Патенты автора Зиятдинов Радик Зяузятович (RU)

Изобретение относится к средствам для герметизации устья нефтегазовых скважин. Превентор с катушкой содержит превентор с литым нижним фланцем, крепящимся герметично на опорный фланец устьевой арматуры с помощью шпилек и гаек. Опорный фланец устьевой арматуры оснащён трубодержателем. Превентор снизу оснащён катушкой, состоящей из нижнего и верхнего фланцев, соединённых между собой направляющим патрубком с помощью резьбовых соединений. Фланцы катушки выполнены с эксцентриситетом между центральными осями верхнего и нижнего фланцев. Внутренний диаметр направляющего патрубка на 20 мм превышает максимальный наружный диаметр спускаемой в скважину колонны труб или внутрискважинного оборудования. Высота направляющего патрубка обеспечивает расстояние между нижним и верхним фланцем катушки большим длин шпилек. Верхний фланец катушки выполнен присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим нижнему фланцу превентора. Нижний фланец катушки выполнен присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим опорному фланцу устьевой арматуры. Для осуществления способа установки превентора собирают оборудование и превентор с помощью шпилек и гаек. В опорный фланец устьевой арматуры устанавливают трубодержатель. Между нижним фланцем превентора и опорным фланцем устьевой арматуры герметично крепят катушку, оснащённую эксцентрично направляющим патрубком. По окончании проведения спуско-подъёмных операций с первым рядом колонны труб отворачивают крепление нижнего фланца с опорным фланцем устьевой арматуры и поворачивают катушку совместно с превентором на опорном фланце на 180° и крепят с помощью шпилек и гаек нижний фланец катушки на опорном фланце. Достигается технический результат - сокращение продолжительности последовательного спуска двух колонн труб за счет исключения разборки устьевой арматуры и демонтажа превентора. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к очистке призабойной зоны пласта нагнетательной скважины. При осуществлении способа нижний конец колонны труб спускают на высоту 1-1,5 м выше пласта, верхний конец обвязывают через трубную задвижку и тройник с насосным агрегатом и азотно-компрессорной установкой. Затрубную задвижку соединяют с выкидной линией, на которой последовательно устанавливают предохранительный клапан, устройство переключения потока жидкости излива в виде трехпозиционного переключателя, штуцерную елку, оснащенную штуцерами, штуцерными линиями и желобную емкость. Производят замену жидкости в стволе скважины на водогазовую смесь, последовательно производят циклы закачки в пласт водогазовой смеси и излива в желобную емкость. Давление закачки смеси с каждым циклом увеличивают до допустимого максимального давления на пласт или эксплуатационную колонну, при достижении максимально допустимого давления предохранительный клапан обеспечивает сброс давления в скважине, после его срабатывания выполняют излив водогазовой смеси с загрязнениями по затрубному пространству через штуцер в желобную емкость. Количество циклов соответствует количеству штуцеров с разными диаметрами, установленными в составе штуцерной елки. Переключатель потока обеспечивает переключение штуцера от большего проходного диаметра к меньшему. После выхода «чистой» водогазовой смеси в желобную емкость демонтируют оборудование на устье, доспускают колонну труб до забоя и выполняют промывку технологической жидкостью. Корпус устройства переключения потока выполнен цилиндрической формы с входным и выходными отверстиями с установленным внутри корпуса с возможностью вращения барабаном, в котором выполнен сквозной канал. Повышается эффективность очистки, исключается возникновение аварийной ситуации в скважине по причине гидроудара, упрощается реализация способа и устройства. 2 н.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтегазодобывающей промышленности, и может быть использовано при ремонте скважин с целью крепления различного устьевого оборудования на опорном фланце скважины, а также для крепления устьевого фланца при эксплуатации скважины. Крепление фланцевого соединения шпильками с сегментными элементами содержит опорный и устьевой фланцы, установленное между ними в канавках с конусными поверхностями металлическое уплотнительное кольцо, отверстия в опорном и устьевом фланцах для крепления под шпильки с гайками, ряд гаек выполнен в виде сегментных элементов, жёстко соединённых со шпильками с помощью резьбового соединения, сегментные элементы шпилек нижними торцами по всей своей площади контактируют с фланцем. Сегментные элементы, жёстко соединённые со шпильками с помощью резьбового соединения, зафиксированы стопорными винтами. С одного торца сегментные элементы оснащены пазами, а на противоположных торцах сегментных элементов выполнены шипы. Шип сегментного элемента выполнен с возможностью взаимодействия с пазом последующего сегментного элемента, а паз сегментного элемента выполнен с возможностью взаимодействия с шипом предыдущего сегментного элемента. Сегментные элементы шпилек выполнены с возможностью образования зазора между торцами сегментных элементов. Повышается надежность, снижается трудоемкость и длительность монтажа/демонтажа крепления фланцевого соединения шпильками с сегментными элементами, а также снижается металлоемкость. 5 ил.

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин, в частности к превенторам для скважин с двухрядной колонной труб, при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений, охраны недр и окружающей среды. Превентор содержит верхний и нижний фланцы, жестко соединённые с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом. В корпусе относительно осевого канала симметрично расположены верхний и нижний ряды боковых горизонтальных каналов. В каждом из боковых горизонтальных каналов с возможностью продольного перемещения установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус. Полости корпуса плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках. В плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналов размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб меньшего наружного диаметра, на верхний конец которой на устье скважины установлен в положении закрыто шаровой кран. В плашечных блоках нижних боковых горизонтальных каналов размещены трубные плашки с эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб большего наружного диаметра, на верхний конец которой на устье скважины установлен в положении закрыто шаровой кран. В плашечных блоках верхних боковых горизонтальных каналов в трубных плашках выполнены полукольцевые выборки, образующие кольцевую выборку в сомкнутом состоянии, размещённую эксцентрично относительно оси осевого канала корпуса превентора. Плашки, установленные в плашечном блоке верхних боковых горизонтальных каналов, имеют разную длину, а также разную длину хода механизма привода верхних плашек. Превентор закреплён на устьевом фланце и выполнен с возможностью размещения ниже превентора в устьевом фланце трубодержателя, оснащённого двумя эксцентрично расположенными вертикальными отверстиями большего и меньшего диаметров, обеспечивающими крепление верхних концов спущенных в скважину колонн труб большего и меньшего наружных диаметров. Наружный диаметр трубодержателя меньше вертикального осевого канала корпуса превентора. Расширяются технические возможности превентора, обеспечивается последовательный спуск и подъем двух колонн труб разного диаметра с внутрискважинным оборудованием без снятия превентора с устья скважины, а также возможность перекрытия внутренней полости колонн труб при возникновении нефтегазоводопроявлений и сокращение времени на монтаж-демонтаж превентора на устье скважины. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для опрессовки превентора на скважине и/или на стендовой скважине базы производственного обслуживания. Устройство для опрессовки превентора на скважине включает опорную трубу, проходящую через корпус превентора. Наружная поверхность опорной трубы оснащена замкнутым фигурным пазом. Напротив фигурного паза на наружной поверхности опорной трубы подвижно размещена цанга с подпружиненными наружу захватными элементами и с направляющим штифтом. Резиновая манжета размещена на опорной трубе. Опорная труба ниже цанги оснащена верхней и нижней наружными цилиндрическими выборками. На верхней наружной цилиндрической выборке расположены верхняя втулка, снаружи снабженная конусной поверхностью, сужающейся снизу вверх, и верхняя резиновая манжета. На нижней наружной цилиндрической выборке расположены металлическое кольцо, нижняя резиновая манжета и нижняя втулка с переточными каналами. Нижняя втулка жестко закреплена на нижнем конце опорной трубы. Цанга подпружиненными захватными элементами направлена вниз, которые оснащены внутренними конусными поверхностями, идентичными конусной поверхности верхней втулки, с которой они взаимодействуют в рабочем положении, после контакта подпружиненных захватных элементов цанги со стыком муфты колонны скважины. На наружной поверхности опорной трубы выполнен замкнутый фигурный паз с чередующимися продольными короткими и длинными проточками. При возвратно-поступательном перемещении цанги относительно опорной трубы направляющий штифт поочередно перемещается то в короткую проточку - транспортное положение, то в длинную проточку - рабочее положение. Затрубное пространство скважины гидравлически обвязано с насосом. На верхнем конце опорной трубы установлена задвижка. Достигается технический результат – упрощение конструкции, повышение надёжности стенда в работе, снижение трудоёмкости при работе со стендом, а также обеспечение возможности контроля наличия утечек жидкости при опрессовке превентора. 4 ил.

Изобретение относится к области машиностроения, в частности к технологической оснастке для проверки на соответствие внутреннего диаметра насосно-компрессорных труб (НКТ) допустимому, а также на наличие изогнутости труб, наличие вмятин с помощью шаблона. Техническими задачами изобретения являются расширение функциональных возможностей стенда, повышение надёжности его работы, а также снижение трудоёмкости обслуживания стенда и сокращение подготовки стенда при смене типоразмера шаблонируемой НКТ. Стенд для шаблонирования НКТ содержит основание, поперечные стойки с отверстиями для прохода шаблона, направляющие патрубки, жестко закрепленные с наружными торцами поперечных стоек напротив отверстий, ложемент для установки шаблонируемой НКТ, размещённый между поперечными стойками, гибкую тягу, жестко закрепленную на конце к шаблону, привод механизма реверсивного возвратно-поступательного перемещения, и концевые датчики положения шаблона и датчик положения, контролирующий зону шаблонирования в НКТ. Поперечные стойки оснащены продольными пазами, а торцевые части ложемента для установки шаблонируемой НКТ установлены в продольных пазах поперечных стоек с возможностью ограниченного вертикального перемещения в зависимости от диаметра шаблонируемой НКТ. Причём гибкая тяга выполнена из цепи, при этом для прохода цепи в поперечных стойках, а также в боковых поверхностях ложемента выполнены отверстия. Соосность центральных осей шаблонируемой НКТ и направляющих патрубков обеспечивается двумя грузоподъёмными механизмами, установленными на основании под нижними концами ложемента. Причём шаблон выполнен в виде цилиндра с наружной сменной полой втулкой, соединённых между собой срезным винтом, причём диаметр сменной полой втулки подбирается в зависимости от внутреннего диаметра шаблонируемой НКТ. Концевые датчики положения шаблона размещены на направляющих патрубках, а датчик положения, контролирующий зону шаблонирования в НКТ, установлен на ложементе. 5 ил., 1 табл.

Изобретение относится к оборудованию в нефтедобыче и предназначено для спуска скважинного прибора на геофизическом кабеле, входит, в частности, в состав кабельных телесистем для навигационного контроля с поверхности. Кабельный переводник содержит корпус, герметизирующую пробку с отверстием под геофизический кабель, полую втулку и накладку. Корпус выполнен из двух частей - верхней и нижней, соединенных между собой внутренней резьбой. Нижняя часть корпуса переводника выполнена с выступом. Ось полой втулки параллельна оси переводника, но расположена со смещением от нее. На верхний конец втулки надета трубка, в которую вставлен соосно корпусу переводника патрубок. В нижней части корпуса герметизирующая пробка и полая втулка размещены параллельно друг другу. Ось герметизирующей пробки параллельна оси переводника, но расположена со смещением от оси корпуса переводника и совпадает с осью полой втулки. Герметизирующая пробка выполнена из двух разрезных эластичных манжет с установленным между манжетами разрезным металлическим кольцом. Кольцо и манжеты выполнены с разрезом под установку геофизического кабеля. Полая втулка снизу и сверху выполнена с эксцентричными фланцами. Эксцентричные фланцы оснащены радиальными вырезами от периферии к центру, обеспечивающими размещение в вырезах геофизического кабеля. Верхний эксцентричный фланец установлен на полой втулке с возможностью вертикального осевого перемещения и поджатия герметизирующей пробки, а нижний эксцентричный фланец жестко закреплен к полой втулке. На верхний конец полой втулки со смещением от оси втулки, но при этом ось трубки совпадает с осью корпуса переводника, с помощью резьбового соединения навернута трубка, с возможностью создания усилия нижним торцом трубки на верхний эксцентричный фланец и далее на герметизирующую пробку. Трубка снаружи напротив геофизического кабеля оснащена коническим скосом, а сверху в трубку вставлен патрубок. Патрубок установлен соосно корпусу переводника и оснащен сверху наружной резьбой, обеспечивающей крепление патрубка к верхней части корпуса. На верхней части корпуса переводника установлена накладка для крепления геофизического кабеля, при этом сверху в нижней части корпуса переводника по внутренней резьбе выполнена канавка под геофизический кабель. Нижняя часть переводника снизу оснащена упором. Обеспечивается упрощение конструкции переводника, повышение надежности его работы, снижение себестоимости изготовления и сокращение продолжительности сборки. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к защитному барьеру привода штангового скважинного насоса. Защитный барьер 9 для головки балансира станка-качалки содержит, с возможностью съемной фиксации к стойке 4 станка-качалки, две панели 10, 11, соединенные между собой. Панели 10, 11 выполнены П-образного сечения, оснащены продольными пазами 12, 13 и выполнены из пластмассового материала. В верхней части панелей 10, 11 выполнены вырезы по центру, обеспечивающие прохождение головки балансира при работе. В верхней и в нижней частях барьера 9 панель 10 оснащена поперечными пазами 15, а панель 11 оснащена отверстиями 17, выполненными напротив пазов 15. Панели 10, 11 закреплены между собой болтовыми соединениями 19, которые установлены в совмещенные между собой пазы 15 с отверстиями 17, с возможностью регулирования положения панелей 10, 11 относительно друг друга. Изобретение направлено на упрощение конструкции устройства, обеспечивающей безаварийную эксплуатацию, и разработку универсальной конструкции, имеющей возможность монтажа устройства на стойки разных типоразмеров станков-качалок, а также снижение стоимости изготовления устройства и металлоемкости, веса конструкции. 5 ил.

Изобретение относится к устройствам для работы с гибкими металлическими трубами при бурении горизонтального участка ствола скважины нефтяных и газовых скважин. Соединитель гибкой трубы с забойным оборудованием содержит корпус с внутренней резьбой в нижней части для соединения с забойным оборудованием. Средняя часть корпуса на внутренней поверхности имеет кольцевые проточки под уплотнительные кольца. В верхней части корпуса выполнена внутренняя коническая поверхность основанием конуса вверх. Во внутренней конической поверхности корпуса размещён клиновой захват, выполненный в виде клиновых плашек, расположенных в зазоре между внутренней конической поверхностью верхней части корпуса и наружной стенкой гибкой металлической трубы. Внутри гибкой металлической трубы установлен жёсткий металлический патрубок. Клиновой захват выполнен в виде соединения «ласточкин хвост». На внутренней конической поверхности корпуса выполнены пазы, в которые установлены клиновые плашки с возможностью ограниченного перемещения в пределах пазов. При этом угол конической поверхности корпуса к центральной оси корпуса составляет 15°. Внутренняя поверхность клиновых плашек выполнена рифлёной и закалённой. На верхний торец корпуса закреплено нажимное кольцо, взаимодействующее с верхними торцами клиновых плашек. Нажимное кольцо оснащено сквозными отверстиями, а на верхнем торце корпуса выполнены резьбовые отверстия для крепления нажимного кольца к верхнему торцу корпуса болтами, установленными в сквозные отверстия нажимного кольца. Обеспечивается упрощение конструкции устройства, повышение надежности фиксации соединения: гикая труба – соединитель - забойное оборудование, а также исключение ограничения прохождения устройства по диаметру ствола скважины, упрощение сборки-разборки устройства. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к оборудованию для извлечения оборванных штанг из колонны насосно-компрессорных труб, находящихся в скважине. Ловитель насосных штанг на канате включает полый корпус с цилиндрической выборкой на внутренней поверхности и обратной воронкой снизу, поджатые внутрь пружиной и расположенные в выборке полого корпуса плашки, оснащенные снизу наклонными участками на внутренней поверхности, сверху посредством муфты к полому корпусу соединен груз, выполненный в виде полой колонны труб, а на груз навернута кабельная головка, соединенная с канатом. Полый корпус состоит из нижней, средней и верхней секций, жестко соединенных между собой. Нижняя секция оснащена обратной воронкой. Каждая секция полого корпуса оснащена внутренней цилиндрической выборкой. Во внутренние цилиндрические выборки секций полого корпуса установлены плашки с наклонными участками, состоящие из трех сухарей. Снаружи каждая плашка с наклонным участком оснащена пружинным разрезным кольцом, поджимающим сухари плашек внутрь. Усилие сжатия пружинных разрезных колец, сжимающих внутрь плашки в каждой секции полого корпуса, уменьшается сверху вниз. Проходные диаметры d1; d2; d3 плашек, установленных в каждой секции полого корпуса, уменьшаются снизу вверх. Вес груза больше максимального разжимного усилия пружинного разрезного кольца. Технический результат заключается в повышении надежности работы ловителя, разработке универсальной конструкции ловителя под типоразмер оборванной колонны насосных штанг диаметром от 19 до 25 мм, находящейся в скважине, а также расширении функциональных возможностей ловителя и исключении затрат на обслуживание ловителя перед спуском в скважину. 5 ил.

Изобретение относится к устройству для очистки насосных штанг. Устройство для очистки насосных штанг содержит корпус, состоящий из нижней и верхней частей с узлом их фиксации относительно друг друга. Корпус выполнен с центральным отверстием с возможностью его крепления с помощью резьбы на устье скважины. В полости корпуса расположен очищающий элемент, а в верхней части корпуса выполнена прорезь, сопрягающаяся с центральным отверстием. Очищающий элемент жестко зафиксирован между нижней и верхней частями корпуса, выполнен в виде кольцевой обоймы, состоящей из двух кольцевых сегментов, образующих кольцевую полость, в которой размещена двухступенчатая эластичная манжета, внутри армированная С-образным металлическим кольцом. Первая ступень меньшего диаметра плотно охватывает снаружи поверхность тела штанги, а вторая ступень большего диаметра плотно охватывает снаружи поверхность муфты штанги. Узел фиксации нижней и верхней частей корпуса выполнен в виде двух фиксаторов, расположенных под углом 180° между собой. Каждый из фиксаторов состоит из штока, а также расположенных друг под другом нижнего полого цилиндра с внутренней резьбой, приваренного к нижней части корпуса, и верхнего полого цилиндра, приваренного к верхней части корпуса. В нижней части шток снабжен наружной резьбой под внутреннюю резьбу нижнего полого цилиндра. На верхний конец штока приварено кольцо, а к верхней части корпуса под углом 180° по отношению друг к другу приварены две ручки. Техническими задачами изобретения являются повышение качества очистки поверхности насосных штанг от нефти, снижение потерь нефти при очистке, упрощение конструкции очищающего устройства, снижение стоимости изготовления очищающего устройства, исключение загрязнения нефтью рабочей площадки, работающей техники, устьевого оборудования и окружающей территории скважины, улучшение условий труда обслуживающего персонала. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам перекрытия устья скважины при проведении спуска-подъема колонны труб с целью предотвращения падения в скважину посторонних предметов, а также для очистки труб от скважинной жидкости, поднимаемой из скважины. Техническим результатом является упрощение конструкции, повышение надёжности работы устройства и качества очистки поверхности труб и муфт колонны труб НКТ или БТ, поднимаемых из скважины, а также исключение потерь времени при прохождении муфт колонны труб через устройство. Устьевой самоцентрирующийся обтиратор содержит корпус с центральным отверстием и с прорезью, сопрягающейся с центральным отверстием. Корпус оснащён отверстиями для крепления обтиратора на устье скважины. Внутри корпуса установлен обтирающий элемент, выполненный в виде эластичной манжеты, закреплённой между верхним и нижним металлическими кольцами с помощью штифтов. Эластичная манжета оснащена центральным отверстием и радиальными разрезами. Корпус снизу оснащён внутренней цилиндрической выборкой, в которую с возможностью вращения относительно корпуса, а также с возможностью ограниченного осевого и радиального перемещения относительно корпуса установлен обтирающий элемент. Эластичная манжета обтирающего элемента, оснащённая центральным отверстием, выполнена двухступенчатой: сверху меньшим диаметром – d1 под тело колонны труб, а снизу большим диаметром – d2 под муфту трубы. Верхняя ступень двухступенчатой эластичной манжеты диаметром – d1 оснащена радиальными разрезами. Верхняя ступень диаметром – d1 двухступенчатой эластичной манжеты имеет большую толщину – h1, чем толщина h2 нижней ступени диаметром – d2. В корпусе сверху и снизу под углом 180° по отношению друг к другу и со смещением 45° выполнены два ряда резьбовых отверстий под шпильки для крепления обтиратора сверху к спайдеру, а снизу к устьевому фланцу скважины. Внутренние диаметры – Dк верхнего и нижнего металлических колец больше или равны внутреннему проходному диаметру – Dс эксплуатационной колонны скважины. 2 ил.

Изобретение относится к устройству для очистки геофизического кабеля. Устройство содержит полый цилиндрический корпус c цилиндрическим отверстием, кольцевую обойму, образующую в сомкнутом по плоскостям разъема состоянии центральное отверстие для прохода очищаемого геофизического кабеля, эластичную манжету. Полый цилиндрический корпус от боковой поверхности к центру имеет радиальную прорезь шириной h. Кольцевая обойма выполнена в виде двух полуцилиндров, установленных в цилиндрическое отверстие полого цилиндрического корпуса. Внутренние поверхности полуцилиндров, образующие в сомкнутом по плоскостям разъема состоянии центральное отверстие, оснащены полукольцевыми зубчатыми насечками, а эластичная манжета размещена в полом цилиндрическом корпусе выше кольцевой обоймы и выполнена трубчатой с радиальным разрезом от периферии к центру. Сверху эластичная манжета имеет возможность поджатия с помощью резьбового соединения относительно кольцевой обоймы втулкой, ввернутой сверху в полый цилиндрический корпус. Втулка оснащена радиальной прорезью шириной a от периферии к центру. Ширины h и а, соответственно радиальной прорези полого цилиндрического корпуса и втулки, больше диаметра d очищаемого геофизического кабеля. Снизу полый цилиндрический корпус оснащён двумя продольными пазами, расположенными под углом 180 градусов по отношению друг к другу. Полый цилиндрический корпус посредством Г-образных штырей c зазором фиксируется на устьевом фланце скважины. Полый цилиндрический корпус выполнен с возможностью радиального смещения относительно устьевого фланца скважины в пределах продольных пазов. Технический результат заключается в повышении эффективности и качества очистки поверхности геофизического кабеля, исключении загрязнения нефтью рабочей площадки, работающей техники и устьевого оборудования, а также окружающей территории скважины, улучшении условий труда операторов геофизического подъемника, расширении области применения устройства. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для предотвращения разбрызгивания скважинной жидкости. Техническим результатом является повышение надёжности и эффективности работы устройства для предотвращения разбрызгивания скважинной жидкости, а также исключение загрязнения окружающей среды, обеспечение безопасности труда и повышение культуры производства. Устройство для предотвращения разбрызгивания скважинной жидкости содержит цилиндрический корпус, состоящий из двух половин, соединенных между собой шарнирно. Концентрично расположенную внутри цилиндрического корпуса перегородку, кольцевую полость между перегородкой и корпусом. Сливную воронку. Верхнюю отвинчиваемую трубу и нижнюю трубу, уплотнительные и центрирующие элементы. Перегородка выполнена из двух половин, каждая из которых жестко соединена сверху и снизу с торцами половин цилиндрического корпуса. Перегородка оснащена рядами радиальных отверстий сообщающих внутреннюю полость перегородки с кольцевой полостью. Сливная воронка выполнена в виде бокового отвода, жестко установленного в нижней части цилиндрического корпуса, при конструктивном выполнении условия: S1<S2<S3, где S1 – суммарная площадь всех радиальных отверстий, выполненных в соответствующих половинах перегородки, м2, S2 – поперечная площадь кольцевой полости, м2, S3 – поперечная площадь проходного сечения бокового отвода, м2. Каждая из половин цилиндрического корпуса по периметру их соприкосновения между собой, а также по периметру соприкосновения с наружными поверхностями верхней отвинчиваемой трубы и муфтой нижней трубы снабжена уплотнительными элементами. На наружной поверхности каждой из половин цилиндрического корпуса жестко установлены ручки. Устройство оснащено фиксатором половин цилиндрического корпуса, закрепляемым на устройстве перед отвинчиванием верхней трубы. Центрирующие элементы выполнены в виде рёбер жесткости, установленных жёстко в кольцевой полости выше радиальных отверстий перегородки и обеспечивающих соосность половин цилиндрического корпуса и перегородки относительно центральной оси устройства. 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для слива жидкости из колонны труб перед подъемом их из скважины с целью защиты окружающей среды от загрязнений скважинной жидкостью. Спускной клапан для слива жидкости из колонны труб содержит шар, муфту с отверстием, штуцер, соединенный резьбой в отверстии муфты с отводом полого цилиндра с боковым отверстием. В полый цилиндр установлен подпружиненный пружиной сжатия шток. На верхнем конце штока выполнена резьба, а нижний конец штока снабжён наружным кольцевым выступом, также шток оснащён наружными цилиндрической выборкой и кольцевой проточкой. Наружная кольцевая проточка расположена на штоке ниже наружной цилиндрической выборки. На резьбу штока навернута регулировочная гайка, поджимающая пружину сжатия от верхнего торца полого цилиндра при взаимодействии наружного кольцевого выступа штока с нижним торцом полого цилиндра. Полый цилиндр ниже бокового отверстия оснащен внутренней кольцевой проточкой. Во внутреннюю кольцевую проточку штока установлено разрезное пружинное кольцо, в исходном положении боковое отверстие полого цилиндра герметично перекрыто штоком, гидравлически разъединяющим трубное и затрубное пространства скважины, а в рабочем положении после взаимодействия шара с верхним торцом регулировочной гайки шток имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз до попадания разрезного пружинного кольца в наружную кольцевую проточку штока и фиксации штока от перемещения вверх относительно полого цилиндра. Наружная цилиндрическая выборка штока через боковое отверстие полого цилиндра, отвод и штуцер гидравлически сообщают трубное и затрубное пространства скважины. Технический результат заключается в повышении надёжности и эффективности работы клапана, а также в исключении вероятности отказа устройства в работе. 4 ил.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надёжности и эффективности работы установки, повышение качества нейтрализации сероводорода в скважинах. Установка для нейтрализации сероводорода в скважине включает добывающие скважины, объединенные в куст, причём одна из добывающих скважин является скважиной донором. Выкидные линии всех добывающих скважин гидравлически обвязаны с технологическим блоком групповой замерной установки. Скважина-донор оснащена дополнительной выкидной линией, гидравлически обвязанной через желобную ёмкость и насос со смесительным устройством и устройством для дозировки композиции нейтрализатора сероводорода. Смесительное устройство с помощью трубопровода и переключателя потока жидкости с приводом от электродвигателя с редуктором с частотой вращения 0,5-2 об/мин и коллектора гидравлически обвязано с затрубными пространствами скважин, подвергающихся нейтрализации сероводорода. Причём переключатель потока жидкости состоит из корпуса и вращающегося штока, соединённого с валом привода. Шток переключателя потока жидкости внутри оснащен центральным отверстием и боковым каналом, гидравлически соединёнными между собой. Корпус переключателя потока жидкости оснащён входным отверстием и выходными каналами. Количество выходных каналов соответствует количеству скважин, подвергающихся нейтрализации сероводорода. Входное отверстие корпуса переключателя потока жидкости изнутри гидравлически сообщается с центральным отверстием штока переключателя потока жидкости, а снаружи входное отверстие корпуса переключателя потока жидкости с помощью трубопровода соединено со смесительным устройством. Выходные отверстия корпуса переключателя потока жидкости изнутри имеют возможность периодического гидравлического сообщения с боковым каналом штока переключателя потока жидкости в процессе вращения штока относительно корпуса переключателя потока жидкости, а снаружи выходные отверстия корпуса переключателя потока жидкости с помощью коллекторов гидравлически обвязаны с затрубными пространствами скважин. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, предназначено для очистки наружной поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) от отложений и грязи при подъеме из нефтяных скважин с целью улучшения условий труда обслуживающего персонала и исключения загрязнения окружающей территории скважины при ремонтных работах. Устройство содержит полый цилиндрический корпус, выполненный с конусным отверстием для установки кольцевой обоймы и с фланцем с выдвижными упорами для жесткой фиксации кольцевой обоймы. Обойма выполнена в виде двух кольцевых сегментов с кольцевой полостью, в которой размещена эластичная манжета, плотно охватывающая снаружи поверхность очищаемых труб. Эластичная манжета выполнена в виде уплотнения U-образного поперечного сечения, состоящего из наружного и внутреннего кольцевых уплотнений, соединенных между собой снизу плоским кольцом и образующих кольцевое пространство выше плоского кольца. Наружное кольцевое уплотнение и плоское кольцо внутри армированы металлическим кольцом Г-образного поперечного сечения из пружинной стали. На внутреннее кольцевое уплотнение надета кольцеобразная витая пружина. Кольцеобразная витая пружина плотно прижимает внутреннее кольцевое уплотнение к поверхности трубы рабочей поверхностью. Рабочая поверхность внутреннего кольцевого уплотнения оснащена режущей кромкой. Режущая кромка внутри армирована металлическим кольцом треугольного поперечного сечения. В процессе подъёма трубы при прохождении муфты трубы через внутреннее кольцевое уплотнение витая пружина разжимается наружу, а при прохождении тела трубы через внутреннее кольцевое уплотнение кольцеобразная витая пружина сжимается внутрь. Повышается качество очистки наружной поверхности труб и увеличивается срок службы эластичной манжеты, улучшаются условия труда обслуживающего персонала, исключается загрязнение окружающей территории. 5 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности при ремонте скважин для укладки скважинных труб, штанг. Технический результат заключается в исключении загрязнения окружающей среды при извлечении труб из скважины и их укладке, в повышении культуры производства и охраны труда, а также в исключении застаивания скважинной и технологической жидкости на желобах отдельных секций накопителя, в снижении металлоемкости конструкции. Устройство для укладки скважинных труб включает приемный мост с лотком, приёмный мост жестко смонтирован на стойках, стойки приёмного моста опираются своим нижним концом на салазки, емкость для сбора технологической или скважинной жидкости c возможностью крепления к стойкам приёмного моста, по обеим боковым сторонам приемного моста расположены накопители труб, выполненные в виде откидных секций. Секция одного из накопителей снабжена сливными желобами для стока скважинной или технологической жидкости с поверхности труб. Желоба выполнены так, что конец каждого предыдущего желоба перекрывает в рабочем положении начало последующего. Устройство также содержит сливной патрубок, обвязывающий устье скважины с ёмкостью, воронку. Желоба, размещённые в секциях накопителя, имеют угол наклона 2° в сторону крайнего желоба. Начальный желоб слева оснащён буртом, а крайний желоб оснащён поперечной сливной направляющей, обеспечивающей возможность стекания технологической и скважинной жидкостей в емкость. Крепление желобов к секциям накопителя обеспечивается установкой штырей, вставляемых в стойки на разной высоте секций накопителя и вворачиваемых в тело желоба. С целью исключения застаивания технологической и скважинной жидкостей желоба выполнены закруглёнными глубиной 0,1 от ширины желобов. Воронка ввернута в сливной патрубок и расположена выше устьевого фланца напротив муфты извлекаемой трубы. Воронка выполнена Г-образной формы и имеет скошенный верхний край под муфту извлекаемой из скважины трубы с возможностью 50% охвата наружной поверхности муфты трубы, извлекаемой из скважины. Лоток приёмного моста оснащён прорезями для стекания скважинной и технологической жидкостей в ёмкость. Емкость и желоба выполнены из неметаллического материала. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для гидравлических испытаний нефтепромыслового оборудования, в частности может быть использовано для испытания устройства для удаления песчаной или проппантной пробки на базе производственного обслуживания с целью определения исправности устройства перед работой в скважине. Испытательный стенд для гидравлических испытаний устройств удаления песчаных или проппантных пробок содержит насосный агрегат с манометром, линию нагнетания рабочей жидкости, обвязанную с испытуемым оборудованием. В линию нагнетания установлен двухпозиционный переключатель потока рабочей жидкости, делящий линию нагнетания на первую и вторую нагнетательные линии. Первая нагнетательная линия через переводник обвязана с верхним концом испытуемого оборудования. Стенд оснащен стойкой с внутренней резьбой в верхней части для крепления испытуемого оборудования. Снизу стойка снабжена боковым отводом, соединённым со второй нагнетательной линией. Нижний торец стойки заглушен и оснащён опорами, удерживающими испытуемое оборудование в вертикальном положении. Головка испытуемого оборудования сверху оснащена наружной резьбой для жесткого крепления со стойкой, центральным каналом с ввернутой в него клапанной клеткой, оснащенной шаром. В нижней части клетки установлено посадочное седло. Клетка оснащена сквозными каналами для перепуска рабочей жидкости при обратной промывке и ограничительным кольцом в верхней части. Испытательный стенд оснащён заглушками, установленными в гидромониторные каналы головки перед опрессовкой, и баком для рабочей жидкости. С одной стороны насосный агрегат всасывающей линией обвязан с баком. С другой стороны переключатель потока сливной линией обвязан с баком. Достигается технический результат – упрощение конструкции испытательного стенда и повышение надежности работы испытываемого оборудования - устройств для удаления пробок. 4 ил.

Изобретение относится к гидромониторной насадке для кислотной обработки горизонтального ствола скважины. Гидромониторная насадка для кислотной обработки горизонтального ствола скважины содержит корпус с центральным соплом, размещенным на его переднем торце, и боковыми соплами, выполненными в виде сменных сопловых головок, и наружной резьбой, выполненной с противоположной стороны центрального сопла. На наружной цилиндрической поверхности корпуса между наружной резьбой и центральным соплом выполнена кольцевая выборка. В кольцевой выборке в корпусе размещены радиальные каналы. На наружную цилиндрическую выборку корпуса с возможностью вращения и ограниченного радиального смещения установлена втулка. Втулка оснащена внутренней цилиндрической выборкой, гидравлически сообщающейся внутри с радиальными каналами корпуса, а снаружи с выходными отверстиями, выполненными на втулке. Внутренняя коническая поверхность центрального сопла имеет большее основание снаружи, а у боковых сопел внутренняя коническая поверхность имеет большее основание внутри. Диаметр центрального сопла в 2,5-3 раза больше диаметра боковых сопел. Оси выходных отверстий боковых сопел наклонены к оси корпуса под углом α=70°, количество боковых сопел от 4 до 6. Оси выходных отверстий боковых сопел выполнены во втулке со смещением на угол β=40-50° относительно секущей плоскости втулки. Технический результат заключается в повышении эффективности перемещения гибкой трубы с гидромониторной насадкой по горизонтальному стволу скважины, в равномерном воздействии струи жидкости из сопел насадки на ствол скважины, в повышении качества обработки призабойной зоны скважины, в повышении надёжности работы оборудования в горизонтальном стволе скважины. 3 ил.

Заявлен стенд для испытания устьевого скважинного оборудования. Техническим результатом является упрощение конструкции стенда для испытания устьевого скважинного оборудования и повышение надёжности работы стенда. Стенд для испытания устьевого скважинного оборудования состоит из опорной трубы с механическим пакером, устьевого фланца и трубодержателя с установленным между ними уплотнительным кольцом, стянутых между собой креплением фланцев. Также стенд содержит насосный агрегат, гидравлически связанный с затрубным пространством опорной трубы. Механический пакер выполнен в виде корпуса с установленным на нём узлом уплотнения, выполненным в виде сборной манжеты, состоящей из набора чередующихся резиновых и металлических колец. Стендовая труба состоит из нижней и верхней частей, соединённых между собой разъёмной муфтой, состоящей из нижней и верхней частей. В разъёмной муфте стендовой трубы герметично установлено седло, с которым герметично взаимодействует уплотнительный элемент. Корпус выше уплотнительного элемента оснащен наружным кольцевым упором, ограничивающим осевое перемещение корпуса вниз. Крепление фланцев выполнено в виде шпилек с сегментными элементами и гаек, а количество шпилек с сегментными элементами и гаек равно от 2 до 12. 2 ил.

Изобретение относится к защитным устройствам и может быть использовано для укрытия нефтепромыслового оборудования в процессе ремонта скважин в частности от загрязнений выбросами нефти элементов станка-качалки и окружающей среды с передней стороны станка-качалки от стекающей по ней нефти. Техническим результатом изобретения является упрощение конструкции укрытия, повышение надёжности конструкции крепления полотнищ к укрываемому скважинному оборудованию, сокращение длительности монтажа крепления полотнищ на укрываемое оборудование, а также снижение металлоёмкости конструкции укрытия и затрат на обслуживание укрытия с возможностью впитывания укрытием жидких выбросов из скважины с последующей утилизацией отработанных полотнищ укрытия. Технический результат достигается тем, что укрытие для станка-качалки выполнено из полотнища, прикрепляемого к оборудованию и соединяемого между собой с помощью фиксаторов, при этом укрытие состоит из трёх полотнищ, первое полотнище для укрытия стойки станка-качалки выполнено с возможностью крепления фиксатором на нижнем и верхнем концах стойки, второе полотнище для головки балансира станка-качалки выполнено с возможностью крепления фиксатором на головке балансира сверху и снизу, третье полотнище для переднего торца рамы и фундамента выполнено с возможностью крепления фиксатором за края рамы, при этом фиксатор выполнен в виде вставленных друг в друга нижней и верхней раздвижных угловых пластин, а также нижнего и верхнего раздвижных уголков, вставленных на свободные концы нижнего и верхнего раздвижных угловых пластин, причём фиксатор выполнен с возможностью плавного регулирования ширины и глубины захвата при креплении полотнища к элементам станка-качалки с помощью трёх винтов, установленных в продольных сквозных пазах, выполненных в нижней раздвижной угловой пластине, нижнем и верхнем раздвижных уголков, при этом винты имеют возможность осевого перемещения относительно сквозных пазов и жёсткой фиксации путем вворачивания винтов в резьбовые отверстия, выполненные в нижней и верхней раздвижных угловых пластинах, а также в верхней раздвижной угловой пластине при этом полотнища выполнены из материала, впитывающего в себя жидкую среду. 5 ил.

Изобретение относится к инструментам для распрессовки соединений типа «вал-втулка». Съёмник для выпрессовывания детали с вала содержит корпус с установленными на нём захватами, упорный элемент, шаровую опору, силовой винт и центрирующую втулку, при этом в корпусе выполнено резьбовое отверстие, на корпусе размещён силовой винт, на нижнем конце которого посредством фиксирующего кольца закреплен упорный элемент в виде подпятника, выполненный с возможностью взаимодействия с силовым винтом посредством шаровой опоры, при этом центрирующая втулка подвижно сопряжена с подпятником с возможностью перемещения вдоль него. При этом каждый из захватов выполнен в виде верхней и нижней поперечных пластин, жестко соединённых между собой продольной раздвижной планкой, состоящей из двух вставленных друг в друга направляющих, выполненных с возможностью ступенчатого регулирования высоты раздвижной планки, при этом первые концы верхних поперечных пластин жестко ввернуты в корпус, причём первые концы нижних поперечных пластин снабжены площадкой круглой формы, закрепленной винтами для взаимодействия с деталью, выпрессовываемой с вала, при этом диаметр площадки равен разности радиусов детали и вала, а вторые концы верхней и нижней поперечных пластин выполнены с возможностью ступенчатого регулирования расстояния размещения относительно друг друга в зависимости от диаметра выпрессовываемой детали посредством пазов и резьбовых отверстий, выполненных в верхней и нижней поперечных пластинах, а раздвижная планка выполнена с возможностью установки в пазах верхней и нижней поперечных пластин и жесткого закрепления посредством винтов в резьбовых отверстиях верхней и нижней поперечных пластин. Техническим результатом изобретения является расширение эксплуатационных возможностей съёмника в работе с возможностью настройки съёмника под размеры детали, выпрессовываемой с вала, а также повышение удобства и устойчивости применения съёмника в эксплуатации. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для бурения боковых каналов из горизонтального ствола нефтяных и газовых скважин с целью увеличения площади фильтрации призабойной зоны необсаженной горизонтальной скважины путем увеличения зоны дренирования горизонтального ствола скважины с созданием боковых каналов в дальних участках пласта и последующей кислотной обработкой боковых каналов. Комплект компоновок для увеличения площади фильтрации призабойной зоны необсаженной горизонтальной скважины включает в себя первую компоновку для ориентации направления зарезки бокового канала, состоящую из телесистемы, клина-отклонителя, спущенную на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в необсаженную часть горизонтальной скважины, вторую компоновку для зарезки и бурения бокового канала, состоящую из разрушающего элемента, винтового забойного двигателя - ВЗД, спущенной в колонну НКТ на колонне гибких труб – ГТ, и третью компоновку для проведения кислотной обработки призабойной зоны пробуренного бокового канала, состоящую из сферической насадки, спущенной в пробуренный боковой канал на колонне гибких труб. В компоновке для ориентации направления зарезки бокового канала клин-отклонитель выполнен из проката стального марки 40Х, направляющая поверхность клина отклонителя упрочнена азотированием со значением твердости по Виккерсу HV 600-650. В составе компоновки для зарезки и бурения бокового канала в качестве разрушающего инструмента установлена фреза–долото, а ВЗД выполнен с регулируемым углом перекоса валов, причём в компоновке за ВЗД установлен механический разъединитель, а затем навигационная система. Механический разъединитель выполнен в виде концентрично размещённых друг в друге штока и корпуса, соединённых между собой срезным штифтом. Шток жёстко соединён с навигационной системой, а корпус жёстко соединён с ВЗД. Механический разъединитель имеет возможность отсоединения корпуса от штока после разрушения срезного штифта, а на наружной поверхности корпуса механического разъединителя выполнены кольцевые насечки противоположного направления насечкам ловильного инструмента с наружным захватом. Навигационная система соединена через геофизический кабель, запассованный внутрь колонны ГТ с пультом управления навигационной системы. Сферическая насадка, спущенная в пробуренный боковой канал на колонне гибких труб в составе компоновки для проведения кислотной обработки бокового канала, имеет пять сопел - одно центральное сопло и четыре боковых сопла, расположенных по направлению потока под углом 45° и под углом 90° по отношению друг к другу. У каждого сопла отношение входного диаметра к выходному диаметру равно двум. Обеспечивается управление траекторией пробуриваемого бокового канала, повышение надежности и эффективности работы устройства с возможностью извлечения устройства из пробуриваемого бокового канала в случае его прихвата в боковом канале, а также снижение металлоемкости конструкции и сокращение продолжительности выполнения бокового канала. 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для очистки и промывки забоя скважины с уплотнёнными песчаными и/или проппантными пробками. Устройство включает цилиндрический корпус с полостью, торцовым режущим инструментом и упорным кольцом, жестко зафиксированным в нижней части корпуса. Упорное кольцо оснащено гидромониторными каналами для размыва пробки и гидравлического сообщения полости корпуса со скважинным пространством. Упорное кольцо оснащено центральным каналом для обратной промывки и тремя гидромониторными каналами, равноудалёнными от центральной оси корпуса и размещёнными под углом 120° относительно друг друга. Каждый из каналов выполнен под конус, сужающийся сверху вниз, и имеет конусность 2:1. В центральный канал упорного кольца сверху ввёрнута клапанная клетка, оснащённая внутри шаром, снизу клетка оснащена посадочным седлом под шар, а сбоку в клетке выполнены продольные сквозные каналы. Сверху в клетку ввёрнуто кольцо, ограничивающее перемещение шара в пределах клетки. Торцевой режущий инструмент выполнен в виде трёх вертикальных лопаток, расположенных под углом 120° относительно друг друга и имеющих нижнюю наружную режущую кромку с углом наклона на конце 30°. Лопатки смещены относительно гидромониторных каналов на 60° и имеют длину 20 см до упорного кольца. Повышается надежность и эффективность работы устройства. 3 ил.

Изобретение относится к креплению фланцевого соединения на устье скважины. Крепление фланцевого соединения на устье скважины содержит опорный и устьевой фланцы с отверстиями для крепления, уплотнительное кольцо, установленное между фланцами в канавках с конусными поверхностями, шпильки, гайки. Опорный и устьевой фланцы выполнены с шестью отверстиями для крепления, шесть шпилек выполнены с боковыми глухими отверстиями, на конце шпилек размещены шесть сегментных элементов с боковыми резьбовыми отверстиями. Сегментные элементы навернуты на шпильки и жестко зафиксированы c помощью винтов, ввернутых в боковые резьбовые отверстия сегментных элементов до упора в торцы боковых глухих отверстий. В боковых резьбовых отверстиях сегментных элементов над ввернутыми винтами выполнены внутренние кольцевые проточки, в которые вставлены разрезные пружинные стопорные кольца, фиксирующие винты в боковых резьбовых отверстиях сегментных элементов от самопроизвольного отворота. Шпильки с сегментными элементами и гайки выполнены из материала класса прочности 12.8 с шагом резьбы 2,5-4 мм. Шпильки с сегментными элементами снизу вставлены в отверстия для крепления опорного и устьевого фланцев и образуют кольцо, контактирующее с опорным фланцем, а гайки на шпильки завернуты сверху. Техническими результатами изобретения являются сокращение продолжительности сборки фланцевого соединения устьевого оборудования, упрощение обслуживания устройства в работе, снижение длительности времени крепления гаек на шпильки или болты, снижение металлоемкости конструкции, снижение межремонтного срока обслуживания и периодических осмотров крепления фланцевого соединения на устье скважины на герметичность. 5 ил.

Изобретение относится к добыче нефти. Технический результат - повышение эффективности удаления и предотвращения отложения солей в скважине, повышение качества обработки скважинного оборудования, снижение межремонтного периода работы скважины, исключение загрязнения окружающей среды с одновременным сокращением затрат. Способ удаления и предотвращения отложения солей в скважине, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом включает спуск в добывающую скважину колонны труб c штанговым глубинным насосом, вставленным в замковую опору колонны труб, закачку ингибитора солеотложений в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины. Перед закачкой ингибитора останавливают привод штангового глубинного насоса, устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, переключатель потока, автоцистерны с кислотой, антикоррозионной жидкостью и ингибитором солеотложений, а также желобную ёмкость. После чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. Закачку ингибитора солеотложений производят в объёме 0,2 м3 в затрубное пространство скважины, не превышая давление закачки 3,0 МПа. Осуществляют выдержку в течение 2 часов, ожидают снижение уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. После чего исследуют скважину повторной отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. Затем закрывают линейную задвижку и включают привод штангового глубинного насоса, далее в течение 12 часов осуществляют циркуляцию скважинной жидкости, смешанной с ингибитором солеотложений, между устьем и забоем скважины. Затем останавливают привод штангового глубинного насоса, извлекают штанговый глубинный насос из замковой опоры колонны труб. Далее производят закачку соляной кислоты в затрубное пространство скважины. Далее закачкой в затрубное пространство скважины антикоррозионной жидкости доводят соляную кислоту до интервалов перфорации пласта и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 1 часа. После чего в 3 цикла через каждые 0,5 ч поочередно, то в колонну труб, то в затрубное пространство скважины закачивают по 0,5 м3 технологической жидкости. После окончания времени выдержки устанавливают штанговый глубинный насос в замковую опору колонны труб, запускают привод штангового глубинного насоса и производят откачку штанговым глубинным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную ёмкость до нейтрального рН. После чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к фланцевым соединениям. Способ крепления фланцевого соединения шпильками с сегментными элементами включает изготовление шпилек, установку на опорный фланец с отверстиями устьевого фланца с отверстиями через металлическое уплотнительное кольцо, совмещение отверстий устьевого и опорного фланцев, установку в отверстия опорного и устьевого фланцев шпилек, стягивание шпилек гайками. Определяют длину шпилек по приведенной математической зависимости. На нижнем конце шпилек выполняют глухие отверстия, нарезают по всей наружной поверхности шпилек резьбу с шагом, равным 2,5 мм, в качестве нижних гаек изготавливают сегментные элементы с резьбовым отверстием по центру, на нижнем конце резьбовых отверстий сегментных элементов выполняют конусные проточки, количество сегментных элементов равно количеству шпилек, наружный диаметр сегментного элемента определяют по приведенной математической зависимости. Определяют наружную длину окружности сегментного элемента и определяют внутреннюю длину окружности каждого сегмента. В резьбовые отверстия сегментных элементов вворачивают нижним концом шпильки, после чего развальцовывают глухие отверстия шпилек. Снизу поочередно вставляют шпильки с сегментными элементами в совмещенные отверстия опорного и устьевых фланцев, а сверху на шпильки вворачивают гайки, с помощью гаечного ключа производят затяжку верхнего ряда гаек, при этом сегментные элементы шпилек образуют кольцо, центральная ось резьбового отверстия в сегментных элементах находится на межцентровом диаметре отверстий опорного и устьевого фланцев, исключающее проворачивание шпилек в процессе затяжки гаек. Заявлено устройство для крепления фланцевого соединения шпильками с сегментными элементами. Достигается технический результат – сокращение продолжительности крепления фланцевого соединения за счет упрощения устройства и процесса сборки фланцевого соединения, повышение герметичности фланцевого соединения. 2 н.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам очистки и промывки скважин от уплотнённых песчаных пробок. Колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), оснащённую снизу пером, выполненным в виде цилиндрической насадки с пикой на конце, спускают в скважину до интервала пробки. Пика выполнена плоской в виде ромба с поперечной диагональю длиной, равной 0,9 внутреннего диаметра скважины. Производят механическое воздействие на пробку до рыхления верхнего слоя пробки в 3-4 цикла. В каждом цикле частично разгружают вес колонны НКТ на пробку, приподнимают колонну НКТ до восстановления веса подвески колонны НКТ, затем поворачивают колонну НКТ с устья скважины. После механического воздействия на пробку сбрасывают с устья скважины в колонну НКТ бросовый элемент, после посадки бросового элемента на посадочное седло большого отверстия в перегородке производят гидромониторное воздействие на уплотнённую песчаную пробку закачкой жидкости по колонне НКТ через отверстия малого диаметра, расположенные на разных расстояниях от центра цилиндрической насадки до размывания уплотнённой песчаной пробки. В процессе гидромониторного воздействия одновременно спускают колонну НКТ вниз с возможностью частичной разгрузки веса колонны НКТ на размываемую пробку до достижения текущего забоя скважины с подъёмом жидкости по межтрубному пространству в желобную ёмкость. Переключают направление промывки и прокачкой промывочной жидкости по межтрубному пространству вымывают размытый песок по колонне труб в желобную ёмкость. Повышаются качество рыхления пробки перед гидромониторным воздействием, эффективность гидромониторного воздействия и надёжность реализации способа, исключается вероятность повреждения резьб по телу труб и в муфтах колонны НКТ. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для очистки и промывки забоя скважины с уплотнёнными песчаными и/или проппантными пробками. Устройство включает цилиндрический корпус с полостью, торцовым режущим инструментом и упорным кольцом, оснащённым гидромониторными каналами для размыва пробки и гидравлического сообщения полости цилиндрического корпуса со скважинным пространством. Сверху цилиндрический корпус присоединен к колонне промывочных труб. Нижний конец торцевого режущего инструмента оснащён зубчатыми насечками, упорное кольцо жестко зафиксировано в нижней части цилиндрического корпуса и оснащено центральным каналом для обратной промывки и эксцентрично расположенными гидромониторными каналами, расположенными на различном расстоянии от центральной оси цилиндрического корпуса. Центральный канал сверху оснащён посадочным седлом, на котором установлен конус, а внутри корпуса напротив конуса установлены центраторы с переточными каналами. В корпусе выше центраторов жёстко установлен ограничитель хода, позволяющий ограничивать осевое перемещение конуса с возможностью открытия центрального канала цилиндрического корпуса при обратной промывке скважины. Повышается эффективность гидромониторного воздействия на пробку, повышается качество промывки размытого на забое песка и скорость размыва уплотнённой пробки, сокращается продолжительность работ по очистке забоя. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологиям глушения добывающих скважин при ремонте и проведении профилактических работ скважины с двумя и более продуктивными пластами. Способ включает спуск в скважину эксплуатационной подвески, состоящей из колонны труб и насоса, расположенного в скважине выше продуктивных пластов, закачку в скважину задавочной жидкости. По первому варианту, не более чем за 3 суток до глушения скважины определяют пластовое давление в каждом пласте скважины, определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по приведенному математическому выражению. В качестве задавочной жидкости применяют водный раствор поверхностно-активного вещества плотностью, соответствующей рассчитанной плотности задавочной жидкости. Определяют объём задавочной жидкости для глушения скважины. При разнице между давлениями пластов не более 3 МПа закачку задавочной жидкости в ствол скважины выполняют в два цикла. В первом цикле по межтрубному пространству добывающей скважины производят закачку задавочной жидкости до нижнего конца колонны труб, спущенной в скважину, после чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов. Затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины. Причем если отсутствует избыточное давление в скважине, то замещение скважинной жидкости производят в процессе подъема эксплуатационной подвески с доливом задавочной жидкости плотностью 1180 кг/м3 в межтрубное пространство скважины насосным агрегатом. По второму варианту при разнице между давлениями пластов более 3 МПа для предотвращения поглощения задавочной жидкости пластом с меньшим пластовым давлением сначала закачивают временно блокирующую жидкость в продуктивный пласт с наименьшим пластовым давлением. Причём в качестве временно блокирующей жидкости применяют высоковязкую обратную эмульсию плотностью 1200-1300 кг/м3 на нефтяной основе, а объём временно блокирующей жидкости определяют исходя из высоты пласта с наименьшим пластовым давлением в расчёте 2 м3 на 1 м высоты пласта. Причем сначала производят предварительный цикл закачки высоковязкой обратной эмульсии с плотностью, превышающей расчётную плотность задавочной жидкости, в межтрубное пространство скважины при открытой трубной задвижке на устье скважины. При достижении высоковязкой обратной эмульсией нижнего конца подвески насоса трубную задвижку на устье скважины закрывают. Затем по межтрубному пространству добывающей скважины производят первый цикл закачки задавочной жидкости до нижнего конца подвески, при этом высоковязкая эмульсия попадает в пласт с наименьшим пластовым давлением и блокирует его. После чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов. Затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины. Техническим результатом является повышение качества глушения скважины, сохранение коллекторских свойств пласта (пластов), возможность проведения глушения скважины с несколькими пластами с разными пластовыми давлениями. 2 н.п. ф-лы, 3 пр., 1 табл., 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при ремонте скважины для крепления устьевого фланца при эксплуатации скважины. Техническим результатом является сокращение продолжительности сборки фланцевого соединения устьевого оборудования, упрощение обслуживания устройства в работе, снижение длительности времени крепления гаек на шпильки или болты и снижение металлоёмкости конструкции. Фланцевое соединение устьевого оборудования содержит опорный и устьевой фланцы с отверстиями под шпильки или болты для крепления, уплотнительное кольцо, установленное между фланцами в канавках с конусными поверхностями. По первому варианту болты для крепления выполнены с сегментными головками, исключающими взаимное проворачивание между собой при затягивании гаек. При этом сегментные головки образуют кольцо с наружным диаметром – Dн и внутренним диаметром – Dв. Причем Dн соответствует Dн = Dмц – 1,5×d, а Dв соответствует Dв = Dмц + 1,5×d, где Dмц – диаметр болтовой окружности, мм, d – диаметр болтов, мм. При этом наружную длину окружности сегмента – L1 одной из равных между собой сегментных головок болтов определяют по зависимости L1 = π×Dн/n, где π = 3,14, Dн – наружный диаметр сегментных головок, образующих кольцо, мм, n – количество болтов с сегментными головками. Внутреннюю длину окружности сегмента – L2 одной из равных между собой сегментных головок болтов определяют по зависимости L2 = π×Dв/n, где π = 3,14, Dв – наружный диаметр сегментных головок, образующих кольцо, мм, n – количество болтов с сегментными головками. При этом сегментные головки болтов нижними торцами по всей своей площади контактируют с применяемым устьевым оборудованием, причём высоту a сегментных головок болтов принимают равной 0,8 высоты b гаек, причём болты и гайки имеют крупный шаг резьбы 3,0-4,0 мм. По второму варианту в устьевом фланце выполнены глухие резьбовые отверстия, количество которых равно количеству отверстий в опорном фланце. Причём при герметизации фланцевого соединения в глухие резьбовые отверстия устьевого фланца ввернуты шпильки. Глубина каждого глухого резьбового отверстия в 1,25 раза больше высоты резьбы каждой гайки, после предварительной установки уплотнительного кольца в канавку с конусной поверхностью опорного фланца. При этом шпильки и гайки имеют крупный шаг резьбы 3,0-4,0 мм. 2 н.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разбуривания уплотненных пробок в скважине. Устройство содержит последовательно соединенные средство приложения осевой силы – колонну труб, винтовой несамотормозящий механизм, содержащий полый цилиндрический вал и полый цилиндрический корпус, и породоразрушающий инструмент. Колонна труб жестко соединена с полым цилиндрическим корпусом с возможностью осевого перемещения вниз. Снизу к полому цилиндрическому валу жестко соединен породоразрушающий инструмент, имеющий возможность вращения вокруг своей оси. Устройство оснащено полым штоком, вставленным сверху в полый цилиндрический вал. Верхняя часть полого штока ввернута в полый цилиндрический корпус. Верхний торец полого штока оснащен седлом под шар. Верхний конец полого цилиндрического вала оснащен ограничителем хода осевого перемещения полого цилиндрического корпуса. Полый шток подпружинен вверх от ограничителя хода к внутреннему верхнему торцу полого цилиндрического корпуса. Породоразрушающий инструмент выполнен в виде муфты с остроконечными перьями снизу и промывочными каналами между перьями. Нижняя торцевая поверхность муфты оснащена бабитовым сплавом. Повышается надёжность работы устройства, качество разбуривания уплотнённой пробки, эффективность выноса разбуренного шлама из скважины в процессе промывки, расширяются функциональные возможности. 3 ил.

Группа изобретений относится к способам герметизации нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины. Технический результат заключается в сокращении времени и повышении надежности герметизации. Способ герметизации нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины включает выявление интервала нарушения эксплуатационной колонны, проведение изоляционных работ и запуск в работу. Интервал нарушения эксплуатационной колонны определяют в действующей добывающей скважине, оснащенной штанговым глубинным насосом, по межтрубному пространству под уровнем жидкости в скважине, одновременно определяют значение притока или поглощения жидкости в интервале нарушения скважины и притока жидкости в скважину из продуктивного пласта. По первому варианту, если соотношение притока или поглощения жидкости в интервале нарушения к притоку жидкости из пласта составляет менее 0,1, то на устье добывающей скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка, перфорированный патрубок, колонна труб, в составе которой снизу-вверх размещают замковую опору, клапан для стравливания газа, пакер. Затем спускают собранную компоновку в эксплуатационную колонну скважины, производят посадку пакера ниже нарушения, но выше продуктивного пласта, проверяют герметичность посадки пакера закачкой технологической жидкости по колонне труб при открытой затрубной задвижке, не превышая допустимое давление на пласт. Затем спускают в колонну труб вставной штанговый насос и сажают его в замковую опору колонны труб, после чего запускают привод колонны штанг вставного штангового глубинного насоса в работу. По второму варианту, если соотношение притока или поглощения жидкости в интервале нарушения к притоку жидкости из пласта составляет 0,1 и более, то извлекают из скважины эксплуатационное оборудование и выполняют акустическую цементометрию в интервале на 10 м выше и ниже интервала нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины, определяют качество цементного кольца за эксплуатационной колонной добывающей скважины. При наличии сплошного цементного кольца за эксплуатационной колонной добывающей скважины в интервале нарушения и при проницаемости пород в интервале нарушения до 1,5 мкм2 спускают на эксплуатационной колонне глухой пакер ниже нарушения, устанавливают пакер, выполняют дренирование нарушения кислотой в объеме 2,0 м3, спускают разбуриваемый пакер на колонне технологических труб, производят его посадку выше нарушения, далее производят тампонирование нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины циклической закачкой чередующихся порций низкомодульного жидкого стекла и цементного раствора с увеличением объемов закачки в каждом цикле каждого компонента на 0,3 м3, после тампонирования в скважину спускают эксплуатационное оборудование и запускают добывающую скважину в эксплуатацию. При отсутствии или частичном наличии цементного кольца за эксплуатационной колонной добывающей скважины или при проницаемости пород в интервале нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины от 1,5 мкм2 и более дренирование нарушения перед тампонированием не выполняют. 2 н.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтегазодобывающей промышленности, и может быть использовано при ремонте скважин с целью герметизации устья скважины с помощью фланцевых соединений устьевого оборудования. Техническим результатом является повышение герметичности фланцевого соединения. Предложено устройство для соединения фланцев при ремонте скважины, содержащее стянутые между собой через совмещённые отверстия опорный и устьевой фланцы, и уплотнительное кольцо, установленное между фланцами в канавках с конусными поверхностями. При этом опорный и устьевой фланцы стянуты между собой от 4 до 12 фиксаторов. Причём каждый фиксатор состоит из штока, оснащённого снизу резьбой, эксцентричной рукоятки, шарнирно закрепленной к верхнему концу штока, опорной шайбы и регулировочной гайки, размещённой ниже опорной шайбы и ввернутой на резьбу штока. В исходном положении штоки фиксаторов установлены в совмещенные отверстия опорного и устьевого фланцев, а регулировочные гайки ввернуты в резьбы штоков. При этом регулировочные гайки верхними торцами взаимодействует с нижним торцом опорного фланца, а нижние торцы эксцентричных рукояток взаимодействуют через опорные шайбы с верхним торцом устьевого фланца. В рабочем положении для стягивания опорного и устьевого фланцев между собой посредством совмещённых отверстий последовательно поворачивают эксцентричные рукоятки фиксаторов до упора боковых торцов эксцентричных рукояток через опорную шайбу в верхний торец устьевого фланца с ограниченным перемещением штоков вверх и герметизации уплотнительного кольца в канавках с конусными поверхностями опорного и устьевого фланцев. 7 ил.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтегазодобывающей промышленности, и может быть использовано при ремонте скважин в процессе герметизация устья скважин с помощью фланцевых соединений устьевого оборудования. Техническим результатом является повышение герметичности фланцевого соединения устьевого оборудования, за счет исключения повреждения и перекоса уплотнительного кольца, что также продлевает срок службы уплотнительного кольца. Предложено фланцевое соединение устьевого оборудования, содержащее опорный и устьевой фланцы с отверстиями для крепления и уплотнительное кольцо, установленное между фланцами в канавках с конусными поверхностями. Сверху на устьевом фланце установлено кольцо-центратор с внутренней цилиндрической выборкой и глухими резьбовыми отверстиями снизу. Диаметр внутренней цилиндрической выборки кольца-центратора определяют по следующей зависимости: Dв = k1⋅Dф, где Dв - диаметр внутренней цилиндрической выборки кольца-центратора, мм, k1 - коэффициент, полученный опытным путём (1,004-1,006), и Dф - наружный диаметр опорного и устьевого фланцев, мм. При этом нижний торец внутренней цилиндрической выборки кольца-центратора расположен ниже верхнего торца опорного фланца. Межцентровой диаметр, количество отверстий, а также центральный угол между отверстиями кольца-центратора равны межцентровым диаметрам, количеству отверстий, а также центральным углам между отверстиями для крепления, выполненными в опорном и устьевом фланцах. В глухие резьбовые отверстия кольца-центратора ввернуты пальцы, оснащенные наружной резьбой, причем пальцы кольца-центратора имеют возможность размещения в отверстиях опорного и устьевого фланцев и крепления фланцевого соединения устьевого оборудования гайками. 3 ил.

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с наклонным устьем и двухрядной колонной труб. Техническим результатом является повышение надежности и расширение технологических возможностей работы устройства, при проведении последовательных СПО с двумя колоннами труб в наклонной скважине с возможностью регулировать угол наклона превентора при установке его на опорный фланец устьевой арматуры наклонной скважины. Предложенное устройство для герметизации спуска двухрядной колонны труб в наклонную скважину содержит превентор (1) с грузоподъемными проушинами (2', 2'') и литым нижним фланцем (3), и оснащенным сменным кольцом (5). При этом сменное кольцо установлено под нижним фланцем с возможностью герметичного крепления болтовым соединением (7). Нижний фланец (3) превентора (1) оснащен металлическим кольцом (6), крепящимся герметично на опорный фланец (8) устьевой арматуры. Сменное кольцо (5) выполнено с кольцевыми канавками с возможностью установки герметизирующих металлических колец (9). Также устройство оснащено трубодержателем первого ряда колонны труб, причем нижний фланец трубодержателя снизу крепится к опорному фланцу устьевой арматуры. При этом сверху в трубодержателе диаметрально выполнены резьбовые отверстия с присоединительным и герметизирующим размером, соответствующим присоединительному и герметизирующему размеру нижнего фланца превентора. Кроме того устройство оснащено центраторами (16', 16''), устанавливаемыми в устройство перед креплением превентора на опорном фланце (8) устьевой арматуры или трубодержателе. Внутренние диаметры центраторов зависят от диаметров двухрядной колонны труб, спускаемой в наклонную скважину, причём нижние и верхние торцы центраторов оснащены фасками. На внутренних поверхностях уплотнительных металлических колец установлены высокотемпературные уплотнительные кольца из фторкаучука FRM толщиной 5 мм. Дополнительно устройство оснащено двумя стропами разной длины для установки превентора на опорный фланец устьевой арматуры и трубодержатель. При этом разница между длиной строп зависит от расстояния между грузоподъёмными проушинами превентора. Для герметизации внутреннего пространства первого и/или второго ряда колонн труб используют запорный орган. 4 ил.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтегазодобывающей промышленности, и может быть использовано при ремонте скважин в процессе герметизация устья скважин с помощью фланцевых соединений устьевого оборудования. Устройство для крепления фланцевого соединения на устье скважины содержит стянутые между собой опорный и устьевой фланцы, установленное между фланцами в канавках с конусными поверхностями уплотнительное кольцо. Устройство содержит два корпуса прямоугольной формы, причем каждый прямоугольный корпус размещен на равноудаленном расстоянии от центра фланцевого соединения. Внутренние торцы коротких сторон каждого прямоугольного корпуса имеют радиус, равный наружному диаметру опорного и устьевого фланцев, а длина длинных сторон каждого прямоугольного корпуса ограничена обсадной трубой опорного фланца. Посередине на одной из длинных сторон каждого прямоугольного корпуса выполнено резьбовое отверстие. В резьбовое отверстие каждого корпуса ввернут резьбовой шток, а в нижней части штока установлена опора, закрепленная на штоке гайкой. В верхней части штока выполнено поперечное сквозное отверстие, а в поперечное сквозное отверстие штока установлена рукоятка для вращения штока. Рукоятка на обоих конца снабжена цилиндрическими выступами. Устройство имеет возможность механической фиксации опорного и устьевого фланцев с помощью сдвоенного корпуса между неподвижной длинной стороной прямоугольного корпуса и опорой, имеющей возможность продольного перемещения. Оба прямоугольных корпуса жестко закреплены между собой двумя параллельно установленными фиксаторами. Техническими результатом изобретения является повышение герметичности фланцевого соединения на устье скважины и сокращение продолжительности сборки фланцевого соединения на устье скважины. 4 ил.

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте в том числе на скважинах с наклонным устьем. Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение качество герметизации колонн труб на устье наклонной скважины. Предложенный превентор для скважины с наклонным устьем с двухрядной колонной труб содержит верхний и нижний фланцы, жестко соединенные с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены боковые горизонтальные каналы, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, в горизонтальных каналах установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями для герметизации колонны труб с муфтами, и ручные приводы управления плашками. При этом полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках. Присоединительные и герметизирующие размеры нижнего фланца превентора выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры. Кроме того, корпус превентора ниже боковых горизонтальных каналов оснащён боковым отводом. Причем боковой отвод повернут под углом 90° по отношению к боковому горизонтальному каналу превентора и направлен вверх под углом 30° по отношению к центральной оси осевого канала корпуса. Верхняя часть бокового отвода оснащена внутренней цилиндрической выборкой с внутренней резьбой на верхнем конце. Во внутреннюю цилиндрическую выборку бокового отвода установлен уплотнитель, выполненный в виде чередующихся резиновых и металлических колец, а во внутреннюю резьбу внутренней цилиндрической выборки бокового отвода навернута нажимная гайка. Резиновые кольца уплотнителя выполнены из термостойкой резины. 5 ил.

Изобретение относится к технологии добычи нефти из скважины, а именно к способу установки фильтров в скважинах, осложненных выносом песка, а также в наклонных скважинах. При осуществлении способа предварительно отбирают из скважины пробы нефти с выносимым песком и выполняют гранулометрический анализ зерен песка, содержащегося в нефти, в зависимости от размера зерен песка подбирают пропускной размер фильтра, далее подбирают наружный диаметр центратора с переточными каналами в зависимости от длины фильтра, устанавливаемого в скважине, после чего на устье скважины на нижний конец фильтра устанавливают заглушку и центратор с переточными каналами. Нижний конец рабочей колонны труб снизу вверх оснащают фильтром, проходным разбуриваемым пакером с посадочным инструментом и спускают рабочую колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец фильтра находился на 1-2 м выше кровли продуктивного пласта, создают гидравлическое давление в рабочей колонне труб и приводят в действие посадочный инструмент, производят посадку проходного разбуривамого пакера, после чего извлекают рабочую колонну труб с посадочным инструментом из скважины, далее спускают в скважину эксплуатационное оборудование и эксплуатируют скважину. Повышается надежность и сокращается время установки фильтра в скважине, увеличивается срок службы и эффективность фильтрации. 1 табл., 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам вымывания песчаных пробок в процессе ремонта скважины. Способ включает монтаж на устье скважины снизу вверх: долота, колонны труб, оснащенной снизу винтовым несамотормозящим механизмом - винтовой парой, представляющей собой полый цилиндрический вал и полый цилиндрический корпус, имеющий возможность вращения вокруг своей оси, нижний конец которого жестко соединен с долотом, спуск колонны труб до головы песчаной пробки, разгрузку колонны труб на пробку. Под действием осевой силы, создаваемой весом колонны труб на пробку, происходит стопорение цилиндрического вала и его поступательное перемещение вниз, цилиндрический корпус вращается, приводя во вращательное движение долото. Осуществляют приподъем колонны труб, при достижении валом крайнего нижнего положения, ограничивающегося верхним ограничителем хода, повторный доспуск колонны труб для продолжения циклов бурения, направленных на разрушение пробки, после возвращения вала в исходное положение до упора в нижний ограничитель хода, при продолжающемся вращении долота в процессе приподъема колонны труб, разбуривая пробку до момента, когда силы трения не остановят его вращение. Осуществляют промывку с применением колонны насосно-компрессорных труб или колонны бурильных труб, или безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки. После спуска колонны труб на устье скважины обвязывают верхний конец колонны труб с возможностью прямой промывки жидкостью насосный агрегат, отвод межколонного пространства и желобную ёмкость. Спуск колонны труб осуществляют с одновременной циркуляцией жидкости прямой промывкой до достижения долотом головы пробки. Сбрасывают в колонну труб запорный элемент, переобвязывают верхний конец колонны труб на устье с возможностью обратной промывки. Удаляют пробку циклическим гидравлическим и механическим воздействием. Каждый цикл включает бурение долотом пробки, ограниченный подъем колонны труб и вынос разбуренного песка из скважины. Цикл бурения осуществяют при разбуривании части песчаной пробки путем разгрузки колонны труб на песчаную пробку до упора цилиндрического корпуса в нижний ограничитель хода полого цилиндрического вала, а ограниченный подъём колонны труб осуществляют при подъеме колонны труб с винтовой парой и долотом до упора цилиндрического корпуса в верхний ограничитель хода полого цилиндрического вала. Вынос разбуренного песка осуществляют при выдержке колонны труб в неподвижном положении с одновременной циркуляцией жидкости обратной промывкой в течение 10-15 мин. С каждым циклом расход жидкости при выносе разбуренного песка из аварийной скважины увеличивают на 15-20% от расхода жидкости в предыдущем цикле. После достижения забоя вынос разбуренного песка осуществляют без ограниченного подъёма колонны труб. Повышается эффективность выноса разбуренного песка из скважины, исключается вероятность возникновения прихвата колонны труб в процессе спуска в скважину, сокращается длительность проведения ремонтных работ, расширяются технологические возможности вымывания пробки. 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ремонте заколонного пространства добывающей скважины при возникновении заколонных перетоков жидкости между пластами. Сущность способа заключается в том, что в кровле обводненного пласта выполняют горизонтальные каналы и закачивают блокирующий состав. Затем в подошве перемычки выполняют горизонтальные каналы и определяют удельную приемистость горизонтальных каналов в подошве перемычки. При этом если удельная приемистость горизонтальных каналов менее 0,6 м3/(чМПа), то перед изоляцией заколонного пространства производят дренирование горизонтальных каналов закачкой кислоты в объёме 0,75 м3 на 1 м высоты горизонтальных каналов с последующим свабированием. Далее на технологической колонне труб спускают в скважину посадочный инструмент с разбуриваемым пакером, оснащённым снизу ниппелем с боковыми отверстиями, вставленным в проходной канал пакера с возможностью герметичного продольного перемещения и оснащенным снизу пробкой для изоляции проходного канала пакера. Сажают разбуриваемый пакер выше горизонтальных каналов в интервале перемычки ниже продуктивного пласта. При открытой затрубной задвижке вызывают циркуляцию жидкости по технологической колонне труб, через горизонтальные каналы посадочного инструмента и разбуриваемого пакера и заколонному пространству до выхода жидкости на устье добывающей скважины через открытую задвижку. После чего производят закачку и продавку тампонажного раствора в объёме 50% от общего объема тампонажного раствора до выхода тампонажного раствора через интервалы перфорации продуктивного пласта. Закрывают затрубную задвижку и продолжают тампонирование заколонного пространства циклической закачкой тампонажного раствора до допустимого давления на продуктивный пласт с выдержкой до падения давления в 2 раза от допустимого в первом цикле с последующим увеличением нижнего давления на 1,0-1,5 МПа с каждым последующим циклом до стабилизации давления продавки тампонажного раствора, равного допустимому давлению на продуктивный пласт, с образованием тампонажного моста над разбуриваемым пакером. После чего открывают затрубную задвижку и извлекают из скважины технологическую колонну труб с посадочным инструментом, оставляют скважину на технологическую выдержку затвердевания тампонажного раствора, после чего разбуривают тампонажный мост и разбуриваемый пакер, производят перфорацию продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение надёжности реализации технологии, повышение эффективности изоляции обводнённого пласта, снижение давления продавки тампонажного раствора в заколонном пространстве скважины, повышение качества изоляции заколонного пространства. 6 ил.

Изобретение относится к устройствам для обслуживания скважин в нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для захвата и извлечения из скважины шаров после проведения различных технологических операций. Устройство содержит цилиндрический полый корпус, зацеп для удержания шаров, установленный в корпусе и выполненный в виде упругих пластин с возможностью углового перемещения пластин по отношению к корпусу при воздействии на них усилия, переходник для соединения с колонной труб. Пластины выполнены в виде разрезной цанги с нижним зажимным захватом. Цанга установлена внутри корпуса, в исходном положении пластины цанги подпружинены наружу к корпусу. Корпус снаружи оснащён кольцевой выборкой, на ней под углом 180° относительно друг друга выполнены два Г-образных паза в виде соединенных между собой снизу длинных и коротких участков. Снизу на наружной кольцевой выборке корпуса зафиксирована воронка. Ловитель оснащен двумя направляющими штифтами, которые с одной стороны ввернуты в верхнюю часть воронки, а с другой стороны вставлены в Г-образные пазы корпуса. Воронка имеет возможность продольного и поперечного перемещения относительно корпуса в пределах Г-образных пазов. Воронка снизу оснащена радиальными отверстиями, а сверху воронка снабжена внутренним кольцевым упором, ограничивающим перемещение корпуса вниз относительно воронки. В исходном положении штифты находятся в нижних концах длинных участков Г-образных пазов. Воронка относительно корпуса зафиксирована разрушаемым винтом. В рабочем положении корпус имеет возможность ограниченного перемещения относительно воронки до упора во внутренний кольцевой упор воронки с перемещением направляющих штифтов из нижних концов длинных участков в крайние правые концы коротких участков Г-образных пазов и сжатия пластин цанги внутрь от корпуса под воздействием на них усилия, создаваемого нижним торцом корпуса, и смыкания зажимных захватов цанги. Повышается надёжность работы при улавливании шаров и эффективность в процессе промывки, расширяются функциональные возможности, снижаются длина и металлоёмкость. 5 ил.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтегазодобывающей промышленности, и может быть использовано при ремонте скважин в процессе герметизации устья скважин с помощью фланцевых соединений устьевого оборудования. Фланцевое соединение устьевого оборудования содержит опорный и устьевой фланцы, уплотнительное кольцо, установленное между фланцами в канавках с конусными поверхностями. Дополнительно устройство снабжено верхним кольцом, а на периферии верхнего кольца выполнены два отверстия, расположенные под углом 180° по отношению друг к другу. Также устройство снабжено двумя нижними полукольцами, а на периферии каждого нижнего полукольца выполнены два отверстия, расположенные под углом 180°. Межцентровые диаметры отверстий верхнего кольца и нижних полуколец равны между собой, при этом отверстия верхнего кольца и двух нижних полуколец выполнены с возможностью расположения друг под другом, а также фиксации и стягивания двумя резьбовыми соединениями между собой верхнего кольца и нижних полуколец, что обеспечивает герметичность соединения устьевого и опорного фланцев с установленным между ними уплотнительным кольцом. Каждое резьбовое соединение состоит из болта, гайки и шплинта, под который в нижней части болта выполнено отверстие. Длина хода резьбы резьбового соединения больше высоты зазора между опорным и устьевым фланцами, а расстояние от нижнего торца гайки резьбового соединения до отверстия шплинта меньше внутренней высоты нижних колец. Техническим результатом является повышение герметичности фланцевого соединения устьевого оборудования, сокращение продолжительности сборки фланцевого соединения устьевого оборудования, снижение затрат на изготовление устьевого и опорного фланцев. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для поинтервального перфорирования скважин гидроабразивной струей направленного действия с предварительным отсечением интервала перфорации пакер-пробкой и последующим проведением гидроразрыва пласта через проперфорированные отверстия в эксплуатационной колонне, цементном камне и горной породе вертикальной и горизонтальной скважин. Гидропескоструйный перфоратор для поинтервальной перфорации и гидравлического разрыва пласта содержит корпус с двумя отверстиями, расположенными в горизонтальной плоскости под углом 180° по отношению друг к другу. В отверстиях установлены струйные насадки. В корпусе размещена подвижная втулка, снабженная снизу наружной цилиндрической выборкой, в которой размещено разрезное пружинное кольцо, а внутри подвижная втулка оснащена посадочным седлом под запорный элемент. Снизу корпус снабжён присоединительной резьбой для пакерного оборудования, а снаружи в верхней и нижней частях корпуса жёстко установлены центраторы с переточными каналами. Снизу в корпус ввёрнуто стопорное кольцо. В исходном положении ряд отверстий корпуса, оснащённых струйными насадками, герметично изнутри перекрыт подвижной втулкой, закреплённой относительно корпуса срезным элементом. В рабочем положении подвижная втулка имеет возможность осевого ограниченного перемещения относительно корпуса до упора в стопорное кольцо с открытием ряда отверстий, оснащённых струйными насадками, и фиксацией подвижной втулки относительно корпуса с помощью разрезного пружинного кольца. В корпусе выше ряда с отверстиями выполнен ряд радиальных каналов. В исходном положении ряд радиальных каналов в корпусе герметично изнутри перекрыт дополнительной подвижной втулкой, снизу снабжённой наружной кольцевой проточкой, в которой установлено дополнительное разрезное пружинное кольцо, а внутри дополнительная подвижная втулка оснащена посадочным седлом под дополнительный запорный элемент. Дополнительная подвижная втулка закреплена относительно корпуса срезным штифтом. В рабочем положении дополнительная подвижная втулка имеет возможность осевого ограниченного перемещения вниз относительно корпуса с открытием ряда каналов, и фиксацией дополнительной подвижной втулки относительно корпуса с помощью дополнительного разрезного пружинного кольца во внутренней кольцевой проточке, выполненной в корпусе ниже ряда отверстий. Диаметр посадочного седла подвижной втулки меньше диаметра посадочного седла дополнительной подвижной втулки. Центраторы с переточными каналами выполнены сменными с наружным диаметром на 10 мм меньше внутреннего диаметра перфорируемой колонны труб. Центраторы установлены на верхнем и нижнем концах корпуса с помощью резьбового соединения и зафиксированы относительно корпуса винтами. Гидропескоструйный перфоратор для поинтервальной перфорации и гидравлического разрыва пласта обладает высокой эффективностью перфорации в наклонных и горизонтальных скважинах, расширяет функциональные возможности устройства, снижает затраты на изготовление перфоратора, сокращает продолжительность работ по выполнению поинтервальной ГПП с последующим кислотным ГРП и освоения скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины с использованием пакера. Шламоуловитель включает патрубок, металлические кольца и ребра жесткости. Снаружи на патрубок концентрично установлен корпус, снизу патрубок и корпус жестко и герметично соединены заглушкой, а сверху патрубок и корпус жестко соединены ребрами жесткости. Металлические кольца выполнены в виде усеченных конусов, обращены основанием вниз и расположены между корпусом и патрубком, при этом металлические кольца снаружи жестко закреплены к корпусу, а внутри с патрубком образуют кольцевые каналы, проходные диаметры кольцевых каналов металлических колец уменьшаются сверху вниз. Под нижним металлическим кольцом корпус оснащён радиальными отверстиями, а патрубок выше корпуса оснащён фильтром с радиальными отверстиями. Выше радиальных отверстий в фильтре установлена и зафиксирована подвижная втулка с посадочным седлом под сбрасываемый шар, при этом подвижная втулка имеет возможность ограниченного продольного перемещения вниз с герметичным перекрытием отверстий и фиксации относительно фильтра. В патрубке ниже фильтра установлен обратный клапан. Корпус снаружи оснащён самоуплотняющейся манжетой, пропускающей снизу вверх. Манжета закреплена на корпусе так, что ее верхний край находится напротив верхнего торца корпуса. Ниже радиальных отверстий корпуса устройство оснащено шламоулавливающей камерой. Повышается эффективность и надежность работы, увеличивается объём отбираемого шлама, расширяются технологические возможности устройства. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам для удаления уплотнённых пробок в процессе ремонта скважины. Способ включает спуск в аварийную скважину до головы пробки колонны труб, оснащенной снизу винтовым несамотормозящим механизмом - винтовой парой, включающей полый цилиндрический вал и полый цилиндрический корпус, имеющий возможность вращения вокруг своей оси, нижний конец которого жестко соединен с долотом, разгрузку колонны труб в пробку, при которой поступательное движение колонны труб преобразуется во вращательное движение долота. Под действием осевой силы, создаваемой весом колонны труб на пробку, осуществляется стопорение полого вала и его поступательное перемещение вниз, при этом полый корпус вращается, приводя во вращательное движение долото, приподъем колонны труб при достижении полым валом крайнего нижнего положения, ограничивающегося верхним ограничителем хода, повторный доспуск колонны труб, для продолжения циклов бурения до упора в нижний ограничитель хода при продолжающемся вращении долота в процессе приподъема колонны труб, разбуривая пробку до момента, когда силы трения не остановят его вращение. После спуска колонны труб до головы пробки на устье устанавливают и обвязывают между собой насосный агрегат, переключатель потока жидкости и желобную ёмкость. Каждый цикл удаления пробки включает циркуляцию жидкости прямой промывкой, бурение уплотнённой пробки и вынос разбуренного шлама из скважины. Цикл бурения осуществляют разбуриванием части пробки путем разгрузки колонны труб до упора в верхний ограничитель хода при продолжающейся прямой промывке. Вынос песка осуществляют при подъеме колонны труб в нижний ограничитель хода при одновременной обратной промывке. Переключения между прямой промывкой на обратную промывку и наоборот выполняют с помощью переключателя потока жидкости. После окончания удаления пробки и упора колонны труб в забой производят набор собственного веса колонны труб и обратной промывкой в 1,5-кратном объеме скважины производят обратную промывку. Повышается надежность реализации способа при разбуривании пробки и эффективность выноса разбуренного шлама из скважины, сокращается длительность проведения ремонтных работ. 4 ил.

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте. Техническим результатом является расширение технологических возможностей устройства, повышение качества герметизации колонн труб, повышение безопасности проведения работ на устье наклонных скважин, сокращение длительности проведения спуско-подъемных операций. Превентор для скважины с двухрядной колонной труб и наклонным устьем содержит верхний и нижний фланцы, жестко соединенные с корпусом, оснащенным вертикальным круглым осевым каналом, относительно осевого канала симметрично расположены два боковых горизонтальных канала, продольные оси которых расположены перпендикулярно оси вертикального канала. В первых горизонтальных каналах с возможностью продольного перемещения установлены плашечные блоки, в которых размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус. При этом полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках. Во вторых горизонтальных каналах, расположенных в верхнем фланце, в герметичном исполнении снаружи ввернуты боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами, которые оснащены шпоночными пазами, а верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность продольного перемещения в пределах шпоночных пазов. Присоединительные и герметизирующие размеры нижнего фланца превентора выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры, на которой крепится превентор. При этом эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины. Плашечные блоки с трубными плашками в первых горизонтальных каналах оснащены двумя полукольцевыми выборками с пазами, при этом в пазах полукольцевых выборок трубных плашек установлены и зафиксированы герметизирующие элементы, выполненные в виде полуколец из термостойких эластичных уплотнителей. Во вторых горизонтальных каналах размещены выдвижные ползуны с дополнительными трубными плашками, оснащёнными двумя полукольцевыми выборками, в которые установлены и зафиксированы центрирующие элементы, выполненные в виде полуколец. Снизу в осевой канал превентора установлена втулка, оснащенная двумя сквозными вертикальными центрирующими каналами. Причём втулка имеет возможность фиксации от вертикального и вращательного перемещения относительно корпуса превентора. При этом центральные оси полукольцевых выборок трубных плашек и центральные оси полукольцевых выборок дополнительных трубных плашек, а также центральные оси центрирующих каналов втулки расположены относительно центральной оси осевого канала корпуса эксцентрично по разные стороны от центральной оси осевого канала корпуса под углом 180° между собой и на расстояниях, обеспечивающих центрирование колонн труб относительно осевого канала корпуса превентора в наклонной скважине и герметизацию колонны труб с муфтами и колонны гибких труб при возникновении нефтегазоводопроявления. Диаметры центрирующих элементов дополнительных трубных плашек и диаметры центрирующих каналов втулки выполнены под наружные диаметры двух колонн, а диаметры центрирующих элементов дополнительных трубных плашек и центрирующих каналов, находящихся друг под другом, равны между собой. Плашечные блоки размещены в горизонтальных каналах с возможностью обеспечения одновременного проведения спуско-подъёмных операций двух колонн: колонны труб с муфтами и гибкой колонны труб без взаимодействия их между собой на устье наклонной скважины. 5 ил.

Изобретение относится к оборудованию для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте с целью обеспечения безопасности, предупреждения и ликвидации нефтегазоводопроявлений, в том числе на скважинах сверхвязкой нефти с наклонным устьем и двухрядной колонной труб, охраны недр и окружающей среды. Превентор для скважины с наклонным устьем и двухрядной колонной труб содержит верхний и нижний фланцы, корпус, оснащенный вертикальным круглым осевым каналом, первые боковые горизонтальные каналы, выполненные в корпусе, в которых установлены плашечные блоки с возможностью продольного перемещения, в плашечных блоках размещены трубные плашки, снабженные эластичными уплотнителями, и ручные приводы управления плашками, включающие приводные штоки плашек, имеющие резьбовые соединения для взаимодействия с крышками, ввернутыми в корпус, при этом полости корпусов плашечных блоков в поперечном сечении имеют прямоугольную форму, а эластичные уплотнители размещены в пазах, выполненных в трубных плашках, вторые боковые горизонтальные каналы, выполненные в верхнем фланце, содержащие в герметичном исполнении снаружи ввернутые боковые винтовые упоры, взаимодействующие с выдвижными ползунами, которые оснащены шпоночными пазами, при этом боковые горизонтальные каналы расположены симметрично относительно осевого канала, продольные оси боковых горизонтальных каналов расположены перпендикулярно оси вертикального канала, причем верхний фланец оснащён шпонками, установленными в шпоночные пазы выдвижных ползунов, имеющих возможность продольного перемещения в пределах шпоночных пазов, присоединительные и герметизирующие размеры нижнего фланца превентора плашечного выполнены соответствующими тому опорному фланцу устьевой арматуры, на которой крепится превентор плашечный, а эластичные уплотнители выполнены из термостойкой резины. Трубные плашки плашечных блоков в первых горизонтальных каналах оснащены передними пазами с полукольцевыми выборками, в которых зафиксированы термостойкие эластичные уплотнители, герметизирующие колонну труб большего диаметра. Во вторых горизонтальных каналах размещены выдвижные ползуны с дополнительными трубными плашками, оснащённые пазами с полукольцевыми выборками, в которых зафиксированы термостойкие эластичные уплотнители, герметизирующие колонну труб меньшего диаметра. Снизу в осевой канал корпуса установлена центрирующая втулка, оснащённая двумя параллельными вертикальными цилиндрическими каналами большего и меньшего диаметров. Внутренние диаметры вертикальных цилиндрических каналов на 4-6 мм больше максимальных наружных диаметров большей и меньшей колонн труб, спускаемых одновременно в наклонную скважину. Центральная ось полукольцевых выборок трубных плашек в сомкнутом состоянии соосна с центральной осью вертикального цилиндрического канала большего диаметра. Центральная ось полукольцевых выборок дополнительных трубных плашек в сомкнутом состоянии соосна с центральной осью вертикального цилиндрического канала меньшего диаметра. Межосевое расстояние между полукольцевыми выборками трубных плашек и полукольцевыми выборками дополнительных трубных плашек, а также межосевое расстояние между центральными осями вертикальных цилиндрических каналов большего и меньшего диаметров равны между собой. Превентор для скважин с наклонным устьем и двухрядной колонной труб позволяет расширить технологические возможности, повысить качество герметизации колонны труб при возникновении НГВП, повысить безопасность проведения работ на устье наклонных скважин СВН при возникновении НГВП, сократить длительность проведения СПО, так как колонны труб спускаются в скважину последовательно. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для опрессовки превентора в наклонной скважине в полевых условиях и/или на стендовой наклонной скважине базы производственного обслуживания. Техническими задачами изобретения являются упрощение конструкции и снижение себестоимости изготовления, повышение надёжности и эффективности работы превентора, а также расширение функциональных и технологических возможностей стенда для опрессовки превентора в скважине, а также обеспечение герметичности устройства при опрессовке превентора, в том числе с использованием пара. Стенд для опрессовки превентора в наклонной скважине включает опорную трубу, проходящую через корпус превентора, наружную цилиндрическую выборку, выполненную на опорной трубе, в наружной цилиндрической выборке снизу вверх установлены опорная тарелка, эластичная манжета, зажимная тарелка, при этом в опорной трубе выполнен вертикальный сквозной паз, в котором установлен палец с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозног паза, установленный в опорной трубе шток, а также опорную шайбу и насос. Опорная труба снабжена верхним и нижним рядами радиальных отверстий. Установленные снизу вверх на наружной цилиндрической выборке опорной трубы опорная тарелка, эластичная манжета, зажимная тарелка закреплены жёстко. Эластичная манжета выполнена в виде самоуплотняющейся манжеты, пропускающей снизу вверх. Внутри опорной трубы установлен полый шток. Опорная труба между верхним и нижним рядами радиальных отверстий снабжена вертикальными сквозными пазами, напротив которых на наружной поверхности опорной трубы установлена опорная шайба, подпружиненная снизу вверх относительно упора, выполненного в виде кольцевой выборки на наружной поверхности опорной трубы выше нижнего ряда радиальных отверстий. Шток и шайба соединены между собой пальцем, размещенным в вертикальных сквозных пазах опорной трубы. В транспортном положении шток перекрывает верхний ряд радиальных отверстий опорной трубы, при этом нижний ряд радиальных отверстий опорной трубы сообщается с внутренней полостью опорной трубы под штоком. В рабочем положении шток имеет возможность ограниченного вертикальными сквозными пазами опорной трубы осевого перемещения вниз с герметичным перекрытием нижнего ряда радиальных отверстий опорной трубы, при этом на верхнем и нижнем концах опорной трубы размещены пружинные центраторы, оснащённые наружными переточными каналами, сверху опорная труба соединена с герметизируемой трубой с помощью переходной муфты с наружным диаметром, соответствующим типоразмерам эластичных элементов трубных плашек превентора, причём снизу к нижнему фланцу превентора закреплено переходное кольцо, крепящееся на опорном фланце наклонной скважины, а в осевой канал превентора через переходное кольцо установлен нижний центратор, сверху в осевой канал превентора закреплен верхний центратор, при этом герметизируемая труба соединена сверху с опорной трубой и гидравлически обвязана с агрегатом, обеспечивающим нагнетание рабочего агента. Опорная труба может быть гидравлически обвязана с передвижной парогенераторной установкой, с возможностью нагнетания в скважину водяного пара с температурой 190-250°C. Опорная труба может быть гидравлически обвязана с насосным агрегатом, с возможностью нагнетания технологической жидкости. Самоуплотняющаяся манжета и эластичные уплотнители трубных плашек превентора выполнены из термостойкой резины. 3 з.п. ф-лы, 6 ил.

 


Наверх