вращения обсадного хвостовика, а также гарантированного отсоединения колонны труб от хвостовика независимо от его длины и сложности профиля ствола скважины. Заявленная подвеска хвостовика содержит корпус с верхней частью, включающей сальниковое устройство с как минимум тремя манжетами и подвесной пробкой, установленной внутри нижней части сальникового устройства на срезаемых винтах. Пробка содержит проходной канал, посадочное седло под сбрасываемую с устья скважины пробку и посадочный конус, выполненный на нижней части подвесной пробки для посадки в седло стоп-кольца, присоединенной к нижней части корпуса. В верхней части сальникового устройства выше манжет выполнено как минимум два силовых штифта, расположенных друг напротив друга, толщиной, обеспечивающей возможность выдержки как минимум весовой нагрузки спускаемого в скважину хвостовика, а нижняя часть корпуса в верхней части оснащена как минимум двумя сквозными пазами с соответствующими карманами с возможностью совмещения с силовыми штифтами сальникового устройства. 3 ил.

Изобретение относится к отцепному устройству хвостовика. Отцепное устройство хвостовика содержит корпус с верхней частью, включающей сальниковое устройство. Внутри нижней части сальникового устройства расположена подвесная пробка на срезаемых винтах с проходным каналом и посадочным седлом под сбрасываемую с устья скважины пробку. В нижней части подвесной пробки выполнен посадочный конус для посадки пробки в седло стоп-кольца. Верхняя часть корпуса отцепного устройства хвостовика содержит резьбовую часть с возможностью присоединения устройства к транспортировочной колонне труб. Нижняя часть корпуса содержит наружную резьбу с возможностью соединения с хвостовиком. В верхней части сальникового устройства выше манжет выполнены углубления с ограничителями по краям, расположенные друг напротив друга. В углублениях установлены подвижные плашки с выступом, выполненным в форме радиально скошенного флажка и прижатые к ограничителям пружинами. Нижняя часть корпуса оснащена как минимум двумя сквозными пазами с возможностью совмещения с подвижными плашками сальникового устройства. Технический результат заключается в обеспечении возможности вращения хвостовика при спуске его в скважину и в процессе цементирования, в повышении эффективности цементирования хвостовика, в возможности гарантированного отсоединения колонны труб от хвостовика независимо от его длины в любом интервале скважины. 4 ил.

Группа изобретений относится к способу цементирования стеклопластиковой обсадной колонны с вращением и вращающемуся устройству для его осуществления. Способ цементирования стеклопластиковой обсадной колонны с вращением включает предварительное наворачивание на нижнюю часть стеклопластиковой обсадной колонны с помощью резьбового соединения устройства для цементирования. Затем в скважину спускают стеклопластиковую обсадную колонну. Осуществляют разгрузку обсадной колонны на забой на величину веса колонны, последовательную закачку в стеклопластиковую обсадную колонну буферной жидкости, тампонажного раствора и его продавку буровым раствором. До спуска стеклопластиковой обсадной колонны в скважину в составе колонны выше устройства для цементирования устанавливают вращающееся устройство для цементирования. Вращающееся устройство для цементирования стеклопластиковой обсадной колонны включает корпус, состоящий из подвижной и неподвижной частей. Подвижная часть корпуса включает верхнюю и нижнюю части корпуса. Верхняя часть оснащена верхней внутренней резьбой для соединения с ниппелем стеклопластиковой колонны и нижней наружной резьбой для соединения с нижней частью корпуса с нижним уступом с радиальной канавкой, в которую установлены металлические шары в количестве, необходимом для заполнения радиальной канавки по окружности. Неподвижная часть корпуса выполнена в виде внутренней части корпуса с характерным наружным выступом по всему диаметру устройства, имеющим сверху и снизу зеркально-выполненные радиальные канавки с установленными в них металлическими шарами, и как минимум четырьмя проточками с установленными в них уплотнительными кольцами. Технический результат заключается в повышении эффективности цементирования стеклопластиковой обсадной колонны за счет фиксации стеклопластиковой обсадной колонны в скважине и возможности ее вращения во время цементирования. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при производстве водонабухающих пакеров. Термостойкий водонабухающий пакер включает корпус и набухающий материал. Набухающий материал выполнен четырехслойным с прослоями в каждом слое, с исходным материалом первого прослоя первого слоя, приклеенным к корпусу, и со всеми исходными материалами всех слоев, подвергнутых совместной и одновременной вулканизации. В качестве первого слоя набухающего материала использованы от 2 до 5 прослоев общей толщины в пределах от 6 до 15 мм исходного материала, имеющего увеличение объема при набухании в пресной воде в течение 8 суток на 1,5-2,0% и термостойкость 250-260 °С, в качестве исходного материала первого слоя использована смесь, масс. ч.: каучуковое связующее 100; вулканизующая группа 10,0-15,0; наполнители 6,0-10,0; природный силикат магния 16,0-17,0; алюмосиликатные полые микросферы 12,0-20,0; пластификатор 16,0-19,0. В качестве второго слоя набухающего материала использованы от 4 до 12 прослоев общей толщины в пределах от 8 до 18 мм исходного материала, имеющего увеличение объема при набухании в пресной воде в течение 8 суток на 150-200% и термостойкость 240-250 °С, в качестве исходного материала второго слоя использована смесь, включающая, масс. ч.: каучуковое связующее 100; вулканизующая группа 10,0-15,0; наполнители 6,0-10,0; природный силикат магния 10,0-12,0; алюмосиликатные полые микросферы 10,0-16,0; пластификатор 16,0-19,0; водопоглощающий анионный полимер акриламида 50,0-100. В качестве третьего слоя набухающего материала использованы от 2 до 8 прослоев общей толщины в пределах от 10 до 20 мм исходного материала, имеющего увеличение объема при набухании в пресной воде в течение 8 суток на 350-400% и термостойкость 230-240 °С, в качестве исходного материала использована смесь, включающая, масс. ч.: каучуковое связующее 100; вулканизующая группа 10,0-15,0; наполнители 6,0-10,0; природный силикат магния 4,0-8,0; пластификатор 16,0-19,0; водопоглощающий анионный полимер акриламида 50,0-80,0; полиакриламид 100,0-200,0. В качестве четвертого слоя использованы от 2 до 8 прослоев общей толщины в пределах от 10 до 20 мм исходного материала, имеющего увеличение объема при набухании в пресной воде в течение 8 суток на 250-350% и термостойкость 240-250 °С, в качестве исходного материала использована смесь, включающая, масс. ч.: каучуковое связующее 100; вулканизующая группа 10,0-15,0; наполнители 12,0-24,0; природный силикат магния 4,0-8,0; пластификатор 16,0-19,0; водопоглощающий анионный полимер акриламида 200,0-280,0. Техническим результатом является повышение термостойкости пакера.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для цементирования обсадной колонны в скважине. Устьевой модуль для цементирования обсадной колонны в скважине включает полый корпус с присоединительными резьбами на концах и с боковым каналом, сообщенным с выполненной напротив кольцевой проточкой, снаружи перекрытой втулкой, снабженной боковым патрубком. Корпус выполнен составным, состоящим из двух ступенчато выполненных верхней и нижней частей, соединённых между собой на резьбе. Боковой канал выполнен в верхней части корпуса, с двух сторон от бокового канала на наружной поверхности верхней части корпуса выполнены кольцевые проточки полукруглой формы. На внутренней поверхности втулки с двух сторон от бокового патрубка выполнены кольцевые проточки полукруглой формы с возможностью совмещения с кольцевыми проточками корпуса и образования кольцевых каналов круглой формы. На втулке выполнены радиальные каналы цилиндрической формы, сообщенные с её кольцевыми проточками полукруглой формы с возможностью прохождения через вышеупомянутые кольцевые каналы круглой формы металлических шариков с образованием шарикоподшипников, закрываемые пробкой. Предлагаемый устьевой модуль имеет простую конструкцию, является эффективным в работе за счет снижения трудоемкости монтажных и демонтажных работ и обеспечения возможности многократного использования без замены деталей, а также повышает надежность работы. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам установки и цементирования хвостовиков в буровой скважине. Способ включает спуск в скважину на колонне технологических труб с отцепным механизмом хвостовика, установку его в требуемом интервале, промывку интервала установки хвостовика, цементирование хвостовика с вращением, отсоединение при помощи отцепного механизма технологических труб с подъемом перед ожиданием твердения цемента, вымыв излишка цементного раствора и буферной жидкости над головой хвостовика и ожидание твердения цемента. Предварительно в составе хвостовика на обсадные трубы устанавливают следующую компоновку снизу-вверх: ограничительные кольца, центратор, вращатель потока с эластичными лопастями длиной не менее 1 м, центратор, ограничительные кольца с возможностью свободного осевого и радиального перемещения центраторов между ограничительными кольцами. В процессе цементирования через хвостовик в затрубное пространство прокачивают два одинаковых объема цементного раствора, при этом сначала закачивают первый объем цементного раствора с пониженной плотностью не более 1700 кг/м3, затем - второй объем цементного раствора с повышенной плотностью 1800 кг/м3 и более. Повышается эффективность цементирования хвостовика в скважине, качество крепления хвостовика на всем протяжении бокового или горизонтального ствола, создается полноценное цементное кольцо по всему диаметру ствола скважины. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам для цементирования стеклопластиковой обсадной колонны в стволе скважины. Способ цементирования включает спуск в скважину стеклопластиковой обсадной колонны, цементирование последовательной закачкой в стеклопластиковую обсадную колонну буферной жидкости, тампонажного раствора и его продавку буровым раствором. Предварительно стеклопластиковую обсадную колонну оснащают обратным клапаном на высоте 50-55 м от забоя скважины, обратный клапан устанавливают таким образом, чтобы при воздействии на него давления потока жидкости из затрубного пространства дроссель обратного клапана открывался внутрь стеклопластиковой обсадной колонны, сообщая затрубное пространство с внутренним пространством стеклопластиковой обсадной колонны, а при движении жидкости в обратном направлении обратный клапан герметично закрывался. Первые 50 м нижней части стеклопластиковой обсадной колонны составляют из стальных труб с резьбовым соединением, идентичным всей колонне труб, спуск стеклопластиковой обсадной колонны осуществляют на глубину, превышающую 50-55 м от запланированной, цементирование производят в два этапа. На первом этапе в стеклопластиковую обсадную колонну при закрытом обратном клапане последовательно закачивают буферную жидкость, тампонажный раствор в количестве, необходимом для заполнения заколонного и внутреннего пространства нижней части стеклопластиковой обсадной колоны на высоту, не превышающую уровень установки обратного клапана, который затем продавливают продавочной жидкостью в количестве, необходимом для оставления цементного столба внутри нижней части стеклопластиковой обсадной колонны, далее колонну оставляют под рабочим давлением на время ожидания затвердевания цемента продолжительностью не менее 4 часов. На втором этапе производят обратное цементирование верхней незацементированной стеклопластиковой обсадной колонны последовательной закачкой в затрубное пространство буферной жидкости, тампонажного раствора через обратный клапан, по завершении процесса цементирования стеклопластиковую обсадную колонну оставляют под давлением на время ожидания затвердевания цемента продолжительностью не менее 4 часов. Технический результат заключается в повышении эффективности цементирования стеклопластиковой обсадной колонны, в надежной фиксации стеклопластиковой обсадной колонны за счет предварительного крепления нижней части колонны в скважине и удерживания стеклопластиковой обсадной колонны внутри нефтяных и газовых скважин. Также обеспечивается исключение всплытия колонны в процессе цементирования, возможность производить цементирование тампонажным раствором любой плотности. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к способу и устройству для цементирования хвостовика в скважине. Способ цементирования хвостовика в скважине включает присоединение нижней части корпуса устройства для цементирования с хвостовиком отцепным устройством через верхнюю часть корпуса устройства для цементирования хвостовика к нижнему концу транспортировочной колонны труб, спуск в скважину хвостовика на заданную глубину, закачку в транспортировочную колонну труб расчетного объема тампонажного раствора, пуск с устья скважины вслед за последней порцией тампонажного раствора продавочной пробки и продавку ее продавочной жидкостью до фиксации ее в посадочном седле сердечника блока конических манжет, создание избыточного давления с дальнейшим срезом винтов и перемещением подвесной цементировочной пробки в компоновке с блоком конических манжет под действием повышенного давления вниз до стоп-кольца и получения сигнала о завершении процесса цементирования, промывку излишков тампонажного раствора промывочной жидкостью и отсоединение транспортировочной колонны труб. Отцепное устройство выполняют в виде как минимум двух срезных элементов, выше и ниже срезных элементов на равном расстоянии от них выполняют радиальные проточки, которые оснащают герметизирующими манжетами. Верхнюю часть корпуса соединяют с нижней частью корпуса с возможностью их синхронного вращения за счет взаимодействия наружных выступов верхней части корпуса с пазами, выполненными на торце нижней части корпуса. Подвесную цементировочную пробку устанавливают в кольцевом сужении верхней части корпуса и фиксируют относительно верхней части корпуса при помощи срезных винтов, после их среза под действием давления перемещают подвесную цементировочную пробку вниз до посадки в стоп-кольцо, установленное в нижней части хвостовика, для чего внутренний диаметр поверхности нижней части корпуса, контактирующей с подвесной цементировочной пробкой, выбирают равным внутреннему диаметру спускаемого в скважину хвостовика. Технический результат заключается в повышении эффективности цементирования хвостовика за счет повышения качества цементной крепи, совмещения операций цементирования и вращения хвостовика, гарантированного отсоединения колонны труб от хвостовика независимо от его длины и в любом интервале скважины с любой сложностью и направлением ствола. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Заявлены способ установки вращающегося хвостовика в скважине и устройство для установки вращающегося хвостовика в скважине. Техническим результатом является создание надежной и простой в применении конструкции устройства, а также эффективного способа установки вращающегося хвостовика, обеспечивающего доставку хвостовика в скважину. Способ установки вращающегося хвостовика в скважине включает присоединение нижней части корпуса устройства с хвостовиком отцепным устройством через верхнюю часть корпуса устройства для цементирования к нижнему концу транспортировочной колонны труб. Также включает спуск в скважину хвостовика на заданную глубину. Также способ включает закачку в транспортировочную колонну труб расчетного объема тампонажного раствора. Также включает пуск с устья скважины вслед за последней порцией тампонажного раствора продавочной пробки и продавку ее продавочной жидкостью до фиксации ее в посадочном седле блока конических манжет. Также способ включает создание избыточного давления с дальнейшим срезом винтов и перемещением подвесной цементировочной пробки в компоновке с блоком конических манжет под действием повышенного давления вниз до стоп-кольца и получения сигнала о завершении процесса цементирования. Также способ включает промывку излишков тампонажного раствора промывочной жидкостью и отсоединение транспортировочной колонны труб. Устройство дополнительно оснащают манжетной частью с наружной резьбой снизу. Манжетную часть сверху оснащают конусным штоком со сквозными пазами в верхней части и радиальным углублением. Отцепное устройство выполняют в виде как минимум двух срезных элементов толщиной, обеспечивающей возможность выдержки весовой нагрузки спускаемого в скважину на манжетной части корпуса хвостовика. Выше и ниже срезных элементов на равном расстоянии от них выполняют радиальные проточки. На поверхности нижней части корпуса выполнены наружные выступы с возможностью совмещения со сквозными пазами верхней части корпуса. Внутренний диаметр поверхности нижней части корпуса, контактирующей с подвесной цементировочной пробкой, выбирают равным внутреннему диаметру спускаемого в скважину хвостовика. После получения сигнала о завершении процесса цементирования сначала производят отсоединение транспортировочной колонны труб посредством разгрузки хвостовика на забой на вес, превышающий вес хвостовика не менее чем на 150%, затем транспортировочную колонну труб приподнимают на высоту не менее 10 м и после этого производят промывку излишков тампонажного раствора до полного выхода на устье остатков тампонажного раствора с интервала головы хвостовика с одновременным расхаживанием и вращением транспортировочной колонны труб. Промывку головы хвостовика от излишков тампонажного раствора производят как прямым способом через трубное пространство транспортировочной колонны труб, так и обратным через затрубное пространство, после отсоединения транспортировочной колонны труб скважину оставляют на ожидание затвердевания цемента и проводят перфорирование хвостовика. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в процессе строительства скважин, имеющих изменяющийся диаметр. Центратор для обсадной колонны включает центрирующие металлические пластины, закрепляемые равномерно по периметру на верхнем и нижнем кольцах, ограничительные верхнее и нижнее кольца, установленные на обсадной колонне сверху и снизу центратора, с полостями. Верхнее ограничительное кольцо выполнено с кольцевой внутренней выборкой, обращенной в сторону кольца центратора, которое вставлено в кольцевую выборку верхнего ограничительного кольца с возможностью продольного перемещения под действием расширяющихся металлических пластин и фиксации в таком положении. На верхнем кольце выполнено утолщение, в котором выполнена радиальная проточка, в которую установлено стопорное кольцо. В центральной части центрирующих металлических пластин выполнено углубление с возможностью установки в него стального кольца. Обеспечивается повышение надежности работы центратора обсадной колонны и расширение его эксплуатационных возможностей за счет возможности свободного прохождения в узких участках и выхода в рабочем положении в расширенном участке ствола скважины, обособленной наличием стволов с изменяющимися диаметрами. 7 ил.

Группа изобретений относится к способам и устройствам для крепления хвостовика в скважине для последующего проведения гидроразрыва пласта через хвостовик. Способ включает присоединение нижней части корпуса устройства с хвостовиком отцепным устройством через верхнюю часть корпуса устройства для цементирования хвостовика к нижнему концу транспортировочной колонны труб, спуск в скважину хвостовика на заданную глубину, закачку в транспортировочную колонну труб расчетного объема тампонажного раствора, пуск с устья скважины вслед за последней порцией тампонажного раствора продавочной пробки и продавку ее продавочной жидкостью до фиксации ее в посадочном седле блока конических манжет, создание избыточного давления с дальнейшим срезом винтов и перемещением подвесной цементировочной пробки в компоновке с блоком конических манжет под действием повышенного давления вниз до стоп-кольца и получения сигнала о завершении процесса цементирования, промывку излишков тампонажного раствора промывочной жидкостью и отсоединение транспортировочной колонны труб. Отцепное устройство выполняют в виде как минимум двух срезных элементов, выше и ниже срезных элементов на равном расстоянии от них выполняют радиальные проточки с герметизирующими манжетами. Подвесную цементировочную пробку устанавливают в кольцевом сужении установочной втулки верхней части корпуса и фиксируют относительно установочной втулки при помощи срезных винтов, после их среза под действием давления перемещают подвесную цементировочную пробку вниз до посадки в стоп-кольцо, установленное в нижней части хвостовика, для чего внутренний диаметр поверхности нижней части корпуса, контактирующей с блоком конических манжет подвесной цементировочной пробки, выбирают равным внутреннему диаметру спускаемого в скважину хвостовика. На торце верхней части корпуса выполняют встречные шлицы, а на торце нижней части – пазы с возможностью их совмещения. На торце нижней части корпуса с внутренней стороны выполняют конусную проточку. После отсоединения транспортировочной колонны труб скважину оставляют на ожидание затвердевания цемента и проводят перфорирование хвостовика, далее в скважину спускают герметизирующий узел с конусным окончанием, оснащенный кольцевыми герметизирующими манжетами, с возможностью совмещения с конусной проточкой нижней части корпуса, проводят гидравлический разрыв пласта. Технический результат заключается в создании надежной, маломодульной и простой в применении конструкции, обеспечивающей доставку хвостовика в скважину, повышение эффективности крепления хвостовика за счет повышения качества цементной крепи, совмещения операций крепления и вращения хвостовика, гарантированного отсоединения колонны труб от хвостовика независимо от его длины и в любом интервале скважины с любой сложностью и направлением ствола, а также создание герметичного стыка хвостовика с рабочей колонной для гарантированного и качественного проведения гидроразрыва пластов через хвостовик. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам цементирования колонны из стеклопластиковых обсадных труб в стволе скважины. Техническим результатом является повышение эффективности цементирования стеклопластиковых обсадных труб, качества и надежности цементирования. Способ цементирования стеклопластиковых обсадных труб включает спуск в скважину колонны из стеклопластиковых обсадных труб, цементирование последовательной закачкой в колонну из стеклопластиковых обсадных труб буферной жидкости, тампонажного раствора и их продавку буровым раствором. Предварительно на нижнюю стеклопластиковую обсадную трубу с помощью резьбового соединения наворачивают устройство, включающее полый корпус, выполненный в виде патрубка и оснащенный как минимум тремя симметрично расположенными сквозными боковыми отверстиями, направленными вниз, в нижней части дополнительно оснащенный башмаком с внутренним уступом, а с внутренней стороны - втулкой с внутренней конусной проточкой в верхней части, установленной на как минимум двух срезных штифтах, с возможностью перекрытия в транспортном положении сквозных боковых отверстий корпуса и возможностью посадки сбрасываемого шара, и цементировочную корзину, жестко установленную с наружной стороны корпуса, в виде пружинного центратора с эластичной брезентовой манжетой с внутренней стороны в нижней части цементировочной корзины с возможностью совпадения и перекрытия сквозных боковых отверстий корпуса эластичной брезентовой манжетой, затем в муфтовое соединение между патрубком и колонной из стеклопластиковых обсадных труб устанавливают обратный клапан с внутренним проходным диаметром, превышающим диаметр сбрасываемого шара, и подпружиненным дросселем, затем собранную компоновку в составе колонны из стеклопластиковых обсадных труб спускают в скважину до достижения проектной глубины, после спуска до проектной глубины внутрь колонны с устья сбрасывают шар, продавливают его буровым раствором до посадки в конусную проточку втулки, далее на верхнюю стеклопластиковую обсадную трубу устанавливают цементировочную головку. Также заявлено устройство для осуществления способа. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к цементированию обсадных колонн. Запорный клапан для обсадной колонны содержит корпус, герметично зафиксированный в муфтовом соединении колонны труб, с цементировочными отверстиями для прохода цементного раствора, запорную втулку, установленную внутри корпуса над цементировочными отверстиями и зафиксированную срезными элементами. Корпус выполнен в виде стакана, цементировочные отверстия выполнены в донной его части. Донная часть стакана оснащена герметизирующей прокладкой с отверстиями, совпадающими с цементировочными отверстиями стакана, в нижней внутренней части стакана выполнена конусная проточка с возможностью размещения стопорного кольца. Запорная втулка снабжена цементировочными отверстиями, не совпадающими с цементировочными отверстиями донной части стакана. В верхней части запорной втулки выполнено седло с возможностью посадки продавочной пробки. В нижней части запорной втулки выполнено герметизирующее эластичное кольцо. На наружной стенке запорной втулки выполнены цилиндрические расточки с возможностью установки герметизирующего эластичного кольца и стопорного кольца. Достигается технический результат – повышение надежности и герметичности клапана. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области строительства нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для ступенчатого цементирования обсадной колонны в две ступени. Муфта для ступенчатого цементирования обсадной колонны в скважине включает полый корпус с внутренним уступом и с присоединительными резьбами на концах. К верхней резьбе присоединен переводник, цементировочные отверстия закрыты разрушаемыми элементами, уплотнительные кольца установлены выше цементировочных отверстий. Запирающая заслонка установлена внутри корпуса выше цементировочных отверстий и снабжена фиксатором в виде разрезного пружинного кольца. Разбуриваемое посадочное седло установлено внутри запирающей заслонки, закрепленной срезаемым штифтом к кольцу, установленному в стыке между корпусом и его переводником. Корпус выполнен утолщенным, с выполненными на его наружной поверхности продольными пазами. Цементировочные отверстия выполнены между продольными пазами и снабжены подпружиненными клапанами, работающими на открытие с внутренней стороны корпуса. Корпус седла клапана установлен герметично и с наружной стороны снабжен опорной площадкой для пружины клапана с выполненными отверстиями для прохода цементного раствора. Разрушаемые элементы, закрывающие цементировочные отверстия, выполнены в виде срезаемых стаканов, установленных с внутренней стороны корпуса. Срезаемые стаканы закрыты пробкой и жестко закреплены к корпусу седла клапана или выполнены заодно с корпусом седла клапана. В верхней части запирающей заслонки выполнена внутренняя проточка, образующая уступ с возможностью размещения разбуриваемого посадочного седла с ответным выступом под уступ запирающей заслонки. Достигается технический результат – повышение надежности за счет обеспечения высокой герметичности закрытия цементировочных отверстий с обеих сторон – заслонкой и клапаном. 6 ил.

Изобретение относится к способам и устройствам для цементирования стеклопластиковой обсадной трубы в стволе скважины. Техническим результатом является повышение эффективности, качества и надежности цементирования стеклопластиковой обсадной трубы, за счет гарантированной фиксации стеклопластиковой обсадной трубы в скважине, и исключение ее всплытия в процессе цементирования. Способ цементирования стеклопластиковой обсадной трубы включает спуск в скважину стеклопластиковой обсадной трубы, последовательную закачку в стеклопластиковую обсадную трубу буферной жидкости, тампонажного раствора и его продавку буровым раствором. Предварительно на нижнюю часть стеклопластиковой обсадной трубы с помощью резьбового соединения наворачивают устройство для цементирования стеклопластиковой обсадной трубы. Устройство включает корпус, состоящий из нижней части и верхней части с наружной резьбой и срезными элементами. Корпус с наружной резьбой в верхней части оснащен как минимум двумя ограничительными штифтами и конусной проточкой, заканчивающейся характерным уступом в нижней части корпуса. Корпус дополнительно оснащен башмачной частью, выполненной в форме башмака, которая оснащена как минимум двумя вертикальными пазами с возможностью совмещения с ограничительными штифтами корпуса при срезании срезных элементов и ограниченном осевом движении корпуса вниз. Устройство оснащено минимум тремя лапами с насечками по концам с наружной стороны и конусной проточкой, выполненной зеркально по отношению к конусной проточке в нижней части корпуса и характерным уступом с наружной стороны, установленными на оси и поджатыми пружинами. Устройство оснащено сквозными промывочными отверстиями между лапами. После спуска стеклопластиковой обсадной трубы до проектной глубины и ее фиксации в скважине осуществляют ее разгрузку на забой на величину веса трубы. Также заявлено устройство для реализации способа цементирования стеклопластиковой обсадной трубы. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к цементированию обсадных колонн. Клапан для обсадной колонны содержит корпус с осевым каналом, седло с осевым и боковыми каналами и ограничительную втулку. Боковые каналы седла выполнены радиальными, внутренняя полость корпуса оснащена кольцевой выборкой, сообщающей верхнюю и нижнюю внутренние полости клапана через радиальные каналы седла, и кольцевой проточкой. Седло снабжено выступами на нижнем торце, оснащено стопорным кольцом и зафиксировано срезными штифтами с возможностью ограниченного продольного перемещения вниз при посадке продавочной пробки и фиксации в кольцевой проточке. В нижней части седла установлены уплотнительные элементы, имеющие возможность герметичного перекрытия радиальных каналов седла. Ограничительная втулка снабжена впадинами и оснащена кольцевым уступом, ограничивающим перемещение седла вниз. Достигается технический результат – упрощение конструкции клапана, повышение надежности и эффективности цементирования обсадной колонны. 3 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для спуска обсадной колонны в осложненный уступами и кавернами ствол скважины в процессе ее строительства. Башмак для обсадной колонны включает полый цилиндрический корпус с присоединительной резьбой в верхней части для соединения с обсадной колонной и углублением в нижней части корпуса. С наружной стороны нижней части полого цилиндрического корпуса по периметру установлено как минимум два цилиндрических штифта. Нижняя часть полого цилиндрического корпуса оснащена полым эксцентричным наконечником, имеющим на поверхности сквозные продольные винтовые пазы с возможностью совмещения с цилиндрическими штифтами полого цилиндрического корпуса. С внутренней стороны полого эксцентричного наконечника выполнено углубление c возможностью установки рабочей пружины и взаимодействия одного конца рабочей пружины с полым эксцентричным наконечником, а углубление в нижней части полого цилиндрического корпуса выполнено с внутренней стороны корпуса с возможностью установки рабочей пружины и взаимодействия другого конца рабочей пружины с полым цилиндрическим корпусом. Обеспечивается повышение надежности спуска и установки обсадной колонны в осложненном стволе скважины, в том числе и при наличии крутых уступов в интервалах кавернообразований, повышение эффективности работы, снижение трудозатрат на изготовление многочисленных узлов устройства. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к цементированию обсадных колонн. Клапан для обсадной колонны включает жестко установленную втулку и седло. Втулка установлена в нижней части клапана, оснащена внутренней конусной проточкой в нижней части, промывочными и центральным отверстиями. Седло размещено выше втулки, зафиксировано срезными штифтами с возможностью осевого перемещения вниз и оснащено промывочными отверстиями и центральным отверстием с резьбой. В центральном отверстии установлен запорный герметизирующий элемент, представляющий собой металлический цилиндр с закрепленными на нем расправляющимися пластинами. С наружной стороны пластин прикреплена резиновая герметизирующая юбка, имеющая возможность раскрытия и герметичного перекрытия промывочных отверстий втулки при движении седла посредством среза штифтов после посадки в него продавочной пробки. Достигается технический результат – повышение эффективности работы клапана для обсадной колонны за счет создания надежного и герметичного перекрытия нижней части обсадной колонны от проникновения цемента внутрь обсадной колонны после окончания цементирования. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для закрепления технологических средств наружной оснастки на стеклопластиковых обсадных трубах, спускаемых в скважину. Технический результат – надежная и бережная фиксация стопорного устройства на стеклопластиковой трубе. Стопорное устройство для крепления технологической оснастки на стеклопластиковой обсадной трубе содержит муфту с внутренней кольцевой проточкой, при этом муфта выполнена в виде двух полуколец, образующих разъемное кольцо и соединенных между собой осью с одной стороны и фиксирующим замком с другой стороны. Во внутренней кольцевой проточке последовательно установлены четыре стальных сектора с резиновым покрытием, на поверхность которых с внутренней стороны нанесен мелкий абразивный материал или наждачная лента с крупной абразивной крошкой на тканевой основе и которые закреплены на поверхности разъемного кольца через каждые 45° поджимными болтами. При этом максимальный наружный диаметр стопорного устройства с учетом оси, фиксирующего замка и поджимных болтов в рабочем положении не превышает значений наружного диаметра муфты обсадной трубы. 3 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для спуска обсадной колонны в ствол скважины в процессе ее строительства для прохождения уступов и кавернозных участков. Технический результат – повышение надежности спуска и установки обсадной колонны в осложненном стволе скважины, повышение ударной прочности и износостойкости башмака. Башмак для обсадной колонны включает полый цилиндрический корпус с присоединительной резьбой в верхней части. В нижней части полого цилиндрического корпуса выполнены направляющие пазы и углубления c возможностью установки рабочих пружин. Полый цилиндрический корпус снабжен тремя подвижными направляющими плашками со сквозными отверстиями под углом к оси полого цилиндрического корпуса. Причем подвижные направляющие плашки расположены по окружности корпуса через 120°C и имеют внутренние технологические глухие отверстия, в которые упираются нижние части рабочих пружин. На месте смыкания направляющих пазов жестко установлена торцевая цилиндрическая заглушка со сквозным центральным отверстием грибкового вида с выступами на нижней части, позволяющими удерживать подвижные направляющие плашки в корпусе. 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в процессе строительства скважин. Технический результат – повышение надежности работы центратора обсадной колонны и расширение его эксплуатационных возможностей за счет возможности свободного вращения обсадной колонны в процессе цементирования. Центратор обсадной колонны для ее вращения при цементировании содержит корпус, установленный на обсадной трубе, выполненный из пружинной стали и включающий верхний и нижний пояса в виде цилиндрических колец, соединенных с центрирующими ребрами, равномерно расположенными по окружности и выгнутыми по дуге в плоскости образующих выпуклостью наружу, и снабженный ограничителями перемещения корпуса. Ограничители перемещения неподвижно установлены на обсадной трубе и выполнены в виде колец с резьбовыми отверстиями, в которых установлены фиксирующие винты, взаимодействующие с обсадной трубой. Верхний и нижний пояса центратора в виде цилиндрических колец оснащены равномерно расположенными по окружности колец посадочными местами с внутренним конусом, в которые установлены стальные шары с возможностью взаимодействия с обсадной трубой. При этом с наружной стороны цилиндрические кольца оснащены предохранительными кольцами, исключающими выпадение стальных шаров из посадочных мест. На внешних поверхностях центрирующих ребер нанесены продольные насечки. 2 ил.

Изобретение относится к устройству для цементирования обсадных колонн в осложненных условиях. Техническим результатом является повышение эффективности цементирования обсадной колонны в скважине. Устройство для цементирования обсадных колонн в осложненных условиях включает составной корпус с верхней и нижней частями, каналы для прохождения растворов между верхней и нижней частями. Верхняя и нижняя части корпуса устройства представляют собой два отдельных внутренних цилиндра – верхний и нижний с наружной резьбой, а каналы для прохождения растворов между верхним и нижним внутренними цилиндрами выполнены в виде резинового рукава. Резиновый рукав закреплен к верхнему и нижнему внутренним цилиндрам путем зажатия концов резинового рукава верхним и нижним прижимными цилиндрами с внутренней резьбой соответственно. На нижнем конце нижнего прижимного цилиндра и на верхнем конце верхнего прижимного цилиндра выполнены конусные направляющие расточки, обеспечивающие направленное движение цементного раствора внутрь резинового рукава с возможностью его расширения в радиальном направлении. В верхнем и нижнем внутренних цилиндрах выполнены внутренние проходные проточки, расположенные по окружности цилиндров через 90°. Нижний внутренний цилиндр закреплен к обсадной трубе с помощью прижимных винтов. Верхний внутренний цилиндр находится в свободном состоянии с возможностью перемещения вдоль оси трубы вниз под действием гидростатического столба жидкости после окончания цементирования. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при цементировании обсадной колонны в горизонтальной скважине. Технический результат – повышение эффективности цементирования за счет исключения образования продольных каналов в сводовой части сечения горизонтальной скважины. Способ включает спуск в пробуренный ствол скважины компоновки для цементирования, состоящей из колонного башмака и колонны обсадных труб, промывку скважины при спуске компоновки, закачку и продавку цементного раствора в заколонное пространство. Предварительно определяют седиментационную устойчивость цементного раствора и размеры канала в сводовой части сечения скважины после седиментации цементного раствора, процент набухания гранул из водонабухающего материала при взаимодействии с фильтратом цементного раствора. Перед закачкой цементного раствора в скважину в него добавляют гранулы из водонабухающего материала с плотностью, меньшей плотности цементного раствора и возможностью набухания при взаимодействии с фильтратом цементного раствора и в объеме, позволяющем герметично перекрыть каналы в сводовой части сечения скважины после седиментации цементного раствора.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу цементирования обсадной колонны в стволе скважины с обратной циркуляцией тампонажного раствора. Технический результат - расширение технологических возможностей и повышение эффективности и надежности способа за счет более полного замещения бурового раствора тампонажным раствором за обсадной колонной с получением сплошного и герметичного цементного кольца по всей длине обсадной колонны. По способу осуществляют спуск в ствол скважины обсадной колонны. Закачивают тампонажный раствор в пространство между обсадной колонной и стволом скважины. Объем тампонажного раствора принимают по предварительно вычисленному объему пространства между стволом скважины и обсадной колонной. При этом после спуска в ствол скважины обсадной колонны труб внутрь обсадной колонны труб закачивают техническую жидкость в количестве, равном объему внутреннего пространства обсадной колонны труб. Дополнительно устанавливают шаровый кран между цементировочной головкой и ведущей бурильной трубой. В качестве цементировочной головки используют вращающуюся цементировочную головку. В процессе закачки тампонажного раствора с постоянным вращением обсадной колонны производят ее расхаживание на высоту 1–1,5 м со скоростью не более 1 м/с раз до окончания процесса цементирования. Осуществляют постоянное вращение обсадной колонны труб по часовой стрелке со скоростью 10–12 об/мин с помощью ротора буровой установки или верхнего силового привода. Вращением обсадной колонны создают вихревое движение потока тампонажного раствора. Контролируют обратную циркуляцию скважинной жидкости через поворотный кран цементировочной головки. 1 ил.

Изобретение относится к области строительства нефтяных скважин, а именно к способам цементирования обсадной колонны в скважине с остаточным или частичным поглощением бурового раствора или с аномально низким пластовым давлением. Техническим результатом является повышение эффективности способа цементирования обсадной колонны. Способ включает последовательную закачку моющей буферной жидкости и порций цементного раствора. При этом последовательно закачивают две порции цементного раствора, первую порцию цементного раствора закачивают плотностью 1520–1544 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства в скважине в интервале от устья до 100 м от забоя, при этом первая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь, понизитель водоотдачи – ПВС-ВР или ПВА, пеногаситель – ПЕНТА-465 или «FOBR» и воду, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента, облегчающего инертного наполнителя – вспененных микрогранул стекла фракций 0,1–1,5 мм или мелкопористых пенокерамических сферических гранул той же фракции, и фиброволокна размером волокон 3–6 мм диаметром 22–35 мкм при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: портландцемент 100; облегчающий инертный наполнитель – вспененные микрогранулы стекла фракцией 0,1–1,5 мм или мелкопористые пенокерамические сферические гранулы той же фракцией 10–23; фиброволокно 0,1–0,6; понизитель водоотдачи ПВС-ВР или ПВА 0,5; пеногаситель ПЕНТА-465 «FOBR» 0,05; при этом соотношение сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 50 мас. ч. соответственно, далее закачивают вторую порцию цементного раствора плотностью 1585–1590 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства скважины в интервале 100 м от забоя, при этом вторая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь, ускоритель схватывания – хлористый кальций, и воду, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента, облегчающего инертного наполнителя – вспененных микрогранул стекла фракций 0,1–1,5 мм или мелкопористых пенокерамических сферических гранул той же фракции, и фиброволокна размером волокон 3–6 мм диаметром 22–35 мкм при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: портландцемент 100 облегчающий инертный наполнитель – вспененные микрогранулы стекла фракцией 0,1–1,5 мм или мелкопористые пенокерамические сферические гранулы той же фракции 10–23; фиброволокно 0,1–0,6; ускоритель схватывания – хлористый кальций 1–4; при этом соотношение сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 50 мас. ч. соответственно. 1 ил., 5 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к опорно-центрирующим устройствам, используемым в компоновке низа бурильной колонны при наклонно направленном и/или горизонтальном бурении нефтяных и газовых скважин. Технический результат - качественная очистка стенки скважины от шлама за счет направления всего потока жидкости после бурения через гидромониторные каналы. Калибратор ствола скважины включает корпус с верхней и нижней присоединительными резьбами и центральным каналом для подвода промывочной жидкости к забою, лопасти с армированными рабочими поверхностями, разделенные между собой промывочными пазами, гидромониторные каналы с соплом-насадкой на конце или без таковой, сообщенные с центральным каналом для нагнетания снизу-вверх к стенкам скважины промывочной жидкости под острым углом к оси. Центральный канал сверху имеет цилиндрическое расширение с переходным торцом снизу. Гидромониторные каналы выполнены в один ряд равномерно по периметру ниже лопастей и герметично перекрыты в транспортном положении изнутри полой втулкой, расположенной внутри цилиндрического расширения и зафиксированной в транспортном положении срезными элементами. Полая втулка снабжена сверху седлом под бросовый шарик и выполнена с возможностью после взаимодействия седла с шариком разрушения срезных элементов и перемещения вниз до переходного торца с открытием гидромониторных каналов в рабочем положении. 3 ил.

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к оборудованию для оснастки нижней части обсадной колонны. Технический результат – повышение качества цементирования обсадных колонн за счет хорошей промывки ствола скважины через центральный промывочный канал во время спуска колонны, надежное перекрытие отверстий в горизонтальном стволе башмака по окончании продавки. Колонный башмак включает корпус с центральным каналом, один конец которого предназначен для соединения с колонной труб, втулку, вставленную в другой конец корпуса, центральный канал, снизу снабженный сужением, выше которого выполнены боковые отверстия. Втулка вставлена внутрь корпуса с фиксацией срезными элементами для герметизации боковых отверстий с возможностью перемещения вниз до сужения центрального канала корпуса под действием бросового шара и открытия боковых отверстий. На наружной поверхности корпуса выполнены одинаковые винтовые выборки, сообщенные в нижней части с соответствующими боковыми отверстиями. 4 ил.

Изобретение относится к секционным разделительным пробкам для цементирования ступенчатых обсадных колонн. Техническим результатом является повышение надежности. Секционная разделительная пробка для цементирования ступенчатых обсадных колонн состоит из сердечника и связанных с ним наконечника и эластичных манжет, имеющих уплотнительную и коническую разделительную части. Манжеты изнутри подпружинены наружу пластинами. Наконечник снабжен эластичными центраторами. Расстояние по оси между верхней манжетой и нижним центратором больше, чем максимальный внутренний диаметр обсадной колонны. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости. Устройство для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости включает горизонтальный участок добывающей скважины, оборудованный фильтром. Фильтр выполнен в виде трубы, установленной снаружи коаксиально вскрытой обсадной трубы с зазором, который разбит поперечными перемычками на секции. Зазоры в некоторых секциях снабжены водонабухающим материалом. Водонабухающий материал выполнен в виде манжеты, установленной над вскрытием обсадной трубы и герметично перекрывающей изнутри фильтр в соответствующей секции. Секции изготовлены чередующимися с сообщенными с ними секциями без водонабухающей манжеты. Водонабухающая манжета выполнена с возможностью перекрытия вскрытия обсадной трубы при обводнении добываемой продукции выше технологически определенной нормы. Обсадная труба изнутри вскрытия снабжена клапаном, пропускающим внутрь. Конструкция устройства для эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости позволяет надежно перекрывать зону при обводнении добываемой продукции выше технологически определенной нормы, также исключить воздействие обводненной продукции из нижерасположенных зон на набухающие манжеты зон, расположенных выше, и их преждевременное перекрытие. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационных колонн верхних надпродуктивных интервалов труб облегченным тампонажным материалом с добавлением пеностекла. Технический результат предлагаемого изобретения заключается в улучшение качества крепления скважин за счет повышения стойкости тампонажного состава к кислотным обработкам призабойной зоны скважины при сокращении времени ожидания затвердевания цемента. Тампонажный состав для крепления продуктивной зоны скважины включает тампонажный портландцемент, абразивную добавку, причем состав дополнительно содержит пеногаситель и понизитель водоотдачи. В качестве абразивной добавки используют пеностекло, имеющее гранулометрический состав 0,35-1,5 мм, водопоглощение по объему - 2-5%, насыпную плотность гранул - 300±50 кг/м3 при следующем соотношении компонентов, мас. % от массы цемента: тампонажный портландцемент 100, пеностекло 7-13, понизитель водоотдачи 0,3-0,7, пеногаситель 0,03-0,07. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для закрепления технических средств наружной оснастки на колонне труб, спускаемой в скважину. Технический результат - повышение надежности фиксации стопорного устройства путем увеличения площади фиксаторов и их равномерного распределения по периметру трубы без ее деформации для исключения аварийных ситуаций. Стопорное устройство содержит муфту в виде кольца с внутренней выборкой под стопорный элемент, оснащенный фиксирующими выступами, обращенными к трубе. При этом стопорный элемент выполнен в виде полой втулки с конусом, сужающимся к муфте, рассеченной продольными или наклонными разрезами, которые равномерно распределены по периметру. Между втулкой и конусом выполнена кольцевая проточка - концентратор напряжения. Внутренняя выборка муфты изготовлена в виде конусной поверхности под конус стопорного элемента и выполнена с возможностью сжатия конуса при входе его внутрь до фиксации его относительно трубы. На торцевой поверхности муфты, обращенной к стопорному элементу, равномерно по окружности выполнены резьбовые отверстия, а на втулке - отверстия или выборки под болты, стягивающие муфту и стопорный элемент. 4 ил.

Изобретение относится к манжетному разобщителю пластов. Техническим результатом является создание надежного и герметичного устройства для разобщения пластов в скважине. Манжетный разобщитель пластов включает спускаемый в скважину на обсадной колонне и закрепляемый на ней стопорными элементами корпус с установленной в нем уплотнительной манжетой с верхним концом, выполненным в виде воронки. Корпус выполнен в виде центратора обсадной колонны, верхняя цилиндрическая часть которого выполнена с внутренней кольцевой проточкой, в которой установлена и закреплена стопорными элементами хвостовая часть манжеты. Манжета выполнена в виде цилиндра. Промежуток между верхней и нижней частями манжеты выполнен гофрированным в продольном направлении с условным наружным диаметром меньшим, чем диаметр ствола скважины, а в рабочем положении его диаметр больше или равен диаметру ствола скважины. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к пакерам с разбухающими материалами. Техническим результатом является создание надежной конструкции, исключающей вероятность ослабевания фиксации и прижатия пакера по истечении времени. Пакер скважинный набухающий содержит цилиндрический полый корпус с установленной снаружи разбухающей манжетой, способной увеличиваться в объеме под воздействием по меньшей мере одной предварительной определенной текучей среды, и одним или двумя якорями, выполненными в виде соединенной с корпусом пакера втулки с пластинами, которые снабжены снаружи насечками и выполнены с возможностью охвата снаружи соответствующих концов манжеты после ее набухания с фиксацией при этом относительно стенок скважины. Между втулкой якоря и торцом манжеты установлен конусный толкатель, выполненный с возможностью продольного перемещения относительно корпуса в сторону втулки при набухании манжеты с расширением пластин до прижатия их к стенкам скважины. В толкателе выполнены отверстия, сообщающие пространство у торца манжеты с внутрискважинным пространством. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к пакерам с разбухающими материалами. Техническим результатом является создание надежной конструкции, исключающей вероятность ослабевания фиксации и прижатия пакера по истечении времени. Пакер скважинный набухающий содержит цилиндрический полый корпус с установленной снаружи разбухающей манжетой, способной увеличиваться в объеме под воздействием по меньшей мере одной предварительно определенной текучей среды, и одним или двумя якорями, выполненными в виде соединенной с корпусом пакера втулки с пластинами, которые снабжены снаружи насечками и выполнены с возможностью охвата снаружи соответствующих концов манжеты после ее набухания с фиксацией при этом относительно стенок скважины. Между втулкой якоря и торцом манжеты установлен конусный толкатель, выполненный с возможностью продольного перемещения относительно корпуса в сторону втулки при набухании манжеты с расширением пластин до прижатия их к стенкам скважины. Манжета выполнена сборной, состоящей из нескольких частей, между которыми установлены кольцевые упоры, выполненные с возможностью продольного перемещения относительно корпуса при набухании манжеты. В толкателе выполнены отверстия, сообщающие пространство у торца манжеты с внутрискважинным пространством. 5 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разобщении и изоляции интервалов скважины. Техническим результатом является повышение изолирующей способности пакера. Водонабухающий пакер включает корпус, упорные кольца и уплотнительный элемент из водонабухающего полимера. Упорные кольца со стороны, противоположной уплотнительному элементу, снабжены цанговыми фиксаторами, выполненными с возможностью обжатия обжимными кольцами, с другой стороны упорные кольца снабжены канавкой около корпуса. Упорные кольца изготовлены из стали, более прочной материала стали корпуса. Сверху и снизу от упорных колец на корпусе размещены центраторы-турбулизаторы. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования. Техническим результатом является повышение изолирующей способности пакера. Способ эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования включает установку набухающего пакера на оборудовании, заполнение скважины жидкостью, в которой набухающий пакер не набухает, центрирование скважинного оборудования, спуск оборудования в скважину, замену скважинной жидкости на жидкость, в которой набухающий пакер набухает, с закручиванием потока жидкости вдоль пакера, набухание пакера и эксплуатацию оборудования с набухшим пакером. После замены скважинной жидкости организуют циклические возвратные движения жидкости с закручиванием потока в интервале установки пакера. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при производстве водонабухающих пакеров. Техническим результатом является повышение изолирующей способности пакера. Водонабухающий пакер включает корпус и набухающий материал. Набухающий материал выполнен трехслойным, в качестве первого слоя набухающего материала использованы от 2 до 5 прослоев материала, имеющего прочность при растяжении порядка 15-25 кг/см2, удлинение при разрыве порядка 65-75% и увеличение объема при набухании в воде порядка 150-200%. В качестве второго слоя набухающего материала использованы от 2 до 6 прослоев материала, имеющего прочность при растяжении порядка 20-30 кгс/см2, удлинение при разрыве порядка 45-55% и увеличение объема при набухании в воде порядка 200-250%. В качестве третьего слоя набухающего материала использованы от 2 до 8 прослоев материала, имеющего прочность при растяжении порядка 25-35 кгс/см2, удлинение при разрыве порядка 30-40% и увеличение объема при набухании в воде порядка 250-300%. Исходный материал первого прослоя первого слоя приклеен к корпусу, а все исходные материалы всех слоев подвергнуты совместной и одновременной вулканизации. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 3 пр.

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх