Блок центрирования насосных штанг


 


Владельцы патента RU 2534268:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") (RU)

Изобретение относится к области машиностроения и может быть использовано в эксплуатационных скважинах для центрирования колонны насосных штанг. Блок центрирования насосных штанг содержит верхний центратор и муфту, закрепленную с одной стороны к верхнему центратору. С другой стороны муфты закреплен аналогичный верхнему центратору нижний центратор. Причем в крепежные резьбовые детали верхнего и нижнего центраторов вставлены ребра специально изогнутых планок, наружный диаметр которых больше внутреннего диаметра насосно-компрессорных труб. На концах крепежных резьбовых деталей установлены стопорные гайки. Применение планок в конструкции предлагаемого блока центрирования насосных штанг позволит исключить проворачивание центраторов в НКТ, обеспечит концентричное размещение КНШ в НКТ. Техническим результатом изобретения являются создание конструкции, позволяющей центрировть вращательную колонну соосно с внутренней стенкой труб НКТ, увеличение надежности оборудования, исключение возможности проворачивания центратора в НКТ. 1 ил.

 

Изобретение относится к области машиностроения и может быть использована в эксплуатационных скважинах для центрирования колонны насосных штанг (далее - КНШ) при вращении в насосно-компрессорных трубах (далее - НКТ), снятия осевых усилий КНШ и применим к установке штангового винтового насоса с наземным приводом.

Известно устанавливаемое на нефтяном месторождении направляющее приспособление штанги, содержащее корпус, включающий соединяющиеся первый и второй элементы корпуса, при этом первый элемент корпуса имеет внешнюю поверхность износа, по меньшей мере, одну внешнюю коническую поверхность, расположенную радиально внутри от внешней поверхности износа и сужающуюся радиально вдоль осевого направления, внутреннюю поверхность, зацепляющую штангу и расположенную радиально внутри от внешней конической поверхности для захвата внешней поверхности штанги, нагруженное плечо первого элемента корпуса, расположенное радиально снаружи внешней поверхности износа, второй элемент корпуса имеет внешнюю поверхность износа, внутреннюю коническую зацепляющую поверхность, расположенную радиально внутри от внешней поверхности износа, для осевого скользящего зацепления с, по меньшей мере, одной внешней конической поверхностью первого элемента корпуса, для перемещения, по меньшей мере, части корпуса радиально внутрь по направлению к положению захвата штанги вокруг штанги, внутреннюю поверхность зацепления штанги, проходящую радиально внутри от внутренней конической зацепляющей поверхности для захвата внешней поверхности штанги, нагруженное плечо второго элемента корпуса, расположенное радиально снаружи внешней поверхности износа на расстоянии в осевом направлении от нагруженного плеча первого элемента корпуса, и муфту, расположенную вокруг первого и второго элементов корпуса в положении захвата штанги между нагруженными плечами первого и второго элементов корпуса и имеющую внутреннюю поверхность износа для скользящего контакта с внешними поверхностями износа первого и второго элементов корпуса и внешнюю поверхность износа для контакта с внутренней трубчатой поверхностью нефтяного трубопровода (см. патент на изобретение RU №2374423, опубл. 27.11.09, МПК Е21В 17/10).

Недостатки данного приспособления заключаются в невозможности снятия осевой нагрузки, низкой эффективности и низкой надежности в сильно искривленных и горизонтальных скважинах, где трудно установить колонну насосных штанг по центру насосно-компрессорных труб, в результате чего происходят удары и истирание штанг о НКТ и увеличивается количество обрывов и отворотов КНШ. К недостаткам следует отнести и низкую ремонтопригодность, невозможность оценки состояния штанги внутри устройств при диагностике штанг.

Известен центратор пружинный неразборный, содержащий кольца, соединенные пружинными дугообразными планками, закрепленными на наружной поверхности колец (см. патент на полезную модель RU №20923, опубл. 10.12.2001, МПК Е21В 17/10).

Недостаток указанного центратора - невозможность применения в качестве центрирующего устройства для установки штангового винтового насоса с наземным приводом, т.к. в конструкции не предусмотрен подшипниковый узел.

Известен центратор для насосных штанг, содержащий корпус с центрирующим элементом, корпус выполнен в виде цилиндрического стержня с кольцевым выступом и присоединительными резьбовыми нарезками на концевых участках, а его центрирующий элемент выполнен в виде подшипника качения, с натягом насаженного на корпус до кольцевого выступа и снабжен герметизирующими крышками, закрепленными между собой крепежными резьбовыми деталями, при этом герметизирующие крышки выполнены с продольными вырезами или со сквозными продольными отверстиями для прохода пластовой жидкости, причем уплотнительное кольцо, установленное между герметизирующими крышками, выполнено с продольными вырезами или со сквозными продольными отверстиями (далее - центратор) (см. патент РФ на полезную модель №84442, кл. Е21В 17/10, опубл. 06.02.2009 г.). Указанный центратор по технической сущности более близок к предлагаемому блоку центрирования насосных штанг, и его можно взять в качестве прототипа.

Недостатки данного центратора заключаются в возможности проворачивания центратора в НКТ при небольшом угле наклона скважины и наличия технологического зазора между центратором и НКТ, что не позволяет установить колонну насосных штанг соосно и непосредственно по центру по отношению к внутренней стенке труб НКТ.

Техническим результатом заявляемого изобретения являются создание конструкции, позволяющей центрировать вращательную колонну соосно с внутренней стенкой труб НКТ, увеличение надежности оборудования, исключение возможности проворачивания центратора в НКТ.

Поставленный технический результат решается описываемым блоком центрирования насосных штанг, содержащим верхний центратор, закрепленный нижней присоединительной резьбовой нарезкой с муфтой.

Новым является то, что с другой стороны муфты закреплен верхней присоединительной резьбовой нарезкой нижний центратор, аналогичный верхнему центратору, причем в крепежные резьбовые детали верхнего и нижнего центраторов вставлены ребра специально изогнутых планок, наружный диаметр которых больше внутреннего диаметра насосно-компрессорных труб, а на концах крепежных резьбовых деталях установлены стопорные гайки.

Применение планок в конструкции предлагаемого блока центрирования насосных штанг позволит исключить проворачивание центраторов в НКТ, обеспечит концентричное размещение КНШ в НКТ и предотвратит прилегание КНШ к стенкам НКТ.

Предлагаемое изобретение поясняется чертежами, где:

- на фиг.1 представлен блок центрирования насосных штанг в разрезе, вид спереди;

- на фиг.2 - рабочее расположение блока центрирования насосных штанг по фиг.1 в НКТ, вид снизу.

Блок центрирования насосных штанг (фиг.1) содержит центрирующий элемент в виде подшипника качения, а именно - вращающееся внутреннее кольцо 1, неподвижное наружное кольцо 2 и размещенные между ними тела качения 3. Вращающееся внутреннее кольцо 1 насаживается с натягом на корпус 4, выполненный в виде цилиндрического стержня, до кольцевого выступа 5, который служит для предотвращения осевого смещения вращающегося внутреннего кольца 1 относительно корпуса 4. В качестве защиты тел качения 3 от перекачиваемой среды служит уплотнительное устройство, состоящее из герметизирующих крышек 6 и 7, стянутых между собой крепежной резьбовой деталью 8. Для уплотнения зазоров между герметизирующими крышками 6 и 7 и неподвижным наружным кольцом 2 служит радиальное уплотнение - уплотнительное кольцо 9. Для прохождения жидкости герметизирующие крышки 6 и 7 выполнены с продольными выступами 10. У герметизирующих крышек 6 и 7 имеются жировые кольцевые проточки 11 и 12. Детали по позициям с 1 по 12 образуют верхний центратор I и показан на фиг.1 штриховой линией. Детали по позициям с 16 по 28 образуют нижний центратор II, показанный на фиг.1 штриховой линией. Корпус 4 верхней присоединительной резьбовой нарезкой 13 на концевом участке соединяется с КНШ муфтой (на фигурах не показана), а нижней присоединительной резьбовой нарезкой 14 - с нижним центратором II через муфту 15. Нижний центратор II соединяется с муфтой 15 верхней присоединительной резьбовой нарезкой 16. Нижний центратор II аналогичен верхнему центратору I и состоит из тех же деталей, а именно: вращающегося внутреннего кольца 17, неподвижного наружного кольца 18, тел качения 19, корпуса 20 с кольцевым выступом 21, герметизирующих крышек 22 и 23, стянутых между собой крепежной резьбовой деталью 24 и выполненных с продольными выступами 25 и жировыми кольцевыми проточками 26 и 27, уплотнительного кольца 28. Количество продольных выступов 10 и 25 составляет не менее двух.

Для исключения проворачивания верхнего I и нижнего II центраторов относительно НКТ, при эксплуатации в скважине, в крепежные резьбовые детали 8 и 24 вставляются ребрами 29 и 30 специально изогнутые планки 31. Для исключения выхода из крепежных резьбовых деталей 8 и 24 ребер 29 и 30 служат стопорные (самоконтрящиеся) гайки 32 и 33. Наружный диаметр планок 31 больше внутреннего диаметра НКТ 34 (фиг.2). Количество планок 31 соответствует количеству продольных выступов 10 и 25.

Для облегчения разбора блока центрирования насосных штанг на корпусах 4 и 20 предусмотрены лыски 35 и 36.

Корпус 20 нижнего центратора II нижней присоединительной резьбовой нарезкой 37 соединяется с КНШ (на фигурах не показаны).

Блок центрирования насосных штанг работает следующим образом.

Блок центрирования насосных штанг спускается в НКТ 34 в качестве элементов КНШ (на фигурах не показаны), при прохождении через различные диаметры НКТ 34, обусловленных их толщиной стенки, планки 31 деформируются, перемещаются в радиальном направлении и вместе с КНШ проходит дальше. При увеличении диаметра труб планки возвращаются в первоначальное положение. При деформации планок 31 ребра 29 и 30 перемещаются вдоль крепежных резьбовых деталей 8 и 24.

При вращении КНШ вращаются корпусы 4 и 20, вращающиеся внутренние кольца 1 и 17, а неподвижные наружные кольца 2 и 18, герметизирующие крышки 6, 7, 22 и 23, а также планки 31 остаются неподвижными. Продукция пласта скважины поднимается винтовым штанговым насосом (на фигурах не показан) вдоль продольных выступов 10 и 25, и далее по кольцевому зазору между НКТ и КНШ в линию перекачки жидкости.

Благодаря предлагаемому техническому решению исключается соприкосновение КНШ со стенкой НКТ, т.к. блок центрирования насосных штанг остается неподвижным относительно НКТ при вращении КНШ, причем насосные штанги будут расположены практически по центру насосно-компрессорных труб, в результате чего устраняется износ штанг и насосно-компрессорных труб. Блок центрирования насосных штанг снижает также момент трения, уменьшает постоянную осевую нагрузку, уменьшает крутящий момент в колонне насосных штанг, дает возможность применения вращения колонны насосных штанг не только в искривленных, наклонных, но и в горизонтальных скважинах. Изобретение отличает простота монтажа, обслуживания при демонтаже, а также невысокая стоимость вследствие не сложной конструкции.

Благодаря применению блока центрирования насосных штанг достигается необходимая соосность КНШ по отношению к НКТ.

Блок центрирования насосных штанг, содержащий верхний центратор, закрепленный нижней присоединительной резьбовой нарезкой с муфтой, отличающийся тем, что с другой стороны муфты закреплен верхней присоединительной резьбовой нарезкой нижний центратор, аналогичный верхнему центратору, причем в крепежные резьбовые детали верхнего и нижнего центраторов вставлены ребра специально изогнутых планок, наружный диаметр которых больше внутреннего диаметра насосно-компрессорных труб, а на концах крепежных резьбовых деталей установлены стопорные гайки.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для гашения колебаний низа бурильной колонны и калибрования ствола скважины. Техническим результатом является повышение эффективности гашения продольных колебаний, действующих на компоновку низа бурильной колонны (КНБК), и калибрования ствола скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к фиксирующим устройствам перфоратора. Техническим результатом является повышение эффективности работы перфоратора за счет придания истекающим из него струям постоянного направления.

Изобретение относится к опорно-центрирующим устройствам, используемым в компоновке низа бурильной колонны при наклоннонаправленном бурении нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к применению покрытий в оборудовании, используемом при эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Предложены покрытия из композиционного материала на основе фуллерена или из алмазоподобного углерода или их сочетаний, обладающие твердостью более 1000 единиц по Виккерсу и имеющие коэффициент трения меньше или равный 0,15, используемые в качестве защитного покрытия оборудования нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более цилиндрических тел, или оборудования нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более тел, за исключением бурового долота.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к устройствам защиты силового кабеля насоса от механических повреждений. Техническим результатом является повышение универсальности и надежности крепления протектолайзера на шейке насоса.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к опорно-центрирующим элементам бурильной колонны. Техническим результатом является увеличение эффективности работы предлагаемого центратора за счет расширения спектра амплитудно-частотных характеристик демпфируемых колебаний.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля от механических повреждений в скважине при проведении спуско-подъемных работ подвески насосно-компрессорных труб с установленными электроцентробежными насосами в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в эксплуатационных скважинах для центрирования колонны насосных штанг при вращении в НКТ, снятия нагрузок на колонну насосных штанг и применимо к установке штангового винтового насоса с наземным приводом.

Изобретение относится к хомутам для вертикального трубопровода. Хомут для вертикального трубопровода состоит из нескольких частей и предназначен для удерживания нескольких труб для текучей среды параллельно и на некотором расстоянии от стального трубопровода, имеющего защитное покрытие.

Группа изобретений относится к бурению скважин и может быть использована для их расширения, а также в процессе выполнения ремонтных работ в скважинах. Размещают в скважине компоновку инструмента, переводят ее из транспортного положения в рабочее.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для центрирования скважинных приборов в процессе их перемещения по стволу скважин. Техническим результатом является уменьшение габаритов скважинных приборов с рессорными центраторами и расширение области их применения, включая скважины с переменным диаметром и большого диаметра. Устройство для центрирования скважинных приборов содержит основную и дополнительную системы выпуклых пластинчатых рессор. Концы основной системы рессор подвижно связаны с крайними опорными ползунами, скользящими по опорной направляющей скважинного прибора. Число рессор дополнительной системы равно количеству рессор основной системы, при этом концы каждой рессоры дополнительной системы выполнены с возможностью скольжения по направляющей соответствующей рессоры основной системы. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах. Техническим результатом является повышение надежности крепления протектолайзера на шейке насоса, повышение срока службы протектолайзера и повышение универсальности протектора. Протектолайзер содержит двухдетальный корпус, разъемное замковое соединение с крепежными элементами и защитный хомут. Двухдетальный корпус состоит из шарнирно сочлененных между собой корпуса и скобы, выполненных с возможностью посадки как на цилиндрическую, так и на шестигранную часть шейки насоса. Кроме того, корпус и скоба протектолайзера содержат сменные износостойкие опоры, которые фиксируются в скобе стопорными кольцами и позволяют изменять посадочный размер протектолайзера под шейку насоса. Защитный хомут одним концом крепится к корпусу с помощью оси, а вторым концом - фланцевым болтом, оснащенным пружинным стопором. Разъемное замковое соединение выполнено в виде откидного болта и гайки, оснащенной от неконтролируемого свинчивания пружинным стопором. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области буровой техники, а именно к устройствам для увеличения диаметра скважин в заданном интервале. Расширитель ствола скважины содержит центратор, корпус с центральным проходным каналом и пазами, лопасти, снабженные породоразрушающими элементами и выступами в форме зубьев, закрепленные в пазах корпуса с возможностью выдвижения, и механизм выдвижения лопастей в рабочее положение, полый вал с верхней резьбой для соединения со скважинным оборудованием, боковым отверстием и нижней втулкой, размещенный в проходном канале корпуса с фиксацией от проворота относительно корпуса, причем лопасти снабжены хвостовиками, взаимодействующими с втулкой полого вала при выдвижении лопастей в рабочее положение, и устройство для стопорения лопастей в нерабочем положении, содержащее радиально подпружиненные кольцевые сегменты. Хвостовики выполнены в виде радиальных поршней, вставленных в корпус с возможностью ограниченного радиального перемещения под действием внутреннего избыточного давления благодаря установленным изнутри кольцевым сегментам и установленным снаружи лопастям. Хвостовики выполнены с возможностью взаимодействия с полой втулкой вала через кольцевые сегменты, а кольцевые сегменты выполнены в виде продольных пластин. Обеспечивается надежность и долговечность расширителя. 4 ил.

Изобретение относится к устройствам для центрирования труб в скважине. Техническим результатом является уменьшение силы страгивания, использование центратора в скважинах с малым зазором, а также упрощение процесса установки центратора. Центрирующая система содержит первую корпусную часть (204); вторую корпусную часть (202); группу дугообразных пружин, соединяющих первую корпусную часть со второй корпусной частью, и окно (208), расположенное в первой корпусной части. Центрирующая система также содержит спускаемую в ствол скважины трубу, а также утолщение (304), расположенное внутри окна. Ширина окна такова, что она больше ширины утолщения и обеспечивает возможность вращательного движения центратора вокруг спускаемой в ствол скважины трубы относительно указанного утолщения. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 7 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин. Технический результат: повышение надежности крепления протектолайзера на шейке насоса; повышение универсальности протектора. Предложен протектолайзер, содержащий двухдетальный корпус, разъемное замковое соединение с крепежными элементами и защитный экран. Корпус состоит из шарнирно сочлененных между собой корпуса и скобы. Корпус и скоба протектолайзера соединены между собой откидным болтом и регулировочным винтом, вкрученным в корпус и соединенным со скобой посредством оси. Регулировочный винт имеет возможность осевого регулирования за счет вкручивания в корпус или выкручивания из него в случае изменения диаметра шейки насоса. Корпус протектолайзера в кабельном канале оснащен сменной пластиной, закрепленной на корпусе двумя винтами. Разъемное замковое соединение выполнено в виде откидного болта и прижимной гайки, оснащенной от неконтролируемого свинчивания стопорной шайбой. 2 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений в процессе спуска-подъема подвески насосно-компрессорных труб с установкой электроцентробежного насоса в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах. Технический результат: повышение надежности крепления протектолайзера на шейке насоса; повышение универсальности протектора. Предложен протектолайзер, содержащий двухдетальный корпус и разъемное замковое соединение с крепежными элементами. Корпус состоит из шарнирно сочлененных между собой корпуса с кабельным каналом и скобы. Корпус и скоба протектолайзера соединены между собой регулировочным болтом, вкрученным в корпус и соединенным со скобой посредством оси. Регулировочный болт имеет возможность осевого регулирования за счет вкручивания в корпус или выкручивания из него в случае изменения диаметра шейки насоса. Корпус протектолайзера в кабельном канале оснащен компенсирующей пружинной опорой для регулирования размера окна под силовой кабель. Разъемное замковое соединение выполнено в виде откидного болта и гайки, оснащенной от неконтролируемого свинчивания стопорной шайбой. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Настоящим изобретением создана бурильная труба стандартного веса с интегральной износостойкой накладкой. Бурильная труба с интегральной износостойкой накладкой создает увеличенную долговечность, сохраняя прочность, гибкость, малый вес и другие параметры показателей работы бурильной трубы стандартного веса. Настоящим изобретением также созданы способы изготовления бурильной трубы стандартного веса с интегральной износостойкой накладкой.

Изобретение относится к центраторам бурильной колонны. Техническим результатом является исключение самопроизвольного перехода центрирующих элементов - плашек из транспортного положения в рабочее во время спуско-подъемных операций. Центратор содержит переводник, верхний корпус с гидравлическими каналами для промывочной жидкости, втулку, стопорные пальцы, фиксирующие плашки, пружины для создания возвратно-поступательного движения стопорных пальцев, болты, нижний корпус с гидравлическими каналами для промывочной жидкости и цилиндр, являющиеся направляющими для поршня-толкателя, уплотнения, болты, отверстие для соединения внутренней полости центратора с полостью цилиндра, башмак. 1 ил.

Изобретение относится к породоразрушающему инструменту, а именно к калибраторам, обеспечивающим сохранность заданного диаметра скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности работы калибратора. Калибратор содержит корпус с присоединительными резьбами на концевых участках и рабочие элементы, армированные износостойкими вставками. С целью повышения эффективности работы калибратора он снабжен втулкой с уплотнительным элементом, размещенным на наружной поверхности одного из ее концов между наружной поверхностью втулки и внутренней поверхностью корпуса. При этом корпус выполнен в виде кольцевой ленточной пружины, витки которой служат рабочими элементами, а втулка установлена телескопически внутри кольцевой пружины с возможностью перекрытия ее межвитковых зазоров. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к муфтовым соединениям для эксплуатации в газонефтяных скважинах. Техническим результатом является повышение износостойкости муфтового соединения, а также снижение образования коррозии, эрозии и других отложений в скважинных условиях. Предложено муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах, включающее одно или более цилиндрическое тело, одну или более муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более цилиндрического тела, покрытие из твердого сплава на по меньшей мере части открытой внешней поверхности, открытой внутренней поверхности или комбинации открытой внешней и внутренней поверхности одной или более муфт, и покрытие на по меньшей мере части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или комбинации указанных поверхностей одной или более муфт. При этом указанное покрытие включает один или более слои со сверхнизким коэффициентом трения. Причем один или более слои со сверхнизким коэффициентом трения выбраны из: аморфного сплава, нанесенного способом химического восстановления никель-фосфорного композита, графита, MoS2, WS2, композита на основе фуллерена, металлокерамического сплава на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора, углеродных нанотрубок, листов графена, частиц металла с высоким соотношением вертикального и горизонтального размеров (т.е. отношением длины к толщине), материалов кольцеобразной формы, включающих углеродные нанокольца, продолговатые частицы, и их комбинаций. Кроме того, муфтовое устройство содержит один или более промежуточные слои, помещенные между покрытием из твердого сплава и покрытием со сверхнизким коэффициентом трения. Предложен также способ применения указанного муфтового устройства для эксплуатации в газонефтяных скважинах. 4 н. и 31 з.п. ф-лы, 68 ил., 1 табл.
Наверх