Патенты автора Корабельников Александр Михайлович (RU)
Обратный клапан предназначен в качестве комплектующего устройства в установке электроцентробежного насоса для добычи продукции из скважин, преимущественно с большими добычными возможностями (≥500 м3/сут). Обратный клапан снабжен верхним и нижним переводниками, причем в верхнем переводнике установлен с возможностью замены фигурный стакан для неподвижного охвата шара-клапана, а в нижнем переводнике с возможностью замены установлено посадочное седло из абразивостойкого материала с широким проходным отверстием, нижний торец фигурного стакана, обращенный в сторону седла, снабжен по меньшей мере четырьмя зубчатыми модулями для обеспечения возможности беспрепятственного входа и выхода шара-клапана во внутреннюю полость фигурного стакана, а также удержания его от автоколебаний в фигурном стакане, а шар-клапан выполнен из абразивостойкого керамического материала. В верхней части фигурного стакана выполнены боковые сквозные радиальные каналы, не менее трех, под углом α=30°…45° к оси вращения фигурного стакана. Выше посадочного седла на нижнем переводнике выполнена коническая фаска под углом β=30°…45° к оси вращения корпуса обратного клапана. Изобретение направлено на снижение скоростных потоков во внутренней полости клапана, устранение зон турбулизации потока, расширение площади сечения проходных гидравлических каналов, защиту запорного элемента от прямого абразивного воздействия откачиваемой продукции. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.
Разъединитель бурильной колонны // 2757481
Изобретение относится к изделиям нефтяного машиностроения. Технический результат – проводка стволов скважин в осложненных условиях и успешное разъединение бурильных труб с разъединительной бурильной колонной (РБК) в аварийных ситуациях. Разъединитель бурильной колонны включает пустотелый корпус, состоящий из верхней и нижней частей, соединенных цилиндрической резьбой, и выполненных в верхней и нижней частях конических замковых резьб, для соединения с бурильными трубами, кольцевое уплотнение между частями корпуса, металлическое кольцо, установленное на цилиндрической поверхности верхней части и взаимодействующее, после свинчивания, своими торцами с упорными торцами верхней и нижней частей. Верхняя и нижняя части корпуса соединены между собой геликоидальной резьбой, с шагом, обеспечивающим угол подъема винтовой линии, приближенным к углу трения на контактирующих опорных геликоидальных поверхностях, а треугольный профиль резьбы, для их опорных поверхностей, выполнен под углом ω к осевой линии резьбы. Металлическое кольцо выполнено стальным и снабжено не менее чем двумя радиальными торцовыми упорами, симметрично расположенными по окружности, которые взаимодействуют с ответными радиальными упорами, выполненными на торце нижней части корпуса, для передачи крутящего момента бурильным трубам. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к изделиям нефтяного машиностроения, а именно к резьбовым замковым коническим соединениям бурильных труб. Технический результат - увеличение ресурса работы резьбового конического соединения, возможность передачи повышенного крутящего момента бурильным трубам и компоновке низа бурильного инструмента в искривленных скважинах, повышение герметизирующей способности резьбового соединения и увеличение ресурса его работы. Резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб включает ниппельную и муфтовую части. Ниппельная часть резьбового соединения имеет участок с наружной конической нарезкой треугольного профиля и упорный торец у основания большего конуса, а меньший конус ниппельной части снабжен удлинителем. Муфтовая часть трубы имеет упорный торец и выполнена с ответной внутренней конической нарезкой и расточкой под удлинитель ниппельной части. При этом ниппельный удлинитель выполнен с наружной конусностью, соразмерной с конусностью резьбы, и снабжен винтовой нарезкой, а в муфтовой части предусмотрена ответная соосная с резьбой гладкая коническая расточка, конгруэнтная с конусом удлинителя ниппеля. Торцы ниппельной и муфтовой частей резьбового соединения выполнены с отрицательной конусностью. При этом шаг резьбовой нарезки, нанесенный на резьбовой части ниппеля, по сравнению с шагом нарезки на муфтовой части уменьшен на величину dS, определяемую по формуле dS=σт*Sм / Е, мм; где σт - предел текучести материала резьбового соединения, кг/см2; Sм - шаг резьбового соединения на муфтовой части, мм; Е - модуль Юнга материала резьбового соединения, кг/см2. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.
Изобретение относится к изделиям нефтяного машиностроения и может быть использовано при бурении глубоких нефтяных и газовых скважин, в том числе с горизонтальными участками их стволов. Резьбовое замковое коническое соединение бурильных труб включает объединенные совпадающей осью вращения ниппельную и муфтовую части, ниппельная часть трубы имеет участок с наружной конической нарезкой треугольного профиля и упорный торец у основания большего конуса, а меньший конус ниппельной части снабжен безрезьбовым удлинителем, муфтовая часть трубы имеет упорный торец и выполнена с ответной внутренней конической нарезкой и расточкой под удлинитель ниппельной части. Безрезьбовой ниппельный удлинитель выполнен коническим, а в муфтовой части предусмотрена ответная соосная с резьбой коническая расточка, конгруэнтная с безрезьбовым конусом удлинителя ниппеля, а торцы ниппельной и муфтовой частей резьбового соединения выполнены с отрицательной конусностью. Технический результат состоит в увеличении ресурса работы резьбового замкового соединения бурильных труб и показателей несущей способности резьбового соединения в условиях проводки скважин со сложными пространственными параметрами, повышении герметизирующей способности резьбового соединения. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 7 ил.
Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть использована для испытания внутренним давлением (опрессовкой) бурильных или насосно-компрессорных труб в скважине. Технический результат - упрощение конструкции, предварительная настройка устройства по давлению опрессовки, отсутствие подвижных элементов, повышение надежности работы, сокращение времени проведения опрессовочных работ. Устройство для многостадийной опрессовки подвески труб в скважине включает корпус, снабженный присоединительными резьбовыми элементами для встраивания в подвеску колонны труб, концентрически расположенную в корпусе втулку, с оснащенной посадочной поверхностью под бросовый запорный элемент. Бросовые элементы выполнены из прочного твердого коррозионно-стойкого материала шаровидной формы, с минимальным отклонением наружного диаметра от выбранного для опрессовки типоразмера устройства. Втулка преобразована во втулку-фильеру, на наружной поверхности которой выполнен конической участок, охваченный регулировочным кольцом, имеющим конгруэнтную конусность. Регулировочное кольцо установлено с возможностью осевого перемещения и внешнего сжимающего воздействия на наружный диаметр втулки-фильеры для корректировки внутреннего диаметра втулки-фильеры и изменения жесткости ее тела. Внутренняя часть втулки-фильеры, на участке с наружной конусностью, имеет локальное цилиндрическое сужение, внутренний диаметр которой выполняют с учетом требований давления опрессовки. Верхняя часть втулки-фильеры снабжена наружной резьбой для установки в корпусе устройства и обеспечения герметичности нижнего торца втулки-фильеры с упорными заплечиками корпуса устройства, через предусмотренную для этих целей прокладку. Ниже корпуса устройства с помощью резьбы закреплен контейнер для улавливания отработанных шаров. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.
СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ ПОИНТЕРВАЛЬНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В СКВАЖИНЕ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ // 2682391
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для проведения поинтервального многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в скважинах преимущественно с горизонтальным окончанием или боковых стволах реанимируемых скважин. Способ заключается в том, что определяют интервалы продуктивного пласта для последующей стимуляции притока флюида созданием трещин, спускают эксплуатационную колонну и проводят поинтервальный гидроразрыв пласта. Согласно изобретению эксплуатационная колонна комплектуется разрывными патрубками с ослабленным продольным сечением, а спуск эксплуатационной колонны с разрывными патрубками коррелируют по результатам геофизических исследований, по которым определяют интервалы для образования трещин в массиве продуктивного пласта. После спуска эксплуатационной колонны или хвостовика в скважину с разрывными патрубками производят ее цементирование и заключительные работы, а далее в скважину спускают компоновку насосно-компрессорных труб с селективным пакером в намеченный интервал стимулирования массива продуктивного пласта и после посадки пакера и подачи технологической жидкости в его компоновку под избыточным давлением разрывают тело патрубка на участке его ослабленного продольного сечения с образованием в нем технологически необходимой щели. Затем выполняют гидроразрыв намеченного интервала продуктивного пласта с закачкой расклинивающего материала, например проппанта. Также раскрыто устройство для осуществления способа. Технический результат заключается в повышении эффективности МГРП. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 6 ил.
КЛАПАН ДЛЯ ВЕДУЩЕЙ БУРИЛЬНОЙ ТРУБЫ // 2678249
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для устранения розлива бурового раствора на рабочую площадку при наращивании бурильных труб. Клапан включает цилиндрический корпус, с резьбовыми соединениями ниппельного и муфтового исполнения, с размещенными во внутренней полости клапана, со штоком, упругий элемент, размещенный в кольцевой полости, седло, для взаимодействия с клапаном. Запорный орган-клапан выполнен конусообразной формы, с заплечиками конической формы для посадки на опорный конический торец цилиндрической втулки, которая совмещена в нижней части с фонарем, обеспечивающим соосное размещение во внутренней части корпуса и прохода промывочного бурового раствора через окна фонаря, шток является продолжением запорного органа-клапана, на котором в его нижней части установлены уплотнительные манжеты, шток размещен в цилиндре во внутренней расточке которого, в верхней части, установлены уплотнительные манжеты, а в нижней части цилиндра выполнены радиальные сквозные отверстия, с наружной стороны цилиндра, соосно с его радиальными отверстиями, выполнены конусообразные лунки, для взаимодействия с коническими торцами резьбовых вкладышей, снабженных продольными осевыми отверстиями, резьбовые вкладыши ввинчены с внешней стороны корпуса, в котором, в плоскости размещения радиальных отверстий в цилиндре, выполнены радиальные отверстия с резьбой, цилиндр, в нижней части, через конусообразный фонарь с окнами соединен с центрирующим кольцом, опирающимся на бурт во внутренней полости корпуса клапана. Технический результат заключается в обеспечении повышенного ресурса клапана. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.
Способ добычи нефти с повышенным содержанием газа из скважин и устройство для его осуществления // 2667182
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти с большим содержанием газа. Технический результат – обеспечение возможности вывода малодебитных скважин с большим содержанием газа на длительный стационарный режим работы скважин с минимальными рисками срыва подачи насоса, заклинивания плунжера в цилиндре насоса. По способу при механизированнной добыче нефти с повышенным содержанием газа используют насос с потенциальной производительностью на 25-30% больше расчетного притока жидкости из пласта в скважину. После подъема из скважины жидкости в объеме жидкости глушения без остановки работы штангового насоса в межтрубное пространство из системы нефтесбора с темпом от 40% до 50% от производительности штангового насоса через устьевой клапан подают скважинную жидкость. Эту жидкость подают в течение времени, необходимого для выравнивания давлений в межтрубном пространстве и в линии нефтесбора. Затем межтрубное пространство задвижкой отсекают от линии нефтесбора. Накопленный в межтрубном пространстве газ дросселируют через газоперепускной клапан, который устанавливают на расчетной глубине по аналитическому выражению. Для поддержания оптимального динамического уровня в скважине и выполнения условия равенства притока скважинной жидкости из пласта с темпом отбора насосом попутный газ из межтрубного пространства через штуцер подают на прием штангового насоса. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 7 ил.
Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть использована при добыче нефти с большим содержанием асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти (АСПО). При фонтанном способе добычи или с помощью установок электроцентробежного насоса (УЭЦН) газожидкостный поток (ГЖП) продукции скважины, движущийся в полости НКТ, начиная с глубины начала кристаллизации парафина до устья, ускоряют до режима квадратичного течения путем перехода на транспортировку по коаксиально размещенной дополнительной подвеске НКТ «малого диаметра» (НКТмд). При этом ГЖП из ламинарного характера движения по НКТ в полости дополнительной подвески малого диаметра (НКТмд) переходит в турбулентный режим движения (режим квадратичного течения). Турбулизация потока непрерывно обновляет пристенную нефтяную пленку вместе кристаллами парафина и исключает их накопление, а по кольцевому пространству рабочих НКТ и НКТ малого диаметра, через отводы устьевой арматуры наземными насосами (селективно), подают удалители АСПО. Повышается надежность работы механизированных скважин, оборудованных УЭЦН в условиях отложения АСПО в полости НКТ. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.
