Протектолайзер

Авторы патента:

Парфенов Максим Николаевич (RU)

Ищеряков Сергей Филиппович (RU)

E21B17/00 - Буровые штанги или трубы; гибкие колонны штанг; буровые трубы с подводом горючего и кислорода; насосные штанги; обсадные трубы; эксплуатационные трубы; рабочие трубы (соединение валов вообще F16D; трубы и соединения труб вообще F16L)

Владельцы патента RU 2538001:

Общество с ограниченной ответственностью "Нефтемаш Проект" (RU)

Изобретение относится к устройствам для крепления и защиты кабельных линий питания электродвигателей погружных насосных агрегатов для добычи нефти. Технический результат устройства заключается в универсализации протектолайзера созданием посадочных мест, взаимодействующих с опорными поверхностями элементов насосных секций, входных модулей и газосепараторов различных изготовителей. Протектолайзер содержит корпус 1 и хомут 2, соединенные разъемно с образованием внутренних посадочных поверхностей. Корпус 1 протектолайзера снабжен узлом крепления электрического кабеля. Узел крепления представляет собой первый выступ 10 и второй выступ 11. С первой боковой поверхности 5 корпуса 1 внутренняя поверхность 15 первого выступа 10 и внутренняя поверхность 16 второго выступа 11 выполнены цилиндрическими. Со второй боковой поверхности корпуса 1 на первом выступе 10 и втором выступе 11 с внутренней стороны выполнены упоры 17 и 18 соответственно. Упоры 17 и 18 имеют вид призмы с треугольным основанием. Упоры 17 и 18 опираются на опорные площадки насосных секций. Со второй боковой поверхности корпуса 1 на поверхностях выступов, образующих паз для электрического кабеля, выполнены направляющие 23 в виде ступенек, охватывающие выступ под защитные шайбы на основаниях насосных секций. Внутренняя поверхность корпуса 1 в центральной части выполнена цилиндрической, и с обеих боковых поверхностей корпус 1 выполнен частично конусообразным 26. Внутренняя поверхность хомута 2 выполнена в форме половины шестигранника, и с одной боковой поверхности 7 хомут 2 выполнен частично конусообразным. 1 з.п. ф-лы, 7 ил.

7 илл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для крепления и защиты кабельных линий питания электродвигателей погружных насосных агрегатов для добычи нефти.

Известны протекторы для крепления кабеля-удлинителя к погружному насосному агрегату для добычи нефти, описанные в патентах RU 41486 U1, 2004.10.27, RU 47043 U1, 2005.08.10 и RU 50585 U1, 2006.01.20, включающие защитный и фиксирующий элементы в форме скобы, выполненные с возможностью размещения с охватом шейки фланцевого соединения модуля погружного насосного агрегата. Указанные элементы протектора шарнирно соединены друг с другом с одного конца и выполнены с возможностью жесткого соединения свободных концов при размещении протектора на насосном агрегате. Защитный и фиксирующий элементы выполнены с вырезами (RU 47043 U1), в которых размещают головки болтов фланцевого соединения модулей насосного агрегата при размещении протектора на насосном агрегате, или с выступами, между которыми размещаются головки болтов (RU 50585 U1), а в соответствии с патентом RU 41486 U1 фиксирующий элемент снабжен ограничителем, представляющим собой болт, закрепленный с помощью контргайки в отверстии элемента между головками болтов фланцевого соединения. Вырезы, выступы и ограничитель предназначены для предотвращения углового и/или осевого перемещения протектора относительно фланцевого соединения.

Общим недостатком описанных аналогов является недостаточно жесткая фиксация протектора от углового перемещения из-за наличия зазоров между головками болтов и стенками вырезов (выступов) или между головками болтов и ограничителем, что может привести к перетиранию изоляции кабеля-удлинителя при спуске насосного агрегата. Кроме того, форма защитного и фиксирующего элементов, описанная в патентах RU 47043 U1 и RU 50585 U1, обеспечивающая фиксацию протектора, отличается высокой сложностью и низкой технологичностью, что существенно усложняет изготовление протектора.

Наиболее близким аналогом, выбранным в качестве прототипа, является «Протектолайзер с опорой», описанный в патенте на полезную модель RU №77331 от 11.07.2008. Протектолайзер с опорой для крепления кабеля-удлинителя к элементам насосных установок электроцентробежных насосов (ЭЦН) содержит два скобообразных элемента. При соединении они образуют внутреннюю полость, в размеры и форму которой вписываются размеры и форма шейки гидрозащиты двигателя или шейки насосной секции установки ЭЦН. Один из скобообразных элементов имеет корпус, состоящий из двух защитных ребер, соединенных дугообразной перемычкой. Внутренние боковые поверхности ребер и горизонтальная полка перемычки образуют паз для укладки кабеля-удлинителя. С одной стороны корпуса выполнены две опорные площадки на ребрах, которые опираются на опорные площадки насосной секции при сборке устройства. С другой стороны корпус имеет внутреннюю цилиндрическую поверхность ребер, которая опирается на фланец основания при сборке устройства, обеспечивая тем самым положение верхней поверхности электроизоляционной пластины в одной плоскости с лысками на фланце и корпусе насоса на разных габаритах насосной секции.

Основным недостатком предложенной полезной модели является то, что для насосных секций с различными формами опорных поверхностей требуются протектолайзеры с посадочными местами, соответствующими этим формам опорных поверхностей, что значительно увеличивает номенклатуру изготавливаемых и применяемых протектолайзеров.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является создание протектолайзера, позволяющего надежно крепить его на насосных секциях, входных модулях и газосепараторах, имеющих различные формы опорных поверхностей.

Технический результат заявляемого устройства заключается в универсализации протектолайзера путем создания посадочных мест, предназначенных для взаимодействия с опорными поверхностями элементов насосных секций, входных модулей и газосепараторов различных изготовителей.

Технический результат достигается тем, что протектолайзер состоит из корпуса и хомута, соединенных разъемно с образованием внутренних поверхностей. Корпус и хомут имеют торцы, расположенные в плоскости разъема, и боковые поверхности. Корпус протектолайзера снабжен узлом крепления электрического кабеля, представляющим собой два выступа, выходящих за габариты боковых поверхностей и расположенных вдоль оси протектолайзера с образованием паза для электрического кабеля. С одной боковой поверхности корпуса внутренние поверхности выступов выполнены цилиндрическими. Со второй боковой поверхности корпуса на выступах с внутренней стороны выполнены упоры в виде призмы с треугольным основанием. Со второй боковой поверхности корпуса на поверхностях выступов, образующих паз для электрического кабеля, выполнены направляющие в виде ступенек. Внутренняя поверхность корпуса в центральной части выполнена цилиндрической, и с обеих боковых поверхностей корпус выполнен частично конусообразным. Внутренняя поверхность хомута выполнена в форме половины шестигранника, и с одной боковой поверхности хомут выполнен частично конусообразным.

В частном случае одна боковая грань призмы параллельна боковой поверхности корпуса, и ее длина составляет от 7 мм до 13 мм. А угол между двумя другими гранями призмы лежит в пределах от 15° до 45°.

Указанный технический результат достигается всей совокупностью заявленных признаков.

Использование протектолайзера на насосных секциях, входных модулях и газосепараторах с разными диаметрами шеек и внешними размерами корпусов достигается предложенным в изобретении расположением опорных поверхностей на корпусе протектолайзера и наличием разъемного соединения корпуса протектолайзера и хомута. Указанное разъемное соединение позволяет охватывать опорные поверхности шеек насосных секций, входных модулей и газосепараторов за счет изменяемого зазора между торцом хомута и торцом корпуса.

Направляющие, расположенные на поверхностях выступов, выполненные в виде ступенек, предназначены для плотной посадки при установке протектолайзера на насосные секции, что позволяет избегать поперечных биений протектолайзера в процессе работы насосных секций.

Наличие внутренней цилиндрической поверхности корпуса и внутренней поверхности хомута в форме половины шестигранника позволяет устанавливать протектолайзер на насосные секции, входные модули и газосепараторы, шейки которых имеют либо цилиндрический, либо шестигранный профиль наружной опорной поверхности.

Выполнение корпуса и хомута с боковыми поверхностями частично конусообразными позволяет использовать протектолайзер на насосных секциях, входных модулях и газосепараторах, имеющих радиусное сопряжение корпуса и шейки насосной секции и осуществить плотное прилегание боковых поверхностей протектолайзера к боковой поверхности корпуса насосных секций.

Кроме того, со второй стороны корпуса на обоих выступах на внутренней их части выполнены упоры в виде призмы, основанием которой является треугольник. Выполнение упора в виде призмы с углом между первой и третьей боковыми гранями в пределах от 15° до 45° позволяет создать контакт с различными опорными площадками насосных секций, имеющими как плоскую опорную поверхность, так и опорную поверхность, выполненную под углом.

В последующем заявляемое изобретение поясняется подробным описанием конкретных, но не ограничивающих настоящее решение, примеров его выполнения, и прилагаемыми чертежами, на которых:

фиг.1 - изображен протектолайзер в изометрии;

фиг.2 - изображен протектолайзер в изометрии, повернуто;

фиг.3 - изображен протектолайзер в изометрии, повернуто;

фиг.4 - изображен протектолайзер в изометрии, повернуто;

фиг.5 - изображен протектолайзер в изометрии, повернуто;

фиг.6 - изображен протектолайзер, установленный на насосной секции с прямой поверхностью опорных площадок;

фиг.7 - изображен протектолайзер, установленный на насосной секции с поверхностью опорных площадок, выполненных под углом.

Протектолайзер, изображенный на фиг.1-5, состоит из корпуса 1 и хомута 2, соединенных разъемно с образованием внутренних посадочных поверхностей. В собранном состоянии протектолайзера между торцами 31 корпуса 1 и торцами 30 хомута 2 образуется зазор 32, зависящий от формы и размера шейки гидрозащиты.

В конкретном случае корпус 1 и хомут 2 соединены между собой невыпадающими винтами 3. Под невыпадающими винтами 3 для их надежной фиксации установлены пружинные шайбы 4.

Корпус 1 имеет первую боковую поверхность 5 и вторую боковую поверхность 6. Хомут 2 имеет первую боковую поверхность 7 и вторую боковую поверхность 8.

Корпус 1 протектолайзера снабжен узлом крепления электрического кабеля 9. Узел крепления представляет собой первый выступ 10 и второй выступ 11. Первый выступ 10 и второй выступ 11 выходят за габариты первой боковой поверхности 5 и второй боковой поверхности 6 и расположены вдоль оси протектолайзера с образованием паза 12 для электрического кабеля 9. Крепление электрического кабеля 9 производится скобой 13 при помощи невыпадающих винтов 14 (фиг.6 и фиг.7).

Внутренняя поверхность 15 первого выступа 10 и внутренняя поверхность 16 второго выступа 11 выполнены цилиндрическими.

На фиг.4 и фиг.5 показано, что со второй боковой поверхности 6 (фиг.4) корпуса 1 на первом выступе 10 и втором выступе 11 с внутренней стороны выполнены упоры 17 и 18 соответственно. Упоры 17 и 18 имеют вид призмы с треугольным основанием. Одна боковая грань 19 призмы параллельна боковой поверхности 6 корпуса 1, и ее длина составляет от 7 мм до 13 мм. А угол α между двумя другими гранями, а именно гранью 20 и гранью 21 призмы, лежит в пределах от 15° до 45°. Упоры 17 и 18 опираются на опорные площадки 22 насосных секций (фиг.6) или на опорные площадки 29 насосных секций (фиг.7). В нашем конкретном случае угол α - 20°, а длина боковой грани 19 призмы составляет 9 мм.

Угол α подобран таким образом, что он позволяет обходить угол 16…17° на насосной секции со скошенными опорными площадками 29. Боковая грань 19 отстоит от второй боковой поверхности 6 корпуса 1 на расстоянии от 7 до 13 мм и является консолью. Треугольная форма консоли позволяет дополнительно увеличить ее жесткость и усилить протектолайзер для противодействия от ударных нагрузок при спускоподъемных операциях.

Упоры 17 и 18, опирающиеся на поверхности 22 или 29 соответственно (фиг.6 и фиг.7), в совокупности с внутренней поверхностью 15 первого выступа 10 и внутренней поверхностью 16 второго выступа 11, которые опираются на фланцы насосных секций, предназначены для восприятия знакопеременных ударных нагрузок при спускоподъемных операциях и препятствуют разрушению протектолайзера.

Со второй боковой поверхности 6 корпуса 1 на поверхностях выступов 10 и 11 выполнены направляющие в виде ступенек 23, охватывающие выступ 24 (фиг.6 и фиг.7) под защитные шайбы на основаниях насосных секций.

Внутренняя поверхность 25 корпуса 1 в центральной части выполнена цилиндрической. С обеих боковых поверхностей 5 и 6 корпус 1 выполнен частично конусообразным, т.е. имеет конусообразную поверхность 26. Внутренняя поверхность 27 хомута 2 выполнена в форме половины шестигранника. С одной боковой поверхности 7 хомут 2 выполнен частично конусообразным, т.е. имеет конусообразную поверхность 28.

Установка протектолайзера на насосную секцию осуществляется следующим образом (фиг.6 и фиг.7).

Для монтажа протектолайзера на шейку насосной секции, как это изображено на фиг.6 и фиг.7, от корпуса 1 отделяют хомут 2, для чего вывертывают невыпадающие винты 3. Также от корпуса 1 отделяют скобу 13 крепления электрического кабеля 9, для чего вывертывают невыпадающие винты 14.

Устанавливают корпус 1 на шейку насосной секции. В паз 12 укладывают электрический кабель 9. Скобой 13 предварительно закрепляют электрический кабель 9, вворачивая предварительно вывернутые невыпадающие винты 14.

Хомут 2 устанавливают с обратной стороны шейки насосной секции и затягиваются невыпадающие винты 3 до упора. Затяжку винтов 3 производят поочередно на 1-1,5 оборота, используя тарированные ключи. Затяжку производят до заранее заданного крутящего момента. При этом между торцами 30 хомута 2 и торцами 31 корпуса 1 образуется зазор 32, зависящий от формы и размера шейки насосной секции.

После этого производят затяжку невыпадающих винтов 14 до полной фиксации электрического кабеля в прямолинейном положении на фланце и корпусе насосной секции. Затяжку винтов 14 производят поочередно на 1-1,5 оборота, используя тарированные ключи.

Направляющие 23 охватывают выступ 24 под защитные шайбы на основании насосной секции, что обеспечивает фиксацию протектолайзера от поворота в радиальном направлении.

При установке на насосную секцию упоры 17 и 18 контактируют с опорными площадками 22 или 29, как видно из фиг.6 и фиг.7, независимо от формы опорной поверхности. Это происходит за счет выполнения упоров 17 и 18 в форме призмы, с углом α между двумя другими гранями, а именно гранью 20 и гранью 21 призмы, который лежит в пределах от 15° до 45°, что позволяет создать контакт протектолайзера и с плоской опорной поверхностью, как это показано на фиг.6, и с опорной поверхностью, расположенной под углом, как это показано на фиг.7.

С первой боковой поверхности 5 корпуса 1 внутренняя поверхность 15 первого выступа 10 (фиг.2) и внутренняя поверхность 16 второго выступа 11 (фиг.1) выполнены цилиндрическими. Такое выполнение внутренних поверхностей позволяет им контактировать с фланцами насосной секции, как показано на фиг.6 и фиг.7.

Общее взаимное расположение контактирующих поверхностей протектолайзера и насосной секции полностью исключает продольное и радиальное перемещения изделия при эксплуатации.

Предложенный в изобретении протектолайзер является универсальным и может быть использован для крепления и защиты кабельных линий питания при спускоподъемных операциях на большинстве насосных секций, входных модулей и газосепараторов, выпускаемых отечественными заводами-изготовителями.

1. Протектолайзер, состоящий из корпуса и хомута, соединенных разъемно с образованием внутренних поверхностей, корпус и хомут имеют торцы, расположенные в плоскости разъема, и боковые поверхности, причем корпус протектолайзера снабжен узлом крепления электрического кабеля, представляющим собой два выступа, выходящих за габариты боковых поверхностей и расположенных вдоль оси протектолайзера с образованием паза для электрического кабеля, при этом с одной боковой поверхности корпуса внутренние поверхности выступов выполнены цилиндрическими, со второй боковой поверхности корпуса на выступах с внутренней стороны выполнены упоры в виде призмы с треугольным основанием, и со второй боковой поверхности корпуса на поверхностях выступов, образующих паз для электрического кабеля, выполнены направляющие в виде ступенек, при этом внутренняя поверхность корпуса в центральной части выполнена цилиндрической, и с обеих боковых поверхностей корпус выполнен частично конусообразным, а внутренняя поверхность хомута выполнена в форме половины шестигранника, и с одной боковой поверхности хомут выполнен частично конусообразным.

2. Протектолайзер по п.1, отличающийся тем, что одна боковая грань призмы параллельна боковой поверхности корпуса и ее длина составляет от 7 мм до 13 мм, а угол между двумя другими гранями призмы лежит в пределах от 15° до 45°.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Техническим результатом является предотвращение смятия обсадных колонн при обратном промерзании многолетнемерзлых пород в условиях простоя или консервации скважин.

Сборный буровой инструмент // 2528318

Буровой инструмент для высокооборотного бурения в твердых горных породах. Техническим результатом является снижение силы трения между буровой штангой и стенкой скважины.

Способ изготовления насосной штанги для глубинного насоса // 2527562

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано при производстве длинномерных насосных штанг, которые являются составным элементом колонны штанг глубинного насоса, используемого при добыче нефти.

Канатная насосная штанга // 2527275

Изобретение относится к насосным штангам, используемым в установках для добычи жидкости из скважин штанговыми скважинными насосами и штанговыми винтовыми насосами, и может быть применена для добычи нефти из нефтяных наклонно-направленных скважин, скважин с боковыми стволами, а также при добыче высоковязких нефтей.

Соединительное устройство насосной штанги для винтового насоса // 2526933

Изобретение относится к соединениям насосных штанг для привода винтовых насосов. Техническим результатом является повышение прочности на кручение и устойчивости к нагрузкам на разрыв.

Способ герметизации стесненной прокладкой // 2513937

Изобретение относится к способам герметизации резьбовых соединений обсадных труб, применяемых в нефтяной и газовой промышленности. Техническим результатом является обеспечение герметичности резьбового соединения обсадных труб при любых нагрузках и в течение всего срока эксплуатации.

Способ строительства многозабойных скважин и опорная плита для его осуществления // 2504645

Группа изобретений относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использована для забуривания боковых стволов из ранее пробуренных обсаженных скважин и их крепления с созданием герметичного соединения дополнительных стволов с основным.

Буровая труба, система покрытия и способ нефтепромысловых применений // 2501933

Изобретение относится к буровой трубе, способу ее сооружения, покрытию для нанесения на буровую трубу и способу сооружения защищенной таким покрытием буровой трубы.

Высокогерметичное резьбовое соединение насосно-компрессорных труб (варианты) // 2500875

Изобретение относится к области нефте - и газодобычи. Соединение содержит охватываемый и охватывающий элементы, на концах которых выполнены упорные конические трапецеидальные резьбы и конические уплотнительные и упорные торцевые поверхности.

Способ изготовления секции теплоизолированной колонны // 2500874

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано при изготовлении колонн для нагнетания теплоносителя в нефтяной пласт. Способ включает коаксиальное размещение внутренней трубы с изоляцией, газопоглотителями и центраторами в наружной трубе.

Протектолайзер // 2538409

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для крепления электрического кабеля и его защиты от механических повреждений при спускоподъемных операциях на гидрозащитах. Технический результат заявляемого устройства заключается в универсализации протектолайзера путем создания посадочных мест, предназначенных для взаимодействия с опорными поверхностями элементов гидрозащит различных изготовителей. Протектолайзер состоит из корпуса 1 и хомута 2, соединенных разъемно с образованием внутренних посадочных поверхностей. Корпус 1 и хомут 2 имеют торцы, расположенные в плоскости разъема, и боковые поверхности. Корпус 1 протектолайзера снабжен узлом крепления электрического кабеля. Крепление электрического кабеля производится скобой 13 при помощи невыпадающих болтов 14. С первого торца 5 корпуса 1 внутренняя поверхность первого выступа 10 и внутренняя поверхность 16 второго выступа 11 выполнены цилиндрическими. Со второго торца корпуса 1 на первом выступе 10 внутренняя поверхность выполнена цилиндрической с выемкой для опоры на крепежные элементы гидрозащиты. На втором выступе 11 внутренняя поверхность выполнена цилиндрической с выемкой для опоры на крепежные элементы гидрозащиты. Внутренняя поверхность корпуса 1 в центральной части выполнена цилиндрической, и с обеих боковых поверхностей корпус 1 выполнен частично конусообразным 22. Внутренняя поверхность 23 хомута 2 выполнена в форме половины шестигранника, и с одной боковой поверхности 7 хомут 2 выполнен частично конусообразным. С противоположного торца на хомуте 2 установлена бобышка 25. 1.з.п. ф-лы, 7 ил.

Способ и устройство для обслуживания секции колонны труб, установленной на подсвечник // 2553690

Способ и устройство для обслуживания секций колонны труб, расположенных на подсвечнике в вертикальном положении. Техническим результатом является уменьшение затрат времени при операции разборки колонны труб. Для обслуживания секций колонны труб устанавливают дистанционно управляемый манипулятор возле одного из резьбовых участков секций колонны труб; оснащают дистанционно управляемый манипулятор инструментом, предназначенным для очистки или смазки резьбового участка; и перемещают инструмент к подлежащему обслуживанию резьбовому участку для очистки или смазки резьбового участка. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 5 ил.

Устройство для вращательного погружения секций рабочего инструмента в грунт и секция рабочего инструмента для этого устройства // 2554625

Изобретение относится к шнековому бурению. Техническим результатом является надежное и безопасное выполнение подъема рабочего инструмента из горизонтального в рабочее положение, а также быстрое соединение (разъединение) секций рабочего инструмента, исключающее осевое перемещение секции относительно патрона. Устройство для вращательного погружения секций рабочего инструмента в грунт содержит вращатель, редуктор и патрон. Нижняя часть патрона снабжена захватом и подпружиненными фиксаторами, а в верхней части полости патрона выполнен карман с цилиндрической проточкой и поперечным сквозным пазом. Подпружиненные фиксаторы снабжены фиксирующими стержнями, выполненными под продольные пазы на оголовке секции рабочего инструмента. Секция рабочего инструмента снабжена механизмом поворота, включающим две вращающиеся головки, расположенные на внешней боковой поверхности секции. Вращающиеся головки кинематически связаны между собой и с поворотным фиксирующим элементом. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 9 ил.

Штанга буровая и способ ее изготовления // 2557285

Изобретение относится к горному делу, а именно к штанге буровой для перфораторного бурения шпуров. Штанга буровая содержит стержень, хвостовик и высаженный бурт. Стержень выполнен из шестигранника. Бурт установлен на двух кольцевых канавках с образованием выступа между ними. Образующие кольцевых канавок, сопрягаемые с поверхностью стержня, составляют тупой угол. Штанга включает центральный канал, а передний торец штанги выполнен с конической поверхностью. Минимальный диаметр штанги (Ds), ширина (a) и глубина (h) кольцевой канавки, высота бурта (B0) должны удовлетворять следующему соотношению: h/a ≤ D s /2·B 0. 5 з.п. ф-лы, 9 ил.

Сегмент скважинной трубы с заложенным проводником // 2579082

Изобретение относится к изготовлению труб для формирования трубных колонн с заложенным проводником для использования в скважинах. Техническим результатом является обеспечение свободного прохода скважинных средств, таких как, например, кабельные измерительные средства или оборудование для цементирования, за счет сохранения полного сечения внутреннего канала трубных сегментов при сохранении надежного крепления и защиты проводника внутри трубных сегментов. Предложен сегмент скважинной трубы, содержащий: трубчатую основную часть, имеющую внутренний канал, проходящий по длине сегмента, и имеющую наружную поверхность и внутреннюю поверхность, сформированную внутренним каналом, причем эта основная часть выполнена из пригодного для экструзии материала, способного выдерживать окружающие условия в скважине и по меньшей мере один экструдированный проход, сформированный в трубчатой основной части и простирающийся по ее длине. Причем этот по меньшей мере один экструдированный проход частично заключен внутри стенки сегмента, сформированной между наружной и внутренней поверхностями, и имеет форму ласточкина хвоста в поперечном сечении, приспособленную для ограничения поперечного смещения размещенного в нем проводника. При этом форма ласточкина хвоста открыта к поверхности стенки сегмента и имеет ширину, увеличивающуюся от поверхности стенки сегмента к ее внутренней области, так что по меньшей мере один экструдированный проход обеспечивает за счет своей формы возможность размещения и удержания проводника на месте в поперечном направлении без каких-либо дополнительных механизмов крепления после размещения проводника. 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

Способ изготовления термоизолированной трубы // 2588927

Изобретение относится к добыче углеводородов и может быть использовано при изготовлении колонн для нагнетания теплоносителя в нефтяной пласт. Способ включает коаксиальное размещение внутренней трубы с изоляцией, газопоглотителями и центраторами в наружной трубе. Помещение собранной на прихватках с одного торца конструкции в вакуумную камеру. Нагрев внутренней и наружной труб осуществляют в вакууме 10-4-10-3 мм рт.ст. до конечной температуры 400°С. Откачку межтрубного пространства ведут через кольцевые зазоры между втулкой и наружной трубой до давления 10-4-10-3 мм рт.ст. Скорость нагрева труб в процессе вакуумной откачки задают таким образом, чтобы давление в межтрубном пространстве не превышало 0,1 мм рт.ст. Наружную и внутреннюю трубы соединяют через стальные втулки путем приваривания их к трубам вакуумно-плотными швами с помощью электронно-лучевой сварки в вакууме. Термообработку сварных швов проводят после развакуумирования для повышения пластичности сварных швов путем снятия термических напряжений в сварных швах и околошовной зоне. Выполнение внешней резьбы на концах наружной трубы осуществляют после механической обработки вакуумно-плотных швов. Обеспечивается снижение тепловых потерь при прохождении теплоносителя через колонну, повышение эксплуатационной надежности колонны и производительности сборки секции колонны. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Протектолайзер для защиты силового кабеля-удлинителя в скважине // 2597236

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля насоса от механических повреждений. Технический результат - повышение надежности крепления протектолайзера на шейке насоса, повышение универсальности устройства. Протектолайзер содержит двухдетальный корпус, разъемное замковое соединение с крепежными элементами и защитный экран. Корпус состоит из шарнирно сочленных между собой корпуса и скобы, соединенных 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. Разъемное замковое соединение выполнено в виде откидного болта и прижимной гайки, оснащенной от неконтролируемого свинчивания стопорной шайбой. Кроме того, корпус с одной стороны оснащен выточками Doc1 и Doc2 для посадки на разные по размеру основания насоса или корпуса гидрозащиты, а с другой стороны - пазом b3, опорной плоскостью В1 и четырьмя бобышками б1, б2, б3 и б4, а также выточками Dф1, Dф2 и Dф3 для посадки на разные по размеру фланцы головок электрических центробежных насосов. При этом паз, опорные плоскости и бобышки выполняются на специальных приливах корпуса толщиной cl. 9 ил.

Заканчивание скважины // 2606479

Группа изобретений относится к заканчиванию скважины. Технический результат – повышение эффективности заканчивания за счет его упрощения и сокращения сроков. Снаряд для заканчивания предназначен для опускания в скважину с использованием устьевого оборудования или противовыбросового превентора и содержит обсадную колонну, имеющую первый конец, буровую трубу, имеющую первый конец и второй конец, проходящую через устьевое оборудование или противовыбросовый превентор и соединенную с возможностью отсоединения первым концом с обсадной колонной и удерживающую обсадную колонну при опускании обсадной колонны в скважину. При этом упомянутая обсадная колонна содержит группу трубчатых секций. По меньшей мере две секции представляют собой секции затрубного барьера. Каждая секция содержит, по меньшей мере, один затрубный барьер. Затрубные барьеры расположены на заданном расстоянии друг от друга. Каждый затрубный барьер содержит разжимную муфту, окружающую трубную часть. Разжимная муфта соединена с трубной частью. Трубная часть образует часть обсадной колонны и имеет отверстие для входа флюида под давлением с тем, чтобы расширить муфту, и второй конец, который закрыт. При этом снаряд для заканчивания скважины дополнительно содержит устройство для создания давления, соединенное посредством флюида со вторым концом буровой трубы для создания давления флюида внутри буровой трубы и внутри обсадной колонны, которое выше, чем давление пластового флюида, и служит для расширения разжимной муфты по меньшей мере двух секций затрубного барьера. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 17 ил.

Муфтовое устройство с покрытием для эксплуатации в газонефтяных скважинах // 2608454

Группа изобретений относится к области эксплуатации газонефтяных скважин. Технический результат – повышение износостойкости муфтового соединения, а также снижение образование коррозии, эрозии и других отложений в скважинных условиях. Муфтовое устройство с покрытием включает одно или более чем одно цилиндрическое тело, одну или более чем одну муфту, расположенную вблизи внешнего диаметра или внутреннего диаметра одного или более чем одного цилиндрического тела, и покрытие по меньшей мере на части внутренней поверхности муфты, внешней поверхности муфты или на сочетании поверхностей одной или более чем одной муфты. Покрытие выбрано из композита на основе фуллерена, алмазоподобного углерода (АПУ) и их сочетаний. Коэффициент трения покрытия меньше или равен 0,15, и покрытие обеспечивает твердость по Виккерсу более 1000. Предложен также способ применения указанного муфтового устройства. 4 н. и 158 з.п. ф-лы, 4 пр., 89 ил.

Протектор универсальный // 2613706

Изобретение относится к нефтедобывающему оборудованию и может быть использовано для крепления токопроводящего кабеля к колонне труб в скважине. Технический результат – универсальность конструкции и обеспечение надежного удержания электрического кабеля, исключающего его повреждения в процессе эксплуатации. Протектор универсальный содержит удлиненный корпус с продольным углублением для размещения кабеля, имеющий защитные экраны, выполненные с возможностью обхватывания насосно-компрессорных труб на участке их соединения, две скобы, шарнирно соединенные соответственно с частями корпуса, расположенными по обе стороны от защитных экранов и огибающими трубы. Каждая скоба снабжена пружинным элементом, расположенным с возможностью поджатия труб к корпусу. Части корпуса имеют фиксирующие выступы, а в скобах выполнены соответствующие выступам фиксирующие пазы. Средняя часть корпуса имеет двойной перегиб, с каждой стороны которого выполнены отверстия для установки спец-ключей, выполненных с возможностью совмещения с корпусом и поворота до полной их фиксации в корпусе для обеспечения крепления кабеля. 3 ил.