Телескопический замок механического якоря


 


Владельцы патента RU 2540729:

Николаев Олег Сергеевич (RU)

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано в инерционных механических пакерах нефтяных и газовых скважин. Телескопический замок механического якоря содержит замкнутый лабиринтный паз, выполненный на стволе, и плавающий палец, установленный в обойме якоря, с возможностью прямолинейных и круговых перемещений в пределах лабиринтного паза. Лабиринтный паз включает длинный и короткий продольные каналы и соединяющие их поперечные каналы, и выступ с контуром параллелограмма, длинные стороны которого образуют длинный и короткий продольные каналы. Поперечные каналы выполнены с наклоном к оси ствола с возможностью перехода плавающего пальца из одного продольного канала в другой под воздействием реактивной силы от боковых сторон наклонных каналов, вызываемой действием силы инерции ствола на плавающий палец. Поперечный наклонный канал перемещения плавающего пальца из короткого продольного канала в длинный выполнен с заходом плавающего пальца в карман опорной позиции, расположенный на средней линии выступа. Поперечный наклонный канал перемещения плавающего пальца из длинного продольного канала в короткий продольный канал образован срезом острого угла параллелограмма параллельно боковой стороне лабиринтного паза. На стволе параллельно продольным каналам дополнительно выполнен глухой продольный паз длиной, большей продольной длины габарита лабиринтного паза, в котором расположен стопорный палец, исключающий поворот ствола относительно обоймы якорного узла и упор плавающего пальца в нижний предел контура лабиринтного паза. Изобретение обеспечивает повышение надежности посадки скважинных устройств. 1 ил.

 

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для эксплуатации нефтяных скважин.

Известен телескопический замок механического якоря, включающий в себя ствол с фигурным пазом по форме «Р»-образного паза, в самой верхней точке напоминающий букву «Л», стороны которой расходятся на два паза А и Б и замыкаются в нижней части с образованием замкнутого выступа В на стволе, причем правый паз А короче по протяженности, чем левый паз Б. В нижней части пазы А и Б связаны наклонным пазом Г (Патент RU №122431 U1. Паз на стволе механического пакера. - МПК: Е21В 33/12. - 27.11.2012). Недостатком известного технического решения является низкая надежность посадки скважинных устройств в скважине.

Известен телескопический замок механического якоря на стволе пакера, включающий укороченный и удлиненные пазы, связанные наклонным пазом, и замыкающие пазы часть, выполненную в виде смещенных в разные стороны относительно укороченного паза соответственно левого и правого продольных пазов, соединенных в нижней части наклонным пазом, причем левый продольный паз длиннее правого и связан сверху с удлиненным пазом и с нижней частью наклонного паза. Укороченный паз А выполнен Л-образным, между пазами: левым продольным Е, наклонным Д и правым продольным Г имеется замкнутый D-образный выступ И на поверхности ствола пакера, а пересекающиеся боковые образующие Ж и 3 выступа И сопряжены дугой R (Патент RU №2489565 C1. Паз на стволе пакера. - МПК: Е21В 33/12. - 10.08.2013). Недостатком известного технического решения является низкая надежность посадки скважинных устройств в скважине.

Известен телескопический замок механического якоря с замкнутым фигурным пазом в виде продольных короткого и длинного участков, соединенных фигурным участком. При перемещении в пазу направляющего штифта вниз-вверх на величину, превышающую длину от верхней кромки фигурного паза до низа длинного продольного участка, обойма остается в транспортном положении, если меньше - переходит в рабочее (Патенты RU №2397310 C1. Пакер. и RU №2397311 C1. Пакер. - МПК: Е21В 33/12. - 20.08.2010). Недостатком известных технических решений является низкая надежность посадки скважинных устройств в скважине.

Известен телескопический замок механического якоря с фигурным пазом в виде продольных короткого и длинного участков, соединенных фигурным участком. На штоке напротив фигурного паза размещена обойма с направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазу с возможностью перемещения по фигурному пазу вместе с обоймой вверх по длинному продольному участку фигурного паза - рабочее положение, и выхода из взаимодействия при расположении штифта в коротком продольном участке фигурного паза - транспортное положение (Патент RU №2446281 C1. Устройство для освоения нефтяной скважины. - МПК: Е21В 43/25. - 27.03.2012). Недостатком известного технического решения является низкая надежность посадки скважинных устройств в скважине.

Наиболее близким аналогом, принятым за прототип, является телескопический замок механического якоря с фигурным пазом на наружной поверхности ствола пакера, выполненным с продольными короткими и длинными участками, и направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазу и установленным на разрезном кольце под нижней крышкой обоймы якоря (Патент RU №2453679 C1. Механический пакер. МПК: Е21В 33/129. - 20.06.2012).

Недостатком известного пакера является низкая надежность посадки скважинных устройств в скважине.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение надежной посадки скважинных устройств, спускаемых в скважину на колонне насосно-компрессорных труб.

Техническим результатом является повышение надежности посадки и работы скважинных устройств в процессе эксплуатации скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном телескопическом замке механического якоря, содержащем замкнутый лабиринтный паз, выполненный на стволе, и плавающий палец, установленный в обойме якоря, телескопически соединенной со стволом, с возможностью прямолинейных и круговых перемещений плавающего пальца в пределах лабиринтного паза, последний включает длинный и короткий продольные каналы и соединяющие их поперечные каналы, и выступ с контуром параллелограмма, длинные стороны которого образуют длинный и короткий продольные каналы, причем поперечные каналы выполнены с наклоном к оси ствола с возможностью перехода плавающего пальца из одного продольного канала в другой под воздействием реактивной силы от боковых сторон наклонных каналов, вызываемой действием силы инерции ствола на плавающий палец, причем поперечный наклонный канал перемещения плавающего пальца из короткого продольного канала в длинный выполнен с заходом в карман опорной позиции плавающего пальца, расположенный на средней линии выступа, согласно предложенному техническому решению, поперечный наклонный канал перемещения плавающего пальца из длинного продольного канала в короткий образован срезом острого угла параллелограмма параллельно боковой стороне лабиринтного паза, а на стволе параллельно продольным каналам дополнительно выполнен глухой продольный паз длиной, большей продольной длины габарита лабиринтного паза, в котором расположен стопорный палец, исключающий поворот ствола относительно обоймы якоря и упор плавающего пальца в нижний предел контура лабиринтного паза.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного телескопического замка механического якоря, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения общеизвестной технологии и успешно использовано в нефтегазовых скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».

На представленной фигуре показана развертка пазов телескопического замка механического якоря.

Телескопический замок механического якоря содержит замкнутый лабиринтный паз 1, выполненный на стволе (условно не показан), и плавающий палец 2, установленный в обойме якоря (условно не показан), телескопически соединенный со стволом, с возможностью прямолинейных и круговых перемещений плавающего пальца 2 в пределах лабиринтного паза 1. Лабиринтный паз включает длинный продольный канал 3 и короткий продольный канал 4, соединяющие их верхний поперечный канал 5 и нижний канал 6, выполненные с наклоном к оси ствола с возможностью перехода плавающего пальца 2 из одного продольного канала в другой под воздействием реактивной силы от боковых сторон наклонных каналов 5 и 6, вызываемой действием силы инерции ствола на плавающий палец 2, и выступ 7 с контуром параллелограмма, длинные стороны которого образуют длинный и короткий продольные каналы 3 и 4. Поперечный наклонный канал 5 перемещения плавающего пальца 2 из короткого продольного канала 4 в длинный продольный канал 3 выполнен с заходом в карман 8 опорной позиции плавающего пальца 2, расположенный на средней линии 9 выступа 7. Поперечный наклонный канал 6 перемещения плавающего пальца 2 из длинного продольного канала 3 в короткий продольный канал 4 образован срезом 10 острого угла параллелограмма параллельно боковой стороне 11 лабиринтного паза 1 с заходом плавающего пальца 2 в нижний карман 12. На стволе параллельно продольным каналам 3 и 4 дополнительно выполнен глухой продольный паз 13 длиной, большей продольной длины габарита лабиринтного паза 1, в котором расположен стопорный штифт 14, исключающий поворот ствола относительно обоймы якорного узла и упор плавающего пальца 2 в нижний предел контура лабиринтного паза 1. Такая конструкция телескопического замка позволяет посредством осевых перемещений ствола обеспечить якорю транспортное или рабочее состояние.

Телескопический замок механического якоря работает следующим образом.

Перед спуском в скважину ствол находится в вертикальном положении, плавающий палец 2 телескопического замка расположен в точке А нижнего кармана 12 лабиринтного паза 1, а стопорный штифт 14 - в глухом продольном пазу 13 с упором в нижний его конец, позволяющие стволу перемещаться в обойме механического якоря в пределах длины короткого продольного канала 4. Такое положение плавающего пальца 2 в лабиринтном пазу 1 обусловлено весом якоря. В таком положении якорь фрикционными плашками устанавливается в устье скважины, а ствол с лабиринтным пазом 1 под собственным весом продолжает перемещаться вниз на высоту, равную длине короткого продольного канала 4. Одновременно плавающий палец 2 передвигается параллельно оси ствола до столкновения с нижней боковой наклонной стороной выступа 7 в точку Б, в которой под воздействием реактивной силы от наклонной боковой стороны выступа 7, вызываемой действием силы инерции ствола на плавающий палец 2, последний затем перемещается вдоль нижней боковой наклонной стороны выступа 7, затем по короткому продольному каналу 4 в точку В и далее в верхний карман 8 лабиринтного паза 1 в позицию I, определяющую транспортное состояние якоря, а стопорный штифт 14 при этом передвигался вверх по глухому продольному пазу 13, исключая собой поворот ствола относительно обоймы якоря. В этом состоянии перемещение ствола относительно обоймы якоря прекращается, и они продолжают совместное перемещение вниз. Спуск в скважину ствола с лабиринтным пазом 1 и якоря с плавающем пальцем 2 в обойме осуществляется на фрикционных плашках якоря, взаимодействующими со стенками скважины, до установки якоря в заданном интервале скважины, в котором передвижение якоря останавливают. После достижения якорем планируемого интервала скважины, якорь переводят из транспортного состояния в рабочее, для чего ствол приподнимают, а якорь удерживается на заданном уровне прижатыми к стенке скважины фрикционными плашками и будет оставаться на месте, и ствол с лабиринтным пазом 1 перемещается вверх относительно стоящего на месте якоря. Одновременно плавающий палец 2 перемещается относительно ствола из позиции I вниз до столкновения с верхней стороной контура выступа 7 в точке Г, после чего под воздействием реактивной силы от наклонной боковой стороны выступа 7, вызываемой действием силы инерции ствола на плавающий палец 2, последний перемещается по верхнему наклонному каналу 5 до точки Д, затем по длинному продольному каналу 3 в точку Е, а стопорный штифт 14 при этом передвигался вниз по глухому продольному пазу 13, исключая собой поворот ствола относительно обоймы якоря. Затем ствол с лабиринтным пазом 1 опускают, в результате чего происходит переключение якоря из транспортного состояния в рабочее. Одновременно плавающий палец 2 перемещается вверх из точки Е по длинному продольному каналу 3, стремясь достигнуть позицию II, и якорь зафиксируется на стенке скважины. Стопорный штифт 14 при этом передвигается вверх по глухому продольному пазу 13.

Для демонтажа выполняют подъем ствола. При этом одновременно плавающий палец 2 будет перемещаться по длинному продольному каналу 3 до точки Ж, затем по наклонному каналу 6 до точки А в нижнем кармане 12 лабиринтного паза 1, с упором стопорного штифта 14 в нижний конец глухого продольного паза 13, исключая возможность упора плавающего пальца 2 в нижний предел контура лабиринтного паза 1. После этого перемещение ствола относительно обоймы якоря прекратится и начнется их совместное перемещение вверх. Одновременно плавающий палец 2 будет передвигаться параллельно оси ствола до столкновения с нижней боковой наклонной стороной выступа 7 в точку Б, в которой под воздействием реактивной силы от наклонной боковой стороны выступа 7, вызываемой действием силы инерции ствола на плавающий палец 2, последний будет перемещаться вдоль нижней боковой наклонной стороны выступа 7, затем по короткому продольному каналу 4 в точку В и далее в верхний карман 8 лабиринтного паза 1 в позицию I, обеспечивая транспортное состояние якоря. При этом стопорный штифт 14 будет совершать возвратно-поступательные перемещения по глухому продольному пазу 13, исключая собой поворот ствола относительно обоймы якоря.

Предложенная конструкция телескопического замка механического якоря позволяет повысить надежность работы скважинных устройств в процессе эксплуатации скважин.

Телескопический замок механического якоря, содержащий замкнутый лабиринтный паз, выполненный на стволе, и плавающий палец, установленный в обойме якоря, телескопически соединенной со стволом, с возможностью прямолинейных и круговых перемещений плавающего пальца в пределах лабиринтного паза, последний включает длинный и короткий продольные каналы и соединяющие их поперечные каналы, и выступ с контуром параллелограмма, длинные стороны которого образуют длинный и короткий продольные каналы, причем поперечные каналы выполнены с наклоном к оси ствола с возможностью перехода плавающего пальца из одного продольного канала в другой под воздействием реактивной силы от боковых сторон наклонных каналов, вызываемой действием силы инерции ствола на плавающий палец, причем поперечный наклонный канал перемещения плавающего пальца из короткого продольного канала в длинный выполнен с заходом в карман опорной позиции плавающего пальца, расположенный на средней линии выступа, отличающийся тем, что поперечный наклонный канал перемещения плавающего пальца из длинного продольного канала в короткий образован срезом острого угла параллелограмма параллельно боковой стороне лабиринтного паза, а на стволе параллельно продольным каналам дополнительно выполнен глухой продольный паз длиной, большей продольной длины габарита лабиринтного паза, в котором расположен стопорный палец, исключающий поворот ствола относительно обоймы якоря и упор плавающего пальца в нижний предел контура лабиринтного паза.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для разобщения полостей скважин пакерами с кабельным вводом для подключения электроприводных насосов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Пакер механический содержит верхний и нижний стволы.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для разобщения полостей скважин пакерами с радиальным расширением под действием осевого давления при эксплуатации скважин с применением электропогружных насосов.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для разобщения полостей скважин при проведении ремонтных работ. Пакер-пробка содержит ствол с кольцевым выступом и манжетой, заглушку, кольцевое уплотнение с верхним и нижним упорами, шлипсы и конусы, фиксатор сжатого кольцевого уплотнения, буферную втулку и размещенное в ее расточке пружинистое кольцо, взаимодействующее с кольцевыми насечками на стволе.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для эксплуатации нефтяных скважин. Двуякорный механический пакер содержит шпиндель, установленные на нем верхний и нижний якоря со стопорными плашками и разжимающими их конусами, муфту, в которой выполнена расточка, и соединенную с конусом верхнего якоря, временно закрепленным на шпинделе срезными штифтами, и соединенную с конусом нижнего якоря нижнюю гайку.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для разобщения полостей скважин пакерами с радиальным расширением под действием осевого давления при эксплуатации скважин с применением электропогружных насосов.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для эксплуатации нефтяных скважин. Пакер гидравлический содержит ствол, соединенный с муфтой, кольцевое уплотнение, цилиндр, соединенный с одного торца посредством манжеты с заглушкой, и с противоположного торца - с нажимным тарельчатым упором кольцевого уплотнения, круговую жидкостную камеру.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи пластового флюида электроприводным насосом. Двухпакерная насосная установка включает колонну труб меньшего диаметра, размещенную концентрично или эксцентрично в колонне труб большего диаметра.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при отключении водопритока в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины.

Изобретение относится к способам ликвидации негерметичности эксплуатационных колон. Способ ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн включает исследование местоположения и протяженности интервала негерметичности колонны, сборку тампонирующего пакера, спуск пакера в скважину и перевод пакера в рабочее положение.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, при этом отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона, определяют причины затяжек. Прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. К приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/с. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля. При посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м. Во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более 2 т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров, определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера, отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод, устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб, выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов. Спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство. Определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку. Технический результат заключается в повышении эффективности размещения в скважине многопакерной компоновки. 5 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пласта в горизонтальной скважине содержит основной пакер с манжетой и проходным корпусом, дополнительный пакер с дополнительной манжетой и цилиндрической втулкой и полый корпус. Проходной корпус основного пакера и цилиндрическая втулка дополнительного пакера соединены между собой полым стволом с радиальными каналами, разнесенными по высоте, превышающей толщину пласта. Длина полого ствола позволяет перекрывать обрабатываемый пласт в горизонтальной скважине основным и дополнительным пакерами. Манжета основного пакера и дополнительная манжета дополнительного пакера выполнены в виде нижнего и верхнего надувных резиновых элементов с соответствующими внутренними полостями, гидравлически соединенными между собой трубкой. Сверху в цилиндрическую втулку дополнительного пакера телескопически вставлена полая втулка, оснащенная радиальным отверстием, имеющим в исходном положении возможность гидравлического сообщения с внутренней полостью верхнего надувного резинового элемента дополнительного пакера посредством кольцевой выборки и гидравлического канала, выполненных в верхней части цилиндрической втулки дополнительного пакера. Полая втулка подпружинена вверх относительно цилиндрической втулки дополнительного пакера. Снизу полая втулка оснащена седлом, зафиксированным разрушаемым элементом, на котором размещен шар. Сверху на полую втулку телескопически установлен полый корпус, зафиксированный в исходном положении относительно полой втулки срезным элементом. В рабочем положении полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса и цилиндрической втулки дополнительного пакера, сжатия пружины, фиксации относительно цилиндрической втулки, герметичного отсечения радиального отверстия внутренней поверхностью цилиндрической втулки дополнительного пакера и срезания разрушаемого элемента седла с перемещением седла сверху вниз до упора во внутренний уступ. Внутренний уступ выполнен на нижнем конце проходного корпуса основного пакера. При этом происходит переток жидкости сверху вниз через радиальные отверстия полого ствола в обрабатываемый пласт. Изобретение обеспечивает повышение надежности устройства, эффективности работы устройства и повышение качества герметизации. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для испытания пакера, имеющего в конструкции резиновый надувной элемент, устанавливаемый в скважине. Стенд для испытания надувного элемента пакера содержит имитаторы обсадной и лифтовой колонн с размещенным между ними пакером, гидроцилиндр для создания осевой нагрузки и разгрузки на пакер, насосную установку для создания давления и имитации скважинного давления, плиту, соединенную с имитатором обсадной колонны и зафиксированную к фундаменту с помощью анкерных болтов. Пакер выполнен в виде резинового надувного элемента с внутренней кольцевой полостью и полым штоком, оснащенным рядом радиальных отверстий, сообщающихся с внутренней полостью резинового надувного элемента пакера. Полый шток оснащен двумя центраторами и заглушен с одной стороны, а с другой стороны полый шток через имитатор лифтовой колонны и первый тройник с отводом жестко соединен с гидроцилиндром для создания осевой нагрузки и разгрузки на резиновый надувной элемент пакера. Плита установлена горизонтально, а имитатор обсадной колонны со стороны заглушенного полого штока через переводник с кольцом и второй тройник с отводом и фиксатор соединен с плитой. Отводы обоих тройников оснащены отсекателями с манометрами и обвязаны с насосной установкой для создания давления во внутренней полости резинового надувного элемента и имитации скважинного давления в имитаторе обсадной колонны под резиновым надувным элементом. Предлагаемый стенд позволяет повысить надежность работы и расширить функциональные возможности. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе в горизонтальных многозабойных скважинах и боковых стволах, в частности, с применением технологии одновременно-раздельной эксплуатации. Устройство для разобщения открытого ствола скважины на отдельные участки включает продольно-гофрированные трубы с герметизирующими элементами, верхний и нижний цилиндрические участки труб, верхний из которых снабжен уплотненным поршнем с фиксатором. Нижний цилиндрический участок снизу снабжен нерасширяемой втулкой, во внутреннюю полость которой герметично при помощи уплотнений вставлен с возможностью перемещения ниппель, оснащенный клапаном и соединенный сверху тягой с поршнем. Продольно-гофрированные трубы выполнены шестилучевыми с возможностью расширения до рабочего размера внутренним давлением. Герметизирующие элементы выполнены в виде замкнутых элементов, заполняющих углубления между лучами трубы и установлены последовательно. Между нижним цилиндрическим участком и нерасширяемой втулкой выполнено технологическое кольцевое расширение. Уплотнения ниппеля выполнены в виде самоуплотняющегося раздуваемого эластичного элемента. Выше эластичного элемента расположен расширяющийся вверх конус с наружными подпружиненными вверх плашками, имеющими возможность взаимодействия в транспортном положении с технологическим кольцевым расширением и ограниченного продольного перемещения относительно конуса. Наименьший диаметр плашек выполнен меньше внутренних суженных участков устройства. Выше конуса установлена муфта, выполненная с возможностью взаимодействия с лучами нижней трубы устройства снизу изнутри в транспортном положении. Торец верхнего цилиндрического участка устройства снабжен продольными пазами, а уплотненный поршень - выступами под продольные пазы. Устройство обеспечивает герметичность перекрытия заколонного пространства за одну спуско-подъемную операцию. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения полостей скважин пакерами с радиальным расширением под действием осевого давления. С целью повышения герметичности установки пакера в скважине пакер опорно-механический содержит ствол, телескопически соединенный посредством манжет с опорным ниппелем с возможностью их осевого перемещения между собой. Ствол оснащен кольцевым уплотнением, присоединительной муфтой, регулировочной гайкой с верхним нажимным кольцевым упором, установленной на муфте с возможностью регулирования положения кольцевого уплотнения на стволе между упорами на регулировочной гайке и на втулке, соединенной с опорным ниппелем. Во втулке выполнена ступенчатая поверхность, упирающаяся уступом ступени в буртик на стволе. На буртике выполнена канавка, взаимодействующая со срезными штифтами, установленными во втулке. На стволе выполнены треугольные насечки, взаимодействующие с цангой, внутри которой выполнены ответные треугольные насечки и наружный конус. Цанга расположена в полости втулки с упором в торец опорного ниппеля и удерживается от осевых перемещений стопорным кольцом с внутренним конусом, взаимодействующим с наружным конусом цанги для фиксации кольцевого уплотнения в сжатом состоянии, с возможностью перемещения вдоль ствола на длину, большую величине сжатия кольцевого уплотнения с радиальным расширением до герметичного разобщения полости скважины. Стопорное кольцо выполнено с канавкой под дополнительные срезные штифты, установленные во втулке. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к системам кольцевой перемычки, предназначенной для расширения в кольцеобразном пространстве между трубной конструкцией скважины и внутренней стенкой ствола скважины. Кольцевая перемычка содержит трубный участок для установки в качестве участка трубной конструкции скважины, разжимную муфту, охватывающую трубный участок и имеющую внутреннюю поверхность, обращенную к трубному участку, причем каждый конец разжимной муфты соединен с соединительным участком, соединенным с трубным участком, а также промежуток между внутренней поверхностью муфты и трубным участком и элемент, соединенный с муфтой. При этом указанный элемент имеет первый участок и второй участок, которые расположены вблизи указанной внутренней поверхности, причем первый участок элемента прикреплен к указанной внутренней поверхности. Причем второй участок выдается в указанный промежуток из первого участка. Изобретение обеспечивает повышение сопротивления разрушению разжимной муфты. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 27 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в горизонтальной скважине при раздельной закачке в них различных реагентов. Устройство для обработки пластов в горизонтальной скважине содержит пакер, включающий проходной в осевом направлении корпус с фигурным пазом на наружной поверхности, обойму со штифтом и шлипсами, причем штифт установлен в фигурный паз и имеет возможность перемещения по траектории фигурного паза, и эластичную манжету, расположенную между верхней и нижней опорами. Верхняя опора корпуса пакера жестко соединена с разобщителем. Разобщитель включает ствол с радиальными отверстиями, с верхней и нижней резьбами и золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезным элементом. Золотник снабжен осевым центральным отверстием и посадочным седлом для бросового элемента, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой пласта, находящегося выше пакера. Нижнее кольцо выполнено в виде крышки, навернутой на нижнюю резьбу ствола разобщителя. Снизу крышка снабжена наружной резьбой для соединения с корпусом проходного пакера, а по центру крышка снабжена жестко закрепленным на ней стержнем, направленным в сторону золотника, а также осевыми отверстиями по окружности. Пропускная способность этих отверстий больше пропускной способности центрального отверстия золотника, а стержень имеет возможность герметичного взаимодействия с осевым центральным отверстием золотника после посадки бросового элемента на седло золотника и осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя. Эластичная манжета выполнена в виде двух уплотнительных резиновых элементов, разделенных между собой металлической шайбой. Верхняя и нижняя опоры выполнены в виде тарелок с возможностью предотвращения затекания уплотнительных резиновых элементов за их пределы при посадке пакера. Верхняя и нижняя опоры оснащены усеченными конусами, нанизываемыми при посадке пакера на уплотнительные элементы эластичной манжеты. Усеченный конус верхней опоры направлен вершиной вниз, а усеченный конус нижней опоры направлен вершиной вверх. Ствол разобщителя оснащен двумя внутренними кольцевыми проточками, оснащенными разрезными пружинными стопорными кольцами, имеющими возможность фиксации золотника за его верхний торец после осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя. Бросовый элемент выполнен в виде штока, оснащенного снизу полусферой, выше которой на штоке жестко установлен центратор, выполненный разрезным из армированной резины, а выше центратора на штоке жестко установлено сплошное уплотнительное резиновое кольцо. Предлагаемое устройство для обработки пластов в горизонтальной скважине позволяет исключить негерметичную посадку пакера устройства в горизонтальном стволе скважины или потерю герметичности пакера в процессе работы устройства, а также расширить функциональные возможности работы устройства и повысить надежность его работы. 6 ил.

Изобретение относится к заглушкам для буровой скважины, в которой текучая среда течет вверх. Заглушка (102) со стенками (104) содержит трубу (112), которая может вводиться в буровую скважину (102), по меньшей мере одну диафрагму (106) из непроницаемого для текучих сред материала. Причем эта по меньшей мере одна диафрагма (106) непроницаемо для текучих сред зафиксирована на трубе (112). Причем эта по меньшей мере одна диафрагма (106) может принимать сложенное в направлении трубы (112) состояние и развернутое в направлении от трубы (112) и к стенкам (104) состояние. Причем труба (112) и указанная по меньшей мере одна диафрагма (106) выполнены таким образом, что в сложенном в направлении трубы (112) состоянии указанной по меньшей мере одной диафрагмы (106) имеется зазор (108) между указанной по меньшей мере одной диафрагмой (106) и стенками (104), когда труба (112) вводится в буровую скважину (102). Причем указанная по меньшей мере одна диафрагма (106) имеет по меньшей мере один фиксирующий элемент. При этом твердость указанного по меньшей мере одного фиксирующего элемента превосходит твердость стенок (104), так что указанный по меньшей мере один фиксирующий элемент (302) может проникать в стенки (104), когда указанная по меньшей мере одна диафрагма (106) прижимается к стенкам (104). При этом может обеспечиваться соединение с геометрическим замыканием между указанной по меньшей мере одной диафрагмой (106) и стенками (104). Кроме того, заглушка содержит активируемые средства. Причем активирование активируемых средств приводит к тому, что указанная по меньшей мере одна диафрагма (106) может принимать развернутое состояние в направлении от трубы (112) к стенкам (104). Техническим результатом является повышение эффективности перекрытия скважины при повреждениях. 3 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва горной породы. Устройство состоит из корпуса с каналом, установленных на нем упругих уплотнительных элементов, между которыми размещена поршневая пара с уплотнительными кольцами, и стопорящей гайки. Рабочая камера поршневой пары сообщена с каналом корпуса, а в ее цилиндре выполнено радиальное отверстие с возможностью сообщения с рабочей камерой поршневой пары при пакеровании скважины упругими уплотнительными элементами и дополнительного сжатия упругих уплотнительных элементов при давлении гидроразрыва с самозапиранием изолированного участка скважины. Упругие уплотнительные элементы выполнены из мягкого материала и армированы жесткими элементами с различными упругими свойствами с возможностью равномерного радиального расширения этих уплотнительных элементов по всей их длине. Технический результат заключается в повышении герметизирующей способности устройства и упругих свойств упругих уплотнительных элементов. 2 ил.

Изобретение относится к мостовой пробке для размещения в скважине, ограниченной обсадной колонной. Мостовая пробка включает в себя компонент целостности для поддержания якорной целостности или структурной целостности в скважине во время создающего давления использования в ее верхней части, причем упомянутый компонент выполнен с возможностью по существу растворения в скважине и из материала, содержащего химически активный металл, выбранный из группы, состоящей из алюминия, кальция и магния, и легирующий элемент. Изобретение позволяет облегчить процесс разбуривания мостовой пробки. 4 н. и 19 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх