Якорь для насосно-компрессорных труб
TUBING ANCHOR

Изобретение относится к оборудованию для нефтегазовой промышленности и используется для фиксирования колонны труб в обсадной колонне, а также предотвращения падения на забой скважинного оборудования в процессе добычи нефти погружными насосами. Обеспечивает повышение эксплуатационной надежности якоря в процессе эксплуатации скважинного оборудования при повышенных температурных изменениях длины колонны насосно-компрессорных труб.
Известен скважинный трубодержатель для насосно-компрессорных труб, содержащий связанное с насосно-компрессорными трубами посредством муфты основание, с наружной стороны которого размещены с возможностью осевого перемещения верхняя и нижняя головки с коническими рабочими поверхностями, между которыми размещены с возможностью радиального перемещения плашки с нарезной поверхностью. Трубодержатель снабжен корпусом с установленными на нем пластинчатыми пружинами, основание и верхняя головка связаны посредством трапецеидальной резьбы, плашки выполнены в форме пластин с конусными поверхностями, ответными головками, размещены в пазах, выполненных в корпусе, и опираются на конические поверхности верхней и нижней головок. Снизу на основание навернут патрубок с пазом и выступом, на который упираются срезные штифты, размещенные на фиксирующем кольце (патент РФ №2239045, МПК Е21В23/00, опубл. 27.10.2004 г.).
Недостатком известного устройства является установка в рабочее положение и приведение в транспортное положение вращением колонны труб, что может быть затруднено в горизонтальных или глубоких скважинах.
Известен якорь, состоящий из корпуса, конуса, плашек, установленных на конус с помощью ласточкиного хвоста, кожуха, срезных штифтов. На конусе вдоль ласточкиного хвоста выполнены канавки, в которых размещены подвижно ролики, установленные в обойму, причем плашки своим основанием опираются на ролики. Конус зафиксирован от перемещения относительно корпуса с помощью цанги или пружинного разрезного кольца. Цанга или пружинное разрезное кольцо своим нижним торцом упирается в кольцо, установленное на буртике нижнего корпуса, а своим коническим выступом − в упорное кольцо, установленное на внутреннем буртике конуса (патент РФ №2634316, МПК Е21В23/06, опубл. 25.10.2017 г., патентообладатель − ООО НПФ «Пакер»).
Недостатком известного устройства является гидравлический способ установки, что не всегда возможно осуществить при помощи имеющихся в наличии скважинных средств и техники.
Известен механический якорь пакера, включающий полый ствол, на котором установлена подвижная втулка, на боковой поверхности которой в пазах установлены подпружиненные фрикционные плашки, а со стороны верхнего торца выдвигаемые кулачки с возвратной пружиной прижимающей кулачки к стволу, кулачки выполнены с рифленой наружной поверхностью и внутренней конической поверхностью направленной в сторону конуса, между конусом и упором установлены манжеты, на наружной поверхности полого ствола выполнены фигурные пазы, взаимодействующие с штифтами закрепленными напротив друг друга в направляющем кольце, установленном с осевым зазором и возможностью радиального перемещения в кольцевой полости выполненной снизу подвижной втулки, причем осевое перемещение направляющего кольца ограничивает кольцевой выступ резьбового кольца, который упирается в нижний торец подвижной втулки, а резьбовое кольцо зафиксировано на подвижной втулке стопорным винтом. Между нижним торцом направляющего кольца и кольцевым выступом резьбового кольца установлена шайба, регулирующая осевой зазор. Штифты выполнены с полукруглой головкой, которая входит в углубление на направляющем кольце. Углубление на направляющем кольце под полукруглую головку штифта выполнено в виде отверстия. Углубление на направляющем кольце под полукруглую головку штифта выполнено в виде кольцевой проточки (патент РФ №129983, МПК Е21В23/06, опубл. 10.07.2013 г.).
Недостатком известного якоря является отсутствие надежности фиксации труб при повышенных температурных изменениях скважинной среды.
Известен паз на стволе пакера, состоящий из укороченного и удлиненного участков, связанных наклонным пазом, укороченный паз имеет «Л»-образную форму, между пазами: левым продольным, наклонным и правым продольным имеется замкнутый «D»-образный выступ на поверхности ствола пакера. Пересекающиеся боковые образующие выступа сопряжены дугой (патент РФ №2489565 от 14.02.2012 г., опубл. 10.08.2013 г., МПК Е21В33/12, патентообладатель − ООО НПФ «Пакер»).
Недостатком известного паза является снижение надежности фиксации труб при повышенных температурных изменениях скважинной среды.
Для того чтобы снизить риски и повысить надежность фиксации якоря в обсадной колонне при температурных колебаниях скважинной среды, известная конструкция паза доработана и применена в якоре (патентообладателем изобретения «Паз на стволе пакера» является заявитель настоящего изобретения).
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение надежности в процессе эксплуатации якоря при повышенных температурных изменениях длины колонны насосно-компрессорных труб, а также повышение надежности работы якоря за счет предотвращения заклинивания направляющего штифта, перемещающегося по фигурному пазу ствола якоря.
Для достижения поставленного технического результата якорь для насосно-компрессорных труб содержит в своем составе направляющий штифт, полый ствол, на наружной поверхности которого выполнен фигурный паз для перемещения направляющего штифта, а фигурный паз имеет укороченный и удлиненный участки, сопряженные наклонным участком паза. При этом сечение направляющего штифта выполнено в виде эллипса, а длины укороченного и удлиненного участков паза связаны соотношением 1:10.
Изобретение поясняется схемой, на фиг. 1 изображена развертка паза, на фиг. 2 − сечение направляющего штифта.
Якорь для насосно-компрессорных труб состоит из полого ствола, на котором установлена подвижная втулка, внутри которой размещен направляющий штифт 1, концевая часть которого постоянно находится внутри фигурного паза (фиг. 1) ствола якоря. Также якорь в своей конструкции содержит подпружиненные планки и плашки. Выполненный на наружной поверхности ствола якоря «d»-образный паз включает укороченный А и удлиненный Б участки. Укороченный участок А имеет «Л»-образную форму и сопрягается слева с вертикальным участком Е, а справа − с удлиненным участком Б. Укороченный участок А и удлиненный участок Б связаны наклонным участком В. Удлиненный участок Б соединен с замыкающими участками Г, Д, Е. Вертикальный участок Е длиннее правого участка Г и связан с ним наклонным участком Д. Участки Г, Д, Е образуют замкнутый выступ И на поверхности ствола, напоминающий по форме букву «D» латинского алфавита. Пересекающиеся боковые образующие Ж и З выступа И сопряжены дугой R.
Для компенсации температурных изменений колонны труб (растяжение-сжатие при изменении условий скважинной среды) длины укороченного А и удлиненного Б участков фигурного паза связаны соотношением 1:10.
Сечение направляющего штифта 1 выполнено в виде эллипса, что предотвращает его заклинивание при перемещении по фигурному пазу ствола якоря, и тем самым повышает надежность работы якоря.
Эксцентриситет эллипса связан с его параметрами следующей  зависимостью:  , и  находится  в  пределах ,
где   − эксцентриситет эллипса;
− большая полуось эллипса;
− малая полуось эллипса,
а ширина паза h и малая полуось  эллипса связаны зависимостью (фиг. 2).
Якорь работает следующим образом. Якорь спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах на требуемую глубину. При спуске якоря направляющий штифт 1 находится в транспортном положении I. При этом должно соблюдаться условие: высота подъема колонны труб над ротором после свинчивания очередной трубы должна быть больше H (фиг.), где H − расстояние осевого перемещения направляющего штифта 1 внутри фигурного паза ствола при спуско-подъеме труб. То есть при спуске якоря, после свинчивания очередной трубы колонны труб, ее приподнимают на величину, большую, чем Н, и только после этого производят спуск. В процессе спуска колонны труб направляющий штифт 1 находится в транспортном положении I, а после приподъема колонны со свинченной трубой на интервал, больший, чем Н, переходит в положение II. Затем при спуске труб направляющий штифт 1 возвращается в положение I и т.д. После спуска на заданную глубину подъемом колонны труб на расстояние, меньшее Н, переводят направляющий штифт 1 в промежуточное положение III, после чего разгружают колонну труб, при этом направляющий штифт 1 из промежуточного положения III переходит в рабочее положение IV. В процессе эксплуатации якоря колонна насосно-компрессорных труб подвергается растягивающим и сжимающим нагрузкам, при этом направляющий штифт 1 перемещается по удлиненному участку Б, не переходя в транспортное положение. Тем самым обеспечивается надежность фиксации якоря в процессе его эксплуатации.
Перевод якоря в транспортное положение производят натяжением колонны насосно-компрессорных труб. При необходимости установки якоря в скважине на другой глубине, операция повторяется в вышеописанной последовательности.
Изобретение обеспечивает повышение эксплуатационной надежности якоря в процессе эксплуатации скважинного оборудования при повышенных температурных изменениях длины колонны труб, а также повышение надежности работы якоря за счет предотвращения заклинивания направляющего штифта, перемещающегося по фигурному пазу ствола якоря.