Складовою центратор

 

[0001] При експлуатації свердловин, пробурених в нафтогазоносних підземних пластах для видобутку вуглеводнів, використовуються певні способи технічного обслуговування стовбура свердловини, які передбачають застосування труб, спускних для різних цілей в стовбур свердловини під час її експлуатації. Оскільки стовбури свердловин не проходять абсолютно вертикально, для вирівнювання труб, які спускають у стовбур свердловини, відносно стовбура свердловини використовують центратори. Вирівнювання спускається в стовбур свердловини труби може сприяти запобіганню виникнення тертя між нею і стінкою стовбура свердловини або обсадної колони, що зменшує ймовірність виникнення будь-якого пошкодження. У звичайних пружинних центраторах використовуються стопорні муфти, встановлені на кожному кінці центратора і забезпечують підтримання центратора в певному положенні щодо труби при її введенні в стовбур свердловини і при її витягу із стовбура свердловини. Пружинний центратор може вільно переміщатися в межах, обумовлених конструкцією стопорних муфт. Пружинні центратори підходять не для всіх варіантів використання труб в стовбурі свердловини, і завдання удосконалення конструкції цент�тримає першу корпусні частина, другу корпусні частину, групу дугоподібних пружин, що з'єднують першу корпусні частина з другої корпусних частиною, і вікно, розташоване у першій корпусної частини. Центратор також може містити друге вікно у другій корпусної частини. Центратор також може містити третю корпусні частину, розташовану між першою частиною групи дугоподібних пружин і другою частиною групи дугоподібних пружин. Вікно може мати округлені кути, а група дугоподібних пружин може бути прикріплена з можливістю обертання до першої корпусної частини або до другої корпусної частини. Центратор також може містити спускаемую в стовбур свердловини трубу, поздовжньо розташовану всередині першої корпусної частини, другий корпусної частини, групи дугоподібних пружин, а також потовщення, розташоване у вікні на поверхні спускається в стовбур свердловини труби. Стопорні муфти, розташовані навколо спускається в свердловину труби для обмеження переміщень центратора, можуть бути відсутніми. Висота потовщення може дорівнювати висоті або бути менше висоти першої корпусної частини, другий корпусної частини або обох цих частин, а осьова довжина вікна може бути більше осьової довжини потовщення щонайменше на половину висоти дуг отноизобретения забезпечується спосіб, містить: забезпечення центратора, розташованого навколо спускається в стовбур свердловини труби, що має на своїй поверхні потовщення, причому центратор містить першу корпусні частину, другу корпусні частину, групу дугоподібних пружин, що з'єднують першу корпусні частина з другої корпусних частиною, і вікно, яке перебуває у першій корпусної частини, при цьому потовщення знаходиться всередині вікна; а також введення труби в стовбур свердловини, виконаної в підземному пласті. Потовщення може містити метал, сплав, полімер, композиційний матеріал або будь-яке поєднання перерахованих матеріалів. Стовбур свердловини може мати щонайменше одне обмеження з малим зазором, при цьому обмеження з малим зазором може представляти собою обмеження з різницею діаметрів кільцевого простору в межах від приблизно 1,5 дюйма до приблизно 0,125 дюйма. Наявність обмеження з малим зазором обумовлено наявністю гладкопроходного з'єднання, з'єднання «преміум» або будь-якого їх поєднання. Спускаемая в стовбур свердловини труба може представляти собою трубчасту колону, що містить безліч розташованих навколо неї центраторов. Група дугоподібних пружин може з можливістю обертання з'єднуватися з першо�енную між першою частиною групи дугоподібних пружин і другою частиною групи дугоподібних пружин. Спускаемая в стовбур свердловини труба може представляти собою обсадну трубу, бурову трубу, насосно-компресорної труби, колони гнучких насосно-компресорних труб або колони насосних штанг.

[0004] Згідно ще одного аспекту цього винаходу запропоновано спосіб, що включає в себе наступне: забезпечення спускається в стовбур свердловини труби; встановлення навколо спускається в стовбур свердловини труби центратора, що містить першу корпусні частину, другу корпусні частину, групу дугоподібних пружин, що з'єднують першу корпусні частина з другої корпусних частиною, і вікно, яке перебуває у першій корпусної частини; підготовку всередині вікна поверхні спускається в стовбур свердловини труби; покриття щонайменше частині спускової в стовбур свердловини труби всередині вікна формою для лиття під тиском; і введення композиційного матеріалу в простір між спускається в стовбур свердловини трубою і формою для лиття під тиском, щоб отримати потовщення. Спосіб також може включати в себе видалення форми для лиття під тиском і введення труби з встановленим на ній центратором у стовбур свердловини. Група дугоподібних пружин може з можливістю обертання з'єднуватися з першої корпусних частиною і з другої корп�тора в рамках способу, включає в себе наступне: забезпечення спускається в стовбур свердловини труби; встановлення навколо спускається в стовбур свердловини труби центратора, що містить першу корпусні частину, другу корпусні частину, групу дугоподібних пружин, що з'єднують першу корпусні частина з другої корпусних частиною, і вікно, розташоване у першій корпусної частини; підготовку всередині вікна поверхні спускається в стовбур свердловини труби; покриття щонайменше частині спускової в стовбур свердловини труби всередині вікна формою для лиття під тиском; і введення композиційного матеріалу в простір між спускається в стовбур свердловини трубою і формою для лиття під тиском, щоб отримати потовщення. Застосування центратора також може включати в себе видалення форми для лиття під тиском і введення труби з встановленим на ній центратором у стовбур свердловини. Група дугоподібних пружин може з можливістю обертання з'єднуватися з першої корпусних частиною і з другої корпусних частиною.

[0006] Ці та інші ознаки винаходу будуть більш зрозумілі по прочитанні нижчеподаного докладного опису, що супроводжується відповідними кресленнями та формулою винаходу.

Короткий опис креслень

[0007] Для більш повному�ками на супутні креслення і докладний опис винаходу.

[0008] На фіг.1 показана в розрізі система технічного обслуговування стовбура свердловини відповідно до варіанту здійснення винаходу.

[0009] На фіг.2 показаний вигляд центратора згідно варіанту реалізації заявленого винаходу.

[0010] На фіг.3 показаний вид центратора згідно з іншим варіантом реалізації заявленого винаходу.

[0011] На фіг.4 показаний вигляд центратора згідно ще одному варіанту реалізації заявленого винаходу.

[0012] На фіг.5 показаний вид центратора згідно ще одному варіанту реалізації заявленого винаходу.

[0013] На фіг.6 показано в розрізі з'єднання з можливістю обертання згідно варіанту реалізації заявленого винаходу.

[0014] На фіг.7 показаний центратор згідно ще одному варіанту реалізації заявленого винаходу.

[0015] На кресленнях і в наступному описі однакові деталі відзначені відповідними однаковими номерами позицій. Масштаб на кресленнях може не дотримуватися. Деякі ознаки винаходу можуть бути показані на кресленнях в перебільшеному масштабі або в деякому схематичному вигляді, а деякі дрібні деталі типових елементів для оптимального сприйняття інформації можуть бути не показані зовсім.

[0016] (Якщо не вказано �е взаємодія елементів один з одним, не передбачають обмеження способу взаємодії безпосереднім взаємодією між елементами також можуть припускати непряма взаємодія між елементами. У нижчеподаному описі і у формулі винаходу терміни «включає в себе», «містить» мають не обмежує сенс і повинні трактуватися як «містить, але не обмежується таким...». Слова і словосполучення просторової орієнтації «верх», «верхній», «вгору», «вище по потоку» і т. п. позначають напрямок до гирла свердловини, а слова і словосполучення «низ», «нижній», «вниз», «нижче по потоку» і т. п. позначають напрямок до вибою свердловини, незалежно від орієнтації свердловини в просторі. Різні вищезазначені характеристики, а також інші ознаки і характеристики, детально розкриті нижче, будуть зрозумілі фахівцям на підставі даного документа після прочитання докладного опису варіантів реалізації заявленого винаходу з посиланнями на такі, що додаються креслення.

[0017] В даному документі розкривається центратор для застосування зі спускової в стовбур свердловини трубою. Описаний тут центратор може прикріплятися до спускається в стовбур свердловини трубі за рахунок виконаного у першій корпу�ол свердловини, а не вштовхувати, як це відбувається з центраторами відомої конструкції. Можливість втягувати центратор в стовбур свердловини може зменшити силу страгивания при використанні центратора, що є перевагою порівняно з можливостями відомих центраторов. Крім того, наявність вікна з розташованим в ньому потовщенням, на відміну від особливостей застосування відомих стопорних муфт, дозволяє використовувати заявлений центратор в свердловинах з малим зазором. Крім того, заявлений центратор може оперативно встановлюватися на існуючі труби без необхідності використання спеціальних переводников. Центратор може встановлюватися за рахунок потовщення, що виконується безпосередньо у вікні, коли центратор встановлюється на спускається в стовбур свердловини трубі, наприклад, на ділянці існуючої обсадної колони. Цей спосіб виконання дозволяє встановлювати центратор на майданчику свердловини або за місцем промислу, на відміну від необхідності застосування спеціального виробничого обладнання та спеціальних переводников для прикріплення центраторов до спускається в стовбур свердловини трубі. Ці та інші переваги випливають з наведеного в даному документі опису винайдений�сположенная на поверхні 104 землі і встановлена над стовбуром 114 і навколо свердловини, пробуреної в підземному пласті 102 для вилучення з нього вуглеводнів. Стовбур 114 свердловини може бути пробурена в підземному пласті 102 із застосуванням будь-яких підходящих способів буріння. Стовбур 114 свердловини має вертикальну частину 116, відійшовшу, по суті, вертикально від поверхні 104 землі, похилу частину 136, що проходить під кутом до поверхні 104 землі, і переходи до горизонтальної частини 118. В інших експлуатаційних умовах весь стовбур свердловини або його частина можуть бути вертикальними, похилими і спрямованими під будь-яким підходящим кутом до поверхні землі, горизонтальними та/або вигнутими. Стовбур свердловини може бути новим, вже існуючих, прямим, боковим, многозабойним, може мати збільшену відхилення від осі свердловини або може бути іншого виду, і може призначатися для буріння і закінчування однієї або декількох зон видобутку. Крім того, стовбур може належати як видобувної свердловини, так і нагнітальний.

[0019] Обсадна колона 120 з центратором 200 може занурюватися у підземний пласт 102 для реалізації різних ремонтних або технологічних операцій протягом всього терміну експлуатації свердловини. На фіг.1 показано, що спускаемая в стовбур свердловини труба 120 являє собою обсаднтором 200 може бути будь трубою, призначеної для введення в стовбур свердловини, у тому числі, але не обмежуючись цим, бурової трубою, експлуатаційної трубою, штанговой колоною і колоною гнучких труб. Центратор 200 також може використовуватися для центрування різних переводников і ремонтних пристосувань. На фіг.1 показано, що спускаемая в стовбур свердловини труба 120 з центратором 200 вводиться в підземний пласт 102 типовим способом і може бути закріплена в стовбурі 114 свердловини шляхом заповнення цементом кільцевого простору 112 між трубчастої колоною 120 і стовбуром 114 свердловини.

[0020] Бурова установка 106 містить вишку 108 і підлогу 110, крізь який спускаемая в стовбур свердловини труба 120 проходить від бурової установки 106 вниз, у стовбур 114 свердловини. На буровій установці 106 є лебідка з електроприводом та інше відповідне обладнання для спуску обсадної колони 120 в стовбур 114 свердловини та її позиціонування на необхідній глибині. Скважинное обладнання, зображене на фіг.1, відноситься до стаціонарної буровій установці 106 для спуску і установки труби 120 з центратором 200 в стовбурі 114 свердловини наземного базування, однак для спуску в стовбур свердловини труби 120 з центратором 200 також можуть використовуватися пересувні бурові уста�т. п. Слід розуміти, що спускаемая в стовбур свердловини труба 120 з центратором 200 також може використовуватися в іншому скважинном обладнанні, наприклад в скважинном обладнанні морського базування.

[0021] В іншому скважинном обладнанні вертикальна, похила, або горизонтальна частини стовбура свердловини можуть бути обсадженими і зацементированними та/або не обсадженими. Наприклад, не обсаджена частина 140 може містити ділянку стовбура 114 свердловини, готовий для обсадження трубою 120. Центратор 200 може застосовуватися з насосно-компресорної колоною в обсаженном або не обсаженном стовбурі свердловини. Частина стовбура 114 свердловини може мати розширений ділянку. В даному документі поняття «розширення» відноситься до збільшення існуючого діаметру стовбура свердловини нижче існуючого ділянки, яка може бути обсаджений. Діаметр розширеної частини стовбура свердловини може бути більше діаметра частиною стовбура свердловини, розташованої вище по стовбуру свердловини. Таким чином, при спуску труби в стовбур свердловини ця колона може спочатку проходити через ділянку з меншим діаметром стовбура свердловини, за яким слід ділянку з збільшеним діаметром стовбура свердловини.

[0022] Незалежно від виду свердловинного обладнаний�ажини. Нижче наведено детальний опис центратора 200, який містить першу корпусні частина 202, другу корпусні частина 204 і групу дугоподібних пружин 206, з'єднують першу корпусні частина з другої корпусних частиною. Центратор призначений для центрування труби в стовбурі 114 свердловини (наприклад, обсадної колони 120) при її спуску в стовбур 114 свердловини. Розкритий в даному документі центратор 200 може використовуватися для проведення труби 120 через обмеження з малим зазором всередині стовбура 114 свердловини. Розкритий в даному документі центратор 200 може застосовуватися в стовбурах свердловин з малим зазором, в яких типові центратори з дуговими пружинами, використовують стопорні муфти, незастосовні.

[0023] Як показано на фіг.2, розкриту в цьому документі центратор 200 може застосовуватися в стовбурі 114 свердловини, має одне або кілька обмежень з малим зазором. Обмеження з малим зазором зазвичай означає обмеження, при якому внутрішній діаметр 158 каналу з обмеженням близький до зовнішнього діаметру 160 труби 120, інструменту або іншого свердловинного пристрої, що проходять через обмеження. Обмеження з малим зазором можуть бути обумовлені різними особливостями конструкції свердловини, такими як розумі� обсадних колон. Наприклад, переміщення обсадної колони 120 меншого діаметру через обсадну колону 162 більшого діаметра може створити обмеження з малим зазором між зовнішньою поверхнею 164 обсадної колони 120 меншого діаметру і внутрішньою поверхнею 166 обсадної колони 162 більшого діаметра. У таблиці 1 наведено приклади розмірів обсадних колон, які можуть призвести до обмежень з малим зазором всередині стовбура 114 свердловини.

ТАБЛИЦЯ 1
Приклади обмежень з малим зазором для обсадних колон
Розмір меншого діаметру обсадної колони (дюйми, см)проходить крізьРозмір великого діаметру обсадної колони (дюйми, см)
3,5 (8,89)4,5 (11,43)
4,5 (11,43)5,5 (13,97)
5 (12,70)6 (15,24)
5,5 (13,97)7 (17,78)
7 (17,78)8,5 (21,59)
7,625 (19,37)8,625 (21,91)
7,75 (19,69)8,5 (21,59)
9,625 (24,45)10,625 (26,99)
9,875 (25,08)10,625 (26,99)
10,75 (27,31)12 (30,48)
11,875 (30,16)13,375 (33,98)
13,375 (33,98)14,75 (37,47)
16 (40,64)17 (43,18)
20 (50,80)22 (55,88)

[0024] Характеристика обмеження в стовбурі 114 свердловини як обмеження з малим зазором може змінюватися в залежності від ряду факторів, які включають в себе (але не огранивающ�копроходних сполук або сполук, близьких до гладкопроходним; вага обсадної колони, встановлюється в стовбурі свердловини; наявність в стволі свердловини текучого середовища та/або твердих тіл і т. д. Дозволені зазори для різних стовбурів свердловин можуть відрізнятися. Поняття «різниця діаметрів кільцевого простору» в даному документі може застосовуватися для характеристики зазорів в стовбурі 114 свердловини і відноситься до загальної ширини кільцевого простору (тобто сума ширини 150 і ширини 151 кільцевого простору) при обмеженні з малим зазором. Різниця діаметрів кільцевого простору обчислюється як різниця між внутрішнім діаметром 158 обмежує каналу і зовнішнім діаметром 160 труби 120, проходить крізь обмеження. Обмеження з малим зазором може мати різницю діаметрів кільцевого простору приблизно 0,125 дюйма, приблизно 0,2 дюйма, приблизно 0,3 дюйма, приблизно 0,4 дюйма, приблизно 0,5 дюйма, приблизно 0,6 дюйма, приблизно 0,7 дюйма, приблизно 0,8 дюйма, приблизно 0,9 дюйма, приблизно 1,0 дюйма, приблизно 1,1 дюйма, приблизно 1,2 дюйма, приблизно 1,3 дюйма, приблизно 1,4 дюйма або приблизно 1,5 дюйма. Хоча використовується верхня межа, що становить приблизитеЈе або менше значення 1,5 дюйма в залежності від інших умов і факторів (включаючи, наприклад, фактор ризику/безпеки). Викривлення стовбура свердловини характеризує відхилення стовбура свердловини від прямолінійного каналу. Збільшення кривизни стовбура шахти скоріше за все спричинить за собою обмеження по малому допуску. Крім того, труба з гладкопроходними сполуками або сполуками, близькими до гладкопроходним, відноситься до труб без потовщень або з незначними потовщеннями на зовнішній поверхні, наприклад в місцях стикового з'єднання труб в стовбурі свердловини. Застосування гладкопроходних сполук або сполук, близьких до гладкопроходним, може створити обмеження з малим зазором на більшій частині труб. В кінцевому підсумку, вага труби в стовбурі свердловини може впливати як на гнучкість обсадної колони, так і на різницю діаметрів кільцевого простору між стінкою стовбура свердловини або внутрішньою поверхнею 166 обсадної колони 162 з великим діаметром (залежно від того, обсаджений стовбур 114 свердловини) і зовнішньою поверхнею 164 обсадної колони 120 з меншим діаметром. Застосування високоякісних обсадних труб і/або сполук «преміум» може вказувати на те, що різниця між внутрішнім і зовнішнім діаметрами труб невелика, і що в стовбурі 114 свердловини є ограни�атор 200 має першу корпусні частина 202, другу корпусні частина 204 і групу дугоподібних пружин 206, з'єднують першу корпусні частина 202 з другої корпусних частиною 204. Перша корпусні частина 202 і друга корпусні частина 204 можуть бути виконані із сталі або подібного високоміцного матеріалу. Перша корпусні частина 202 і друга корпусні частина 204 можуть бути виконані з композиційного матеріалу. Перша корпусні частина 202 і друга корпусні частина 204 можуть бути в цілому циліндричної форми і можуть мати внутрішній діаметр, відповідний обхвату по діаметру зовнішньої поверхні спускається в стовбур свердловини труби, до якої їх прикріплюють. Перша корпусні частина 202 і друга корпусні частина 204 можуть мати необхідну довжину 210, 212, обумовлену вимогами до механічним характеристикам центратора 200, з урахуванням конструкційного матеріалу, розміру і форми одного або більше вікон 208, розташованих щонайменше у першій корпусної частини 202. Детальний опис одного або більше вікон 208 наведено нижче. Довжина 210 першої корпусної частини 202 і довжина 212 другий корпусної частини 204 можуть бути однаковими або різними. Передня і/або задня кромки 214, 216 першої корпусної частини 202 та/або другої корпусної частини 204 можуть мати фаску або конічний скіс, щоб /p>

[0026] Перша корпусні частина 202 може з'єднуватися з другої корпусних частиною 204 групою дугоподібних пружин 206. Дугоподібні пружини 206 можуть бути виконані зі сталі (наприклад, з пружинної сталі), композиту або будь-якого іншого міцного матеріалу. Для з'єднання першої корпусної частини 202 з другої корпусних частиною 204 може використовуватися будь-яку кількість дугоподібних пружин 206. Кількість використовуваних дугоподібних пружин 206 може вибиратися виходячи з властивостей спускається в стовбур свердловини труби (наприклад, ваги, розміру, властивостей стовбура свердловини (наприклад, орієнтації, кривизни і т. д.), умов експлуатації (теплового режиму, агресивності середовища тощо) та/або різниці діаметрів кільцевого простору, наявний в обмеженнях з малим зазором. Кількість дугоподібних пружин 206 також можна вибрати для зменшення сили страгивания та/або сили опору при збільшенні поновлюючої сили, досяжною всередині стовбура свердловини. Дугоподібні пружини 206 зазвичай можуть проходити поздовжньо між першою корпусних частиною 202 і другий корпусних частиною 204. Однак можуть використовуватися додаткові види орієнтації в залежності від необхідного застосування центратора. Наприклад, можлива гвинтові та/�у першій корпусних частиною 202 і другий корпусних частиною 204, однак може використовуватися будь-яка відповідна форма (наприклад, із зворотним загином), що забезпечує наявність зазору до спускається в стовбур свердловини труби і необхідну відновлює силу. Кожна з дугоподібних пружин 206 може бути виконана з одних і тих же матеріалів, мати однакову форму і однакову орієнтацію. Кожна дугоподібна пружина або будь-яка комбінація з декількох дугових пружин може бути виконана з різних матеріалів, мати різну форму і різну орієнтацію.

[0027] Дугоподібні пружини 206 можуть з'єднуватися з першої корпусних частиною 202 і з другої корпусних частиною 204 відомими способами. Наприклад, дугоподібні пружини 206 можуть бути приварені, припаяні, прикріплені допомогою дифузійного зварювання, прикріплені за допомогою з'єднувача та/або можуть становити єдине ціле з першої корпусних частиною 202 і другий корпусних частиною 204. Дугоподібні пружини 206 можуть бути прикріплені до першої корпусної частини 202 та/або другої корпусної частини 204 з можливістю обертання. Кріплення дугоподібних пружин 206 до першої корпусної частини 202 та/або другої корпусної частини 204 може являти собою будь-яке з'єднання, що передбачає відносне переміщення елементів. Наприклад, дугообраз�иксирующей муфти. Фіксуюча муфта може містити кільце, що знаходиться на першій корпусної частини 202 та/або на другий корпусної частини 204, і відповідні канавки для фіксації, що знаходяться на кожній дугоподібної пружині 206 з групи таких. На фіг.6 показано, що група дугоподібних пружин 206 може бути з'єднана з муфтою 604, містить канавку 606 для фіксації, яка може стикуватися з кільцем 608, що знаходяться на першій корпусної частини 202 та/або другої корпусної частини 204. Одна або кілька дугоподібних пружин 206 та/або фіксуюча муфта може використовуватися з першої корпусних частиною 202, з другої корпусних частиною 204 та/або з однією або кількома корпусними частинами, розташованими між першою корпусних частиною 202 і другий корпусних частиною 204. Можливість обертання дугоподібних пружин 206 навколо поздовжньої осі щодо першої корпусної частини 202 та/або другої корпусної частини 204 і, отже, обертання щодо спускається в стовбур свердловини труби 120 може сприяти запобіганню пошкодження дугоподібних пружин 206 при повороті труби в стовбурі свердловини (наприклад, запобігання вигину дугоподібної пружини, відриву дугоподібної пружини від центратора і т. д.).

[0028] Як показано на фіг.3, для установколоженное в першій корпусної частини 202. Спускаемая в стовбур свердловини труба 120 може бути розташована подовжньо всередині центратора 200. Вікно 208, що розташована в першій корпусної частини 202, може представляти собою проріз у першій корпусної частини 202, забезпечує доступ крізь першу корпусні частина 202. Для зчеплення центратора 200 зі спускової в стовбур свердловини трубою 120 у вікні 208 може бути виконано потовщення 304. Вікно 208 може мати будь-яку форму, включаючи, але не обмежуючись цим, квадратну, прямокутну і овальну. Якщо вікно має форму з гострими кутами, дані кути можуть бути заокруглені для запобігання концентрації напруження при експлуатації. Наприклад, при використанні вікна прямокутної форми його внутрішні кути можуть бути заокруглені. Розмір вікон вибирають так, щоб забезпечити можливість виконання потовщення достатнього розміру для забезпечення механічного зчеплення між центратором 200 і спускається в стовбур свердловини трубою 120. Перша корпусні частина 202 може мати кілька вікон 208. І перша корпусні частина 202, і друга корпусні частина 204 можуть мати одне або кілька вікон 208.

[0029] центраторе, показаному на фіг.4, між першою частиною 404 групи дугоподібних пружин і другою частиною 406 групи дугоподібних пружин є т�ї корпусних частиною 204. Перша частина 404 групи дугоподібних пружин і друга частина 406 групи дугоподібних пружин може з'єднуватися з проміжною частиною 402 будь-яким з розкритих тут способів. При установці центратора на спускається в стовбур свердловини трубі 120 проміжна частина 402 може містити одне або кілька вікон з розташованими в них відповідними потовщеннями, хоча на фіг.4 це не показано. Вікно, розташоване в проміжній частині 402, може служити для запобігання обертання навколо останньої спускається в стовбур свердловини труби 120. Для забезпечення незалежного поздовжньо-осьового обертання першої частини 404 групи дугоподібних пружин і/або другої частини 406 групи дугоподібних кільцевих пружин навколо спускається в стовбур свердловини труби 120 перша частина 404 групи дугоподібних пружин і/або друга частина 406 групи дугоподібних кільцевих пружин може з'єднуватися з проміжною частиною 402 з можливістю обертання. Може використовуватися будь-яка конфігурація, що дозволяє забезпечити відносне обертання між однією або декількома частинами дугоподібних пружин і однією або кількома корпусними частинами центратора, наприклад згідно опису з посиланням на фіг.6. Зрозуміло, що, хоча зображена третя корпусні частина 402� частинами групи дугоподібних пружин може розташовуватися будь-яку кількість додаткових корпусних частин центратора 200, застосування яких може дозволити використовувати додаткові групи дугоподібних пружин для забезпечення необхідних характеристик центратора, таких як сила страгивания, сила відновлення і сила опору. Застосування декількох корпусних частин центратора 200, дозволяють використовувати додаткові дугоподібні пружини між першою корпусних частиною 202 і другий корпусних частиною 204, може збільшити силу відновлення без відповідного збільшення сили страгивания, що дозволяє досягати бажаних властивостей на основі конструкції центратора 200.

[0030] На фіг.3 показано, що для забезпечення механічного зчеплення центратора 200 зі спускової в стовбур свердловини трубою у вікні 208 може розташовуватися потовщення 304. Дане потовщення 304 в загальному випадку може мати форму, відповідну і/або комплементарну формі вікна 208, в якому воно розташоване. У цьому документі прийнято, що висота потовщення відповідає відстані, на яку воно видається від спускається в стовбур свердловини труби, довжина потовщення відповідає його протяжності в поздовжньому напрямку спускається в стовбур свердловини труби, а ширина потовщення відповідає його довжині в напрямку, перпендикулярн�, � якому потовщення розташоване. Розмір потовщення 304 може вибиратися на основі матеріалу і способу його виготовлення і в загальному випадку може мати розміри, що відповідають розміру вікна, в якому воно розташоване. Механічні характеристики потовщення 304 можуть залежати від загальної площі поверхні між потовщенням 304 і спускається в стовбур свердловини трубою 120, від висоти потовщення 304 і від складу потовщення 304. Наприклад, якщо потовщення 304 виконано з композиційного матеріалу, сила зчеплення між композиційним матеріалом і спускається в стовбур свердловини трубою 120 може визначатися загальною площею поверхні між потовщенням 304 і спускається в стовбур свердловини трубою 120. Сторони потовщення 304 і вікна 208 можуть бути, по суті, перпендикулярні до поздовжньої осі центратора 200, що забезпечує взаємодію між поверхнями на більшій площі, а також дозволяє додається до потовщення силі бути, по суті, тангенціальною відносно поверхні спускається в стовбур свердловини труби. Нижче описані інші особливості геометрії потовщення.

[0031] Розмір потовщення 304 і відповідного вікна 208, в якому воно розташоване, може вибиратися таким чином, щоб при стисненні і повернення в необроблений состояниаправлении та/або поверталися щодо спускається в стовбур свердловини труби 120. Як показано на фіг.5, стиснення дугоподібних пружин 306 радіально всередину призводить до подовжньому подовження відстані 512 між першою корпусних частиною 202 і другий корпусних частиною 204, при цьому збільшується загальна довжина центратора 200. Подовження центратора 200 приблизно дорівнює або більше радіального відстані 506, яке проходить дугоподібна пружина 206 при стисненні. Щоб забезпечити це поздовжнє зміщення, вікно 208 може мати таку конструкцію, при якій сума відрізків 504 і 508 дорівнює або більше найбільшого радіального відстані 506 зсуву групи дугоподібних пружин 206, або більше відстані. Для забезпечення технологічних зазорів при зчепленні центратора 200 зі спускової в стовбур свердловини трубою 120 сума відстаней 504 і 508 може бути приблизно на 5-10% більше відстані 506.

[0032] центраторе, представленому на фіг.7, вікно 702 в першій корпусної частини 202 та/або вікно 704 у другій корпусної частини 204 може мати розміри, що забезпечують можливість переміщення в поздовжньому напрямку і/або напрямку повороту. Відстань 710 у першій корпусної частини 202 може бути більше ширини 710 потовщення 706, та/або відстань 712 у другій корпусної частини 204 може бути більше ширини 714 потовщення 708. Такі в стовбур свердловини труби 120, яким може супроводжуватися поздовжнє переміщення центратора 200 щодо спускається в стовбур свердловини труби 120. Центратор 200 може мати одне або кілька вікон, розміри яких дозволяють корпусної частини центратора повертатися щодо потовщення на додаток до можливості обертання при з'єднанні однієї чи більше дугоподібних пружин 206 з однієї або більше корпусними частинами центратора. Можливість обмеженого обертального руху центратора навколо спускається в стовбур свердловини труби 120, забезпечена відповідними розмірами одного або декількох вікон і одного або декількох відповідних потовщень, може допомогти запобігти пошкодженню центратора 200 при його проходженні через стовбур свердловини (наприклад, при проходженні через обмеження з малим зазором).

[0033] На фіг.5 показано, що центратор 200 затягується в стовбур свердловини в результаті взаємодії потовщень 514, 516 і вікна 208. Наприклад, центратор 200 може затягуватися в стовбур свердловини при просуванні в стовбурі свердловини труби 120 в результаті взаємодії нерухомо з'єднаний з трубою 120 потовщення 514 з крайкою 518 вікна 208 в першій корпусної частини 202. Аналогічним чином, центратор 200 може витягуватися стовбура ск�рой корпусної частини 204. Для затягування центратора 200 в стовбур свердловини відстань 510 повинно бути менше відстані 504. У варіантах реалізації винаходу, в яких вікна виконані як у першій корпусної частини 202, так і в другій корпусної частини 204, для забезпечення протягування центратора 200 в стовбурі свердловини в протилежному напрямку відстань 502 повинно бути менше відстані 508. Порівняно з проштовхуванням центратора 200 в стовбур свердловини, протягування центратора 200 в стовбур свердловини вимагає меншої сили страгивания для введення центратора 200 обмеження (наприклад, обмеження з малим зазором). Сила страгивания, загалом, являє собою силу, необхідну для введення центратора всередину стовбура свердловини та/або всередину обсадної колони або іншого трубчастого елемента, розташованого в стволі свердловини. Протягування центратора 200 може зменшити силу страгивания, так як при цьому забезпечується радіальний стиск дугоподібних пружин і не відбувається поздовжнього стиснення, як при проштовхуванні центратора в канал з обмеженням. Протягування центратора 200 при просуванні всередині стовбура свердловини також може мати перевагу, що полягає в запобіганні потенційного пошкодження та/або сплющивания центратора 200 вак показано на фіг.2, висота 152 першої корпусної частини 202, другий корпусної частини 204 та/або потовщення 304 може змінюватись в залежності від ширини кільцевого простору, наявного між спускається в стовбур свердловини трубою і стінкою стовбура свердловини або внутрішньою поверхнею 166 обсадної колони в залежності від того, обсаджений стовбур свердловини. З урахуванням зазорів, наявних усередині стовбура свердловини, оператор бурової установки може задати мінімальний допуск для простору між найбільш віддаленою поверхнею 168 спускається в стовбур свердловини труби 120 з встановленим на ній центратором 200 і внутрішньою поверхнею 166 стовбура свердловини або обсадної колони, розташованої в стовбурі свердловини. З урахуванням цього допуску висота першої корпусної частини 202, другий корпусної частини 204 та/або потовщення може бути менше різниці діаметрів кільцевого простору за вирахуванням допуску, заданого оператором бурової установки. Допуск може становити приблизно від 0,1 дюйма до приблизно 0,2 дюйма. Як варіант, можуть бути дозволені тільки допуски, заявлені виробником труб і регламентуються промисловими стандартами (наприклад, стандартами Американського Нафтового Інституту (American Petroleum Institute, API), що діють при виготов�каемой в стовбур свердловини труби 120, і допуск по зсуву внутрішнього діаметра при наявному в стовбурі свердловини обмеження з малим зазором (наприклад, у разі обсадної труби, через яку переміщується спускаемая в стовбур свердловини труба з центратором). Мінімальна висота першої корпусної частини 202, другий корпусної частини 204 та/або потовщення 304 може визначатися на основі конструктивних і механічних характеристик першої корпусної частини 202, другий корпусної частини 204 та/або потовщення 304. Перша корпусні частина 202, друга корпусні частина 204 і потовщення 304 можуть мати однакову висоту або різну висоту. Висота відповідних парних елементів «потовщення - корпусні частину в загальному випадку може бути аналогічною, що зумовлює достатню взаємодія між потовщенням і кромкою вікна в корпусної частини для забезпечення необхідної сили затягування в стовбур свердловини як одного центратора 200, так і центратора 200 спільно з додатковими парами типу «потовщення-вікно». Висота потовщення 304 може бути менше висоти першої корпусної частини 202, другий корпусної частини 204 або обох цих частин або може дорівнювати висоті цих частин.

[0035] Потовщення 304 може містити будь-який матеріал, здатний фіксувати центратор 200 на трубі 120 про�кераміку, смолу, епоксид або будь-яке їх поєднання. Потовщення 304 може бути виконано в вікні за допомогою будь-якої відомої технології обробки необхідних матеріалів, наприклад, за допомогою полум'яного напилення, металізації, плавлення, пайки, дифузійного зварювання, лиття, формування, затвердження або будь-якого їх поєднання.

[0036] Потовщення може містити композиційний матеріал, який може представляти собою смолу на керамічній основі, включаючи, але не обмежуючись цим, типи матеріалу, розкриті в американських патентних заявках US 2005/0224123 А1 під назвою «Складовою центратор» [Integral Centraliser], опублікованій 13 жовтня 2005 р., і US 2007/0131414 A1 під назвою «Спосіб виготовлення центраторов для центрування обсадної колони на щільній посадці в свердловині» [Method for Making Centralizers for Centralising a Tight Fitting Casing in a Borehole], опублікованій 14 червня 2007 р. Наприклад, смолистий матеріал може містити зв'язувальні речовини, такі як клейкі та інші тверді компоненти. Компоненти змішуються зі смолистим матеріалом, можуть містити затверджувач, прискорювач або ініціатор затвердіння. Крім того, композиційний смолистий матеріал на керамічній основі може містити каталізатор тверднення композиційного смолистої матер�поненти суміші композиційного матеріалу можуть хімічно активізуватися під дією ініціатора затвердіння. Зокрема, композиційний матеріал може містити отверждаемую смолу і керамічний дисперсний наповнювач, включаючи в деяких випадках подрібнене вуглецеве волокно. Композит з смол може характеризуватися високою механічною міцністю, високим ступенем поверхневої адгезії і опором стирання.

[0037] Композиційний матеріал може вводитися перед литтям під тиском або перед формуванням у вигляді вихідного матеріалу, що складається з двох окремих частин, для примешивания в процесі лиття під тиском або формування, в результаті чого відбувається реакція з участю всіх компонентів. Дані реакції можуть регулюватися каталізатором, причому компоненти в окремих двох частинах композиційного матеріалу не вступають в реакцію, поки не опиняться разом за певних умов лиття під тиском і/або формування. Таким чином, одна частина вихідної речовини, що складається з двох окремих частин, може містити активатор, ініціатор та/або каталітичний компонент, призначений забезпечувати, ініціювати та/або сприяти протіканню реакції всієї суміші. Належний баланс компонентів при формуванні може досягатися шляхом застосування змішування з предв�ол свердловини трубі за допомогою розміщення центратора на трубі і розташування потовщення всередині вікна у першій корпусної частини і/або другою корпусної частини. Таким чином, формування потовщення безпосередньо на місці застосування центратора може здійснюватися послідовно у два етапи. Потовщення з композиційного матеріалу може виконуватися безпосередньо на трубі шляхом формування. При цьому доступ до поверхні труби здійснюється через вікно, і ця поверхня може бути оброблена відомими способами очищення та/або підготовки до зчеплення композиційного матеріалу з спускається в стовбур свердловини трубою. Поверхня труби може бути металевою, наприклад сталевий. Поверхня прикріплення може бути підготовлена шляхом шліфування наждачним папером, піскоструминної обробки, дробоструминної обробки, хімічної обробки, термічної обробки або будь-яким іншим способом зачистки поверхні для зчеплення композиційного матеріалу з спускається в стовбур свердловини трубою. Після підготовки даної поверхні вона може характеризуватися хвилястістю, шорсткістю або іншого виду огрублением мікроскопічного та макроскопічного масштабу, що забезпечує велику площу поверхні необхідні властивості даної поверхні для поліпшення зчеплення між поверхнею і смолистим композиційним матеріалом.

[0039] вующую конфігурацію для виконання потовщення необхідної форми і необхідної висоти. На поверхню форми для лиття під тиском, що контактує з спускається в стовбур свердловини трубою, може бути завдано сполучний матеріал. Зрозуміло, що описаний в цьому документі сполучний матеріал може містити будь-який підходящий матеріал або пристрій, включаючи, але не обмежуючись цим, клейкі стрічки, клеї та/або тверді матеріали, наприклад вулканизирующийся при кімнатній температурі силікон. Форма для лиття під тиском може бути ущільнена щодо підготовленої всередині вікна поверхні. Після такого загального ущільнення щодо підготовленій поверхні в простір між формою для лиття під тиском і підготовленою поверхнею через спеціальний отвір у формі може вводитися описаний в цьому документі композиційний матеріал, з якого на поверхні труби, що спускається в стовбур свердловини, формується потовщення.

[0040] Композиційний матеріал може отверждаться та/або застигати. Наприклад, при використанні застивающей під дією тепла смоли може використовуватися для нагрівання термічної активації застигання, чи може знадобитися деякий проміжок часу, достатній для затвердіння композиційного матеріалу. Після достатерметизирована і знята з труби. Труба з встановленим на ній центратором потім може бути введена в стовбур свердловини.

[0041] На одній або більше спускають в стовбур свердловини трубчастих секціях може використовуватися кілька центраторов. Кілька трубчастих секцій, з'єднаних між собою, становлять трубчасту колону, що вводиться в стовбур свердловини. Наприклад, спускаемая в стовбур свердловини трубчаста колона може представляти собою обсадну колону, що вводиться в стовбур свердловини для цементування. Обсадна колона може проходити через стовбур свердловини до того, як буде зацементована перша обсадна колона цементування, або обсадна колона може проходити через одну або кілька вже зацементированних в стовбурі свердловини обсадних колон. Спускаемая в стовбур свердловини трубчаста колона може містити з'єднання «преміум», гладкопроходное з'єднання та/або сполуки, близькі до гладкопроходному. На шляху трубчастої колони через стовбур свердловини або через зацементовані у стовбурі свердловини обсадні колони може бути одне або більше обмеження з малим зазором. Для центрування трубчастої колони при спуску в стовбур свердловини може використовуватися кілька центраторов, розкритих у цьому документі. Кількість цін�властивості кожного центратора (наприклад, сила відновлення, сила страгивания і сила опору і т. д.), властивості труби (наприклад, розмір, маса і т. д.) і властивості стовбура свердловини, через який проходить труба (наприклад, різниця діаметрів кільцевого простору, викривлення, орієнтація стовбура свердловини тощо). Для визначення кількості і типів центраторов на основі різних вищевказаних вхідних даних може використовуватися програма проектування свердловини. Кількість центраторов на спускається в стовбур свердловини трубі і відстані між ними можуть змінюватися протягом довжини труби в залежності від розрахункових умов в стовбурі свердловини.

[0042] На спускається в стовбур свердловини трубчастої колоні за рахунок застосування потовщень, розташованих в кожному вікні, може встановлюватися безліч центраторов, що містять першу корпусні частину, другу корпусні частину, групу дугоподібних пружин, що з'єднують першу корпусні частина з другої корпусних частиною, і щонайменше одне вікно в першій корпусної частини. Трубчаста колона потім може бути спущена в стовбур свердловини, розташованої в підземному пласті. Стовбур свердловини може містити принаймні одне обмеження з малим зазором.

[0043] В даному документі розкрито по меньшейполнить зміни, поєднання і/або модифікації варіанту (варіантів) і/або ознаки (ознак заявленого винаходу, не виходячи за межі розкритої у цьому документі. Інші варіанти реалізації заявленого винаходу, отримані в результаті поєднання, об'єднання та/або виключення ознак одного чи кількох варіантів реалізації заявленого винаходу, також входять в обсяг правової охорони цього винаходу. Мається на увазі, що всі згадувані явно зазначені числові області та межі числових значень включають діапазони і межі послідовності числових значень того ж порядку, що містяться в межах явно зазначених числових областей і меж (наприклад, числова область «приблизно 1-10» включає ряд значень 2, 3, 4 і т. д.; числова область «більше 0,10» включає ряд значень 0,11, 0,12, 0,13 і т. д.). Наприклад, до будь-якого описуваного числового ряду з нижньою межею Rlі верхньою межею Ruвідносяться всі числа, які потрапляють у межі зазначеної числовий області. Зокрема, в дану область потрапляють всі числа наступного виду: R=Rl+k*(Ru-Rl), де k є змінною, що змінюється від 1 відсотка до 100 відсотків з кроком 1 відсоток, тобто k висловлює ряд числових зна... 95 відсотків, 96 відсотків, 97 відсотків, 98 відсотків, 99 відсотків або 100 відсотків. Крім того, будь-яка числова область, задана двома числами R, визначається як вище, також явно визначена. Використання терміна «опціонально» стосовно будь-якого ознаки формули винаходу означає, що для того чи іншого ознаки формули винаходу обидва варіанти - наявність або, в іншому випадку, відсутність даного елемента - в рівній мірі вірні. Слід розуміти, що використання більш широко трактованих ознак - наприклад, «містить», «включає в себе» і «має», забезпечує підтримку більш вузько трактованих ознак - наприклад, «складається з», «фактично складається з» і «по суті складається з». Відповідно, обсяг правової охорони не обмежується викладеним вище описом, а визначається нижченаведеною формулою винаходу, при цьому вказаний обсяг включає в себе всі еквіваленти об'єкта формули винаходу. Всі без винятку пункти формули входять до складу даного опису винаходу і відповідають одному або кільком варіантам реалізації цього винаходу.

1. Центруюча система, що містить:
центратор, що включає в себе:
- першу корпусні частина;
- другу корпусні частина;
- груп�ве в першій корпусної частини,
спускаемую в стовбур свердловини трубу, поздовжньо розташовану всередині першої корпусної частини, другий корпусної частини і групи дугоподібних пружин, та
потовщення, розташоване на поверхні спускається в стовбур свердловини труби і всередині вікна, причому ширина вікна така, що вона більше ширини потовщення і забезпечує можливість обертального руху центратора навколо спускається в стовбур свердловини труби щодо зазначеного потовщення.

2. Система п. 1, яка відрізняється тим, що додатково містить друге вікно, розташоване у другій корпусної частини.

3. Система п. 1 або 2, який відрізняється тим, що додатково містить третю корпусні частину, розташовану між першою частиною групи дугоподібних пружин і другою частиною групи дугоподібних пружин.

4. Система по кожному з п. 1 або 2, який відрізняється тим, що вікно має округлені кути.

5. Система по кожному з п. 1 або 2, який відрізняється тим, що група дугоподібних пружин з'єднана з першої корпусних частиною або з другої корпусних частиною з можливістю обертання.

6. Система по кожному з п. 1 або 2, який відрізняється відсутністю стопорних муфт для обмеження переміщення центратора, розташованих навколо спускається в свердловину труби.

7. другий корпусної частини або обох цих частин.

8. Система п. 1, яка відрізняється тим, що осьова довжина вікна більше осьової довжини потовщення, принаймні, на половину висоти дуг над зовнішнім діаметром спускається в свердловину труби.

9. Система п. 1, яка відрізняється тим, що потовщення містить метал, сплав, полімер, композиційний матеріал або будь-яке їх поєднання.

10. Спосіб, містить:
забезпечення центратора, розташованого навколо спускається в стовбур свердловини труби, що має на своїй поверхні потовщення, причому центратор містить:
першу корпусні частина;
другу корпусні частина;
групу дугоподібних пружин, що з'єднують першу корпусні частина з другої корпусних частиною;
вікно, що знаходиться в першій корпусної частини;
при цьому потовщення знаходиться всередині вікна, а ширина така, що вона більше ширини потовщення і забезпечує можливість обертального руху центратора навколо спускається в стовбур свердловини труби щодо зазначеного потовщення;
введення труби в стовбур свердловини, розташований в підземному пласті.

11. Спосіб за п. 10, відрізняється тим, що потовщення містить метал, сплав, полімер, композиційний матеріал або будь-яке їх поєднання.

12. Спосіб за п. 10 або 11, відрізняється тим, що стовбур свердловини соие з малим зазором являє собою обмеження з різницею діаметрів кільцевого простору, складової від приблизно 1,5 дюйма до приблизно 1,125 дюйма.

14. Спосіб за п. 12, відрізняється тим, що обмеження з малим зазором обумовлено наявністю гладкопроходного з'єднання, з'єднання «преміум» або будь-яка їх комбінація.

15. Спосіб за п. 10, відрізняється тим, що спускаемая в стовбур свердловини труба являє собою трубчасту колону, при цьому трубчаста колона додатково містить кілька розташованих навколо неї центраторов.

16. Спосіб за п. 10, відрізняється тим, що групу дугоподібних пружин з'єднують з першою корпусних частиною і з другої корпусних частиною з можливістю обертання.

17. Спосіб за п. 10, відрізняється тим, що центратор додатково містить третю корпусні частину, розташовану між першою частиною групи дугоподібних пружин і другою частиною групи дугоподібних пружин.

18. Спосіб за п. 10, відрізняється тим, що спускаемая в стовбур свердловини труба являє собою обсадну трубу, бурову трубу, гнучку насосно-компресорної трубу, експлуатаційну колону або колони насосних штанг.

19. Спосіб, містить:
забезпечення спускається в стовбур свердловини труби;
встановлення центратора навколо спускається в стовбур свердловини труби, при цьому центрат�першу корпусні частина з другої корпусних частиною; і
вікно, що знаходиться в першій корпусної частини;
підготовку всередині вікна поверхні спускається в стовбур свердловини труби; покриття, щонайменше, частини зовнішньої поверхні спускається в стовбур свердловини труби всередині вікна формою для лиття під тиском;
введення композиційного матеріалу в простір між спускається в стовбур свердловини трубою і формою для лиття під тиском з отриманням потовщення.

20. Спосіб за п. 19, відрізняється тим, що додатково містить: видалення форми для лиття під тиском;
введення труби з встановленим на ній центратором у стовбур свердловини.

21. Спосіб за будь-яким із пп. 19 або 20, відрізняється тим, що групу дугоподібних пружин з'єднують з першою корпусних частиною і з другої корпусних частиною з можливістю обертання.

22. Застосування центратора в способі, що включає в себе:
забезпечення спускається в стовбур свердловини труби;
встановлення центратора навколо спускається в стовбур свердловини труби, при цьому центратор містить:
першу корпусні частина;
другу корпусні частина;
групу дугоподібних пружин, що з'єднують першу корпусні частина з другої корпусних частиною;
вікно, що знаходиться в першій корпусної частини;
підготовку всередині вікна поверхн�твол свердловини труби всередині вікна формою для лиття під тиском; і
введення композиційного матеріалу в простір між спускається в стовбур свердловини трубою і формою для лиття під тиском з отриманням потовщення.

23. Застосування п. 22, відрізняється тим, що додатково містить:
видалення форми для лиття під тиском;
введення труби з встановленим на ній центратором у стовбур свердловини.

24. Застосування п. 22 або 23, відмінне тим, що група дугоподібних пружин з'єднана з першої корпусних частиною і з другої корпусних частиною з можливістю обертання.



 

Схожі патенти:

Розширювач стовбура свердловини

Винахід відноситься до області бурової техніки, а саме до пристроїв для збільшення діаметра свердловин в заданому інтервалі. Розширювач стовбура свердловини містить центратор, корпус з центральним прохідним каналом і пазами, лопаті, забезпечені породоруйнуючими елементами і виступами у формі зубів, закріплені в пазах корпусу з можливістю висунення, і механізм висунення лопатей в робоче положення, порожнистий вал з верхньої різьбою для з'єднання зі свердловини обладнанням, боковим отвором і нижній втулкою, розміщений в прохідному каналі корпусу з фіксацією від проворота щодо корпусу, причому лопаті обладнані хвостовиками, взаємодіючими з втулкою порожнього вала при висуванні лопатей в робоче положення, і пристрій для стопоріння лопатей в неробочому положенні, містить радіально пружні кільцеві сегменти. Хвостовики виконані у вигляді радіальних поршнів, вставлених у корпус з можливістю обмеженого радіального переміщення під дією внутрішнього надлишкового тиску завдяки встановленим зсередини кільцевих сегментів і встановленими зовні лопат. Хвостовики виконані з можливістю взаємодії з порожнистої втулкою вала через кількість�вічність розширювача. 4 іл.

Протектолайзер для захисту силового кабелю подовжувача в свердловині

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної галузі і може бути використане для захисту силового кабелю насоса від механічних пошкоджень в процесі спуску-підйому підвіски насосно-компресорних труб з установкою электроцентробежного насоса у вертикальних, похило спрямованих та горизонтальних свердловинах. Технічним результатом є підвищення надійності кріплення протектолайзера на шийці насоса, підвищення терміну служби протектолайзера і підвищення універсальності протектора. Протектолайзер містить двухдетальний корпус, роз'ємне замкове з'єднання з кріпильними елементами і захисний хомут. Двухдетальний корпус складається з шарнірно зчленованих між собою корпусу і скоби, виконаних з можливістю посадки на циліндричну, так і на шестигранну частина шийки насоса. Крім того, корпус і скоба протектолайзера містять змінні зносостійкі опори, які фіксуються в скобі стопорними кільцями і дозволяють змінювати посадковий розмір протектолайзера під шийку насоса. Захисний хомут одним кінцем кріпиться до корпусу за допомогою осі, а другим кінцем - фланцевим болтом, оснащений пружинним стопором. Роз'ємне замкове з'єднання виконано у вигляді відкидного болта �

Блок центрування насосних штанг

Винахід відноситься до області машинобудування і може бути використане в експлуатаційних свердловинах для центрування колони насосних штанг. Блок центрування насосних штанг містить верхній центратор і муфту, закріплену з одного боку до верхнього центратору. З іншого боку муфти закріплений аналогічний верхньому центратору нижній центратор. Причому в кріпильні різьбові деталі верхнього і нижнього центраторов вставлені ребра спеціально вигнутих планок, зовнішній діаметр яких більше внутрішнього діаметра насосно-компресорних труб. На кінцях кріпильних різьбових деталей встановлені стопорні гайки. Застосування планок в конструкції запропонованого блоку центрування насосних штанг дозволить виключити провертання центраторов в НКТ, забезпечить концентричное розміщення КНШ в НКТ. Технічним результатом винаходу є створення конструкції, що дозволяє центрировть обертальну колону співвісно з внутрішньою стінкою труб НКТ, збільшення надійності обладнання, виключення можливості провертання центратора в НКТ. 1 іл.

Виброгаситель-калібратор

Винахід відноситься до буріння нафтових і газових свердловин, а саме до пристроїв для гасіння коливань низу бурильної колони та калібрування стовбура свердловини. Технічним результатом є підвищення ефективності гасіння поздовжніх коливань, що діють на компонування низу бурильної колони (КНБК), і калібрування стовбура свердловини. Виброгаситель-калібратор містить корпус і калібруючу втулку. Корпус перфоровано у поздовжньому і окружному напрямках з утворенням пазів на зовнішній поверхні. Калибрующая втулка має відповідні пази на внутрішній поверхні, а з зовнішньої поверхні, між пазами, запаяні твердосплавні ребра. Корпус і втулка перфоровані наскрізь у формі призматичних пазів, тим самим утворюють пази обойми, які встановлені сталеві кулі. Діаметр куль збільшується, а відстань до наступного кулі зменшується в поздовжньому напрямку виброгасителя-калібратора знизу вгору. 2 з.п. ф-ли, 2 іл.

Центратор для гидропескоструйного перфоратора

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до фіксуючим пристроїв перфоратора. Технічним результатом є підвищення ефективності роботи перфоратора за рахунок надання витікаючим з нього струменям постійного напрямку. Центратор для гидропескоструйного перфоратора містить порожнистий корпус, розташований в ньому штовхач, який взаємодіє з розташованим під ним підпружиненим знизу поршнем, встановленим у склянці, і важелі-фіксатори, розміщені на поршні і встановлені з можливістю повороту. У верхній частині склянки виконана проточка, на якій встановлено з можливістю поздовжнього переміщення опорне кільце, що взаємодіє верхньою частиною з важелями-фіксаторами, а нижньою частиною спирається на пружне кільце. У верхній частині поршня виконані отвори для встановлення у них важелів-фіксаторів. Кожна проріз являє собою дві паралельні внутрішні поверхні із співвісними отворами. У кожному отворі виконаний виріз. На одному з кінців важеля-фіксатора виконані симетрично розташовані тверді циліндричні елементи з виконаними на кожному з них діаметрально протилежними лисками. Довжина хорди вирізу отверстийского елемента важеля-фіксатора, а протилежний кінець важеля-фіксатора має можливість взаємодії з обсадною трубою. 2 з.п. ф-ли, 6 іл.

Калібратор стовбура свердловини

Винахід відноситься до опорно-центруючих пристроїв, використовуваних у компоновці низу бурильної колони при наклоннонаправленном бурінні нафтових і газових свердловин. Забезпечує зменшення сальникообразования, підвищення швидкості промивної рідини в затрубном просторі і механічної швидкості буріння. Калібратор стовбура свердловини включає верхню і нижню приєднувальні різьби, внутрішній канал для підведення промивної рідини до вибою, лопаті з армованими робочими поверхнями, розділені між собою промивальними пазами, з внутрішнього каналу в цих пазах виконані канали для додаткового нагнітання піднімається з боку вибою промивальної рідини під гострим кутом до осі з соплом-насадкою на кінці або без такої. Канали для додаткового нагнітання промивної рідини виконані в два або більше ярусів один над іншим в одному або більше промивальних пазах. З внутрішнього каналу калібратора може бути виведений один або більше каналів додаткового нагнітання в затрубний простір піднімається з забою промивної рідини в напрямку верхнього торця в площині симетрії лопаті під гострим кутом в межах 26°-30° до твірної циліндричної

Пристрої з покриттям для експлуатації нафтової і газової свердловини

Винахід відноситься до застосування покриттів в устаткуванні, що використовується при експлуатації нафтової і газової свердловини. Запропоновані покриття з композиційного матеріалу на основі фулерену або з алмазоподобного вуглецю або їх сполучень, що володіють твердістю понад 1000 одиниць по Віккерсу і мають коефіцієнт тертя менше або дорівнює 0,15, що використовуються в якості захисного покриття обладнання для нафтової і газової свердловини, що включає одне або більше циліндричних тіл, чи обладнання для нафтової і газової свердловини, що включає одне або більше тіл, за винятком бурового долота. Застосування запропонованих покриттів забезпечує зменшення тертя, зносу, корозії, ерозії та утворення відкладень на пристроях, експлуатованих в нафтовій і газовій свердловині при будівництві і закінчуванні свердловини, а також при видобутку нафти і газу. 4 н. і 32 з.п. ф-ли, 26 іл.

Протектолайзер для захисту силового кабелю подовжувача в свердловині

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної галузі, зокрема до пристроїв захисту силового кабелю насоса від механічних пошкоджень. Технічним результатом є підвищення універсальності і надійності кріплення протектолайзера на шийці насоса. Протектолайзер містить двухдетальний корпус і роз'ємне замкове з'єднання з кріпильними елементами. Двухдетальний корпус складається з шарнірно зчленованих між собою корпусу з кабельним каналом і скоби, виконаних з можливістю посадки на циліндричну, так і на шестигранну частина шийки насоса. Крім того, корпус і скоба протектолайзера оснащені змінними зносостійкими опорами, які фіксуються в скобі стопорними кільцями і дозволяють змінювати посадковий розмір протектолайзера під шийку насоса. Корпус протектолайзера в кабельному каналі оснащений компенсуючої опорою для регулювання розміру вікна. Роз'ємне замкове з'єднання виконано у вигляді відкидного болта і гайки, оснащеної від неконтрольованого згвинчування пружинним стопором. 1 з.п. ф-ли, 5 іл.

Центратор бурильного інструменту

Винахід відноситься до буріння свердловин, зокрема до опорно-центруючих елементів бурильної колони. Технічним результатом є збільшення ефективності роботи запропонованого центратора за рахунок розширення спектру амплітудно-частотних характеристик демпфируемих коливань. Центратор бурового інструменту включає корпус з осьовим каналом і радіальними отворами, концентрично встановлену на ньому з можливістю обертання центрирующую втулку, забезпечену поздовжніми ребрами на зовнішній поверхні і демпфуючим обоймою на внутрішній поверхні і осьовими опорами у вигляді п'яти і підп'ятника. При цьому демпфуюча обойма забезпечена радіальними шлюзами, розміщеними на рівні радіальних отворів корпусу, і круговим масивом поздовжніх наскрізних каналів. Причому внутрішні порожнини зазначених наскрізних каналів через шлюзи і радіальні отвори корпусу гідравлічно пов'язані з осьовим каналом корпусу і виконані у формі кільцевих сегментів, різноспрямовано-розширюються до торців центрирующей втулки. Підп'ятники встановлені в осьових каналах демпфуючої обойми з запасом осьового ходу і виконані у вигляді пружних порожнистих вставок, бічні поверхні яких виконані з кутах�

Протектор для захисту силового кабелю в свердловині

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної галузі і може бути використане для захисту силового кабелю від механічних пошкоджень в свердловині при проведенні спуско-підйомних робіт підвіски насосно-компресорних труб з встановленими электроцентробежними насосами у вертикальних, похило спрямованих та горизонтальних свердловинах. Технічним результатом є підвищення надійності кріплення протектора на НКТ і зменшення часу складання, розбирання та встановлення на насосно-компресорної трубу. Протектор для захисту силового кабелю в свердловині містить корпус і відкидні дугоподібні затискні скоби. Корпус виконаний як одне ціле з кабельним каналом і має центральний канал з розміром під зовнішній діаметр насосно-компресорної труби для фіксації корпусу протектора на муфтовом з'єднанні. З двох сторін корпус оснащений пазами з замкнутими контурами, причому з однієї сторони в пазах допомогою зварювання закріплені петлі, які за допомогою осі сполучаються з відкидними дугоподібними затискними скобами, а протилежні замкові пази виконані з відігнутими пелюстками корпусу з боку осі протектора і направлені в бік кабельного каналу. Один кінець відкидних дугоподібних запалення�ву скобу. Крім того, кожна відкидна дугоподібна затискна скоба оснащена двома плоскими пружинами, один кінець яких жорстко закріплений на зовнішній поверхні відкидний дугоподібної затискної скоби допомогою планок і контактного зварювання. Корпус пристрою і відкидні дугоподібні затискні скоби оснащені технологічними отворами для збирання і розбирання пристрою. Відкидні дугоподібні затискні скоби в поперечному перерізі виконані П-подібної форми, утворюючи відкриті ніші, в яких розміщуються при складанні пристрою плоскі пружини, виконані з пружинної сталі. Затискні скоби, виготовлені з сталі 08КП і відкриваються тільки за допомогою монтажного ключа навіть при зламі двох плоских пружин. 4 з.п. ф-ли, 5 іл.
Up!