Патенты автора Нагуманов Марат Мирсатович (RU)

Изобретение относится к оборудованию для нефтегазовой промышленности и может быть использовано для разобщения интервалов обсадной колонны при освоении и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Пакер гидравлический автономный содержит шток, установленную в верхней части штока присоединительную муфту, верхний и нижний уплотнительные элементы, между которыми установлен якорь, состоящий из верхнего и нижнего конусов, подвижно соединенных с кожухом, и подпружиненных плашек, втулку, соединенную с якорем через нижний конус при помощи срезных элементов, поршень, герметично установленный в корпусе. Корпус неподвижно и герметично установлен на штоке и образует с поршнем камеру, сообщающуюся с внутренней полостью штока через боковые отверстия. Втулка, соединенная с якорем через нижний конус при помощи срезных элементов, снизу соединена с поршнем, который выполнен с возможностью движения вверх при подаче жидкости под давлением во внутреннюю полость штока и передачи усилия цанге нижнего узла регулятора нагрузки. Верхний и нижний узлы регулятора нагрузки выполнены с возможностью последовательной передачи усилия на уплотнительные элементы и якорь при установке пакера. Каждый узел состоит из втулки с зубчатыми проточками, выполненными по наружному диаметру втулки, и цанги. В нижнем узле регулятора нагрузки втулка, взаимодействующая с цангой, установленной внутри поршня, неподвижно закреплена на штоке, а в верхнем узле регулятора нагрузки втулка, взаимодействующая с цангой, неподвижно установленной на штоке, соединена с нижним конусом. Техническим результатом является повышение надежности установки пакера в скважине за счет обеспечения последовательной передачи усилия при установке пакера сначала на верхний уплотнительный элемент, затем на якорь и только потом на нижний уплотнительный элемент, исключая сжатие нижнего уплотнительного элемента до установки якоря, что предотвращает потерю сжимающего усилия на верхний уплотнительный элемент и якорь, а также обеспечение возможности повторной установки пакера для проведения технологических операций в другом интервале скважины за одну спуско-подъемную операцию. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при капитальном и текущем ремонте скважин, связанном с очисткой их забоя от песчаных и проппантовых пробок и промывкой ствола скважин. Устройство содержит корпус, кожух, установленный с возможностью осевого перемещения относительного корпуса, наконечник, прикрепленный к нижней части кожуха, возвратную пружину, установленную между корпусом и кожухом, гидромониторную насадку. Наконечник содержит боковые каналы, а корпус выполнен с возможностью перекрытия боковых каналов наконечника при осевом перемещении кожуха относительно корпуса. Гидромониторная насадка установлена в осевом отверстии наконечника. Нижняя часть наконечника снабжена торцевыми зубьями. Кожух связан с корпусом при помощи штифтов, установленных в отверстиях кожуха, причем нижние части штифтов установлены в винтовых пазах, выполненных на наружной поверхности нижней части корпуса. Повышается эффективность очистки забоя и промывки ствола скважины без необходимости вращения колонны труб. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для выравнивания давления затрубного надпакерного пространства с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Клапан скважинный содержит корпус с радиальными отверстиями и с расположенным внутри него штоком, в исходном положении перекрывающим радиальные отверстия корпуса. Корпус содержит соединенные при помощи резьбы две части, внутренняя торцевая часть одной из которых образует с кольцевым выступом штока камеру для возможности осевого перемещения штока относительно корпуса. Кольцевой выступ штока ограничивает его осевое перемещение. Уплотнительные кольца установлены в штоке выше и ниже камеры. Шток связан с механизмом регулирования нагрузки. Внутренняя торцевая часть корпуса оснащена втулкой, герметично размещенной в посадочном месте корпуса и штока внутри камеры при помощи уплотнительного кольца. Втулка зафиксирована от осевого перемещения относительно корпуса и упирается в кольцевой выступ штока при осевом перемещении штока относительно корпуса. Достигается технический результат – повышение надежности работы клапана за счет исключения возникновения задиров на посадочных и резьбовых поверхностях и заклинивания штока, а также повышение удобства сборки и разборки клапана. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны скважины в процессе проведения технологических операций. Пакер скважинный гидромеханический включает установленные на полом штоке в направлении сверху вниз функционально раздельные узлы: байпасный узел, состоящий из закрепленного на полом штоке установочного переводника, к которому присоединена байпасная втулка, уплотнителя, перепускного плунжера, размещенного внутри корпуса разобщающего клапана; гидроякорный узел; узел герметизации, состоящий из герметизирующих элементов с кольцами; посадочный узел, состоящий из конуса и цанги, установленной с возможностью удержания полого штока в транспортном положении и установленного ниже механического якоря. При этом в конусе выполнены технологические отверстия, снабженные фильтрационной пружиной с установленной поверх нее защитной втулкой. К корпусу механического якоря снизу присоединен цилиндр, к нижней части которого прикреплен колпак, внутри которого установлен фиксатор. Концевая часть фиксатора постоянно размещена в фигурном пазу независимой втулки, установленной на нижней части полого штока с возможностью свободного вращения и перемещения внутрь колпака. Уплотнитель размещен в пространстве, образованном между нижним торцом установочного переводника, внешней поверхностью полого штока и внутренней поверхностью байпасной втулки, присоединенной к установочному переводнику. Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эксплуатационной надежности пакера скважинного гидромеханического. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам для герметичного разобщения интервалов ствола в необсаженной скважине, для проведения различных технологических операций. Пакер гидромеханический содержит ствол, корпус, уплотнительный элемент, якорный узел, состоящий из конуса, плашек и подпружиненных планок. Пакер содержит также шток, надетый на ствол с образованием кольцевого канала. Якорный узел установлен на штоке и содержит в нижней части цангу с внутренней упорной резьбой, входящей в зацепление с ответной упорной резьбой на наружной поверхности штока, выполненный с возможностью установки при создании осевой сжимающей нагрузки. Уплотнительный элемент установлен ниже якорного узла в нижней части пакера между опорой и воронкой. Над якорным узлом имеется верхняя камера с жидкостью, выполненная с возможностью гидравлической передачи осевой сжимающей нагрузки через кольцевой канал в нижнюю камеру, расположенную над опорой, с перемещением опоры и сжатием уплотнительного элемента при герметизации кольцевого пространства. Технической задачей является создание надежного пакера, устанавливаемого гидромеханическим способом без необходимости создания избыточного давления в трубах, предотвращение преждевременного срабатывания пакера, а также предотвращение прихвата пакера при установке цементного моста. 2 ил.

Изобретение относится к оборудованию для нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для длительного герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны при освоении и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин. Пакер скважинный механический содержит переводник, шток, уплотнительные элементы, механический якорь, механизм регулятора нагрузки, установленную между переводником и корпусом механического якоря втулку с манжетой. Втулка соединена с переводником и выполнена со ступенчатой наружной поверхностью. Между верхней и нижней ступенями выполнен конический переход. Манжета размещена на нижней ступени втулки, имеет внутреннюю коническую поверхность, взаимодействующую с коническим переходом втулки, и установлена с возможностью перемещения на верхнюю ступень втулки. Механизм регулятора нагрузки содержит фиксирующий элемент, установленный с возможностью взаимодействия с наружным выступом штока. Технический результат обеспечивает защиту пакера от присыпания механическими примесями с возможностью сохранения манжеты в рабочем положении при натяжении колонны труб при проведении технологических операций в скважине до достижения определенной растягивающей нагрузки для срыва пакера. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для выравнивания давления затрубного надпакерного пространства с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Клапан уравнительный механический содержит корпус с радиальными отверстиями, внутри которого расположен шток, установленный с возможностью осевого перемещения, цангу, установленную в корпусе, уплотнительный элемент круглого сечения. Клапан содержит Т-образный уплотнительный элемент, установленный между защитными фторопластовыми кольцами. Указанные уплотнительные элементы установлены в нижней части корпуса ниже радиальных отверстий. Т-образный уплотнительный элемент расположен под уплотнительным элементом круглого сечения. В штоке выполнены сквозные отверстия, при этом шток расположен внутри корпуса таким образом, что в исходном положении перекрывает радиальные отверстия корпуса и зафиксирован от перемещения при помощи цанги посредством упора выступа штока во внутренний буртик цанги. Достигается технический результат – повышение надежности и срока службы клапана уравнительного механического за счет обеспечения возможности многократного открытия-закрытия клапана с сохранением герметичности и целостности уплотнительного элемента. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтегазовых месторождений методом поддержания пластового давления. В способе через соединительный узел к трубной обвязке устьевой арматуры нагнетательной скважины устанавливают защитный корпус, подключают оборудование к источнику питания. Дистанционно программируют управляющий контроллер и подают с управляющего контроллера сигнал на привод запорно-перепускного устройства, производят закачку рабочего агента в постоянном установившемся режиме. Осуществляют замер параметров рабочего агента и обработку информации о параметрах режима закачки. Передают полученную информацию на устройство приема передачи, а затем в ЭВМ с соответствующим программным обеспечением. При необходимости производят: регулирование режима закачки, подачу дополнительного агента, очистку фильтра. Оборудование включает прикрепленные к трубе водовода и размещенные последовательно в защитном корпусе первый датчик давления, горизонтальный фильтр с быстросъёмной крышкой, выведенной за пределы защитного корпуса, второй датчик давления, расходомер, запорно-перепускное устройство с запорным элементом, приводом, каналом подвода дополнительного агента и встроенным соплом подачи дополнительного агента, третий датчик давления. Проходной канал в трубке запорно-перепускного устройства выполнен каплеобразной формы. Внутри защитного корпуса имеются датчик температуры рабочего агента, первое устройство обогрева, первый датчик температуры воздуха, первый модуль безопасности, газоанализатор, блок вентиляции. В станции управления имеются второе устройство обогрева, второй датчик температуры воздуха, второй модуль безопасности, управляющий контроллер, модем, дисплей, блок питания и аккумулятор. Техническое решение позволяет обеспечить повышение качества разработки нефтегазового месторождения методом поддержания пластового давления на установившемся постоянном режиме закачки. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для регулирования расхода закачиваемой жидкости в пласт при поддержании пластового давления. Устройство для регулирования закачки жидкости в пласт содержит корпус со сквозными радиальными каналами и посадочным местом для установки цилиндрического штуцера, снабженного отверстием, уплотнительные элементы. Отверстие цилиндрического штуцера выполнено в виде продольной сквозной прорези, перекрываемой навинченной на резьбу цилиндрического штуцера втулкой. Втулка выполнена с возможностью полного или частичного перекрытия продольной сквозной прорези для регулирования расхода жидкости путем осевого перемещения втулки по цилиндрическому штуцеру. Достигается технический результат – обеспечение возможности регулирования закачки жидкости в пласт путем настройки извлекаемого цилиндрического штуцера. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к области поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях и может быть использована при одновременно-раздельной закачке (ОРЗ) рабочего агента. При осуществлении первой спуско-подъемной операции (СПО) компоновку подземного оборудования оснащают воронкой, проводят промывку забоя скважины с помощью гибких насосно-компрессорных труб. При осуществлении второй СПО устье оснащают эталонным расходомером, геофизический кабель оснащают оптоволоконным кабелем и устройством разобщения геофизического кабеля. Геофизический кабель связывают с верхним клапаном перепускным управляемым электрическим с узлом штуцирования (КПУЭ-Ш) при помощи первого ответвления, а также с нижним КПУЭ-Ш при помощи второго ответвления. Производят замер температуры по всему стволу скважины. Получают на станцию управления (СУ) значения расходов от нижнего КПУЭ-Ш о глубинном расходе закачиваемого в нижний пласт рабочего агента и от верхнего КПУЭ-Ш о глубинном расходе закачиваемого в верхний пласт рабочего агента. Определяют суммарный глубинный расход рабочего агента, закачиваемого в верхний и нижний пласты. Осуществляют сопоставление в ручном или автоматическом режиме значения суммарного глубинного и эталонного расходов рабочего агента, при их отличии СУ сигнализирует о некорректной работе, проводят глубинную калибровку оборудования. Достигается технический результат - снижение затрат времени на проведение СПО, за счёт оснащения установки устройством разобщения геофизического кабеля, позволяющего вести закачку рабочего агента в нижний пласт, при отказе верхнего КПУЭ-Ш. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для установки пакера и многопакерных компоновок в обсадной колонне скважины при невозможности передать вес колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) на пакер или при недостаточном весе колонны НКТ. Техническим результатом является создание простой и надежной конструкции устройства для установки механических пакеров гидравлическим способом, а также обеспечение возможности передачи крутящего момента на нижеустановленное оборудование. Устройство установочное содержит переводник, связанный с верхней частью гидроцилиндра, в котором установлен ствол с поршнем, выполненные в стволе гидравлические каналы, шток, связанный с нижней частью ствола и зафиксированный от осевого перемещения при помощи стопорного узла, состоящего из обоймы, связанной с нижней частью гидроцилиндра, и срезных элементов, связывающих обойму и шток. Ствол установлен в гидроцилиндре под переводником. В кольцевом пространстве между стволом и гидроцилиндром сверху и снизу – под гидравлическими каналами – установлены уплотнительные узлы. Шток зафиксирован от проворота относительно гидроцилиндра при помощи шпонки, установленной внутри обоймы с возможностью осевого перемещения по продольному пазу штока. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может быть использовано для эксплуатации скважин с углом отклонения от вертикали от 43 до 110 градусов, оборудованных установками скважинных штанговых насосов. Скважинный штанговый насос включает цилиндр, самоустанавливающийся всасывающий клапан, плунжер, самоустанавливающийся нагнетательный клапан. Цилиндр снабжен кожухом, образующим с ним кольцевую полость и установленным с упором в верхнюю и нижнюю муфты цилиндра. Кожух выполнен из нескольких частей, между которыми размещены центраторы, подвижно установленные на цилиндре. Верхняя часть кожуха соединена при помощи резьбы с верхним центратором. Повышается надежность работы скважинного штангового насоса за счет исключения деформации изгиба цилиндра при спуско-подъемных операциях и при эксплуатации насоса в скважине и, как следствие, исключения заклинивания плунжера в цилиндре насоса. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.
 // 

Изобретение относится к оборудованию для проведения селективной обработки пластов. Техническим результатом является обеспечение возможности доведения рабочей жидкости до обрабатываемого интервала на циркуляции. Оборудование для проведения селективной обработки пластов содержит верхний и нижний чашечные пакеры, манжеты которых закреплены расширяющимися частями навстречу друг другу, центраторы, центральный и кольцевой проходные каналы, образованные двумя концентрично установленными трубами – наружной и внутренней. Внутренняя труба установлена в переходнике, снабженном поперечными каналами, связывающими центральный проходной канал внутренней трубы с пространством над верхним чашечным пакером, и вертикальными отверстиями, связывающими кольцевой проходной канал с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб. Кольцевой проходной канал посредством радиальных отверстий связан с наружным пространством между манжетами. Кольцевой проходной канал ниже радиальных отверстий загерметизирован при помощи уплотняющего устройства, установленного на нижней части внутренней трубы. Над переходником установлен циркуляционный клапан с радиальными каналами в корпусе, перекрытыми втулкой, установленной на корпус клапана с помощью срезных штифтов, и с внутренним выступом для установки сбрасываемой вставки. В нижней части втулки с помощью срезных элементов закреплена пробка. Над циркуляционным клапаном установлен сливной клапан. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности, а именно к устройствам, осуществляющим залавливание и извлечение опрессовочного клапана после опрессовки колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Устройство содержит корпус и крышку, соединенные между собой, цангу с лепестками и ловитель. Цанга расположена внутри крышки, в её нижней части, а ловитель внутри крышки, в её верхней части. Цанга и ловитель установлены соосно, по направлению друг к другу таким образом, что при прохождении опрессовочного клапана во внутреннюю полость цанги указанный клапан прижимает лепестки цанги к стенкам крышки, проходит вверх и попадает во внутреннюю полость ловителя. Проходной канал ловителя в верхней части имеет диаметр меньше, чем в нижней части. Повышается надежность захвата и удержания опрессовочного клапана и предотвращения случайного разъединения деталей устройства в процессе эксплуатации. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть использовано с установками электрических центробежных насосов (УЭЦН) для одновременно-раздельной эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Устройство включает блок управления, микроэлектродвигатель, редуктор, винтопару с гайкой, шарикоподшипники, винт, датчик давления, датчик температуры, шток, имеющий осевой и радиальные каналы, управляемый клапан с седлом. Блок управления, оснащенный датчиками давления и температуры, герметично соединен с кабелем питания и размещен снаружи внутреннего корпуса. Во внутреннем корпусе размещен компенсатор давления, содержащий поршень и заполненную маслом полость, над компенсатором давления размещена выравнивающая полость. Между наружным и внутренним корпусами образовано кольцевое пространство. В наружном корпусе, имеющем радиальные каналы, размещен поршень, который жестко соединен с верхней частью штока и имеет осевые каналы, под поршнем размещена полость. Обеспечивается передача показаний нижнего пласта в режиме онлайн на станцию управления, выравниваются силы, действующие на шток со стороны флюида верхнего и нижнего пластов, обеспечивается открытие и закрытие потока флюида с верхнего и нижнего пласта при различных положениях клапана.3 ил.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче углеводородного сырья из скважин с расположением штангового насоса в стволе скважины от вертикали до 110°. Штанговый глубинный вставной насос содержит кожух с верхней и нижней муфтами-центраторами. Нижняя муфта-центратор имеет каналы для выхода газа в затрубное пространство, самоустанавливающийся приемный и нагнетательный клапанные узлы, плунжер, цилиндр, шток плунжера, замковую опору, переходник плунжера, переходник штока, установленный над переходником штока переводник-центратор с продольными шлицами на наружной части. Обеспечивается повышение эксплуатационной надежности скважинного насоса, исключается излом соединения штока насоса и первой штанги колонны штанг, увеличивается коэффициент наполнения и подачи насоса, уменьшается влияние газового фактора на работу клапанов. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для предотвращения падения скважинного оборудования на забой скважины. Установка содержит последовательно соединенные клапан сбивной, клапан обратный, УЭЦН, разъединитель колонны, якорь противополетный, воронку. При этом между разъединителем колонны и якорем противополетным размещены клапан закачки и шламоуловитель. Клапан закачки содержит отверстия, расположенные под углом 45o относительно продольной оси и направленные книзу. Шламоуловитель содержит резиновую манжету, установленную над контейнером шламоуловителя. Технический результат заключается в повышении надежности скважинной насосной установки путем предотвращения присыпания якоря противополетного механическими примесями. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к скважинному оборудованию. Устройство поворотное механическое содержит корпус, направляющий наконечник, шток, фигурный паз, фиксаторы, пружину, переводник. Проходной канал устройства выполнен без выступов. Нижняя часть корпуса соединена с направляющим наконечником, который в нижней части имеет расширение. Между корпусом, штоком и направляющим наконечником расположена пружина. При этом пружина ограничена в верхней и нижней частях верхним и нижним кольцами соответственно. На штоке устройства под кожухом размещен фигурный паз, по которому перемещаются фиксаторы, верхняя часть корпуса соединена с кожухом. Технический результат заключается в снижении риска возникновения аварийных ситуаций при спуске и подъеме геофизических приборов, увеличении надежности и долговечности работы устройства. 3 ил.

Изобретение относится к клапанным устройствам. Клапан содержит верхний и нижний переходники, корпус с радиальными гидравлическими каналами, уплотнительные элементы и полый поршень, имеющий пружину. Поршень выполнен с уступом для его пружины, снабженной поджимным элементом. Гидравлическая камера, расположенная между поршнем и внутренней поверхностью корпуса, сообщается с радиальными гидравлическими каналами в корпусе. Пружина с поджимным элементом расположена между торцом верхнего переходника и уступом поршня, прижатого к торцу нижнего переходника за счет дополнительного уступа, выполненного в поршне с внутренней стороны. В поршне с наружной стороны выполнена кольцевая выемка, расположенная между уплотнительными элементами, образующая гидравлическую камеру, сообщающуюся с радиальными гидравлическими каналами в корпусе. В верхней части нижнего переходника выполнены радиальные отверстия, которые в закрытом состоянии клапана перекрыты поршнем. Диаметр верхней части нижнего переходника с наружной стороны выполнен меньшим, чем в нижней части, образуя при передвижении поршня вверх дополнительную гидравлическую камеру, соединяющую через радиальные гидравлические каналы в корпусе и через радиальные отверстия в нижнем переходнике внутритрубное и межтрубное пространства. На внутренней нижней части верхнего переходника выполнена цилиндрическая выемка, образующая уступ, ограничивающий движение поршня вверх. Технический результат заключается в повышении надежности клапана. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к пакерам механическим двухстороннего действия. Техническим результатом является повышение надежности. Пакер механический двухстороннего действия содержит шток с верхним и нижним радиальными выступами, уплотнительные элементы, верхний механический якорь, состоящий из верхнего корпуса с подпружиненными через упор верхними плашками, подпружиненного разрезного конуса, кожуха, нижний механический якорь, состоящий из нижнего корпуса с подпружиненными нижними плашками и планками, нижнего конуса, фигурный паз, фиксатор. Между верхним механическим якорем и уплотнительными элементами установлен корпус, верхняя часть которого соединена с кожухом верхнего механического якоря и упирается в пружину, поджимающую разрезной конус. Внутри корпуса размещена цанга, установленная с возможностью совместного с корпусом осевого перемещения относительно штока и взаимодействия ее внутреннего выступа с наружным буртиком штока. Нижний радиальный выступ штока выполнен между разрезным конусом и цангой. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть использовано в клапанных устройствах, привод запорного элемента которых содержит шток, для гидростатического уравновешивания последнего. Система гидростатического уравновешивания штока привода клапана содержит корпус, шток, установленный в кольцевом выступе корпуса с возможностью осевого перемещения, запорный узел, состоящий из седла и затвора, установленного в нижней части штока, проходной канал, выполненный в штоке и затворе, сообщающийся с круговой полостью между штоком и корпусом выше кольцевого выступа посредством радиального отверстия в штоке. Шток оснащен наружным кольцевым буртиком, контактирующим с корпусом выше кольцевого выступа, при этом между кольцевым выступом корпуса и наружным кольцевым буртиком штока образована герметичная воздушная камера, причем внутренний диаметр седла, диаметр штока и внутренний диаметр корпуса в воздушной камере связаны определенным соотношением. Технический результат заключается в обеспечении гидростатического уравновешивания штока привода клапана для обеспечения надежной работы клапана при использовании приводов малой мощности. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть применено для фиксирования колонны труб в обсадной колонне, а также предотвращения падения на забой скважинного оборудования в процессе добычи нефти погружными насосами. Якорь для насосно-компрессорных труб содержит в своем составе направляющий штифт, полый ствол, на наружной поверхности которого выполнен фигурный паз для перемещения направляющего штифта, а фигурный паз имеет укороченный и удлиненный участки, сопряженные наклонным участком паза. Сечение направляющего штифта выполнено в виде эллипса, а длины укороченного и удлиненного участков паза связаны соотношением 1:10. Технический результат заключается в повышении эксплуатационной надежности якоря в процессе эксплуатации скважинного оборудования при повышенных температурных изменениях длины колонны труб, а также в повышении надежности работы якоря за счет предотвращения заклинивания направляющего штифта, перемещающегося по фигурному пазу ствола якоря. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к клапанным устройствам и может быть применено для различных технологических операций при эксплуатации и ремонте скважин. Клапан механический содержит корпус, который на резьбе установлен на колонне насосно-компрессорных труб, поршень, установленный с возможностью перемещения внутри корпуса, уплотнительные кольца, отверстия в корпусе, служащие для сообщения трубного и затрубного пространств. Корпус клапана снабжен цангой с внутренними и наружными буртиками, а сам клапан снабжен центратором, имеющим отверстия, предназначенные для уменьшения сопротивления потока добываемой и закачиваемой жидкости между центратором и внутренней поверхностью колонны НКТ, при этом центратор выполнен с возможностью перемещения по НКТ внутри корпуса клапана, при прохождении которого происходит перемещение поршня внутри корпуса клапана в верхнее положение, при котором обеспечивается сообщение трубного и затрубного пространств. Технический результат заключается в расширении функциональных возможностей клапана. 2 ил.

Изобретение относится к способам заякоривания насосно-компрессорных труб гидравлическими якорями в скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосными установками. Способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с якорем в заданный интервал, создание избыточного давления за счет закачки жидкости в колонну НКТ с устья скважины. При этом предварительно рассчитывают величину устьевого избыточного давления, определяющего натяжение колонны НКТ при заякоривании, и производят заякоривание созданием расчетного устьевого избыточного давления, такого, чтобы после выхода скважины на установившийся режим эксплуатации результирующая осевая нагрузка, действующая на обсадную колонну со стороны плашек якоря, создаваемая давлением жидкости в затрубном пространстве и колонне НКТ, а также силой упругости колонны НКТ, принимала минимально возможное значение за весь цикл работы скважинного штангового насоса, включающий ход плунжера вверх и вниз, при этом расчетную величину устьевого избыточного давления определяют по формуле. Технический результат заключается в повышении эффективности заякоривания НКТ в скважинах.

Изобретение относится к области поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке (ОРЗ) рабочего агента. При осуществлении первой спуско-подъемной операции (СПО) производят спуск на колонне НКТ клапана опрессовочного, нижнего пакера, разъединителя и гидравлического клапана, при осуществлении второй СПО производят спуск на колонне НКТ измерительного преобразователя, регулирующего устройства, верхнего пакера, узла безопасности, кабеля, выполненного одножильным или многожильным, который связывают с измерительным преобразователем при помощи первого ответвления, а также с нижним и верхним электрическими клапанами регулирующего устройства при помощи второго ответвления. В составе станции управления имеется интеллектуальный блок, установка оснащена узлом безопасности, размещенным над верхним пакером, регулирующим устройством, которое расположено концентрично в НКТ над нижним пакером выше верхнего пласта, измерительным преобразователем, расположенным под регулирующим устройством и оснащенным наружным датчиком давления и внутренними датчиками расхода, давления и температуры, разъединитель расположен над нижним пакером. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной закачки рабочего агента. 3 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть использовано в штанговых глубинных насосах, работающих в наклонных и горизонтальных скважинах. Поворотное устройство штангового глубинного насоса включает механизм совместного вращения рабочего цилиндра и полого плунжера относительно корпуса насоса с помощью соединенного со штангами цельного штока, внешняя поверхность которого выполнена с двумя продольно-прямолинейными пазами и двумя направляющими пальцами в них, которые закреплены внутри скользящей втулки. С внешней стороны втулка жестко сочленена с верхним якорем. Полый шток является продолжением цельного штока и выполнен с продольно-винтовыми пазами, зацепленными с помощью направляющего пальца с вспомогательным цилиндром, в котором размещен полый шток. Вспомогательный цилиндр снабжен опорными подшипниками скольжения относительно корпуса насоса и жестко сочленен с рабочим цилиндром, внутри которого размещен полый плунжер, сочлененный с полым штоком с помощью соосного шарнира с возможностью независимого вращения его относительно полого штока. На торце рабочего цилиндра жестко установлен закрытый шариковый подшипник, обойма которого жестко посажена в гнездо корпуса нижнего якоря. Свободным концом корпус нижнего якоря посажен в уплотняемое гнездо центратора самоустанавливающегося всасывающего клапана. Низ корпуса насоса посажен в уплотняемый захватный механизм кожуха насоса. Поворотное устройство обеспечивает равномерный износ поверхностей цилиндра и плунжера, значительно повышает долговечность и межремонтный период работы штангового глубинного насоса в наклонных и горизонтальных скважинах. 2 ил.

Изобретение относится к пакерам. Техническим результатом является повышение надежности работы пакера. Гидравлически устанавливаемый пакер содержит ствол с радиальными каналами и муфтой в верхней части, расположенные на стволе верхний и нижний якорные узлы, уплотнительные элементы, установленные на стволе с помощью штока, связанного с конусом верхнего якорного узла, гидропривод, включающий цилиндр, образующий со стволом кольцевую полость, связанную с внутренней полостью ствола через радиальные каналы, размещенный в кольцевой полости поршень, храповик. Шток связан с конусом верхнего якорного узла при помощи упора, выполненного в виде нескольких сегментов. Сегменты установлены в сквозных отверстиях штока и внутренней проточке конуса верхнего якорного узла. На стволе напротив упора установлена опорная втулка, фиксирующая упор во внутренней проточке конуса верхнего якорного узла. Ниже опорной втулки на стволе выполнена цилиндрическая выборка, благодаря чему упор имеет возможность выхода из зацепления с конусом верхнего якорного узла при перемещении ствола вверх относительно штока при извлечении пакера. 1 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобыващей промышленности и может быть применено для перекрытия ствола скважины при проведении ремонтных работ без глушения. Клапан-отсекатель содержит корпус, внутренняя полость которого разделена на камеры нагнетания, слива и установки пружины, установленное в камере нагнетания седло, размещенный в камере слива запорный элемент, поджатый к седлу пружиной через шток, который установлен в отверстии внутренней перегородки корпуса, разделяющей камеру слива и камеру установки пружины. На штоке выполнен кольцевой выступ, контактирующий с корпусом ниже внутренней перегородки корпуса. Над кольцевым выступом штока расположены боковые каналы, сообщающиеся с камерой нагнетания через осевой канал, выполненный в штоке и запорном элементе. Верхний конец штока выполнен глухим. В камере слива установлена цанга, головки лепестков которой опираются на коническую втулку, закрепленную на штоке. Седло установлено на закрепленную в корпусе резьбовую втулку и поджато сверху упругим элементом и связанной с корпусом гайкой, имея тем самым возможность ограниченного осевого перемещения вверх. Технический результат заключается в повышении надежности клапана. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для закачки рабочего агента на многопластовом месторождении одной скважиной. Способ включает спуск в скважину колонны труб, закачку рабочего агента, направляя его через регулирующее устройство, и измерительный преобразователь, получение информации по замеру от измерительного преобразователя и определение технологических параметров рабочего агента для пласта, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов. Измерительный преобразователь и регулирующее устройство соединяют с глубинным блоком управления закачкой рабочего агента (ГБ), который по каналу связи передает значение технологических параметров на станцию управления, расположенную в устье скважины, где эта информация поступает на контроллер станции управления (КСУ) и наземный блок управления, который принимает и обрабатывает информацию, далее проводит анализ и формирование управляющего сигнала для регулирующего устройства и по каналу связи передается на ГБ, вся полученная и переданная информация в режиме реального времени отражается на КСУ, а затем сохраняется на запоминающем устройстве с возможностью просмотра всей поступившей информации в любое время, при этом ГБ осуществляет сбор и обработку информации от регулирующего устройства и измерительного преобразователя, проводит анализ поступившей информации и в соответствии с алгоритмом программы, при необходимости срочного решения проблемы, формирует управляющий сигнал для регулирующего устройства, а также отправляет полученную информацию по каналу связи через КСУ на наземный блок управления. Технический результат заключается в повышении эффективности управления процессом закачки рабочего агента в многопластовую скважину. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при капитальном и текущем ремонте скважин, связанном с очисткой их забоя от песчаных и проппантовых пробок. Устройство содержит корпус, заглушку с боковыми отверстиями, наконечник и возвратную пружину. Наконечник прикреплен к нижней части кожуха, установленного на корпусе с возможностью перемещения относительно последнего, возвратная пружина установлена между корпусом и кожухом. Снизу возвратная пружина опирается на упорное кольцо, установленное на внутреннем буртике кожуха, а сверху - в наружный выступ корпуса. Над наконечником расположено седло для взаимодействия с заглушкой, соединенной с корпусом. Во внутреннем канале заглушки закреплена трубка, верхний конец которой выполнен глухим, а в боковой стенке выполнены радиальные каналы, сообщающие внутреннюю полость трубки с полостью корпуса. Нижний конец трубки оснащен гидромониторной насадкой. Повышается надежность работы устройства и эффективность очистки забоя скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для фиксации оптико-волоконного кабеля при исследовании скважин, в том числе наклонно-направленных и горизонтальных. Якорь содержит шток с радиальными каналами, корпус, образующий со штоком кольцевую камеру, сообщающуюся с полостью штока через радиальные каналы, поршень, установленный в кольцевой камере, плашки, конус, расположенный под плашками, кожух, надетый на конус. К нижнему концу штока с помощью переводника прикреплен держатель кабеля. Кожух выполнен с глухим нижним торцом. Технический результат заключается в удерживании оптико-волоконного кабеля от перемещения по стволу скважины. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин, в частности к испытаниям продуктивных горизонтов нефтяных и газовых скважин, а также сверхглубоких и горизонтальных скважин. Устройство для испытания пласта содержит цилиндрический корпус, состоящий из верхней, средней и нижней корпусных деталей, концентрично установленный в цилиндрическом корпусе шток со шлицевым соединением, снабженный буртом с уплотнительными кольцами, ниже которых выполнены радиальные отверстия, впускной клапан, золотниковая втулка телескопически связана с дополнительным штоком и установлена с возможностью осевого перемещения при вращении колонны труб, дополнительный шток, на наружной поверхности которого выполнена бесконечная винтовая канавка, в которой размещена скоба, жестко связанная с пальцем, размещенным непосредственно в средней части цилиндрического корпуса, дополнительный шток установлен подвижно относительно штока со шлицевым соединением и цилиндрического корпуса, дополнительный впускной клапан, состоящий из редукционного клапана и дифференциальной втулки, расположенной в цилиндрическом корпусе, уравнительный клапан, упорный подшипник, установленный между цилиндрическом корпусом и переводником. Верхняя корпусная деталь выполнена разъемной, золотниковая втулка оснащена ограничительной гайкой, телескопическое соединение золотниковой втулки и дополнительного штока выполнено при помощи верхней и нижней гильз с буртами, скоба фиксируется регулировочным винтом. Изобретение позволяет проводить испытания высокодебитных скважин, а также сверхглубоких и горизонтальных скважин разного диаметра. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов и при текущем ремонте скважин без их глушения. Клапан состоит из корпуса, переводника с типовым присоединительным разъемом или с разъемом типа «мокрый контакт», микроэлектродвигателя, питающегося от «нулевой точки» электродвигателя ЭЦН, редуктора с винтопарой, полого штока с проходным каналом для измерения давления в пласте, дифференциального поршня, выравнивающего скважинное и пластовое давления, вспомогательного и управляемого клапана, к которому герметично подсоединена штуцерная трубка с внутренним зазором, в котором проходит трубка для измерения пластового давления, состыкованная с проходным каналом в полом штоке и герметично соединенная со вспомогательным клапаном. Штуцерная трубка сверху выполнена с радиальными отверстиями, а снизу - с каплевидными штуцерами и заглушена герметичной пробкой, внутри которой проходит нижний конец трубки для измерения пластового давления. Против штуцеров в ниппеле выполнена проточка, гидравлически соединенная через штуцеры с входными каналами в ниппеле. Технический результат заключается в обеспечении надежного и плавного регулирования дебита скважины и измерении пластового давления в процессе эксплуатации пласта. 4 ил.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применена для очистки горизонтальной части ствола скважины и сеток фильтрующих элементов. Способ включает спуск на насосно-компрессорной трубе (НКТ) устройства для очистки скважинных фильтров, прокачку по НКТ промывочной жидкости. Устройство оснащают обратным клапаном, пропускающим жидкость снизу вверх, производят спуск устройства на НКТ в первый интервал фильтра и запускают прямую промывку прокачкой по НКТ промывочной жидкости через штуцера, установленные в радиальных каналах корпуса устройства. Далее перемещают устройство в следующий интервал фильтра, продолжая прокачку по НКТ промывочной жидкости. После дохождения до забоя производят обратную промывку подачей промывочной жидкости в кольцевое пространство между НКТ и обсадной трубой и подъемом ее вместе с вымытыми со стенок обсадной колонны и фильтра механическими примесями и частицами отложений через открытый обратный клапан по проходному каналу устройства и НКТ на поверхность. По окончании работ извлекают устройство из скважины. Центральные радиальные каналы корпуса устройства выполнены перпендикулярными к оси корпуса, крайние верхние - наклонными к оси корпуса в сторону верхней части корпуса, а крайние нижние - наклонными к оси корпуса в сторону нижней части корпуса. Обеспечивается возможность очистки за одну спуско-подъемную операцию, повышается эффективность и надежность проведения очистки 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для регулирования расхода закачиваемой воды в пласт при поддержании пластового давления. Технический результат – повышение надежности работы устройства и обеспечение возможности контроля приемистости пластов геофизическими методами. Устройство включает корпус со штуцерной втулкой, спущенное на насосно-компрессорных трубах со сквозными отверстиями против щелевых штуцеров, расположенных по периметру и выполненных с переменным поперечным сечением по длине щели. В нижнем торце штуцерная втулка выполнена в виде разрезной упругой цанги, лепестки которой оканчиваются треугольными выступами, входящими в зацепление с треугольными проточками в нижней части корпуса. Между лепестками цанги на внешней стороне в нижней части штуцерной втулки расположены направляющие срезные винты, входящие в продольные направляющие пазы в нижней части корпуса. В верхней части штуцерная втулка выполнена с седлом для ударного массивного груза и с треугольной проточкой для зацепления втулки ловителем. В нижней части корпуса установлена втулка с треугольными направляющими выступами по периметру ее торца и фиксирующими винтами. Для замены штуцерной втулки с цангой предусмотрена сменная штуцерная втулка, выполненная в виде шлямбура с треугольными направляющими. Они обеспечивают вместе с ответными треугольными направляющими выступами втулки точную посадку сменной штуцерной втулки против сквозных окон в корпусе. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к устройствам для фиксации нефтепромыслового оборудования в скважине и может быть применено со штанговыми глубинными насосами. Самоудерживающийся гидравлический якорь включает в себя полый шток, плашки, цилиндр, цангу и поршень-толкатель конусной втулки, выполненный в виде двухсторонней цанги с внутренней и внешней винтовой упорной резьбой, входящей в зацепление с ответной винтовой упорной резьбой на внешней поверхности полого штока якоря и внутренней поверхностью конусной втулки, подвижно сочлененной верхним концом с внутренним пазом типа «ласточкин хвост» в конусной втулке, внешняя наклонная поверхность которой выполнена с пазом типа «ласточкин хвост», зацепленной с аналогичным ответным пазом на внутренней поверхности плашки, подвижно сочлененной с пазом типа «ласточкин хвост» в опорной муфте. Цанга нижним концом опирается на кольцевой поршень, перемещающийся в кольцевой полости цилиндровой втулки, образованной между полым штоком и нижним продолжением конусной втулки. Кольцевая полость загерметизирована уплотнениями и гидравлически сообщается с внутренней полостью якоря через радиальное отверстие в полом штоке. Технический результат заключается в повышении надежности якоря. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке (ОРЗ) жидкости в один или несколько пластов одной скважины. В скважину спускают компоновку подземного оборудования (КПО), по первому варианту оснащают заглушкой, клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, представляющими собой устройства распределения закачки (УРЗ) и имеющими извлекаемые штуцерные элементы, подают жидкость в полость НКТ, производят спуск расходомеров на геофизическом кабеле и находят расход жидкости верхнего пласта как разность между замеренными общим расходом жидкости для двух пластов и расходом нижнего пласта, производят подъем геофизического кабеля. По второму варианту КПО оснащают клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, размещают нижнее и верхнее УРЗ без извлекаемых штуцерных элементов под нижним и верхним пакерами соответственно, причем извлекаемый штуцерный элемент нижней скважинной камеры выполняют с герметизатором геофизического кабеля, на устье геофизический кабель оснащают верхним прибором и прокладывают последовательно через верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы, герметизируют геофизический кабель в нижнем штуцерном элементе, далее в нижней части геофизического кабеля устанавливают нижний прибор, спускают и устанавливают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы в корпусную часть соответствующих УРЗ, подают жидкость в полость НКТ, осуществляют геофизические исследования. Технический результат заключается в возможности выравнивания подпакерного и межпакерного давлений, последовательном извлечении верхнего, а затем нижнего пакеров в случае прихвата, простоте изменения объемов закачки жидкости, проведении геофизических исследований скважины в постоянном режиме или при необходимости. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к устройствам для фиксирования колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в обсадной колонне и устранения волнообразного изгиба колонны НКТ при добыче пластового флюида скважинными штанговыми насосными установками. Якорь состоит из корпуса, конуса, плашек, установленных на конус с помощью ласточкиного хвоста, кожуха, срезных штифтов. На конусе вдоль ласточкиного хвоста выполнены канавки, в которых размещены подвижно ролики, установленные в обойму, причем плашки своим основанием опираются на ролики. Конус зафиксирован от перемещения относительно корпуса с помощью цанги или пружинного разрезного кольца. Цанга или пружинное разрезное кольцо своим нижним торцом упирается в кольцо, установленное на буртике нижнего корпуса, а своим коническим выступом - в упорное кольцо, установленное на внутреннем буртике конуса. Технический результат заключается в упрощении конструкции и повышении надежности работы якоря для НКТ при добыче пластового флюида скважинными штанговыми насосными установками. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, например в узлах уплотнения пары цилиндр - шток для защиты от возможного вырывания уплотнительных колец из канавок потоком жидкости при их прохождении через радиальное перепускное отверстие в сопряженной детали (цилиндр или шток). Устройство для защиты уплотнительных колец содержит уплотнительное и защитные кольца, установленные в канавке штока. В дополнительной канавке штока, выполненной на расстоянии не менее диаметра радиального перепускного отверстия цилиндра от канавки штока со стороны, противоположной направлению потока жидкости, размещены защитная разрезная шайба, взаимодействующая своей наружной торцевой поверхностью с внутренней поверхностью цилиндра, и поджимающее кольцо. Между внутренней торцевой поверхностью защитной разрезной шайбы и основанием дополнительной канавки имеется зазор, равный половине зазора между штоком и цилиндром. Контактирующая с поджимающим кольцом боковая поверхность защитной разрезной шайбы выполнена конической. Изобретение позволяет обеспечить защиту уплотнительных колец от возможного вырывания из канавок и разрушения потоком жидкости при их прохождении через радиальное перепускное отверстие в сопряженной детали - цилиндр или шток и повысить надежность уплотнения пары цилиндр – шток. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче высоковязкой нефти из малодебитных горизонтальных скважин штанговыми глубинными насосами. Глубинный насос включает цилиндр, плунжер, самоустанавливающиеся всасывающий и нагнетательный клапаны и шток. Шток выполнен полым и соединен одним концом с плунжером. Другим концом шток соединен с вынесенным из плунжера самоустанавливающимся нагнетательным клапаном и заключен в автономный корпус большего диаметра, размещенным в насосно-компрессорной трубе. Повышается эффективность работы штангового глубинного насоса в малодебитных горизонтальных скважинах с высоковязкой нефтью за счет повышения коэффициента подачи добываемой нефти. 2 ил.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти из скважин бесштанговыми глубинными насосами. Скважинный электроплунжерный насос включает электродвигатель, редуктор, шток, цилиндр и полый плунжер, выполненный с замкнутым рядом внутренних винтовых канавок. По канавкам возвратно-поступательно перемещается палец-шпонка, свободно вращающийся в гнезде гайки с проходными отверстиями. Гайка жестко сочленена со штоком, который соединен с редуктором электродвигателя. В верхней части цилиндр выполнен с направляющим пазом, в котором перемещается направляющий палец, закрепленный в верхней части полого плунжера. В нижней части полый плунжер сочленен с нагнетательным клапаном. Технический результат: бесштанговая эксплуатация глубинного плунжерного насоса, отсутствие станка-качалки. 4 ил.

Изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть использовано в штанговых глубинных насосах, работающих в наклонных и горизонтальных скважинах. Самоустанавливающийся нагнетательный клапан штангового глубинного насоса содержит корпус, переводник с проходными отверстиями, массивный груз, установленный в плоскости эксцентриситета наклонного вогнутого лотка, который эксцентрично закреплен на одном конце центральной оси упомянутого клапана, фиксирующие гайку и контргайку, гроверную шайбу, регулировочные гайку и шайбы, рабочий стальной шар, седло и седлодержатель. Упомянутый клапан оснащен уплотнительными резиновыми кольцами Рабочий стальной шар размещен в корзинке, которая расположена в корпусе и имеет продольные промывочные каналы. Последние распределены между внутренними продольными полозьями, имеющими малую контактную поверхность и равномерно расположенными вдоль корпуса по периметру корзинки. Небольшие радиальные зазоры имеются между внутренними продольными полозьями и рабочим стальным шаром, выше которого расположен контактирующий с ним более тяжелый вспомогательный вольфрамовый шар. Изобретение направлено на повышение долговечности и надежности работы клапана в горизонтальных скважинах. 2 ил.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использовано для шарнирного соединения насосных штанг в штанговых глубинных насосах, эксплуатируемых в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. Технический результат – обеспечение максимального исключения передачи крутящего момента насосным штангам и плунжеру, их отворота и износа, и увеличение межремонтного периода. Шарнирный переходник для насосных штанг включает верхний сферический палец, муфту, переводники к насосным штангам, нижний сферический палец. При этом муфта выполнена с обоих внутренних концов конической и разрезной, стянутой по концам обоймами, завальцованными в ее проточках. Сферические пальцы оканчиваются переводниками к насосным штангам, оба сферических пальца сопрягаются с внутренними сферическими поверхностями разрезной муфты и одновременно сопрягаются между собой торцами, выполненными в верхнем сферическом пальце в виде полусферы, а в нижнем сферическом пальце в виде ответного сферического седла, снабженного в центре промывочным каналом. 1 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов. Скважинный управляемый электромеханический клапан состоит из корпуса, присоединительного “мокрого контакта”, привода, включающего микроэлектродвигатель, питающийся от “нулевой точки” электродвигателя центробежного насоса, и редуктор с выходным валом, жестко соединенным с гайкой винтопары, внутри которой перемещается винт, соосно сочлененный с полым штоком с проходным отверстием для измерения давления в пласте. На полом штоке установлен подвижный дифференциальный поршень, выравнивающий скважинное и пластовое давления. На свободном торце полый шток герметично сочленен со вспомогательным полым клапаном и седлом с выходным каналом в полость скважины, помещенными во внутреннюю полость управляемого полого клапана с седлом, регулирующим поток жидкости из пласта. Технический результат заключается в повышении надежности клапана. 1 ил.

Изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть использовано в штанговых глубинных насосах, работающих в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах. Самоустанавливающийся клапан штангового глубинного насоса содержит корпус, центратор с проходными отверстиями, наклонный лоток с промывочными каналами, седло и шар. На одном конце центральной оси самоустанавливающегося клапана эксцентрично закреплен наклонный лоток, выполненный облегченным. На другом конце в плоскости эксцентриситета наклонного лотка установлен массивный груз, стянутый гайкой и зафиксированный контргайкой. Внутренняя поверхность наклонного лотка выполнена вогнутой с радиусом кривизны больше радиуса шара на величину оптимального зазора между седлом и шаром в открытом состоянии клапана. Вогнутая поверхность наклонного лотка выполнена в виде ложа с продольными полозьями и промывочными каналами между ними. Изобретение направлено на повышение надежности работы клапана в горизонтальных скважинах. 2 ил.

Группа изобретений относится к исследованиям параметров пластов на трубах. Техническим результатом является ускорение работ по отбору проб флюида или закачки технологической жидкости в подпакерную и межпакерную зоны скважины при одной спуско-подъемной операции. Способ включает спуск в скважину до заданной глубины погружного оборудования, состоящего из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), верхнего и нижнего надувных пакеров, имеющих радиальные отверстия в камерах надува, наружный и внутренний эластичные рукава с размещенным между ними металлическим пластинчатым каркасом, перевод нижнего и верхнего надувных пакеров из транспортного положения в рабочее. Сборку и спуск погружного оборудования осуществляют в следующей последовательности: заглушка, клапан циркуляционный полнопроходной трубный со срезными штифтами, нижний центратор, клапан закачки и перепуска компоновки надувных пакеров (КЗПКНП) подпакерный, нижние надувной пакер и клапан надува, разъединитель межпакерный, КЗПКНП межпакерный, верхние надувной пакер и клапан надува, верхний центратор, разъединитель надпакерный, циркуляционный клапан. В начале процесса спуска погружного оборудования клапаны надува надувных пакеров, КЗПКНП подпакерный и межпакерный находятся в закрытом положении. При превышении давления в затрубном пространстве над давлением в колонне НКТ происходит открытие отверстий перепуска КЗПКНП подпакерного и межпакерного и заполнение колонны НКТ скважинной жидкостью. Отверстия перепуска КЗПКНП подпакерного и межпакерного автоматически закрываются, производят первую подачу жидкости. При этом у КЗПКНП межпакерного и подпакерного закрыты отверстия закачки и перепуска, и создают давление, при котором у нижнего и верхнего надувных пакеров открываются нижний и верхний клапаны надува соответственно, приводящие в рабочее положение надувные камеры. Выдерживают погружное оборудование под давлением, затем медленно осуществляют первый сброс давления: при достижении значения надувные клапаны закрываются полностью. Надувные пакеры переведены в рабочее положение и поинтервально перекрывают ствол скважины. При первом сбросе давления в КЗПКНП подпакерном имеют возможность открыться отверстия перепуска, далее осуществляют отбор флюида из подпакерной зоны, при этом закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП межпакерного. Производят вторую подачу жидкости и создают постоянное давление, при котором в КЗПКНП подпакерном открываются отверстия закачки. При необходимости производят закачку технологической жидкости в подпакерную зону, во время проведения которой закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП межпакерного. Производят второй сброс давления, при котором в КЗПКНП межпакерном имеют возможность открыться отверстия перепуска. Осуществляют отбор флюида из межпакерной зоны, во время проведения которого закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП подпакерного. Проводят третью подачу жидкости и создают давление, при котором в КЗПКНП межпакерном открываются отверстия закачки, а в КЗПКНП подпакерном закрыты отверстия закачки и перепуска. Осуществляют третий сброс давления, при котором отверстия закачки и перепуска обоих КЗПКНП приходят в исходное положение. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче пластового флюида наклонно-направленными и горизонтальными малодебитными скважинами малопроницаемых пластов с аномально низким пластовым давлением - АНПД. Технический результат – повышение эффективности добычи пластового флюида из наклонно-направленных и горизонтальных скважин малопроницаемых пластов с АНПД. По способу в заданный интервал горизонтальной обсаженной части ствола скважины спускают компоновку подземного оборудования - КПО, состоящую из заглушки, щелевого фильтра, циркуляционного клапана, якоря, штангового глубинного насоса универсального - ШГНУ с всасывающим клапаном, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ. Осуществляют перевод всасывающего клапана ШГНУ в рабочее положение. Затем в заданном интервале скважины производят перевод якоря в рабочее положение. Далее производят спуск плунжера с нагнетательным клапаном ШГНУ на колонне насосных штанг. Затем переводят нагнетательный клапан ШГНУ в рабочее положение, после чего, используя промывочный агрегат, осуществляют первую опрессовку НКТ. Затем с помощью подъемного агрегата проводят вторую опрессовку колонны НКТ, после чего колонну насосных штанг с помощью полированного штока присоединяют к устьевому приводу. Далее вызывают подачу и проводят третью опрессовку колонны НКТ, после чего запускают скважину в работу, выводят на режим и осуществляют добычу пластового флюида из необсаженной части малопроницаемого пласта с АНПД. По окончании работ производят извлечение КПО на поверхность. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 


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