Патенты автора Нагуманов Марат Мирсатович (RU)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Изобретение относится к устройствам для испытания продуктивных горизонтов в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом является упрощение конструкции и уменьшение габаритов устройства. Устройство содержит сборный корпус, выполненный из соединенных между собой резьбой верхней и нижней частей. В верхней части в монолитной корпусной детали выполнены пробоотборные камеры непроточного типа, впускные каналы которых перекрыты запорными гильзами, взаимодействующими с кулачками. Монолитная корпусная деталь посредством резьбы соединена с втулкой, которая соосно соединена с патрубком с образованием центрального осевого канала для подачи флюида в зону расположения запорных гильз. Нижний конец патрубка выполнен в виде раструба с установленной в нем воронкой из эластичного материала, диаметр которой больше диаметра раструба. Края воронки расположены ниже отверстий запорного клапана. Механизм управления впуском флюида установлен с возможностью продольного перемещения относительно втулки. Запорные гильзы, втулка, патрубок и механизм управления впуском размещены в защитном кожухе. Между кожухом и корпусной деталью имеется зазор для перетекания флюида в трубное пространство. В нижней части устройства расположены полый шток, связанный с механизмом управления впуском флюида, запорный и уравнительный клапаны. 4 ил.

Изобретение относится к технике добычи углеводородов и может быть применено для добычи нефти из трех пластов с использованием одной скважины. Установка содержит верхний пакер 5, установленный между пластами верхнего 2 и среднего 3 уровней, и нижний пакер 6, установленный между пластами среднего 3 и нижнего 4 уровней. Между пакерами вблизи пласта среднего уровня 3 установлен нижний электроцентробежный насос 9, входной модуль 10 которого подсоединен к насосно-компрессорным трубам 11 нижнего пакера, а выходной (не показан) - к верхнему пакеру 5. Вблизи пласта верхнего уровня 2 установлен верхний электроцентробежный насос 12. Оба насоса соосно связаны с двухсторонним погружным электродвигателем 14, расположенным под верхним насосом 12 и установленным на общем для обоих насосов валу 13, который проходит сквозь верхний пакер 5. В верхнем пакере 5 выполнены отверстия 20 для прохода жидкости из пластов среднего 3 и нижнего 4 уровней в надпакерное пространство. Технический результат заключается в повышении надежности установки. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к способам и средствам, обеспечивающим измерение параметров продуктивных слоев, и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. Установка состоит из хвостовика с заглушкой, перепускных клапанов, пакера, разъединителя-соединителя, клямсошламоуловителя, электрического клапана с запорным механизмом, снабженного датчиком давления, погружного электродвигателя (ПЭД), питающегося электрическим током через кабель, блока погружной телеметрии, электрической цепью связанного через обмотки ПЭД и кабель со станцией управления и блоком приема и обработки информации. Выше электроприводного насоса расположены сбивной и обратный клапаны. Установка содержит узел, исключающий влияние ПЭД на линию питания электрического кабеля, замера и передачи информации. Технический результат заключается в повышении эффективности замеров параметров пластов при исследовании скважины, эффективности управления электрическим клапаном, оптимизации добычи в режиме реального времени. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

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. Колонна труб большего диаметра оснащена нижним и верхним пакерами с кабельным вводом, размещенными над электроприводным насосом и обратным клапаном. Под нижним и над верхним пакерами установлены соответственно нижняя муфта перекрестного течения, нижний сбивной клапан и верхняя муфта перекрестного течения и верхний сбивной клапан. Вдоль всего оборудования и через пакеры может быть проложен контролирующий кабель, например, оптоволоконный. Между нижним и верхним пакерами установлены циркуляционный и уравнительный клапана. Двухпакерная насосная установка выше сбивного клапана оснащена разъединителем, над которым установлен гидравлический якорь. Технический результат заключается в повышении эффективности работы установки и повышении надежности циркуляционного клапана. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к пакерам для герметичного разобщения интервалов ствола в необсаженной скважине. Пакер включает в себя ствол, муфту, ниппель, уплотнительный элемент с коническими опорами и плашки. Плашки выполнены в виде стержня трапецеидальной формы. Один конец верхних и нижних плашек шарнирно установлен соответственно в верхнем и нижнем упорах, а другой конец плашек, выходящий наружу, выполнен обтекаемой формы. Конусная поверхность конических опор и поверхность плашек, соприкасающаяся с конусной поверхностью конических опор, имеют уступы прямоугольной формы. Плашки постоянно прижаты к конусной опоре рессорными пружинами. Пакер снабжен узлом защиты от преждевременной самопроизвольной посадки. Узел защиты состоит из втулки с выточкой, в которую входит буртик разрезного кольца, выполненный на всей внешней поверхности разрезного кольца. Изобретение позволит предотвратить прихват пакера, обеспечить повышенную проходимость пакера по открытому стволу скважины, исключить возможность самопроизвольной, преждевременной установки пакера при небольших сжимающих нагрузках, уменьшить габариты и металлоемкость пакера. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в пакерах для защиты уплотнительного элемента пакера от затекания резины в кольцевой зазор между стенкой обсадной колонны и корпусом пакера. Комплект раздвижных опор пакера состоит из опор первого и второго типа, устанавливаемых в пакере с чередованием между собой. Раздвижные опоры пакера первого и второго типа выполнены в виде симметрично разрезанной по боковым поверхностям цилиндрической трубы и содержат хвостовик, ножку и основание. Хвостовик имеет внешнюю коническую поверхность, внешнюю цилиндрическую поверхность, боковые поверхности. Ножка имеет внешнюю цилиндрическую поверхность, боковые поверхности. Основание имеет внешнюю цилиндрическую поверхность, внутреннюю коническую поверхность и боковые поверхности. Внутри плашки имеется внутренняя цилиндрическая поверхность. Внешняя коническая поверхность хвостовика, параллельная внутренней конической поверхности основания, выполнена с переходом во внешнюю цилиндрическую поверхность ножки. Ножка и основание выполнены в виде разрезанного полого цилиндра, усеченного по бокам с образованием одинаковых с обеих сторон плоских поверхностей. Внешние цилиндрические поверхности соответственно хвостовика и основания выполнены с переходом в плоские поверхности. При этом плоские поверхности нижней части основания раздвижной опоры первого типа выполнены с переходом в козырьки. По обеим сторонам нижней части основания раздвижной опоры второго типа выполнены ответные фигурные выборки под козырьки в виде выборки. Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение надежности конструкции раздвижной опоры, обеспечение простоты и удобства сборки при установке раздвижных опор в пакер, обеспечение надежной герметизации кольцевого пространства между стенкой обсадной колонны и корпусом пакера, обеспечение гарантированного возврата раздвижных опор в исходное положение. 3 з.п. ф-лы, 5 ил..

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для исключения полета скважинного оборудования в горизонтальный или боковой ствол скважины, в частности при насосной эксплуатации скважин. Устройство состоит из верхнего и нижнего патрубков, переводника-центратора. К переводнику-центратору сверху присоединен верхний патрубок, а снизу прикреплен через соединительную муфту нижний патрубок. К верхней части верхнего патрубка присоединена муфта. Способ включает сброс устройства в скважину с боковым стволом, основной ствол которой перекрыт цементным мостом под клин-отклонитель, или в скважину с горизонтальным стволом, содержащим адаптер. Спускают в скважину на колонне труб установку, содержащую глубинно-насосное оборудование. Осуществляют эксплуатацию установки. После проведения работ поднимают установку. При необходимости извлекают устройство предотвращения полета скважинного оборудования ловильным инструментом. Технический результат заключается в предотвращении попадания аварийного глубинно-насосного оборудования в горизонтальный или боковой ствол. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к резиновой промышленности, в частности к производству резиновых смесей, используемых для изготовления изделий различного целевого назначения, в том числе пакерующих элементов (резиновых уплотнителей в нефтяных или газовых скважинах), используемых в производстве пакерно-якорного оборудования. Резиновая смесь включает следующие ингредиенты, масс.ч. (на 100,00 масс.ч. каучука): каучук бутадиен-нитрильный парафинатный марки БНКС-40 АМН 100,00, с массовой долей нитрила акриловой кислоты (НАК) до 41%, перекись дикумила (Перкадокс BC-FF) - 3,0-4,0, соагент вулканизации Дельтагран HVA 2 70 GT - 1,0-3,0, оксид цинка - 3,0-5,0, антиоксидант Ирганокс 1010 - 2,0-3,0, олигоэфиракрилат ТГМ-3 - 6,0-10,0, активный технический углерод Н-220 - 50,0-70,0, техуглерод Т-900 - 10,0-30,0, диспергатор Цинколет ВВ 222 1,0-3,0, антитскорчинг Сантогард PVI - 0,3-0,5. Изобретение позволяет повысить физико-механические показатели резиновой смеси, технологичность ее при переработке литьем под давлением, с повышенными упругопрочностными свойствами, высокой теплоагрессивостойкостью и пониженной относительной остаточной деформацией сжатия, работоспособной при высоких нагрузках в интервале температур от 100 до 130°C. 1 табл.

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, например, для уплотнения пары цилиндр-шток соответственно в клапанах или пакерах. Применение заявляемого изобретения позволяет обеспечить герметичность уплотнения при работе в среде, содержащей механические примеси, агрессивные жидкости, различные отложения (асфальтосмолопарафинистые, солей и др.), предотвратить заклинивание деталей подвижного соединения, а также предотвратить разрушение уплотнительного резинового кольца. Данная конфигурация подвижного соединения увеличивает срок службы скважинного оборудования, позволяет исключить аварии и осложнения как в процессе работы скважинного оборудования, так и при его извлечении из скважины. Уплотнение подвижного соединения скважинного оборудования состоит из уплотнительного резинового кольца, рабочих и защитных шайб. Рабочие и защитные шайбы выполнены разрезными. На штоке выполнена канавка. В канавку подвижно установлены рабочие и защитные шайбы. Уплотнительное резиновое кольцо расположено между рабочими шайбами. Между внутренним диаметром рабочей шайбы и диаметром канавки под уплотнительное резиновое кольцо имеется зазор. Зазор перекрыт защитными шайбами. Между внутренним диаметром цилиндра и внешним диаметром штока также имеется зазор. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для освоения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций, а также селективной обработки пласта под давлением, поинтервальной опрессовки эксплуатационной колонны и поиска негерметичности с использованием двух пакеров. Изобретение позволяет повысить эффективность проводимых в скважине работ, связанных с селективной обработкой пласта, поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны, поиском негерметичности с использованием двух пакеров, обеспечить возможность передачи крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленные под пакером, гарантировать надежное удерживание пакера от перемещения вниз при создании высоких перепадов давления, обеспечить герметичное перекрытие проходного канала пакера. Пакерно-якорное оборудование для селективной обработки пласта содержит шток, уплотнительный элемент, корпус, переводник и клапан. На штоке пакера установлены составной уплотнительный элемент, верхний и нижний конуса, сверху и снизу от которых размещены верхний и нижний кожухи. В пазах кожухов установлены, соответственно, верхние и нижние опоры. Верхний кожух соединен с корпусом, а нижний кожух - с переводником. В пазу корпуса имеется шпонка. К нижнему переводнику присоединен гидравлический якорь. К нижней части гидравлического якоря прикреплен корпус клапана, внутри которого установлены защитные кольца с уплотнительной манжетой, поджатой снизу гайкой и контргайкой. К нижней части клапана прикреплен механический якорь. Внутри пакерно-якорного оборудования имеется устройство герметизации клапана, зафиксированное в верхнем переводнике пакера через упор. Устройство герметизации клапана состоит из стержня, штанги, на которую установлен фиксатор, и контргайки, накрученной на верхнюю часть устройства. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для освоения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций, а также селективной обработки пласта под давлением, поинтервальной опрессовки эксплуатационной колонны и поиска негерметичности с использованием двух пакеров. Изобретение позволяет повысить эффективность проводимых в скважине работ, связанных с селективной обработкой пласта, поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны, поиском негерметичности с использованием двух пакеров, обеспечить возможность передачи крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленные под пакером, гарантировать надежное удерживание пакера от перемещения вниз при создании высоких перепадов давления, обеспечить герметичное перекрытие проходного канала пакера. Пакерно-якорное оборудование для селективной обработки пласта содержит шток, уплотнительный элемент, корпус, переводник и клапан. На штоке пакера установлены составной уплотнительный элемент, верхний и нижний конуса, сверху и снизу от которых размещены верхний и нижний кожухи. В пазах кожухов установлены, соответственно, верхние и нижние опоры. Верхний кожух соединен с корпусом, а нижний кожух - с переводником. В пазу корпуса имеется шпонка. К нижнему переводнику присоединен гидравлический якорь. К нижней части гидравлического якоря прикреплен корпус клапана, внутри которого установлены защитные кольца с уплотнительной манжетой, поджатой снизу гайкой и контргайкой. К нижней части клапана прикреплен механический якорь. Внутри пакерно-якорного оборудования имеется устройство герметизации клапана, зафиксированное в верхнем переводнике пакера через упор. Устройство герметизации клапана состоит из стержня, штанги, на которую установлен фиксатор, и контргайки, накрученной на верхнюю часть устройства. 1 ил.

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, например, для уплотнения пары цилиндр-шток соответственно в клапанах или пакерах. Применение заявляемого изобретения позволяет обеспечить герметичность уплотнения при работе в среде, содержащей механические примеси, агрессивные жидкости, различные отложения (асфальтосмолопарафинистые, солей и др.), предотвратить заклинивание деталей подвижного соединения, а также предотвратить разрушение уплотнительного резинового кольца. Данная конфигурация подвижного соединения увеличивает срок службы скважинного оборудования, позволяет исключить аварии и осложнения как в процессе работы скважинного оборудования, так и при его извлечении из скважины. Уплотнение подвижного соединения скважинного оборудования состоит из уплотнительного резинового кольца, рабочих и защитных шайб. Рабочие и защитные шайбы выполнены разрезными. На штоке выполнена канавка. В канавку подвижно установлены рабочие и защитные шайбы. Уплотнительное резиновое кольцо расположено между рабочими шайбами. Между внутренним диаметром рабочей шайбы и диаметром канавки под уплотнительное резиновое кольцо имеется зазор. Зазор перекрыт защитными шайбами. Между внутренним диаметром цилиндра и внешним диаметром штока также имеется зазор. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к уплотнительным элементам, используемым в устройствах для герметичного разобщения интервалов обсадной колонны скважины (пакерах). Изобретение обеспечивает повышение герметизирующих свойств пакеров, осуществление гарантированного возврата раздвижного кольца в исходное положение при извлечении пакера, надежность и долговечность работы пакеров за счет исключения затекания эластичного материала герметизирующего элемента в кольцевой зазор между корпусом пакера и стенками скважины, предотвращения разрушения резины при распакеровке. Уплотнительный узел пакера содержит герметизирующий элемент и установленное на одном из его торцов раздвижное кольцо. Раздвижное кольцо закреплено посредством штифта и образовано рядами внешних и внутренних сегментов, уложенных с взаимным перекрытием. Сегменты рядов выполнены с возможностью перемещения относительно друг друга. Каждый внешний сегмент соединен с двумя внутренними сегментами. Внешний сегмент соединен с одним из внутренних сегментов подвижно посредством штифта, а с другим - жестко при помощи заклепки. На внешних сегментах выполнен паз под штифт и отверстие под заклепку, а на внутренних сегментах - отверстие под штифт и под заклепку. Штифт выполнен в виде стержня с верхней и нижней шляпками, расположенными по обоим концам стержня. Верхняя шляпка имеет возможность движения по пазу внешнего сегмента. Нижняя шляпка, совместно с частью стержня внедрена в герметизирующий элемент. 5 ил.
Изобретение относится к производству резиновых смесей, используемых для изготовления эластичных резиновых элементов, используемых в производстве пакерно-якорного оборудования нефтегазодобывающей отрасли. Термостойкая резиновая смесь на основе комбинации бутадиен-нитрильного каучука и частично гидрированного бутадиен-нитрильного каучука включает вулканизирующий агент, соагент перекисной вулканизации, оксид цинка, технологическую добавку для резиновых смесей и технический углерод. Смесь содержит в качестве вулканизующего агента - новоперокс БП-40, в качестве соагента перекисной вулканизации - дельтагран HVA-2 70 GE, в качестве технологической добавки для резиновых смесей - мягчитель РС-1 и дополнительно - 2-меркаптобензтиазол, магнезию жженую, стеариновую кислоту, наугард 445, новантокс 8ПФДА, цинколет ВВ-222, технический углерод N 220, технический углерод П 514, олигоэфирокрилаты МГФ-9 и ТГМ-3 при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: бутадиен-нитрильный каучук - 15,0-25,0; частично гидрированный бутадиен-нитрильного каучук - 75,0-85,0; новоперокс БП-40 - 10,0-11,0; дельтагран HVA-2 70 GE - 1,5-2,0; 2-меркаптобензтиазол - 0,3-0,5; оксид цинка - 3,0-5,0; магнезия жженая - 8,0-10,0; стеариновая кислота - 0,5-1,0; цинколет ВВ-222 - 1,0-2,0; мягчитель PC-1 - 1,0-2,0; наугард 445 - 1,0-3,0; новантокс 8ПФДА - 1,0-3,0; техуглерод N 220 - 15,0-20,0 техуглерод П 514 - 50,0-55,0; олигоэфирокрилат МГФ-9 - 8,0-12,0; олигоэфирокрилат ТГМ-3 - 8,0-12,0. Технический результат - увеличение упругопрочностных свойств вулканизата при температуре 150°C, обеспечение герметизирующей способности резиновых элементов пакерно-якорного оборудования, повышение сопротивления раздиру, а также увеличение работоспособности резинового элемента при высоких температурах. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проведения изоляционных и других работ при капитальном ремонте скважин. Изобретение предотвращает преждевременное срабатывание инструмента установочного гидравлического, обеспечивает надежную пакеровку, улучшение герметичности пакера, а также повышение надежности механизма соединения-разъединения инструмента установочного гидравлического с пакером разбуриваемым. Пакер разбуриваемый состоит из ствола с нарезкой на наружной поверхности, герметизирующего элемента, разрывных плашек и конусов. Нижний торец нижней разрывной плашки выполнен наклонным. В верхней части ствола пакера установлен верхний разделитель в виде тарельчатого клапана. Инструмент установочный гидравлический состоит из штока, соединенного с адаптером, верхнего и нижнего цилиндров. Между штоком и верхним цилиндром установлены подвижные втулки и неподвижная втулка, образующие несколько полостей. Верхний цилиндр и адаптер, нижний цилиндр и корпус тарельчатого клапана соединены при помощи срезных винтов. К нижней части адаптера присоединена корзина с радиальными переточными отверстиями и радиальными отверстиями под защелки, упирающиеся в выступ нижней части ствола. К корзине прикреплено при помощи срезных винтов седло под сбрасываемый шар. Корзина соединена с концевой втулкой через переводник. К концевой втулке на срезных винтах прикреплено ограничительное кольцо и нижний разделитель в виде пробки-центратора с пружинным кольцом. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к производству резиновых смесей, используемых для изготовления эластичных резиновых элементов, используемых в производстве пакерно-якорного оборудования нефтегазодобывающей отрасли. Термостойкая резиновая смесь на основе комбинации бутадиен-нитрильного каучука и частично гидрированного бутадиен-нитрильного каучука включает вулканизирующий агент, соагент перекисной вулканизации, оксид цинка, технологическую добавку для резиновых смесей и технический углерод. Смесь содержит в качестве вулканизующего агента - новоперокс БП-40, в качестве соагента перекисной вулканизации - дельтагран HVA-2 70 GE, в качестве технологической добавки для резиновых смесей - мягчитель РС-1 и дополнительно - 2-меркаптобензтиазол, магнезию жженую, стеариновую кислоту, наугард 445, новантокс 8ПФДА, цинколет ВВ-222, технический углерод N 220, технический углерод П 514, олигоэфирокрилаты МГФ-9 и ТГМ-3 при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: бутадиен-нитрильный каучук - 15,0-25,0; частично гидрированный бутадиен-нитрильного каучук - 75,0-85,0; новоперокс БП-40 - 10,0-11,0; дельтагран HVA-2 70 GE - 1,5-2,0; 2-меркаптобензтиазол - 0,3-0,5; оксид цинка - 3,0-5,0; магнезия жженая - 8,0-10,0; стеариновая кислота - 0,5-1,0; цинколет ВВ-222 - 1,0-2,0; мягчитель PC-1 - 1,0-2,0; наугард 445 - 1,0-3,0; новантокс 8ПФДА - 1,0-3,0; техуглерод N 220 - 15,0-20,0 техуглерод П 514 - 50,0-55,0; олигоэфирокрилат МГФ-9 - 8,0-12,0; олигоэфирокрилат ТГМ-3 - 8,0-12,0. Технический результат - увеличение упругопрочностных свойств вулканизата при температуре 150°C, обеспечение герметизирующей способности резиновых элементов пакерно-якорного оборудования, повышение сопротивления раздиру, а также увеличение работоспособности резинового элемента при высоких температурах. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проведения изоляционных и других работ при капитальном ремонте скважин. Изобретение предотвращает преждевременное срабатывание инструмента установочного гидравлического, обеспечивает надежную пакеровку, улучшение герметичности пакера, а также повышение надежности механизма соединения-разъединения инструмента установочного гидравлического с пакером разбуриваемым. Пакер разбуриваемый состоит из ствола с нарезкой на наружной поверхности, герметизирующего элемента, разрывных плашек и конусов. Нижний торец нижней разрывной плашки выполнен наклонным. В верхней части ствола пакера установлен верхний разделитель в виде тарельчатого клапана. Инструмент установочный гидравлический состоит из штока, соединенного с адаптером, верхнего и нижнего цилиндров. Между штоком и верхним цилиндром установлены подвижные втулки и неподвижная втулка, образующие несколько полостей. Верхний цилиндр и адаптер, нижний цилиндр и корпус тарельчатого клапана соединены при помощи срезных винтов. К нижней части адаптера присоединена корзина с радиальными переточными отверстиями и радиальными отверстиями под защелки, упирающиеся в выступ нижней части ствола. К корзине прикреплено при помощи срезных винтов седло под сбрасываемый шар. Корзина соединена с концевой втулкой через переводник. К концевой втулке на срезных винтах прикреплено ограничительное кольцо и нижний разделитель в виде пробки-центратора с пружинным кольцом. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к уплотнительным элементам, используемым в устройствах для герметичного разобщения интервалов обсадной колонны скважины (пакерах). Изобретение обеспечивает повышение герметизирующих свойств пакеров, осуществление гарантированного возврата раздвижного кольца в исходное положение при извлечении пакера, надежность и долговечность работы пакеров за счет исключения затекания эластичного материала герметизирующего элемента в кольцевой зазор между корпусом пакера и стенками скважины, предотвращения разрушения резины при распакеровке. Уплотнительный узел пакера содержит герметизирующий элемент и установленное на одном из его торцов раздвижное кольцо. Раздвижное кольцо закреплено посредством штифта и образовано рядами внешних и внутренних сегментов, уложенных с взаимным перекрытием. Сегменты рядов выполнены с возможностью перемещения относительно друг друга. Каждый внешний сегмент соединен с двумя внутренними сегментами. Внешний сегмент соединен с одним из внутренних сегментов подвижно посредством штифта, а с другим - жестко при помощи заклепки. На внешних сегментах выполнен паз под штифт и отверстие под заклепку, а на внутренних сегментах - отверстие под штифт и под заклепку. Штифт выполнен в виде стержня с верхней и нижней шляпками, расположенными по обоим концам стержня. Верхняя шляпка имеет возможность движения по пазу внешнего сегмента. Нижняя шляпка, совместно с частью стержня внедрена в герметизирующий элемент. 5 ил.

 


Наверх