Оборудование для нефтяных и газовых скважин

Вход
  • Поиск по сайту

    По вопросам продажи

    Нуруллин Ильшат Рифович
    Нуруллин Ильшат Рифович
    Руководитель службы сбыта

    Технические вопросы

    Змеу Артем Александрович
    Змеу Артем Александрович
    Заместитель директора по развитию техники и технологий
    • ГРП
    • Добыча
    • ППД
    • ТКРС
    • ЛНЭК
    • ШГН

    Инструмент посадочный гидравлический

    ИПГ

    Предназначен для установки, разъединения и соединения колонны НКТ с оставляемым автономно в эксплуатационной колонне пакерно-якорным оборудованием

    Проконсультируем и подберем решение под ваши требования

    Нуруллин Ильшат Рифович
    Руководитель службы сбыта

    Область применения:

    • для эксплуатации нефтяных, газовых скважин и закачки воды;
    • для проведения РИР, установки многопакерных компоновок или других технологических операций при КРС.

    Успешный опыт применения:

    • ПАО «Татнефть им. В.Д.Шашина», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром».

    Достоинства:

    • высокая надежность уплотнительного узла посадочного инструмента позволяет после спуска его с пакером в скважину и последующей пакеровки проводить все необходимые операции при максимальном перепаде давления на пакер;
    • герметичность соединения ловильного инструмента после стыковки позволяет проводить технологические операции с давлением до 25 МПа или продолжать эксплуатацию скважины;
    • использование инструмента позволяет значительно снизить материальные затраты при проведении РИР, установке многопакерных компоновок и других технологических операциях при КРС;
    • для разъединения не требует вращения НКТ.

    Экономический эффект:

    • Использование инструмента позволяет снизить затраты при проведении РИР, установке многопакерных компоновок и других технологических операциях при КРС до 1,2 млн.р.

    Конструктивные особенности:

    • комплект ИПГ состоит из инструмента для установки пакера, отсоединения от него для автономной работы и ловильного инструмента ИЛ для герметичного соединения с корпусом ИПГ и последующего извлечения пакера;
    • разъединение ИПГ осуществляется гидравлически после сброса шара, а соединение ловильного инструмента ИЛ осуществляется механической разгрузкой веса НКТ не менее 5 кН.

    Ремонт
    оборудования

    Партнерство

    Поможем с поставками и выполнить контракт, произведем под ваши требования

    Обсудить партнерство
    Наименование оборудования Обозначение КД Условный диаметр
    мм
    Толщина стенок
    мм
    Диаметр управляющего шарика, мм Давление расцепления инструмента, МПа Максимальный перепад давления, МПа Максимальная сжимающая нагрузка, кН Максимальная растягивающая нагрузка, кН Наружный диаметр, мм Диаметр проходного канала
    не менее, мм
    Длина
    не более, мм
    Масса
    не более, кг
    Присоединительная резьба гладких НКТ ГОСТ 633-80
    Верх
    муфта
    Низ
    ниппель
    ИПГ-114-58-500-Т100[1]-К3 АХА 4.241.131‑01 140 7-9,2 59,5 3,7-22[2] 50/25[3] 350 200/350[3] 114 58/53[3] 600 25/18[3] 89 73
    146 7-10,7
    ИПГ-118-58-500-Т100[1]-К3 АХА 4.241.007 140 6,6-7,7 60 3,7-22[2] 50/25[3] 350 200/350[3] 118 58/53[3] 600 26/18[3] 89 73
    146 7-10,7
    ИПГ-136-58-500-Т100[1]-К3 АХА 4.241.014 168 7,3-12,1 60 3,7-22[2] 50/25[3] 350 200/350[3] 136 58/53[3] 611 36/21[3] 89
    ИПГ-152-58-500-Т100[1]-К3 АХА 4.241.019 178 6,9-9,2 60 3,7-22[2] 50/25[3] 350 200/350[3] 152 58/53[3] 610 36/21[3] 89
    ИПГ-114-55-500-Т100[1]-К3 АХА 4.241.131‑02 140 7-9,2 57,15 3,7-22[2] 50/25[3] 350 200/350[3] 114 55/53[3] 600 27/18[3] 73
    146 7-10,7
    ИПГ-118-55-500-Т100[1]-К3 АХА 4.241.007‑01 140 6,2-7,7 57,15 3,7-22[2] 50/25[3] 350 200/350[3] 118 55/53[3] 600 28/18[3] 73
    146 7-10,7
    ИПГ-136-55-500-Т100[1]-К3 АХА 4.241.014‑01 168 7,3-12,1 57,15 3,7-22[2] 50/25[3] 350 200/350[3] 136 55/53[3] 611 36/21[3] 89
    ИПГ-145-55-500-Т100[1]-К3 АХА 4.241.134 168 7,3 60 3,7-22[2] 50/25[3] 350 200/350[3] 145 55/53[3] 610 35/21[3] 89
    178 10,4-13,7
    ИПГ-152-55-500-Т100[1]-К3 АХА 4.241.019‑01 178 6,9-9,2 57,15 3,7-22[2] 50/25[3] 350 200/350[3] 152 55/53[3] 610 36/21[3] 89
    ИПГ-114-50-500-Т100[1]-К3 АХА 4.241.131‑03 140 7-9,2 54 3,7-22[2] 50/25[3] 350 200/350[3] 114 50/53[3] 600 28/18[3] 73
    146 7-10,7
    ИПГ-118-50-500-Т100[1]-К3 АХА 4.241.007‑02 140 6,2-7,7 54 3,7-22[2] 50/25[3] 350 200/350[3] 118 50/53[3] 600 29/18[3] 73
    146 7-10,7
    В случае если не наши подходящее оборудование осуществим
    подбор или разработку по индивидуальным требованиям
    • [1] При заказе оборудования на Т=150°С – записывается Т150.
    • [2] Регулируется количеством срезных винтов.
    • [3] Инструмента посадочного/инструмента ловильного.
    Технические характеристики оборудования и ограничения по применению носят информационный характер. Основанием для применения оборудования в конкретных скважинных условиях является эксплуатационная документация.
    Фактический перечень, производимого оборудования ООО НПФ «Пакер», больше чем представлен на сайте.

    Комплектация

    Комплект ЗИП на T=100°C на T=150°C
    Шифр Обозначение КД Шифр Обозначение КД
    1 Нулевой ИПГ-114-58-500-Т100-К3-00 АХА 4.241.131-01/00 ИПГ-114-58-500-Т150-К3-00 АХА 4.241.131-01-20/00
    2 Минимальный ЗИП 01 ИПГ-114-58-500-Т100-К3-01 АХА 4.241.131-01/01 ИПГ-114-58-500-Т150-К3-01 АХА 4.241.131-01-20/01
    3 Стандартный ЗИП 02 ИПГ-114-58-500-Т100-К3-02 АХА 4.241.131-01/02 ИПГ-114-58-500-Т150-К3-02 АХА 4.241.131-01-20/02
    4 Стандарт плюс ЗИП 03 ИПГ-114-58-500-Т100-К3-03 АХА 4.241.131-01/03 ИПГ-114-58-500-Т150-К3-03 АХА 4.241.131-01-20/03
    5 Максимальный ЗИП 04 ИПГ-114-58-500-Т100-К3-04 АХА 4.241.131-01/04 ИПГ-114-58-500-Т150-К3-04 АХА 4.241.131-01-20/04
    Пример оформления записи при заказе оборудования «нулевой» комплектации:
    • на Т=100°С  —  ИПГ-114-58-500-Т100-К3-00     АХА 4.241.131-01/00
    • на Т=150°С  —  ИПГ-114-58-500-Т150-К3-00     АХА 4.241.131-01-20/00
    Пример оформления записи при заказе оборудования «Стандартный ЗИП 02» комплектации:
    • на Т=100°С  —  ИПГ-114-58-500-Т100-К3-02     АХА 4.241.131-01/02
    • на Т=150°С  —  ИПГ-114-58-500-Т150-К3-02     АХА 4.241.131-01-20/02
    ПРО-ЯМО3-ЯГ2(Ф)
    XXX
    1
    82
    X
    2
    34
    X
    3
    1000
    X
    4
    Т100
    X
    5
    К3
    X
    6
    02
    X
    7
    Пример
    1 Обозначение изделия
    2 Наружный диаметр изделия, мм
    3 Проходной канал, в скобках указываются эквивалентные диаметры боковых или дополнительных каналов, мм (*указывается для перекрываемого проходного канала)
    4 Максимальный перепад давления, атм.
    5 Максимальная температура эксплуатации, °С
    6

    Коррозионное исполнение оборудования (К1, 2, 3, 4, 5):

    • К1 – углекислого газа до 10%;
    • К2 – углекислого газа более 10%;
    • К3 – соляной кислоты до 20%;
    • К4 – углекислого газа и сероводорода каждого до 10%;
    • К5 – углекислого газа и сероводорода каждого более 10%.
    7 Комплектация ЗИП

    При отсутствии некоторых составляющих структуры обозначения оборудования ставится «-Х-».

    К1, К2, К3 – исполнение оборудования является стандартным к сульфидно-коррозионному растрескиванию (СКР), см. таблицы 6.1 (а, б) «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 12.03.2013 г.

    При отсутствии некоторых составляющих структуры обозначения оборудования ставится «-Х-».

    Пакер ПРО-ЯМО3-ЯГ2(Ф)-82-34-1000-Т100-К3-02;
    Пакер ПРО-Ш-К-122-46-350(1000)-Т100-КЗ-02;
    Разъединитель колонны универсальный РКУ-118-59-500-Т100-К3-02;
    Клапан обратный трехпозиционный КОТ-93-45(42)-210-Т100-К3-02;
    Клапан циркуляционный полнопроходной КЦП-108-62-350-Т100-К3-02.

    Нажимая на кнопку «Отправить», я даю согласие на обработку персональных данных и соглашаюсь c условиями пользования и политикой обработки персональных данных
    Войти как пользователь
    Вы можете войти на сайт, если вы зарегистрированы на одном из этих сервисов: