Якорь для насосно-компрессорных труб

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 оборудованию для нефтегазовой промышленности и используется для фиксирования колонны труб в обсадной колонне, а также предотвращения падения на забой скважинного оборудования в процессе добычи нефти погружными насосами. Обеспечивает повышение эксплуатационной надежности якоря в процессе эксплуатации скважинного оборудования при повышенных температурных изменениях длины колонны насосно-компрессорных труб.

Известен скважинный трубодержатель для насосно-компрессорных труб, содержащий связанное с насосно-компрессорными трубами посредством муфты основание, с наружной стороны которого размещены с возможностью осевого перемещения верхняя и нижняя головки с коническими рабочими поверхностями, между которыми размещены с возможностью радиального перемещения плашки с нарезной поверхностью. Трубодержатель снабжен корпусом с установленными на нем пластинчатыми пружинами, основание и верхняя головка связаны посредством трапецеидальной резьбы, плашки выполнены в форме пластин с конусными поверхностями, ответными головками, размещены в пазах, выполненных в корпусе, и опираются на конические поверхности верхней и нижней головок. Снизу на основание навернут патрубок с пазом и выступом, на который упираются срезные штифты, размещенные на фиксирующем кольце (патент РФ №2239045, МПК Е21В23/00, опубл. 27.10.2004 г.).

Недостатком известного устройства является установка в рабочее положение и приведение в транспортное положение вращением колонны труб, что может быть затруднено в горизонтальных или глубоких скважинах.

Известен якорь, состоящий 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 (патент РФ №2634316, МПК Е21В23/06, опубл. 25.10.2017 г., патентообладатель − ООО НПФ «Пакер»).

Недостатком известного устройства является гидравлический способ установки, что не всегда возможно осуществить при помощи имеющихся в наличии скважинных средств и техники.

Известен механический якорь пакера, включающий полый ствол, на котором установлена подвижная втулка, на боковой поверхности которой в пазах установлены подпружиненные фрикционные плашки, а со стороны верхнего торца выдвигаемые кулачки с возвратной пружиной прижимающей кулачки к стволу, кулачки выполнены с рифленой наружной поверхностью и внутренней конической поверхностью направленной в сторону конуса, между конусом и упором установлены манжеты, на наружной поверхности полого ствола выполнены фигурные пазы, взаимодействующие с штифтами закрепленными напротив друг друга в направляющем кольце, установленном с осевым зазором и возможностью радиального перемещения в кольцевой полости выполненной снизу подвижной втулки, причем осевое перемещение направляющего кольца ограничивает кольцевой выступ резьбового кольца, который упирается в нижний торец подвижной втулки, а резьбовое кольцо зафиксировано на подвижной втулке стопорным винтом. Между нижним торцом направляющего кольца и кольцевым выступом резьбового кольца установлена шайба, регулирующая осевой зазор. Штифты выполнены с полукруглой головкой, которая входит в углубление на направляющем кольце. Углубление на направляющем кольце под полукруглую головку штифта выполнено в виде отверстия. Углубление на направляющем кольце под полукруглую головку штифта выполнено в виде кольцевой проточки (патент РФ №129983, МПК Е21В23/06, опубл. 10.07.2013 г.).

Недостатком известного якоря является отсутствие надежности фиксации труб при повышенных температурных изменениях скважинной среды.

Известен паз на стволе пакера, состоящий из укороченного и удлиненного участков, связанных наклонным пазом, укороченный паз имеет «Л»-образную форму, между пазами: левым продольным, наклонным и правым продольным имеется замкнутый «D»-образный выступ на поверхности ствола пакера. Пересекающиеся боковые образующие выступа сопряжены дугой (патент РФ №2489565 от 14.02.2012 г., опубл. 10.08.2013 г., МПК Е21В33/12, патентообладатель − ООО НПФ «Пакер»).

Недостатком известного паза является снижение надежности фиксации труб при повышенных температурных изменениях скважинной среды.

Для того чтобы снизить риски и повысить надежность фиксации якоря в обсадной колонне при температурных колебаниях скважинной среды, известная конструкция паза доработана и применена в якоре (патентообладателем изобретения «Паз на стволе пакера» является заявитель настоящего изобретения).

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение надежности в процессе эксплуатации якоря при повышенных температурных изменениях длины колонны насосно-компрессорных труб, а также повышение надежности работы якоря за счет предотвращения заклинивания направляющего штифта, перемещающегося по фигурному пазу ствола якоря.

Для достижения поставленного технического результата 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. При этом сечение направляющего штифта выполнено в виде эллипса, а длины укороченного и удлиненного участков паза связаны соотношением 1:10.

Изобретение поясняется схемой, на фиг. 1 изображена развертка паза, на фиг. 2 − сечение направляющего штифта.

Якорь для насосно-компрессорных труб состоит из полого ствола, на котором установлена подвижная втулка, внутри которой размещен направляющий штифт 1, концевая часть которого постоянно находится внутри фигурного паза (фиг. 1) ствола якоря. Также якорь в своей конструкции содержит подпружиненные планки и плашки. Выполненный на наружной поверхности ствола якоря «d»-образный паз включает укороченный А и удлиненный Б участки. Укороченный участок А имеет «Л»-образную форму и сопрягается слева с вертикальным участком Е, а справа − с удлиненным участком Б. Укороченный участок А и удлиненный участок Б связаны наклонным участком В. Удлиненный участок Б соединен с замыкающими участками Г, Д, Е. Вертикальный участок Е длиннее правого участка Г и связан с ним наклонным участком Д. Участки Г, Д, Е образуют замкнутый выступ И на поверхности ствола, напоминающий по форме букву «D» латинского алфавита. Пересекающиеся боковые образующие Ж и З выступа И сопряжены дугой R.

Для компенсации температурных изменений колонны труб (растяжение-сжатие при изменении условий скважинной среды) длины укороченного А и удлиненного Б участков фигурного паза связаны соотношением 1:10.

Сечение направляющего штифта 1 выполнено в виде эллипса, что предотвращает его заклинивание при перемещении по фигурному пазу ствола якоря, и тем самым повышает надежность работы якоря.

Эксцентриситет эллипса связан с его параметрами следующей зависимостью: , и находится в пределах ,

где − эксцентриситет эллипса;

− большая полуось эллипса;

− малая полуось эллипса,

а ширина паза h и малая полуось эллипса связаны зависимостью (фиг. 2).

Якорь работает следующим образом. Якорь спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах на требуемую глубину. При спуске якоря направляющий штифт 1 находится в транспортном положении I. При этом должно соблюдаться условие: высота подъема колонны труб над ротором после свинчивания очередной трубы должна быть больше H (фиг.), где H − расстояние осевого перемещения направляющего штифта 1 внутри фигурного паза ствола при спуско-подъеме труб. То есть при спуске якоря, после свинчивания очередной трубы колонны труб, ее приподнимают на величину, большую, чем Н, и только после этого производят спуск. В процессе спуска колонны труб направляющий штифт 1 находится в транспортном положении I, а после приподъема колонны со свинченной трубой на интервал, больший, чем Н, переходит в положение II. Затем при спуске труб направляющий штифт 1 возвращается в положение I и т.д. После спуска на заданную глубину подъемом колонны труб на расстояние, меньшее Н, переводят направляющий штифт 1 в промежуточное положение III, после чего разгружают колонну труб, при этом направляющий штифт 1 из промежуточного положения III переходит в рабочее положение IV. В процессе эксплуатации якоря колонна насосно-компрессорных труб подвергается растягивающим и сжимающим нагрузкам, при этом направляющий штифт 1 перемещается по удлиненному участку Б, не переходя в транспортное положение. Тем самым обеспечивается надежность фиксации якоря в процессе его эксплуатации.

Перевод якоря в транспортное положение производят натяжением колонны насосно-компрессорных труб. При необходимости установки якоря в скважине на другой глубине, операция повторяется в вышеописанной последовательности.

Изобретение обеспечивает повышение эксплуатационной надежности якоря в процессе эксплуатации скважинного оборудования при повышенных температурных изменениях длины колонны труб, а также повышение надежности работы якоря за счет предотвращения заклинивания направляющего штифта, перемещающегося по фигурному пазу ствола якоря.

1. Якорь для насосно-компрессорных труб, содержащий 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, отличающийся тем, что сечение направляющего штифта выполнено в виде эллипса, а длины укороченного и удлиненного участков паза связаны соотношением 1:10.

2. Якорь для насосно-компрессорных труб по п.1, отличающийся тем, что эксцентриситет эллипса связан с его параметрами следующей зависимостью: , и находится в пределах ,

где − эксцентриситет эллипса;

− большая полуось эллипса;

− малая полуось эллипса,

а ширина паза и малая полуось эллипса связаны зависимостью



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Противополетное устройство для насосно-компрессорных труб содержит перфорированную полую трубчатую часть, на которой размещена втулка с конусообразной наружной нижней поверхностью, раздвижные в радиальном направлении от трубы плашки, расположенные ниже втулки с конусообразной наружной нижней поверхностью и выполненные со скосами на стороне, обращенной к полой трубчатой части для взаимодействия с указанной конусообразной поверхностью втулки при ходе этой втулки в направлении к плашкам, а также заякоривающий механизм.

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.

Изобретение предназначено для направленного бурения с одновременной подачей хвостовика с возможностью крепления защелками для многократных спускоподъемных операций.

Группа изобретений относится к области заканчивания скважин. Способ заканчивания стволов скважины, включающий перемещение клина-отклонителя и фиксатора якоря внутрь родительского ствола скважины, при этом фиксатор якоря прикрепляется к клину-отклонителю посредством разъемного соединения, а родительский ствол скважины облицован по меньшей мере частично обсадной колонной, которая содержит защелочное соединение; закрепление фиксатора якоря внутри родительского ствола скважины посредством стыковки защелочного профиля фиксатора якоря с защелочным соединением; отклонение бурового долота клином-отклонителем для бурения бокового ствола скважины, отходящего от родительского ствола скважины; перемещение оборудования бокового заканчивания внутрь бокового ствола скважины инструментом для спуска обсадной колонны-хвостовика, при этом оборудование бокового заканчивания содержит заканчивающий инструмент; отделение клина-отклонителя от фиксатора якоря разъемным соединением с использованием инструмента извлечения клина-отклонителя и тем самым открытие участка разъемного соединения, причем инструмент извлечения клина-отклонителя функционально связан с дистальным концом инструмента для спуска обсадной колонны-хвостовика; удаление клина-отклонителя из родительского ствола скважины посредством инструмента извлечения клина-отклонителя; и перемещение отклоняющего клина заканчивания внутрь родительского ствола скважины, причем этот отклоняющий клин заканчивания функционально скреплен с рабочей колонной, и присоединение отклоняющего клина заканчивания к фиксатору якоря посредством разъемного соединения.

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.

Изобретение относится к системе и способу привязки по глубине, нагрузке и крутящему моменту в стволе скважины. Система содержит расположенное в трубчатом стволе скважины скважинное устройство, содержащее опорный элемент глубины, опорный элемент нагрузки и опорный элемент крутящего момента.

Группа изобретений относится к компонентам бурильных колонн для буровых работ, а именно к узлу скважинного инструмента, вращательному анкерному устройству и буровой установке.

Настоящее изобретение относится к смеси ускорителей для отверждаемых пероксидами смесей смол, которая содержит основной ускоритель (I) и соускоритель (II), причем основным ускорителем (I) является соединение формулы (I): а соускорителем (II) - соединение формулы (II-1) или (II-2): в которых R1 и R2 соответственно независимо друг от друга означают алкильную группу с одним или двумя атомами углерода, гидроксиалкильную группу с 1-3 атомами углерода или однократно или многократно этоксилированную или пропоксилированную гидроксиалкильную группу с 1-3 атомами углерода.

Группа изобретений относится к трубной заанкеривающей системе и гнезду для трубной системы обработки. Техническим результатом является обеспечение улучшенного заанкеривания трубной системы.

Группа изобретений относится к трубным заанкеривающим системам, способу заанкеривания трубного элемента. Техническим результатом является повышение эффективности заанкеривания трубных изделий.

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.

Наверх