Андрей Лопухов

Фонтанная арматура и другое оборудование с автоматическим приводом

Recommended Posts

Фонтанная арматура, оборудованная автоматизированными задвижками, практически не где не применяется. Это что?- отсутствие данного оборудования или отсутствие спроса на него или существующие аналоги имеют высокую цену. Также на практике не встречал штуцера и пакера, с автоматическим приводом. Коллеги, существуют ли аналоги, данного оборудования?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Штуцеры с автоматическим и более того с дистанционным автоматическим управлением существуют и применяются на газовых промыслах. А вот снова спрашиваю, ПАКЕРЫ вам зачем автоматически управляемые?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Штуцеры с автоматическим и более того с дистанционным автоматическим управлением существуют и применяются на газовых промыслах. А вот снова спрашиваю, ПАКЕРЫ вам зачем автоматически управляемые?

Добывающие скважины иногда выходят из строя, их нужно ремонтировать, для этого их нужно глушить, чтобы исключить ГНВП.

Как вы знает жидкость глушения оказывает существенное влияние на ПЗП. Производительность скважины снижается.

Управляемый пакер позволит уйти от глушения скважин перед ремонтом.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Добывающие скважины иногда выходят из строя, их нужно ремонтировать, для этого их нужно глушить, чтобы исключить ГНВП.

Как вы знает жидкость глушения оказывает существенное влияние на ПЗП. Производительность скважины снижается.

Управляемый пакер позволит уйти от глушения скважин перед ремонтом.

Не было и нет пакеров с автоматическим приводом. Но есть пакеры с механизмом перекрытия центрального канала. Обратитесь в НПФ "Пакер" в Октябрьском и в "Югсон-Сервис" в Тюмени. Иногда их называют пакерами-ретейнерами.

Фирма Уезерфорд производит клапан для перекрытия внутреннего канала обс.колонны.

Обычно жидкости глушения являются высокоингибированными системами, и они не должны влиять на проницаемость ПЗП. Но иногда, качая разную бяку, мы также называем ее жидкостью глушения, хотя разница между ними такая же, как между телегой и Мерседесом, хотя оба последние

изделия называются транспортными средствами

Створчатый клапан фирмы Уезерфорд.doc

Share this post


Link to post
Share on other sites

Добывающие скважины иногда выходят из строя, их нужно ремонтировать, для этого их нужно глушить, чтобы исключить ГНВП.

Как вы знает жидкость глушения оказывает существенное влияние на ПЗП. Производительность скважины снижается.

Управляемый пакер позволит уйти от глушения скважин перед ремонтом.

Любой современный пакер имеет полированный ствол, оборудованный седлом для посадки пробки. Если пакер не должен извлекаться в процессе КРС или сервиса скважины, посаженная в стволе пакера или же в профильной муфте под пакером пробка решает как проблему скважинного барьера безопасности, так и поглощения раствора.

В более же дорогих компоновках, как уже указал уважаемый Максат Дюсангалиевич, можно применять скважинные отсекатели, примерами которых можно рассмотреть FIV от Schlumberger.

Кстати, на Форуме уже не раз обсуждали походие темы:

Клапан обсадной колонны, как внутрискважинный превентор

Контроль за скважиной в процессе внутрискважинных работ

Share this post


Link to post
Share on other sites

Штуцеры с автоматическим и более того с дистанционным автоматическим управлением существуют и применяются на газовых промыслах. А вот снова спрашиваю, ПАКЕРЫ вам зачем автоматически управляемые?

Добавлю к этому, что не только газовые, но и все нефтяные и водяные скважины на шельфе и удалённых площадках на суше, способные истекать флюиды на поверхность при атмосферном давлении при повреждении устьевого оборудования (коллектора или верха фонтанной арматуры) должны укомплектовываться как дополнительной главной зажвижкой с автоматическим приводом, так и скважинным клапаном безопасности (DSV, SSSV, SCSSSV, Storm Choke, или другими).

То, что где-то эти практики не применяются - "недоинжиниринг".

Share this post


Link to post
Share on other sites

Не было и нет пакеров с автоматическим приводом. Но есть пакеры с механизмом перекрытия центрального канала. Обратитесь в НПФ "Пакер" в Октябрьском и в "Югсон-Сервис" в Тюмени. Иногда их называют пакерами-ретейнерами.

Фирма Уезерфорд производит клапан для перекрытия внутреннего канала обс.колонны.

Обычно жидкости глушения являются высокоингибированными системами, и они не должны влиять на проницаемость ПЗП. Но иногда, качая разную бяку, мы также называем ее жидкостью глушения, хотя разница между ними такая же, как между телегой и Мерседесом, хотя оба последние

изделия называются транспортными средствами

По поводу жидкости глушения согласен, но практически всегда существуют проблемы связанные, как с технологией глушения, так и с качеством жидкости.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Любой современный пакер имеет полированный ствол, оборудованный седлом для посадки пробки. Если пакер не должен извлекаться в процессе КРС или сервиса скважины, посаженная в стволе пакера или же в профильной муфте под пакером пробка решает как проблему скважинного барьера безопасности, так и поглощения раствора.

В более же дорогих компоновках, как уже указал уважаемый Максат Дюсангалиевич, можно применять скважинные отсекатели, примерами которых можно рассмотреть FIV от Schlumberger.

Кстати, на Форуме уже не раз обсуждали походие темы:

Клапан обсадной колонны, как внутрискважинный превентор

Контроль за скважиной в процессе внутрискважинных работ

Благодарю за предложенное оборудование, но управление его осуществляется давлением, а крепление в колонне осуществляется механически.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Добавлю к этому, что не только газовые, но и все нефтяные и водяные скважины на шельфе и удалённых площадках на суше, способные истекать флюиды на поверхность при атмосферном давлении при повреждении устьевого оборудования (коллектора или верха фонтанной арматуры) должны укомплектовываться как дополнительной главной зажвижкой с автоматическим приводом, так и скважинным клапаном безопасности (DSV, SSSV, SCSSSV, Storm Choke, или другими).

То, что где-то эти практики не применяются - "недоинжиниринг".

На шельфе и на удаленных площадках это необходимо, как пример "Мексиканский залив", а вообще, оно должно быть на всех нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах.

В своем регионе я не встречал.

Share this post


Link to post
Share on other sites

А причём здесь "НО"? :0

Прошу прощения если обидел.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Прошу прощения если обидел.

Да нет, какие обиды? Просто непонятно стало ;)

Share this post


Link to post
Share on other sites

Добывающие скважины иногда выходят из строя, их нужно ремонтировать, для этого их нужно глушить, чтобы исключить ГНВП.

Как вы знает жидкость глушения оказывает существенное влияние на ПЗП. Производительность скважины снижается.

Управляемый пакер позволит уйти от глушения скважин перед ремонтом.

Простите, скважина выходит из строя не всегда по механическим причинам, а в большинстве своем по геологическим и при ремонте необходим доступ к призабойной зоне пласта, а как до нее добраться, если пакер стоит и скважина не заглушена?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Простите, скважина выходит из строя не всегда по механическим причинам, а в большинстве своем по геологическим и при ремонте необходим доступ к призабойной зоне пласта, а как до нее добраться, если пакер стоит и скважина не заглушена?

Все зависит от месторождения (газ, нефть , конденсат, нефтегазовое, газокондесатное; геометрических размеров, количества горризонтов (пластов); запасов; способы и режимы эксплуатации; экономические возможности предприятия) и т.д., В моем случае, а я работал и работаю на нефтегазовых месторождениях количество смен и отказов подземного оборудования всегда больше. А если работать с ПЗП то его нужно извлекать, но я думаю что сложностей с этим нет.

Вы работаете с газовыми скважинами. Если не секрет, сколько проводится ремонтов связанных с выходом из строя подземного оборудования, а сколько связано с геологией.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Практически все ремонты связаны с геологией, и небольшой процент с устьевым оборудованием - колонные головки, "0" патрубки и прочие неисправности, которые без демонтажа не сделать и во всех случаях скважина глушится. На Бованенково сейчас предусматривается установка глухой пробки в башмак лифтовой колонны, что позволит менять коренные задвижки без глушения

Share this post


Link to post
Share on other sites

<div>

<br />Практически все ремонты связаны с геологией, и небольшой процент с устьевым оборудованием - колонные головки, "0" патрубки и прочие неисправности, которые без демонтажа не сделать и во всех случаях скважина глушится. На Бованенково сейчас предусматривается установка глухой пробки в башмак лифтовой колонны, что позволит менять коренные задвижки без глушения<br />
</div><div>Здравствуйте!</div><div>Спасибо за информацию.</div><div>Знаете интересно, газ, высокие давления, скорость потока очень большая, сероводород, должно в принципе разъедать оборудование, а ремонтов оборудования мало, наверно используете специальную арматуру. Применяете ли автоматические задвижки, штуцеры, клапаны?</div><div> Мне кажется что, если возникнет аварийная ситуация, будут проблемы, если вовремя не среагировать.</div>

Share this post


Link to post
Share on other sites

<div>

<br /><div> </div><div>Здравствуйте!</div><div>Спасибо за информацию.</div><div>Знаете интересно, газ, высокие давления, скорость потока очень большая, сероводород, должно в принципе разъедать оборудование, а ремонтов оборудования мало, наверно используете специальную арматуру. Применяете ли автоматические задвижки, штуцеры, клапаны?</div><div> Мне кажется что, если возникнет аварийная ситуация, будут проблемы, если вовремя не среагировать.</div><br />
<br />Нет, просто в нашем газе нет ни сероводорода, ни углекислого газа - главных коррозионных агентов, только высокие линейные скорости, и ещё песочек, слава богу песочек не всегда. И самих скважин на порядок меньше, чем у нефтяников, вот и ремонтов меньше.<br /><br /></div>

Share this post


Link to post
Share on other sites

Лопухову А.Н.

Электрозадвижки на нефтепромысле будут выглядеть так:

1800 скважин, обвешаных двигателями со всех сторон, эстакады по 5-6 метров высотой в 15-20 уровнях

по 7 КТПН на куст, по 20км кабеля

2,000 электриков, 40 ППУА-1600 чтобы двигатели не дай бог не замерзли

при порыве выкидной линии весь куст гасим фидером. На всякий случай.

И все это, чтобы 3 раза в год 1 задвижку открыть.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Точно, еще будки сторожей и самих сторожей на каждой кустовой площадке стоит включить в затратную часть. :)

Share this post


Link to post
Share on other sites

Добывающие скважины иногда выходят из строя, их нужно ремонтировать, для этого их нужно глушить, чтобы исключить ГНВП.
Как вы знает жидкость глушения оказывает существенное влияние на ПЗП. Производительность скважины снижается.
Управляемый пакер позволит уйти от глушения скважин перед ремонтом.


Ну не скважины наверное, а скважинное оборудование.
Не надо путать отсекатель скважины с пакером. Все таки разные устройства.
У пакера задача - герметизация затрубного пространства. И если он вдруг "отрегулировался" и начал пропускать - то это аварийная ситуация...
Отсекатели не применяют потому что - во первых дорого, во вторых не надежно. К сожалению глушение жидкостью пока единственный безопасный и относительно недорогой способ. Можно качать сначала НФЖ на забой, потом жидкость глушения.
А если регугируемый отсекатель, то вопрос - как его регулировать? Чем?
Регулируемые штуцеры применяются давно.
Регулируемые задвижки есть, но на фонтанной арматуре принципиально не нужны. Для чего? Применять можно там где действительно необходимо: ДНС, УПН,УПГ, ППД. На опять таки - все техническое оснащение упирается в такие вещи как: целесообразность, надежность (особенно зимой) и главное цена.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Лопухову А.Н.

Электрозадвижки на нефтепромысле будут выглядеть так:


1800 скважин, обвешаных двигателями со всех сторон, эстакады по 5-6 метров высотой в 15-20 уровнях

по 7 КТПН на куст, по 20км кабеля

2,000 электриков, 40 ППУА-1600 чтобы двигатели не дай бог не замерзли

при порыве выкидной линии весь куст гасим фидером. На всякий случай.

И все это, чтобы 3 раза в год 1 задвижку открыть.


Что значит обвешанных двигателями со всех сторон? Почему эстакады не 15-16м и 150-200 уровнях? и т.д. Почему 3 раза в год 1 задвижку?

В вашем представлении задвижки могут быть только электроприводные, работающие через редуктор.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Точно, еще будки сторожей и самих сторожей на каждой кустовой площадке стоит включить в затратную часть. :)


У вас на промысле проблемы, так часто воруют.

Share this post


Link to post
Share on other sites



Ну не скважины наверное, а скважинное оборудование.
Не надо путать отсекатель скважины с пакером. Все таки разные устройства.
У пакера задача - герметизация затрубного пространства. И если он вдруг "отрегулировался" и начал пропускать - то это аварийная ситуация...
Отсекатели не применяют потому что - во первых дорого, во вторых не надежно. К сожалению глушение жидкостью пока единственный безопасный и относительно недорогой способ. Можно качать сначала НФЖ на забой, потом жидкость глушения.
А если регугируемый отсекатель, то вопрос - как его регулировать? Чем?
Регулируемые штуцеры применяются давно.
Регулируемые задвижки есть, но на фонтанной арматуре принципиально не нужны. Для чего? Применять можно там где действительно необходимо: ДНС, УПН,УПГ, ППД. На опять таки - все техническое оснащение упирается в такие вещи как: целесообразность, надежность (особенно зимой) и главное цена.




Здравствуйте!

Я, имел в виду именно скважины, т.к. выходит из строя не только скважинное оборудование, но и эксплуатационная колонна.

Пакеры имею разное назначение, также существуют и пакеры-отсекатели. Если вы зайдете на сайт НПФ "Пакер" г Октябрьский, то сможете рассмотреть все существующие модификации.

По жидкости глушения согласен, но не всегда можно добиться качественного глушения. Еще, основная цель автоматизировать пакер.

На сколько часто, приходится закрывать и открывать задвижки на скважинах? Для этих целей наверно приходится гнать технику, людей. Если скважины рядом, то хорошо.

Вы пишите про регулируемый штуцер, он автоматически регулируется или вручную. Если можно сообщите, где я могу их посмотреть.

По поводу цены, очень серьёзный вопрос, если учитывать высокую добычу с месторождения, а количество обслуживающего персонала и стоимость оборудования снизить до минимума, то я думаю эффект будет.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Ну нету никаких пакеров-отсекателей, даже у НПФ "Пакер", только что проверял на их сайте. А отсекателями обычно бывают клапаны (клапаны-отсекатели, забойные клапаны-отсекатели, устьевые клапаны-отсекатели). А функция любых пакеров - разделять. Разделил объекты и все. Если не разделил, значит нужно переустановить. За каким... их еще регулировать. Штуцеры регулируются как правило дистанционно, никто не ставит задачу автоматического регулирования, хотя никакой технической сложности она не представляет. Штуцеры регулируемые обычно маркируются ШР, есть модификации ШР-10, ШР-12, ... используются для регулирования потоков газа. Есть еще угловые штуцеры в составе фонтанной арматуры на скважинах - они бывают и дистанционно управляепмыми и местно управляемыми. Автоматически управлямыми они становятся, в том случае, если к дистанционному управлению добавлять АСУ. Но это, как Вам уже здесь несколько человек написали, обычно неоправдано дорого.

Share this post


Link to post
Share on other sites



Здравствуйте!

Я, имел в виду именно скважины, т.к. выходит из строя не только скважинное оборудование, но и эксплуатационная колонна.

Пакеры имею разное назначение, также существуют и пакеры-отсекатели. Если вы зайдете на сайт НПФ "Пакер" г Октябрьский, то сможете рассмотреть все существующие модификации.

По жидкости глушения согласен, но не всегда можно добиться качественного глушения. Еще, основная цель автоматизировать пакер.

На сколько часто, приходится закрывать и открывать задвижки на скважинах? Для этих целей наверно приходится гнать технику, людей. Если скважины рядом, то хорошо.

Вы пишите про регулируемый штуцер, он автоматически регулируется или вручную. Если можно сообщите, где я могу их посмотреть.

По поводу цены, очень серьёзный вопрос, если учитывать высокую добычу с месторождения, а количество обслуживающего персонала и стоимость оборудования снизить до минимума, то я думаю эффект будет.




Эксплуатационную колонну??? ))) И что - они у вас часто ломаются и вы их меняете? )))))
Про пакер все ясно - в другой теме дискутируем )) Не получится у вас спустить отсекатель с кабелеем и потом спустить ЭЦН.
Про задвижки не издевайтесь пожалуйста! Глуппо. Никто не гонит технику, чтобы закрыть задвижку. Они все руками крутятся...
А вообще - вы даже не представляете, как часто надо их крутить на скважинах и для чего... ))) Крутят их тогда, когда надо сделать что то другое... Закрыть/открыть задвижку не основная цель, а сопутствующая. ))
А вот штуцера регулируемые это реально и оправдано. Есть и вручную регулируемые и авто. С разными работаем.. С автоштуцерами тяжелее. Работают неплохо, но стоят дорого..
Автоштуцер будет состоять из самого регулируемого штуцера и активатора. Плюс надо обвязывать со станцией управления и погружной телеметрией. Сложная работа в общем.
штуцер и активатор:

Standard features Brochure.pdf

SD1208B01 Choke CAD Drawing.pdf

Share this post


Link to post
Share on other sites

Join the conversation

You can post now and register later. If you have an account, sign in now to post with your account.

Guest
Reply to this topic...

×   Pasted as rich text.   Paste as plain text instead

  Only 75 emoji are allowed.

×   Your link has been automatically embedded.   Display as a link instead

×   Your previous content has been restored.   Clear editor

×   You cannot paste images directly. Upload or insert images from URL.