Пакер скважинный



Пакер скважинный
Пакер скважинный

Владельцы патента RU 2686135:

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" (RU)

Изобретение относится к пакерам. Техническим результатом является снижение вероятности возникновения утечек в пакере. Пакер скважинный содержит цилиндрический полый корпус с установленными снаружи, как минимум, двумя манжетами и кольцевыми упорами между ними и нижней манжетой между двумя опорами корпуса с возможностью продольного ограниченного осевого перемещения относительно корпуса, якорь с конической внутренней поверхностью, ответно выполненной наружной поверхности нижнего упора, снабженный шлипсами на боковой поверхности и установленный с возможностью ограниченного осевого перемещения с возможностью взаимодействия с нижним упором. В кольцевом упоре между манжетами выполнена кольцевая расточка с установленной в ней манжетой из разбухающего материала в скважинной среде. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а точнее к пакерам для герметизации межколонного пространства, или между обсадной трубой и стенкой скважины.

Известен пакер механический, содержащий полый ствол с верхним и нижним упорами, между которыми с возможностью взаимодействия между собой по торцам и ограниченного осевого перемещения установлены две уплотнительные манжеты, а между ними и под нижней манжетой -жесткие диски, якорь со шлипсами, имеющими возможность ограниченного осевого перемещения и взаимодействия с нижним диском (см. Пат. РФ №2139408, МПК Е21В 33/12,опуб. 11.10.1999 г.).

Недостатком известного устройства является вероятность возникновения утечек через сквозные зазоры между манжетами и уплотняемой поверхностью вследствие неровностей уплотняемой поверхности и значительной твердости материала манжет.

Известен пакер скважинный набухающий, содержащий цилиндрический полый корпус с установленными снаружи разбухающими манжетами между опорами корпуса, между манжетами, а также между манжетами и упорами установлены кольцевые упоры, выполненные с возможностью продольного перемещения относительно корпуса, якорь, установленный с возможностью взаимодействия с торцом крайнего диска (см. Пат. РФ №2605242, МПК Е21В 33/12, опуб. 20.12.2016, бюл. №35).

Недостатком известного устройства является вероятность возникновения утечек через манжеты пакера вследствие снижения механических свойств эластичного материала манжеты при расширении и значительного герметизируемого кольцевого зазора. Так, величина диаметрального зазора между пакером и обсадной трубой составляет от 15 до 20 мм при перепаде давления в пакере 10-100 МПа (см. кн.: Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. Учебное пособие для вузов. Чичеров Л.Г., Молчанов Г.В., Рабинович А.М и др. - М.: Недра, 1987, с. 49).

Известен пакер скважинный, содержащий цилиндрический полый корпус с установленными снаружи, как минимум, двумя манжетами и кольцевыми упорами между ними и нижней манжетой между двумя опорами корпуса с возможностью продольного ограниченного осевого перемещения относительно корпуса, якорь с конической внутренней поверхностью, ответно выполненной наружной поверхности нижнего упора, снабженный шлипсами на боковой поверхности, и установленный с возможностью ограниченного осевого перемещения с возможностью взаимодействия с нижним упором (см. пат. РФ №№2209927, МПК Е21В 33/12, опуб. 10.08.2003, бюл. №22), который принят за прототип.

Недостатком известного устройства является вероятность возникновения утечек через сквозные зазоры между манжетами и уплотняемой поверхностью вследствие неровностей уплотняемой поверхности и значительной твердости материала манжет.

Целью предлагаемого технического решения является снижение вероятности возникновения утечек в пакере.

Указанная цель достигается тем, что пакере скважинном, содержащем цилиндрический полый корпус с установленными снаружи, как минимум, двумя манжетами и кольцевыми упорами между ними и нижней манжетой между двумя опорами корпуса с возможностью продольного ограниченного осевого перемещения относительно корпуса, якорь с конической внутренней поверхностью, ответно выполненной наружной поверхности нижнего упора, снабженный шлипсами на боковой поверхности, и установленный с возможностью ограниченного осевого перемещения с возможностью взаимодействия с нижним упором, согласно техническому решению, в кольцевом упоре между манжетами выполнена кольцевая расточка с установленной в ней манжетой из разбухающего материала в скважинной среде.

Известны пакеры скважинные, снабженные манжетами из разбухающего в скважинной среде материала (см. Пат. РФ №2605242, МПК Е21В 33/12, опуб. 20.12.2016, бюл. №35). В связи со снижением твердости материала манжет при расширении, значительного радиального уплотняемого зазора, составляющего 7,5-10,0 мм, такие пакеры не обеспечивают требуемую герметичность при повышенном перепаде давления. При этом пакеры с манжетами из не разбухающего материала выдерживают значительный перепад давления. Однако в связи с высокой твердостью материала манжет, значительным отклонением диаметра уплотняемой поверхности, между манжетами и стенкой скважины могут оставаться зазоры (щели). Оснащение же пакера, как минимум двумя манжетами из не разбухающего материала, а в кольцевой расточке упора, установленного между манжетами - манжеты из разбухающего материала, обеспечивают работу пакера при значительном перепаде давления с одновременным снижением вероятности образования щелей. Незначительный радиальный размер щелей позволяет обеспечить их герметизацию манжетой из разбухающего материала. При этом разбухающая манжета, аккумулируя утечки через пакер, герметизирует оставшиеся щели

Таким образом, предлагаемая конструкция пакера обеспечивает высокую нагрузочную способность, герметичность всего кольцевого зазора. При этом герметизация мелких щелей обеспечивается за счет расширения манжеты от поступающих в меж манжетное пространство утечек.

Конструкция предлагаемого устройства поясняется чертежом.

На фиг. 1 изображен общий вид пакера в начальный момент срабатывания якоря.

Пакер скважинный состоит из цилиндрического полого корпуса 1 (фиг. 1) в виде патрубка с установленными снаружи, как минимум, двумя манжетами 2 и 3, и кольцевым упором 4 между манжетами 2 и 3. Снизу нижней манжеты 3 установлен нижний кольцевой упор 5 с конической наружной поверхностью 6. Манжеты 2, 3 с упорами 4 и 5 установлены между опорами 7 и 8 корпуса 1.

В кольцевом упоре 4 снаружи выполнена кольцевая проточка 9 с размещением в ней манжеты 10, изготовленной из набухающего материала в скважинной среде.

Корпус 1 в нижней части соединен, например, телескопически, с якорем 11, включающим хвостовик 12, установленный с возможностью ограниченного осевого перемещения относительно корпуса 1, плашки (шлипсы) 13, соединенные с хвостовиком 12 гибким стержнем 14 и установленные с возможностью взаимодействия с конической наружной поверхностью 6 нижнего упора 5. В нижней части хвостовик 12 снаружи снабжен, например, втулкой 15 замка с Г-образным пазом 16 на боковой поверхности, а также штифтом 17 с возможностью относительного перемещения вдоль паза 16.

Пакер спущен в эксплуатационную колонну 18, например, посредством колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 19.

Втулка 15 замка с хвостовиком 12 соединена с пружинным фонарем 20. Диаметр фонаря 20 в свободном состоянии больше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 18.

Устройство работает следующим образом.

Пакер в составе колонны НКТ 19 (фиг. 1) опускается в эксплуатационную колонну 18 в заданный интервал скважины, где необходимо разобщить кольцевое пространство между колоннами 18 и 19. При спуске пакера штифт 17 находится в нижней части короткого продольного участка Г-образного паза 16.

После остановки пакера, сначала колонну НКТ 19 приподнимают на 300-400 мм вверх. Так как диаметр пружинного фонаря 20 больше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 18, хвостовик 12 поднимается выше. Штифт 17 оказывается в верхней части короткого участка Г-образного паза 16. Далее колонну НКТ 19 с пакером поворачивают на 1-2 оборота по часовой стрелке. При этом штифт 17 оказывается в верхней части длинного продольного участка паза 16. Затем колонну НКТ 19 с корпусом 1 опускают вниз. При этом хвостовик 12 за счет силы трения пружинного фонаря 20 по стенке колонны 18 остается неподвижным. Плашки 13 перемещаются вверх и в сторону колонны 18 по конической поверхности 6 нижнего упора 5. Расширяясь в диаметре, плашки 13 взаимодействуют со стенкой эксплуатационной колонны 18, и движение хвостовика 12 прекращается. Далее, под действием веса колонны НКТ 19 и пакера, корпус 1 продолжает перемещаться вниз. При этом нижняя опора 8 корпуса 1 отходит от нижнего упора 5. Под действием веса колонны НКТ 19 манжеты 2 и 3, укорачиваясь, увеличиваются в диаметре до взаимодействия с боковой поверхностью колонны 18. Так как твердость материала манжет 2 и 3 достаточно высокая, а диаметр эксплуатационной колонны 18 изготовлен с достаточно большим допуском и без механической обработки, между боковыми поверхностями колонны 18 и манжет 2 и 3 могут оставаться зазоры (на фиг. не показаны).

С течением определенного промежутка времени, под действием перетекающей через образовавшиеся щели между манжетами 2, 3 и колонной 18 скважинной среды (вода, нефть), материал манжеты 10 начинает разбухать. После взаимодействия манжеты 10 со стенкой колонны 18, материал манжеты 10, вследствие возникающего перепада давления от расширения материала манжеты 10, начинает внедряться в зазоры между манжетами 2, 3 и колонны 18. Этим самым оставшиеся негерметичными щели между манжетами 2, 3 и колонной 18 уплотняются разбухающей манжетой 10. При этом интенсивность разбухания манжеты зависит от объема утечек среды через манжеты 2 и 3.

Таким образом, одновременное оснащение пакера с манжетами из твердого материала и разбухающего материала обеспечивает надежное перекрытие кольцевого канала с одновременным предотвращением щелей между пакером и стенкой скважины. При этом разбухающая манжета 10, аккумулируя утечки скважинной среды через манжеты 2, 3 из твердого эластичного материала надежно уплотняет все щели между пакером и стенкой скважины.

Пакер скважинный, содержащий цилиндрический полый корпус с установленными снаружи, как минимум, двумя манжетами и кольцевыми упорами между ними и нижней манжетой между двумя опорами корпуса с возможностью продольного ограниченного осевого перемещения относительно корпуса, якорь с конической внутренней поверхностью, ответно выполненной наружной поверхности нижнего упора, снабженный шлипсами на боковой поверхности и установленный с возможностью ограниченного осевого перемещения с возможностью взаимодействия с нижним упором, отличающийся тем, что в кольцевом упоре между манжетами выполнена кольцевая расточка с установленной в ней манжетой из разбухающего материала в скважинной среде.



 

Похожие патенты:

Использование: для определения прохода перемещающегося объекта с помощью мобильного устройства в зоне установки мобильного устройства ниже цементировочной головки.

Изобретение относится к водо- и нефтенабухающим эластомерным материалам и может быть использовано при изготовлении резиновых набухающих уплотнительных элементов пакерного оборудования, применяемого в нефтегазодобывающей отрасли.

Изобретение относится к водо- и нефтенабухающим эластомерным материалам и может быть использовано при изготовлении резиновых набухающих уплотнительных элементов пакерного оборудования.

Изобретение относится к внутрискважинной системе интенсификации, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, расположенную в стволе скважины в пласте и имеющую внутреннюю часть и внутренний диаметр, первый затрубный барьер и второй затрубный барьер для изоляции продуктивной зоны, причем первый затрубный барьер расположен наиболее близко к устью скважины, при этом каждый затрубный барьер содержит трубчатую металлическую часть для установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая металлическая часть имеет наружную поверхность; разжимную муфту, окружающую трубчатую металлическую часть и имеющую внутреннюю поверхность, обращенную к трубчатой металлической части, а также наружную поверхность, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой металлической частью; затрубное пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой металлической частью; прорезь, выполненную в трубчатой металлической части с возможностью впускать текучую среду в упомянутое пространство и имеющую заданный размер прорези, скользящую муфту, имеющую по меньшей мере один профиль и расположенную между двумя затрубными барьерами, а также имеющую закрытое положение и открытое положение, в котором отверстие в скважинной трубчатой конструкции обеспечивает сообщение по текучей среде между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции и продуктивной зоной, при этом профиль скользящей муфты расположен на первом расстоянии от прорези затрубного пространства, и отверстие имеет заданный размер отверстия, внутрискважинный инструмент для перевода скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, содержащий корпус инструмента и надувное устройство, выполненное с возможностью надуваться в скважинной трубчатой конструкции для разделения скважинной трубчатой конструкции на первую часть и вторую часть, и по меньшей мере один ключ, выполненный с возможностью зацепления профиля так, что когда надувное устройство надуто и первая часть скважинной трубчатой конструкции находится под избыточным давлением обеспечивается то, что инструмент передвигается вниз по потоку, и ключ вовлекает в движение профиль, что принудительно обеспечивает переход скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, при этом надувное устройство расположено ниже по потоку от прорези второго затрубного барьера так, что затрубное пространство второго затрубного барьера сообщается посредством текучей среды с первой частью скважинной трубчатой конструкции, когда надувное устройство надуто.

Изобретение относится к внутрискважинной системе интенсификации, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, расположенную в стволе скважины в пласте и имеющую внутреннюю часть и внутренний диаметр, первый затрубный барьер и второй затрубный барьер для изоляции продуктивной зоны, причем первый затрубный барьер расположен наиболее близко к устью скважины, при этом каждый затрубный барьер содержит трубчатую металлическую часть для установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая металлическая часть имеет наружную поверхность; разжимную муфту, окружающую трубчатую металлическую часть и имеющую внутреннюю поверхность, обращенную к трубчатой металлической части, а также наружную поверхность, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой металлической частью; затрубное пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой металлической частью; прорезь, выполненную в трубчатой металлической части с возможностью впускать текучую среду в упомянутое пространство и имеющую заданный размер прорези, скользящую муфту, имеющую по меньшей мере один профиль и расположенную между двумя затрубными барьерами, а также имеющую закрытое положение и открытое положение, в котором отверстие в скважинной трубчатой конструкции обеспечивает сообщение по текучей среде между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции и продуктивной зоной, при этом профиль скользящей муфты расположен на первом расстоянии от прорези затрубного пространства, и отверстие имеет заданный размер отверстия, внутрискважинный инструмент для перевода скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, содержащий корпус инструмента и надувное устройство, выполненное с возможностью надуваться в скважинной трубчатой конструкции для разделения скважинной трубчатой конструкции на первую часть и вторую часть, и по меньшей мере один ключ, выполненный с возможностью зацепления профиля так, что когда надувное устройство надуто и первая часть скважинной трубчатой конструкции находится под избыточным давлением обеспечивается то, что инструмент передвигается вниз по потоку, и ключ вовлекает в движение профиль, что принудительно обеспечивает переход скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, при этом надувное устройство расположено ниже по потоку от прорези второго затрубного барьера так, что затрубное пространство второго затрубного барьера сообщается посредством текучей среды с первой частью скважинной трубчатой конструкции, когда надувное устройство надуто.

Изобретение относится к гидравлическим якорям пакера. Техническим результатом является упрощение конструкции.

Скважинный инструмент для использования в подземной скважине с обсадной колонной в ней. Скважинный инструмент имеет оправку, клин, шлипсовый блок плашек и предустановленный механизм.

Скважинный инструмент для использования в подземной скважине с обсадной колонной в ней. Скважинный инструмент имеет оправку, клин, шлипсовый блок плашек и предустановленный механизм.

Изобретение относится к набухающим пакерам. Техническим результатом является повышение надежности крепления уплотнительных элементов на полом стволе.

Изобретение относится к пазам противополетных устройств. Техническим результатом является повышение эксплуатационной надежности скважинного противополетного устройства.

Изобретение относится к пакеру механическому упорному. Техническим результатом является повышение надежности. Пакер механический упорный содержит внешний и внутренний стволы, вставленные один в другой и образующие между собой продольный канал, кабельный герметизатор, уплотнительные элементы, установленные на внешнем стволе, корпус, цилиндр, срезные элементы. Внешний и внутренний стволы соединены в верхней части при помощи муфты, имеющей продольное отверстие, сообщающееся с продольным каналом. В верхней части продольного отверстия выполнена резьба для вкручивания кабельного герметизатора, установленного над муфтой. Срезные элементы установлены в сквозных отверстиях корпуса и кольцевой проточке гайки, навернутой на резьбу внешнего ствола. Гайка застопорена навернутой на резьбу внешнего ствола контргайкой. Вращение внешнего ствола относительно корпуса ограничено фиксаторами, установленными в отверстиях втулки, связанной с корпусом, и продольных пазах, выполненных на внешнем стволе. Корпус надет на цилиндр. На наружной поверхности цилиндра выполнен паз для кабеля, совмещенный с боковым окном, выполненным в корпусе для вывода кабеля из продольного канала. В нижней части корпуса имеются пазы, взаимодействующие с ответными выступами, выполненными на наружной поверхности цилиндра. На корпус навинчена накидная гайка, упирающаяся внутренним буртиком в выступы цилиндра. 2 ил.

Группа изобретений относится к уплотнительному элементу к гидравлическому надувному пакеру и способу его изготовления. Техническим результатом является повышение надежности конструкции. Уплотнительный элемент к гидравлическому надувному пакеру включает надувную часть, выполненную в форме полого цилиндра, с присоединительной металлической концевой арматурой, состоящей из ниппеля и муфты, муфта насажена снаружи, а ниппель устанавливается вовнутрь. Надувная часть включает внутренний герметизирующий слой из маслоабразивостойкой резины, по меньшей мере, один парный силовой слой из взаимоперекрещивающихся навитых под углом 24-26 градусов к оси стальных латунированных пружинных проволок. Между слоями проволоки наложены промежуточные резиновые слои. На проволочные слои под углом 24-26 градусов наложен один парный слой из кордной капроновой ткани, на которую нанесен наружный защитный герметизирующий резиновый слой. Муфта выполнена из конструкционной легированной стали с последующей термической обработкой методом закалки. На внутренней поверхности муфты и наружной поверхности ниппеля имеются кольцевые проточки и выступы, образующие при сборке соединение типа «шип-паз». Способ изготовления уплотнительного элемента включает сборку концевой арматуры на подготовленной заранее заготовке надувной части, а именно насаживание муфты на ниппель, между которыми располагается надувная часть. Перед насадкой муфты и ниппеля на один из концов надувной части устанавливается дорн, хвостовик которого через центральное отверстие ниппеля выводится наружу, а наконечник, имеющий наружный диаметр больше чем внутренний диаметр ниппеля, находится перед ниппелем. Вытягивание дорна осуществляется при помощи поступательных движений станка. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к пакеру, способу герметизации кабеля в пакере, способу сборки пакера с кабелем. Техническим результатом является сокращение трудозатрат на монтаж кабеля в пакере. Пакер содержит ствол, расположенные на стволе узел герметизации кабеля с размещенными в нём технологическими каналами, уплотнительный узел, якорь, расположенный ниже уплотнительного узла, и подгоночный узел, расположенный внизу пакера. Наружная поверхность ствола концентрична оси пакера. Ствол имеет продольный паз для укладки кабеля. Уплотнительный узел жестко связан с узлом герметизации кабеля, жестко закрепленным на стволе. По крайней мере один эластичный элемент, расположенный в продольном пазу ствола на участке, находящемся внутри узла герметизации кабеля, полностью охватывает кабель и уплотняет его в пакере. Эластичный элемент деформируется от усилий, прикладываемых к торцевым поверхностям эластичного элемента и направленных навстречу друг другу вдоль оси пакера, передаваемых через полукольца и сухари, входящие в состав узла герметизации, от накручиваемых на корпус гайки и уплотнительного узла. Кабель в пазу ствола ниже уплотнительного узла защищен крышкой кабеля. Верхний хомут расположен над узлом герметизации, нижний хомут расположен под якорем. На поверхности ствола выполнены прямой и фигурный пазы для работы якоря. Оба паза не пересекают продольный паз. Способ герметизации кабеля в пакере заключается в герметизации кабеля эластичным элементом. Способ сборки пакера с кабелем заключается в пропускании кабеля через узлы и детали пакера в очередности, определенной в конструкции, устанавливают эластичный элемент. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 26 ил.

Изобретение относится к пазу ствола пакера. Техническим результатом является обеспечение простоты и бесперебойности спуска, установки и подъема пакера. Паз выполнен на наружной поверхности ствола пакера, предназначен для переключения механического якоря пакера с осевой установкой из положения спуска или подъёма в положение установки пакера и обратно. Паз образован прямым каналом, идущим из начальной точки сверху вниз, в нижней точке которого начинается винтовой канал с левым ходом, идущий вниз. В нижней точке канала начинается прямой канал, идущий вверх, в верхней точке которого начинается винтовой канал с правым ходом, идущий вверх. Из верхней точки канала, идущего вверх, выходят два прямых канала, первый из них идёт вверх, второй идет вниз. Верхняя точка идущего вверх канала находится выше любой точки паза, а в нижней точке идущего вниз начинается винтовой канал с правым ходом, идущий вниз и заканчивающийся нижней точкой, которая находится ниже любой точки паза и в которой начинается прямой канал, идущий вверх. В верхней точке канала, идущего вверх, начинается винтовой канал с левым ходом, идущий вверх, в верхней точке которого начинается прямой канал, идущий вверх, в верхней точке которого начинается винтовой канал с правым ходом, идущий вверх, заканчивающийся в начальной точке и замыкающий паз. Каналы не пересекаются и не накладываются друг на друга. 5 з.п. ф-лы, 7 ил.

Скважинный инструмент, который удерживается в стволе скважины с помощью однонаправленной плашки и двунаправленной плашки. Двунаправленная плашка имеет раму плашки и по меньшей мере два блока плашек. Рама плашки содержит центральное кольцо и множество планок, проходящих в продольном направлении вверх и вниз по стволу скважины от центрального кольца и расположенных на расстоянии друг от друга по радиусу вокруг центрального кольца, образовывая по меньшей мере две пары пазов. Каждая пара пазов имеет первый паз, проходящий в продольном направлении вверх по стволу скважины от центрального кольца, и второй паз, проходящий в продольном направлении вниз по стволу скважины от центрального кольца. Блоки плашек имеют первый захватный блок, второй захватный блок и канавку между первым захватным блоком и вторым захватным блоком. Первый захватный блок и второй захватный блок имеют внешнюю поверхность, выполненную с возможностью захватывания обсадной колонны. Первый захватный блок выполнен с возможностью скользящего перемещения в первый паз, а второй захватный блок выполнен с возможностью скользящего перемещения во второй паз, в результате чего блок плашек имеет установленное положение, в котором канавка принимает часть центрального кольца, а первый захватный блок и второй захватный блок выступают радиально наружу из рамы плашки, чтобы иметь возможность зацепления с обсадной колонной, и блок плашек имеет неустановленное положение, в котором блок плашек задвинут радиально внутрь относительно установленного положения. Технический результат заключается в повышении эффективности скважинного инструмента. 17 з.п. ф-лы, 26 ил.

Скважинный инструмент, который удерживается в стволе скважины с помощью однонаправленной плашки и двунаправленной плашки. Двунаправленная плашка имеет раму плашки и по меньшей мере два блока плашек. Рама плашки содержит центральное кольцо и множество планок, проходящих в продольном направлении вверх и вниз по стволу скважины от центрального кольца и расположенных на расстоянии друг от друга по радиусу вокруг центрального кольца, образовывая по меньшей мере две пары пазов. Каждая пара пазов имеет первый паз, проходящий в продольном направлении вверх по стволу скважины от центрального кольца, и второй паз, проходящий в продольном направлении вниз по стволу скважины от центрального кольца. Блоки плашек имеют первый захватный блок, второй захватный блок и канавку между первым захватным блоком и вторым захватным блоком. Первый захватный блок и второй захватный блок имеют внешнюю поверхность, выполненную с возможностью захватывания обсадной колонны. Первый захватный блок выполнен с возможностью скользящего перемещения в первый паз, а второй захватный блок выполнен с возможностью скользящего перемещения во второй паз, в результате чего блок плашек имеет установленное положение, в котором канавка принимает часть центрального кольца, а первый захватный блок и второй захватный блок выступают радиально наружу из рамы плашки, чтобы иметь возможность зацепления с обсадной колонной, и блок плашек имеет неустановленное положение, в котором блок плашек задвинут радиально внутрь относительно установленного положения. Технический результат заключается в повышении эффективности скважинного инструмента. 17 з.п. ф-лы, 26 ил.

Изобретение относится к резиновой промышленности, в частности к созданию резиновой смеси на основе каучуков общего назначения. Резиновая смесь для манжеты пакерного устройства, разбухающая в буровом растворе "Полиэконол-Флора", на основе натурального каучука, содержащая целевые добавки, в том числе асбест хризотиловый. Асбест хризотиловый диспергируют в расплаве ε-капролактама с производными п-фенилендиамина, а затем полученную дисперсию диспергируют в двойном этиленпропиленовом каучуке при следующем соотношении компонентов, мас. %: асбест хризотиловый - 63,75-71,25; производное п-фенилендиамина - 1,875-5,625; ε-капролактам - 1,875-5,625; двойной этиленпропиленовый каучук - 25,00. Содержание диспергированного асбеста хризотилового составляет 100-130 мас. ч. на 100 мас. ч. каучука. Изобретение позволяет увеличить диаметр манжеты пакерного устройства, помещенного в буровой раствор "Полиэконол-Флора", на не более 10% на 10 сутки набухания и на не менее 30% через 60 суток. 3 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2018-04-06 2019-05-02T11:16:29
Наверх