Буровые штанги или трубы; гибкие колонны штанг; буровые трубы с подводом горючего и кислорода; насосные штанги; обсадные трубы; эксплуатационные трубы; рабочие трубы – E21B 17/00

Изобретение относится к применению покрытий в оборудовании, используемом при эксплуатации нефтяной и газовой скважины. Предложены покрытия из композиционного материала на основе фуллерена или из алмазоподобного углерода или их сочетаний, обладающие твердостью более 1000 единиц по Виккерсу и имеющие коэффициент трения меньше или равный 0,15, используемые в качестве защитного покрытия оборудования нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более цилиндрических тел, или оборудования нефтяной и газовой скважины, включающего одно или более тел, за исключением бурового долота. Применение предложенных покрытий обеспечивает уменьшение трения, износа, коррозии, эрозии и образования отложений на устройствах, эксплуатируемых в нефтяной и газовой скважине при строительстве и заканчивании скважины, а также при добыче нефти и газа. 4 н. и 32 з.п. ф-лы, 26 ил.

Буровой инструмент для высокооборотного бурения в твердых горных породах. Техническим результатом является снижение силы трения между буровой штангой и стенкой скважины. Буровой инструмент содержит буровую коронку (2), соединенную с буровой штангой (1) посредством соединителя (3) буровой коронки. Буровая штанга сформирована секциями (11) буровой штанги. Каждая секция буровой штанги содержит внутреннюю секцию (111) штанги и полую наружную секцию (112) штанги. Внутренняя секция штанги закреплена с возможностью вращения в наружной секции штанги. Внутренние секции штанги соединены вместе и формируют внутреннюю штангу (11') буровой штанги. Наружные секции штанги соединены вместе и формируют наружную штангу (12') буровой штанги. Внутренняя штанга соединена с выходным валом силового агрегата, а наружная штанга жестко соединена с корпусом силового агрегата. 13 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано при производстве длинномерных насосных штанг, которые являются составным элементом колонны штанг глубинного насоса, используемого при добыче нефти. Пруток подвергают механической обработке и правке-полировке. На концах прутка накатывают резьбу, а перед резьбой высаживают утолщение. На утолщение каждого конца прутка устанавливают упорное кольцо и закрепляют. На резьбу навинчивают с натягом резьбовые головки. На одной резьбовой головке выполняют внешнюю и внутреннюю резьбу. На другой резьбовой головке выполняют только внутреннюю резьбу. На боковых поверхностях резьбовых головок предусмотрены лыски. Используют упорное кольцо с коническим отверстием. Установку упорного кольца могут производить под прессом в нагретом или холодном состоянии. В результате обеспечивается повышение надежности насосной штанги и снижение трудоемкости ее изготовления. 5 з.п.ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к насосным штангам, используемым в установках для добычи жидкости из скважин штанговыми скважинными насосами и штанговыми винтовыми насосами, и может быть применена для добычи нефти из нефтяных наклонно-направленных скважин, скважин с боковыми стволами, а также при добыче высоковязких нефтей. Канатная штанга, передающая возвратно-поступательное движение и продольное усилие от поверхностного привода к рабочему органу скважинного штангового насоса, состоит из тела штанги и головки штанги с соединительной резьбой. При этом в качестве тела штанги используется канат закрытой конструкции с Z, X и О-образными проволоками, а в качестве головки штанги используется заделка, обеспечивающая равномерное нагружение всех проволок каната. Кроме того, канатная насосная штанга может быть выполнена с возможностью передачи вращательного движения от поверхностного привода к рабочему органу скважинного насоса, при этом заделки снабжены узлом, предотвращающем проворот каната в заделке. Технический результат заключается в повышении эффективности работы канатных штанг при эксплуатации нефтяных наклонно-направленных скважин и нефтяных скважин с боковыми стволами, а также при добыче высоковязких нефтей. 4 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к устройствам защиты силового кабеля насоса от механических повреждений. Техническим результатом является повышение универсальности и надежности крепления протектолайзера на шейке насоса. Протектолайзер содержит двухдетальный корпус и разъемное замковое соединение с крепежными элементами. Двухдетальный корпус состоит из шарнирно сочлененных между собой корпуса с кабельным каналом и скобы, выполненных с возможностью посадки как на цилиндрическую, так и на шестигранную часть шейки насоса. Кроме того, корпус и скоба протектолайзера оснащены сменными износостойкими опорами, которые фиксируются в скобе стопорными кольцами и позволяют изменять посадочный размер протектолайзера под шейку насоса. Корпус протектолайзера в кабельном канале оснащен компенсирующей опорой для регулирования размера окна. Разъемное замковое соединение выполнено в виде откидного болта и гайки, оснащенной от неконтролируемого свинчивания пружинным стопором. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к устройствам для цементирования скважин и бурения на обсадных трубах. Техническим результатом является обеспечение возможности передачи крутящего момента на долото вправо. Разъединитель содержит корпус 1 подвески, несущую трубу 2, гайку 5, соединительную втулку 11 и упорную втулку 7. Корпус 1 имеет ступенчатую внутреннюю и наружную поверхности. Гайка 5 имеет левую резьбу по наружной поверхности для взаимодействия с корпусом 1 подвески и шлицы на внутренней поверхности для взаимодействия с несущей трубой 2. Соединительная втулка 11 установлена изнутри на конце несущей трубы 2 и снабжена подвесной пробкой 13 и срезаемой проходной пробкой 14. Упорная втулка 7 для фиксации опорного подшипника 8 установлена снаружи на конце несущей трубы 2, конец которой выполнен ступенчатым. Наружный диаметр средней ступени выполнен равным внутреннему диаметру гайки 5. Наружный диаметр нижней ступени выполнен равным внутреннему диаметру корпуса 1 подвески и наружному диаметру опорного подшипника 8. Нижняя ступень несущей трубы 2 установлена с возможностью разгрузки торцевой поверхностью на опорный подшипник 8 и соединена с корпусом 1 подвески с возможностью поворота относительно друг друга и разъединения. Разъединитель дополнительно содержит втулку 4 для соединения несущей трубы с корпусом 1 подвески и предотвращения отворота гайки 5 при бурении, причем втулка 4 подпружинена и выполнена с элементами 9 для взаимодействия с корпусом 1 подвески по торцовой поверхности для обеспечения возможности взаимодействия при вращении. Наружный диаметр втулки 4 меньше наружного диаметра корпуса 1 подвески для обеспечения возможности вращения при разъединении. Элементы 9 для взаимодействия выполнены типа шип-паз. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к устройствам для направленного бурения. Техническим результатом является создание компактной системы бурения скважины, содержащей универсальный шарнир с высокой несущей способностью. Высокая несущая способность достигается методами, применяющими уникальные механизмы передачи нагрузки. Например, более высокая несущая способность может обеспечиваться с использованием принципа распределения нагрузки, согласно которому скручивающие напряжения передаются совместно через штифты универсального шарнира и боковые грани крестовины универсального шарнира. Более высокая несущая способность может также достигаться путем передачи нагрузки через монолитную крестовину, имеющую штифты, составляющие с ней единое целое, и блок разъемная вилка/хомут. В другом варианте воплощения более высокая несущая способность является результатом использования штифтов универсального шарнира, вставленных с внутренней стороны универсального шарнира и завинченных наружу до достижения полного соединения с вилками шарнира. Каждый из вариантов воплощения универсального шарнира может быть также спроектирован с возможностью герметизированного прохождения бурового раствора через шарнир. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 14 ил.

Изобретение относится к узлу для создания резьбового соединения, способу свинчивания и развинчивания указанного соединения и использованию указанного соединения в водоотделяющей колонне для подземного ремонта. Техническим результатом является создание узла резьбового соединения со сниженным риском несвоевременного развинчивания при эксплуатации. Узел резьбового соединения содержит первый и второй трубчатые компоненты, имеющие ось вращения (4). На одном из концов (1; 3) каждого компонента расположена охватываемая резьбовая зона (10; 30), выполненная на внешней кольцевой поверхности. Каждый из указанных концов (1; 3) оканчивается конечной поверхностью (15; 35), содержащей средства (14; 34), которые вместе образуют зубчатую муфту прямой передачи для обеспечения фиксации первого и второго трубчатых компонентов во вращении. Узел резьбового соединения также содержит третий трубчатый компонент, который также имеет ось вращения (4). На внутренней кольцевой поверхности каждого из концов третьего трубчатого компонента (2; 2') расположены две охватывающие резьбовые зоны (20; 20'). Одна из двух охватываемых резьбовых зон (10; 30) может взаимодействовать путем свинчивания с одной из двух охватывающих резьбовых зон (20, 20'), в то время как другая охватываемая резьбовая зона может взаимодействовать путем свинчивания с другой охватывающей резьбовой зоной. Охватываемый конец (1) первого трубчатого компонента, а также соответствующий охватывающий конец (2) третьего трубчатого компонента содержат средства для обеспечения свободного вращения (11, 21). В конце ввинчивания указанной охватываемой резьбовой зоны (10) в указанную охватывающую резьбовую зону (20) трубчатые компоненты, на которых расположены указанные охватываемая и охватывающая резьбовые зоны, могут свободно вращаться относительно друг друга. 4 н. и 9 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к соединениям насосных штанг для привода винтовых насосов. Техническим результатом является повышение прочности на кручение и устойчивости к нагрузкам на разрыв. Соединительное устройство насосной штанги для винтового насоса содержит накидную втулку с внутренним уступом с одной стороны и внутренней резьбой с другой стороны, стержень штанги, накидную гайку и позиционирующую гайку. Стержень штанги выполнен с наружной резьбой, а также клиновидным пазом на одном торце и с клиновидным выступом на другом торце. При этом со стороны клиновидного выступа на стержне установлены накидная гайка и направляющая накидная втулка, внутри которой до контакта с ее внутренним уступом на стержень установлена позиционирующая гайка. Клиновидный выступ выполнен с возможностью его размещения в клиновидном пазу соседнего стержня при соединении последнего с направляющей накидной втулкой. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к опорно-центрирующим элементам бурильной колонны. Техническим результатом является увеличение эффективности работы предлагаемого центратора за счет расширения спектра амплитудно-частотных характеристик демпфируемых колебаний. Центратор бурового инструмента включает корпус с осевым каналом и радиальными отверстиями, концентрически установленную на нем с возможностью вращения центрирующую втулку, снабженную продольными ребрами на наружной поверхности и демпфирующей обоймой на внутренней поверхности и осевыми опорами в виде пяты и подпятника. При этом демпфирующая обойма снабжена радиальными шлюзами, размещенными на уровне радиальных отверстий корпуса, и круговым массивом продольных сквозных каналов. Причем внутренние полости указанных сквозных каналов через шлюзы и радиальные отверстия корпуса гидравлически связаны с осевым каналом корпуса и выполнены в форме кольцевых сегментов, разнонаправленно-расширяющихся к торцам центрирующей втулки. Подпятники установлены в осевых каналах демпфирующей обоймы с запасом осевого хода и выполнены в виде упругих полых вставок, боковые поверхности которых выполнены с углами, большими угла заклинивания, герметизирующими продольные сквозные каналы на концевых участках. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для защиты силового кабеля от механических повреждений в скважине при проведении спуско-подъемных работ подвески насосно-компрессорных труб с установленными электроцентробежными насосами в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах. Техническим результатом является повышение надежности крепления протектора на НКТ и уменьшение времени сборки, разборки и установки на насосно-компрессорную трубу. Протектор для защиты силового кабеля в скважине содержит корпус и откидные дугообразные зажимные скобы. Корпус выполнен как одно целое с кабельным каналом и имеет центральный канал с размером под наружный диаметр насосно-компрессорной трубы для фиксации корпуса протектора на муфтовом соединении. С двух сторон корпус оснащен пазами с замкнутыми контурами, причем с одной стороны в пазах посредством сварки закреплены петли, которые посредством оси сопрягаются с откидными дугообразными зажимными скобами, а противоположные замковые пазы выполнены с отогнутыми лепестками корпуса со стороны оси протектора и направлены в сторону кабельного канала. Один конец откидных дугообразных зажимных скоб выполнен с петлеобразным концом с возможностью вращения на оси, которая проходит через петлеобразную скобу. Кроме того, каждая откидная дугообразная зажимная скоба оснащена двумя плоскими пружинами, один конец которых жестко закреплен на наружной поверхности откидной дугообразной зажимной скобы посредством планок и контактной сварки. Корпус устройства и откидные дугообразные зажимные скобы оснащены технологическими отверстиями для сборки и разборки устройства. Откидные дугообразные зажимные скобы в поперечном сечении выполнены П-образной формы, образуя открытые ниши, в которых размещаются при сборке устройства плоские пружины, выполненные из пружинной стали. Зажимные скобы изготовлены из стали 08КП и открываются только при помощи монтажного ключа даже при сломе двух плоских пружин. 4 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в эксплуатационных скважинах для центрирования колонны насосных штанг при вращении в НКТ, снятия нагрузок на колонну насосных штанг и применимо к установке штангового винтового насоса с наземным приводом. Техническим результатом изобретения является центрирование колонны насосных штанг соосно с внутренней стенкой труб НКТ, увеличение надежности оборудования, исключение возможности проворачивания центратора в НКТ, снижение себестоимости добычи скважинной продукции. Поставленный технический результат достигается описываемой насосной штангой с центрирующим элементом. Новым является то, что на насосной штанге установлены нижняя и верхняя упорные разъемные втулки, состоящие из разъемных полувтулок, стянутых между собой крепежными деталями. Между упорными разъемными втулками на насосной штанге размещен центрирующий элемент. Центрирующий элемент содержит разъемные полувкладыши, разъемные полуобоймы, хомуты и центрирующие ребра. Разъемные полувкладыши имеют кольцевые выступы по наружному диаметру, выполненные перпендикулярно оси центрирующего элемента за одно целое с разъемными полувкладышами. Разъемные полуобоймы имеют канавки по внутреннему диаметру, а на внутренних ребордах разъемных полуобойм выполнены вырезы, количество которых соответствует количеству центрирующих ребер. Хомуты стянуты через монтажные отверстия крепежными деталями и установлены в проточках разъемных полуобойм. Центрирующие ребра выполнены в форме упругих дугообразных планок заданного профиля и сечения, количество которых должно быть не менее трех, причем центрирующие ребра на концевых участках имеют сгибы, входящие в пазы разъемных полуобойм. 1 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к способу защиты от коррозии бурового оборудования, в частности переходника (2) наконечника для бурильной машины. Техническим результатом является создание защищенного от коррозии переходника (2) наконечника. Переходник (2) наконечника содержит удлиненный корпус (4) с наружной поверхностью и внутренней поверхностью. Первая часть (17) наружной поверхности снабжена первым коррозионно-стойким покрытием, а вторая часть наружной поверхности и/или внутренняя поверхность снабжена вторым коррозионно-стойким покрытием. Первое коррозионно-стойкое покрытие является слоем хрома, а второе коррозионно-стойкое покрытие является конверсионным слоем, при этом конверсионный слой содержит фосфат цинка, фосфат цинка марганца или фосфат марганца. Конверсионный слой промаслен или отполирован восковой пастой. Дополнительно представлен буровой станок, содержащий переходник (2) наконечника. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к буровой технике и касается преимущественно резьбового соединения замков бурильных труб геологоразведочного и нефтяного сортамента. Резьбовое соединение состоит из муфты, ниппеля и прорезной пружины, установленной между упорным уступом муфты и упорным торцом ниппеля. Причем между упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты образуется ликвидируемый в процессе затяжки соединения и сжатия пружины зазор, величина которого равна ходу пружины и, согласно ее параметрам, строго соответствует заданной осевой нагрузке на внутренний упорный стык. После затяжки соединения обеспечивается строго заданная осевая нагрузка на наружный упорный стык. Технический результат заключается в обеспечении создания строго заданных осевых нагрузок на внутренний и на наружный упорный стык, сохранение их соотношения на весь период эксплуатации. Надежное функционирование обоих упорных уступов позволяет увеличить осевую силу затяжки резьбового соединения в 1,5 раза и соответственно повысить его статическую прочность и циклическую долговечность. 1 ил.

Изобретение относится к нефтепогружному оборудованию и может быть использовано для подъема скважинной жидкости и замера параметров скважины без извлечения насосной установки. Техническим результатом является упрощение технологии сборки системы байпасирования насосной установки на скважине, повышение термической стабильности погружного электродвигателя и надежности работы насосной установки в целом. Система байпасирования насосной установки содержит Y-блок с пробкой, к одному выходу которого посредством разрывной муфты, соединителя и патрубков подвешена колонна байпасных труб. Ко второму выходу через разрывную муфту и уравновешивающий клапан присоединена насосная установка, содержащая погружной насос и погружной электродвигатель, снабженный опорным патрубком. При этом колонна байпасных труб и насосная установка скреплены между собой протектолайзерами и седлом. Соединитель выполнен разъемным и состоит из двух симметричных деталей с продольным полуцилиндрическим и призматическим углублениями. Детали соединителя соединены шарниром по свободным краям со стороны призматического углубления и винтами между углублениями с возможностью дополнительного скрепления колонны байпасных труб с насосной установкой за счет охвата насосной установки стенками призматических углублений. Байпасная труба на уровне погружного электродвигателя выполнена перфорированной. 2 ил.

Изобретение относится к хомутам для вертикального трубопровода. Хомут для вертикального трубопровода состоит из нескольких частей и предназначен для удерживания нескольких труб для текучей среды параллельно и на некотором расстоянии от стального трубопровода, имеющего защитное покрытие. Трубопровод соединяет устье скважины на морском дне с надводным судном. Хомут крепится к вертикальному трубопроводу за счет силы трения и без возможности поворота трубопровода и содержит несколько седел для удерживания труб для текучей среды. Хомут имеет внутреннюю опорную поверхность из армированного волокном композитного материала, которая по существу комплементарна имеющей защитное покрытие наружной поверхности трубопровода и прилегает к ней. Хомут затягивается с помощью затягивающих средств, действующих в окружном направлении. Изобретение повышает надежность соединения хомута с вертикальным трубопроводом. 12 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к буровой технике и касается резьбового соединения преимущественно бурильных и обсадных труб. Резьбовое соединение содержит две детали - ниппель и муфту, образующие один наружный или наружный и внутренний упорный стык и имеет выполненную по винтовой линии резьбы с нерабочей стороны ее профиля выемку с постоянной шириной и максимальной глубиной в начале первого к стыку витка. Предлагаемое соединение отличается тем, что ширина m основания образующегося при выполнении выемки выступа, прилегающего к рабочей стороне профиля резьбы, определяется выражением m=S_o·к_о/ D, где: S_o - площадь опасного сечения детали соединения; к_о - коэффициент, учитывающий долю осевой силы затяжки соединения, приходящуюся на ближайший к упорному стыку виток резьбы; D - средний диаметр резьбы детали соединения Кроме того, оно отличается еще тем, что при наличии в нем второго внутреннего упорного стыка, глубина выемки имеет максимальное значение в начале первого витка резьбы у каждого упорного стыка соединения, уменьшаясь до нулевого значения к середине длины резьбы. Момент затяжки заявляемого резьбового соединения, при прочих равных условиях, существенно выше стандартного, что обусловливает соответственно его более высокий предел выносливости и безотказность при знакопеременных нагрузках. 1 з.п. ф-лы,1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к способам герметизации резьбовых соединений обсадных труб, применяемых в нефтяной и газовой промышленности. Способ герметизации обсадных труб с прокладкой с памятью включает использование упругих и упругопластических деформаций элементов резьбовых соединений. В качестве упругопластического герметизирующего элемента используется кольцевая прокладка из сплава с памятью, например нитинола. Прокладка помещается между торцами соединяемых обсадных труб. Предварительно прокладка охлаждается в криостате до низкой температуры, например жидкого азота, и деформируется в нем, меняя свою форму и уменьшая размеры по высоте. После этого она быстро устанавливается на предназначенное ей место внутри муфты между торцами соединяемых труб. Изобретение обеспечивает достаточную герметичность резьбовых соединений обсадных труб при любых нагрузках и в течение всего срока эксплуатации. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к трубному компоненту для резьбового соединения. Соединение на одном из концов имеет резьбовую зону, сформированную на его наружной или внутренней периферийной поверхности в зависимости от того является ли резьбовой конец охватываемого или охватывающего типа. Указанный конец заканчивается концевой поверхностью, а резьбовая зона на протяжении по меньшей мере одного участка содержит витки резьбы, которые при рассмотрении в продольном разрезе, проходящем через ось трубного компонента, содержат вершину витка резьбы, основание витка резьбы, нагруженную сторону и ударную сторону. Ширина вершин витка резьбы уменьшается в направлении концевой поверхности, в то время как ширина оснований витка резьбы увеличивается. Профиль нагруженных сторон и/или ударных сторон, при рассмотрении в продольном разрезе, проходящем через ось трубного компонента, содержит центральный участок сплошной кривой, которая оснащена точкой перегиба. Указанный профиль является выпуклым возле вершины витка резьбы и вогнутым возле основания витка резьбы. Также описано резьбовое соединение. Технический результат заключается в повышении надежности резьбового соединения. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к соединительному узлу для использования в водоотделяющей колонне (морском райзере) (1). Соединительный узел содержит внутренний и наружный трубные сегменты (21, 22), установленные с возможностью взаимного перемещения в осевом направлении. Трубные сегменты (21, 22) присоединяются к соответствующим сегментам райзера с образованием камеры (23) с поршнем (24). Поршень (24) разделяет камеру (23) в радиальном направлении на первую и вторую части (25, 26) камеры. При этом первая часть (25) камеры, которая в начальном положении соединительного узла содержит несжимаемый флюид, уменьшается в объеме при выдвижении внутреннего трубного сегмента (21) из наружного трубного сегмента (22). Согласно изобретению соединительный узел снабжен соединительной линией (30) для флюида, идущей от одной части (25) камеры к другой ее части (26). Соединительный узел обеспечивает управление относительными перемещениями трубных сегментов (21, 22) посредством обеспечения возможности для потока флюида перетекать по соединительной линии (30) из одной части (25) камеры в другую ее часть (26). Технический результат заключается в расширении временного окна для действий с райзером. 3 н. и 15 з.п., 7 фиг.

Изобретение относится к способам герметизации резьбовых соединений обсадных труб, применяемых в нефтяной и газовой промышленности. Техническим результатом является обеспечение герметичности резьбового соединения обсадных труб при любых нагрузках и в течение всего срока эксплуатации. Сущность изобретения заключается в том, что в нем используются локальные упругие и упругопластические деформации элементов резьбовых соединений. В качестве упругопластического герметизирующего элемента используется кольцевая металлическая прокладка (4), помещаемая между торцами соединяемых обсадных труб (1 и 2). Прокладка предварительно охлаждается в криостате, например в жидком азоте, после чего она быстро устанавливается на предназначенное ей место. Трубы (1 и 2) быстро свинчиваются, чтобы прокладка (4) не успела нагреться. При этом прокладка (4) окажется в стесненном положении в направлении продольной оси обсадной колонны. При прогреве прокладка расширится, заполнив зазор между поверхностями ее расположения, но останется в сжатом состоянии, подобно пружине, так как пространство между герметизирующимися поверхностями не позволит ей расшириться полностью. 4 ил.

Группа изобретений относится к бурению скважин и может быть использована для их расширения, а также в процессе выполнения ремонтных работ в скважинах. Размещают в скважине компоновку инструмента, переводят ее из транспортного положения в рабочее. Расширяют участок ствола скважины методом «снизу-вверх» с центрированием компоновки инструмента относительно обсадной колонны. В процессе расширения участка ствола скважины дополнительно осуществляют центрирование компоновки инструмента относительно поверхности ствола скважины, образованной в результате его расширения. Центрирование компоновки инструмента относительно обсадной колонны осуществляют, по крайней мере, в двух точках, расположенных выше гидравлического раздвижного расширителя компоновки инструмента. Расширение осуществляют до диаметра, равного или превышающего первоначальный диаметр скважины, после чего приступают к расширению участка ствола скважины до необходимого диаметра. Центрирование компоновки инструмента относительно поверхности ствола скважины, образованной в результате его расширения, осуществляют, по крайней мере, в одной точке, расположенной ниже гидравлического раздвижного расширителя компоновки, а также относительно обсадной колонны дополнительно, по крайней мере, в одной точке, расположенной ниже гидравлического раздвижного стабилизатора компоновки. Используют компоновку инструмента, включающую раздвижной гидравлический расширитель, раздвижной гидравлический стабилизатор, установленный непосредственно под раздвижным расширителем. В компоновке инструмента, по крайней мере, два центратора выполнены раздвижными гидравлическими и установлены непосредственно над ее раздвижным расширителем. В нижней части ее раздвижного гидравлического стабилизатора размещен дросселирующий узел. Техническим результатом является повышение качества получаемой в процессе расширения ствола скважины вновь вскрытой ее поверхности, производительности и эффективности работ по расширению ствола скважины методом «снизу-вверх». 5 н. и 12 з.п. ф-лы, 23 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способу отсоединения устройства перекачки текучей среды между дном водного пространства и поверхностью и устройству для его осуществления. Устройство содержит трубопровод (24) перекачки текучей среды, башню (16), плавучую баржу (18), установленную с возможностью поворота вокруг башни (16) вокруг оси (А-А') вращения. Трубопровод (24) содержит секцию (150) шланга, намотанную вокруг оси (А-А') вращения, удерживаемую промежуточной конструкцией (20), установленной между башней (16) и баржей (18) между конфигурацией совместного приведения во вращение вместе с баржей (18) вокруг оси вращения и конфигурацией удержания башней (16) во вращении вокруг оси (А-А') вращения. Во время этапа соединения трубопровода (24) промежуточную конструкцию (20) располагают в одну из конфигураций приведения во вращение или удержания, при этом этап отсоединения трубопровода (24) содержит переход промежуточной конструкции (20) в другую из конфигураций приведения во вращение или удержания. Обеспечивает быстроту и надежность отсоединения, с обеспечением быстрого повторного соединения трубопровода перекачки. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к строительству и эксплуатации скважин различного назначения и, в частности, к креплению нефтяных и/или газовых скважин хвостовиками обсадных колонн. Устройство включает корпус с воронкой в верхней его части, кольцевой карман под воронкой на внутренней его поверхности и соединение в нижней части для хвостовика обсадной колонны. Патрубок, помещенный нижней частью внутри корпуса и образующий с последним кольцевую полость, и выполненный в верхней части с возможностью соединения с транспортировочной колонной. Втулку с конической поверхностью в ее нижней части, помещенную в кольцевой полости и зафиксированную срезными элементами на патрубке. Упорную муфту, помещенную в кольцевой полости под втулкой и выполненную с возможностью передачи давления на втулку. Грузонесущие упоры, по меньшей мере три, каждый из которых выполнен с внутренней боковой поверхностью, ответной конической поверхности втулки. Каждый грузонесущий упор помещен в кольцевом кармане и взаимодействует нижней торцевой поверхностью с верхним торцом упорной муфты, а ее конической поверхностью - с конической поверхностью втулки. При этом взаимодействующие конические поверхности грузонесущих упоров и втулки образуют шлицевое соединение, обеспечивающее возможность вывода грузонесущих упоров из кольцевого кармана. Техническим результатом изобретения является упрощение устройства и повышение надежности его работы. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к опорно-центрирующим устройствам, применяемым в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) при наклонно-направленном бурении скважин. Обеспечивает повышение эффективности бурения скважин. Калибратор-вибратор для бурения скважин включает полый корпус с приваренными на нем продольными лопастями, внутри которого на оси расположен лопастной золотник, установленный с возможностью периодического перекрытия проходного сечения, который усиливает высокочастотные продольные колебания долота, способствующие эффективному разрушению горной породы, уменьшает крутильные и поперечные колебания КНБК, позволяет центрировать и калибровать скважину. 2 ил.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к буровому инструменту. Техническим результатом является повышение износостойкости бурильной колонны в процессе бурения. Предложенная бурильная колонна содержит корпус в сборе с открытой внешней поверхностью, включающий бурильные трубы или гибкие насосно-компрессорные трубы, соединенные с низом бурильной колонны. При этом колонна труб содержит покрытие со сверхнизким трением, по меньшей мере, на части открытой внешней поверхности корпуса в сборе, где коэффициент трения покрытия со сверхнизким трением равен или меньше 0,15. Причем указанное покрытие со сверхнизким трением выбрано из аморфного сплава WS₂, композиционного материала на основе фуллерена, металлокерамики на основе борида, квазикристаллического материала, материала на основе алмаза, алмазоподобного углерода (АПУ), нитрида бора и их сочетаний. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 14 ил., 4пр.

Изобретение относится к оборудованию для бурения и капитального ремонта скважин. Переводник для безопасного извлечения колонны бурильных труб содержит нижний и верхний корпусы, соединенные между собой посредством конической резьбы. Причем в верхнем корпусе установлен полый вал, верхний конец которого выполнен с правой конической резьбой. Нижний конец расположен в нижнем корпусе. Вал выполнен с участками, входящими в зацепление с нижним и верхним корпусами для передачи крутящего момента по колонне труб в правую сторону нижнему корпусу и исключения воздействия крутящего момента на резьбу. Посредством резьбы соединены нижний и верхний корпусы, при этом вал подпружинен в осевом направлении посредством винтовой цилиндрической пружины сжатия. На валу выполнена, по меньшей мере, одна кольцевая канавка для размещения в ней резинового уплотнительного кольца для герметизации пространства между валом и внутренней стенкой нижнего корпуса. Нижний и верхний корпусы соединены между собой посредством левой конической резьбы. Верхний конец вала соединен с колонной бурильных труб, нижний конец вала выполнен с шестигранным в поперечном сечении участком. Этот участок входит в зацепление с шестигранным участком внутренней поверхности нижнего корпуса. Над шестигранным концом вала расположены цилиндрический средний участок вала, диаметр которого равен диаметру описанной окружности ниже расположенного шестигранного поперечного сечения. Верхний участок вала, выполнен с шестигранным поперечным сечением, входящим в зацепление с шестигранным отверстием в торцевой стенке верхнего корпуса и конической правой резьбой на верхнем конце. Вал соединен с колонной стальных бурильных труб с помощью конической правой резьбы. Одна кольцевая канавка для размещения в ней резинового уплотнительного кольца выполнена на цилиндрическом среднем участке вала. Выше выполнена кольцевая канавка для взаимодействия с латунными срезными винтами. Винты расположены диаметрально противоположно в нижнем корпусе и входят в указанную кольцевую канавку. Винты удерживают вал от осевого перемещения относительно нижнего корпуса. Винтовая цилиндрическая пружина сжатия охватывает верхний участок вала. Пружина расположена в верхнем корпусе с упором верхним концом во внутреннюю торцевую поверхность торцевой стенки верхнего корпуса и нижним концом в уступ, образованный на валу цилиндрическим средним участком вала. Технический результат заключается в упрощении конструкции переводника и повышении надежности его работы. 3 ил. на 2 л.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к соединениям профильных труб, расширяемых в процессе перекрытия ими зон осложнения бурения или нарушения герметичности обсадных колонн в скважинах. Техническим результатом данного изобретения является уменьшение жесткости поперечного сечения соединения и исключение перетока жидкости между стенками перекрывателя и скважины. Соединение профильных труб перекрывателей скважин содержит профильные трубы с цилиндрическими концами, которые снабжены муфтовой и ниппельной резьбой на взаимообращенных поверхностях. Также имеются средства герметизации соединения, выполненные в виде двух эластичных колец. Одно из колец установлено в расширенном кольцевом муфтовом конце со стороны внутреннего стыка резьбы между взаимообращенными цилиндрическими поверхностями резьбового и кольцевого участков. В ниппельном конце выполнено сужение под второе эластичное кольцо со стороны наружного стыка резьбы между взаимообращенными цилиндрическими поверхностями резьбового и кольцевого участков. При этом наружный стык выполнен в виде конусных плотно прилегающих взаимообращенных поверхностей труб. Выше и/или ниже резьбового соединения на цилиндрическом участке выполнено сужение в виде чередующихся кольцевых утолщений и впадин. На наружной поверхности сужения приварена эластичная манжета заподлицо с цилиндрическим участком. 2 ил.

Группа изобретений относится к буровым долотам, буровым установкам и способам их использования. Обеспечивает достижение стабильности и уменьшение вибраций бурового долота. Буровое долото содержит внутреннюю полость, сообщенную текучей средой с бурильной колонной, множество резцов и первую калибрующую поверхность из множества калибрующих поверхностей, причем множество калибрующих поверхностей размещены на внешней части бурового долота, причем множество калибрующих поверхностей имеют множество отверстий, сообщенных текучей средой с внутренней полостью, при этом множество калибрующих поверхностей разнесены по окружности бурового долота, причем множество отверстий обеспечивают выход текучей среды из внутренней полости из бурового долота. Множество отверстий содержат по меньшей мере одно отверстие, имеющее большее проходное сечение, чем другие отверстия для создания несбалансированной боковой силы, причем буровое долото выполнено так, что текучая среда непрерывно подается из множества отверстий для достижения стабильности и уменьшения вибрации бурового долота. Буровая установка содержит бурильную колонну, ведущую бурильную трубу, соединенную с бурильной колонной, и указанное буровое долото. Способ бурения искривленного ствола скважины в подземном пласте содержит установку на бурильной колонне указанного бурового долота. 3 н. и 5 з.п. ф-лы, 5 ил.

Группа изобретений относится к буровым долотам и компоновкам низа бурильной колонны. Обеспечивает предотвращение вибраций и других отклонений бурового долота и/или компоновки низа бурильной колонны. Буровое долото содержит внутреннюю полость, сообщенную текучей средой с бурильной колонной, и множество калибрующих поверхностей и резцов, размещенных на внешней части бурового долота. Множество калибрующих поверхностей имеют множество отверстий, которые позволяют текучей среде из внутренней полости бурильной колонны выходить из бурового долота, причем по меньшей мере одно отверстие расположено приблизительно на 90° сзади большинства резцов, при этом множество отверстий также содержат отверстие, имеющее другое проходное сечение относительно от по меньшей мере одного отверстия для производства несбалансированной боковой силы, причем буровое долото выполнено так, что текучая среда непрерывно подается из каждого отверстия для создания результирующего стабилизирующего эффекта. Компоновка низа бурильной колонны содержит указанное буровое долото. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 5 ил.