RU2686131C1 - Якорь для насосно-компрессорных труб - Google Patents
Якорь для насосно-компрессорных труб Download PDFInfo
- Publication number
- RU2686131C1 RU2686131C1 RU2018134931A RU2018134931A RU2686131C1 RU 2686131 C1 RU2686131 C1 RU 2686131C1 RU 2018134931 A RU2018134931 A RU 2018134931A RU 2018134931 A RU2018134931 A RU 2018134931A RU 2686131 C1 RU2686131 C1 RU 2686131C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- guide pin
- groove
- ellipse
- anchor
- shortened
- Prior art date
Links
- 206010012335 Dependence Diseases 0.000 claims description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 4
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 244000273618 Sphenoclea zeylanica Species 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/01—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for anchoring the tools or the like
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Supports For Pipes And Cables (AREA)
Abstract
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.
Description
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.
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.
Claims (6)
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.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018134931A RU2686131C1 (ru) | 2018-10-04 | 2018-10-04 | Якорь для насосно-компрессорных труб |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018134931A RU2686131C1 (ru) | 2018-10-04 | 2018-10-04 | Якорь для насосно-компрессорных труб |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2686131C1 true RU2686131C1 (ru) | 2019-04-24 |
Family
ID=66314804
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018134931A RU2686131C1 (ru) | 2018-10-04 | 2018-10-04 | Якорь для насосно-компрессорных труб |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2686131C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3209832A (en) * | 1963-11-06 | 1965-10-05 | Camco Inc | Well packer responsive to tubing reciprocation |
RU52909U1 (ru) * | 2005-11-14 | 2006-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство для обработки пластов в скважине |
US7607487B2 (en) * | 2005-02-14 | 2009-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Packers and methods of use |
RU2453679C1 (ru) * | 2011-01-12 | 2012-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Производственно-торговая фирма "НиГМаш" | Механический пакер |
RU2489565C1 (ru) * | 2012-02-14 | 2013-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Паз на стволе пакера |
RU138428U1 (ru) * | 2013-09-10 | 2014-03-20 | Игорь Александрович Малыхин | Механический двойной пакер |
-
2018
- 2018-10-04 RU RU2018134931A patent/RU2686131C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3209832A (en) * | 1963-11-06 | 1965-10-05 | Camco Inc | Well packer responsive to tubing reciprocation |
US7607487B2 (en) * | 2005-02-14 | 2009-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Packers and methods of use |
RU52909U1 (ru) * | 2005-11-14 | 2006-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство для обработки пластов в скважине |
RU2453679C1 (ru) * | 2011-01-12 | 2012-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Производственно-торговая фирма "НиГМаш" | Механический пакер |
RU2489565C1 (ru) * | 2012-02-14 | 2013-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Паз на стволе пакера |
RU138428U1 (ru) * | 2013-09-10 | 2014-03-20 | Игорь Александрович Малыхин | Механический двойной пакер |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2829884C (en) | Hydraulically powered ball valve lift apparatus and method for downhole pump travelling valves | |
RU2453679C1 (ru) | Механический пакер | |
RU2298639C1 (ru) | Устройство для отключения пластов друг от друга в скважине | |
RU2295625C2 (ru) | Пакер механический для скважины с одним или несколькими пластами | |
RU2634316C1 (ru) | Якорь для насосно-компрессорных труб | |
RU2686131C1 (ru) | Якорь для насосно-компрессорных труб | |
US1941813A (en) | Tubing anchor | |
RU116179U1 (ru) | Механический якорь пакера | |
RU47045U1 (ru) | Пакер | |
RU168798U1 (ru) | Центратор колонны труб | |
RU2459066C1 (ru) | Устройство для расширения труб в скважине | |
RU2175048C2 (ru) | Противополетное устройство | |
RU129983U1 (ru) | Механический якорь пакера | |
RU2493353C1 (ru) | Пакерное устройство | |
US10435971B2 (en) | Anchor system and method for use in a wellbore | |
US20210355760A1 (en) | Sliding standoff assembly | |
RU129985U1 (ru) | Пакер | |
RU2536077C1 (ru) | Способ и устройство для безаварийного спуска геофизического оборудования | |
RU2533280C1 (ru) | Скважинный штанговый насос с коротким поршнем | |
RU2209927C1 (ru) | Механический пакер | |
RU2634318C1 (ru) | Самоудерживающийся гидравлический якорь | |
RU58155U1 (ru) | Устройство для развальцовки труб в скважине | |
RU2139408C1 (ru) | Механический пакер | |
RU212818U1 (ru) | Скважинный развальцеватель профильного перекрывателя | |
RU65101U1 (ru) | Гидравлический якорь |