Артем Змеу (Все сообщения пользователя)

Добрый день, Марат!
клапаны перепускные КПЭ, КПГ применяются более 10 лет. успешно прошли необходимые испытания на скважинах к компаниях ЛУКОЙЛ, Роснефть, Сургутнефтегаз, Татнефть,  

Добрый день!
При отсутствии срыва ЯТ-О возможно по причинам загрязнения механизмов якоря скважинными механическими примесями, попадания посторонних предметов, возникновение больших потерь на трение в зависимости от инклинометрии и глубны установки якоря в скважине, не качественная посадка якоря при внедрении (резкая посадка, растяжение или слом колец при создании ударных нагрузок, установка якоря в стык или деформированный участок эксплуатационной колонны).
Для срыва якоря ЯТ-О необходимо создать осевую нагрузку вверх. При отрицательном результате производить расхаживание с увеличением нагрузки. Вращение в данном случае положительного результата не принесет.
В пакерно-якорных компоновках рекомендуем применять узлы безопасности:
ПБ https://npf-paker.ru/catalog/type/instrumenty/dop_oborudovanie/pb?sphrase_id=13830,
МРГ https://npf-paker.ru/catalog/type/instrumenty/dop_oborudovanie/mrg?sphrase_id=13828
Так же при осложнениях на скважине Вы всегда обратиться на наш Круглосуточный номер технологической поддержки работ на скважинах +7-927-080-40-01  (https://npf-paker.ru/contacts/)

Добрый день, Алексей!
Уравнительный клапан перекрывает внутреннее  пространство пакера при его установке в эксплуатационной колонне. Тем самым изолируется подпакерное пространство. При переводе пакера в транспортное положение, натяжением колонны НКТ, клапан открывается. Тем самым выравнивается давление под и над пакером.
В основном данный тип пакера применяется в двух пакерных компоновках для селективных обработок пластов.

Спасибо, Фарит Хайдарович, за поддержку. Получение эффекта от той или иной технологии зависит от многих факторов. Наша с Вами задача сделать этот эффект наиболее большим.

Добрый день, Фарит Хайдарович!
Вы совершенно правы. На глубине 5-10 метров клапана будут работать. Будут перепускать газ. Установка будет работать.
Но в данной технологии есть еще одна сторона, которая позволят получить дополнительную добычу без дополнительных вложений. Так важную в сегодняшней сложной экономической ситуации.
Если производить расчет и устанавливать клапаны на определенной глубине, то мы достигнем циклического перепуска газа из затрубного в трубное пространство.
Тем самым мы сможем обеспечить не только стабильную работу установки, увеличить температуру, но и оказывать гидроволновое воздействие на призабойную зону на всем протяжении эксплуатации скважины.

Добрый день!
для колонны 102мм с толщиной стенки 5,5-7,0мм компоновка для селективной обработки существует.
оборудование испытанное, применяется в различныз предприятиях.
для более детальной проработки направьте данные по скважине на мой эл.адрес.

Пакеры пименяемые к компоновке для селективной обработки являюся многоразовыми за одно СПО и опыт проведения подобных операций позволяет гарантировать герметичную установку в перфорированном интервале.
При проведении подобных операций чаще наблюдаются заколонные перетоки, которые негативно сказываются на качестве проведения обработки.

Добрый день!
Перед проведением работ по селективной обработки необходимо установить пакеры в не перфорированной колонне и опресовать межпакерное пространство и надпакеное пространство.

Добрый день!
в первую очередь это наличие узлов перекрывающих кольцевой зазор между пакером и обсадной колонной – что обеспечивает надежную пакеровку и герметичность при перепадах давления на пакер до 100 МПа, а также предотвращает затекание резиновых элементов между пакером и колонной.

Добрый день, Олег!
мы не рекомендуем перепускать свободный газ из под пакеры в затрубное пространство. особенно если выше пакера не герметичность.
в зависимости от скважины и задачи, мы имеем возможность вывести свободный газ из под пакера на устье скважины, завести газ в лифт НКТ через перепускной клапан или по капилярному трубопроводу.
если говорить об эффективности, то эффективней будет рабочая технология/оборудование с наименьшими затратами на ее внедрение и обслуживание. это решается подбором оборудования к конкретной скважине.
лучше иметь несколько вариантов решения задачи.

Добрый день, Сергей!
В вопросах организации фонтанной, газлифтной добычи нефти и газа существует множество проблем и их решений. Часть из них не имеет практического внедрения. Часть применяется на скважинах и имеют свои преимущества и недостатки. В вашем сообщении все говорится верно. Но как показывает практика, каждое  решение выбора технологии, подземного оборудования необходимо просчитывать для каждой скважины или группы скважин индивидуально с учетом параметров их работы. При решении прикладной задачи результат наиболее эффективен и практичен. НПФ "Пакер" производит оборудование которое применяется также и при организации фонтанной, газлифтной добычи и производит расчеты работы скважины. И при этом возникают множество вопросов по объему выделяющегося газа, глубине выделения газа, движению жидкости. Возможно нам стоит объединить наши усилия для определения наиболее эффективных решений при экстлуатации скважин.

Добрый день, Алексей!

Описанный вами газовый фактор свидетельствует о наличие в затрубном пространстве «газовой шапки или свободного газа», которая в свою очередь негативно влияет на снижение динамического уровня в скважине и температуру добываемой жидкости. Чем выше динамический уровень в скважине, тем большую часть тепла может сохранить жидкость поднимаемая на поверхность.
Одно из решений это технология Циклического Перепуска Газа (ЦПГ).
В зависимости от параметров скважины (давления буферного, динамического уровня, забойного и пластового давления, дебита жидкости, глубины спуска насоса, давление газа в затрубном пространстве) на определенной глубине производиться установка перепускных клапанов (КПЭ), что позволяет обеспечить циклический перепуск газа из затрубного в трубное пространство. Тем самым мы сможем обеспечить уменьшение газовой шапки в скважине, увеличить динамический уровень в скважине, что в свою очередь позволит увеличить температуру добываемой жидкости.
Данная технология опробована и широко применяется в ТПП «Урайнефтегаз».

Это в первую очередь пакер ПГ-ЯГ, устанавливаемый гидравлическим давлением в любом месте э/колонны, а также автономные компоновки 1ПРОК-ИРИР или 1ПРОК-ИНА (которые позволяют выравнивать давление при их срыве, что важно на поглощающих скважинах), устанавливаемые с помощью технологической компоновки ЯКПРО-СДУ для создания дополнительного усилия.

Анатолий Енюшин,
Для предотвращения полёта УЭЦН на забой скважины разработана технология ЯКПРО-ППЭ. Под УЭЦН устанавливается якорь ЯМО3(Э), который при спуске на заданную глубину остаётся в транспортном положении. Если в процессе эксплуатации УЭЦН происходит обрыв или перемещение колонны труб вниз, то плашечный механизм якоря перейдёт в рабочее положение и, таким образом, полёт УЭЦН на забой скважины будет невозможен. В компоновке так же предусмотрен разъединитель РК для уменьшения рисков осложнений по прихвату оборудования.
Спуск компоновки в скважину осуществляется обычным способом.

Да. Это пакер  ПРО-ЯМОГ3(Ф)-КУ-82... Для  колонны 102мм с толщиной стенки 5,5-7,0мм.
Пакер оснащен встроенным уравнительным клапаном для выравнивания давления в над и под пакерном пространстве. Открытие происходит при натяжении инструмента вверх с усилием настраиваемым  на заводе согласно требований Заказчика. Закрытие клапана осуществляется разгрузкой инструмента.

Азат Нургалеев,
Отвод газа из под пакерного пространства осуществляется по капиллярному трубопроводу с выводом на устье скважины или в колонну НКТ. Данная технология успешно прошла испытания в условиях ОАО "Варьеганнефтегаз" ТНК-ВР.
Для увеличения объема отводимого свободного газа имеется возможность прокладки 2ух капилярных трубопроводов через пакер с кабельным вводом П-ЭГМ.

Данил Сергеев,
Да. Клапан Обратный Трехпозиционный предназначен для удержания столба жидкости при остановке УЭЦН и промывки подклапанного пространства. Для открытия клапана необходимо создать перепад давления 9,0-15,0 МПа в над и подклапанном пространстве и прокачать через клапан необходимый объем жидкости или хим.реагентов.
Так в ОАО "Самаранефтегаз" благодаря клапану КОТ удалось запустить скважину. В скважину, после проведения ГРП, была спущена компоновка ЭЦН с пакером. При запуске ЭЦН был получен "клин". Произвели подъем ГНО. При разборе ЭЦН выявлен пропант в рабочих органах. Заменили ГНО и установили в место стандартного обратного клапана клапан КОТ. При запуске ЭЦН был вновь получен «клин». Подбили ЦА и произвели промывку через клапан КОТ, зафиксировали повышение давления по ТМС. Запустили ЭЦН и вывели скважину на режим.
Так же возможно организовать "самопромывку" ЭЦН через КОТ без привлечения насосного агрегата. Для этого необходимо настроить клапан КОТ на определенное давление открытия. Что бы при остановке ЭЦН столб жидкости открывал клапан КОТ, происходил слив жидкости, выравнивание давления над и подклапанном пространстве и закрытие клапана. Таким образом промывка ЭЦН осуществляется без привлечения дополнительной техники и затрат.

Клапаны типа КПЭ применяются только в паре для реализации технологии Циклического перепуска газа. Сущность технологии ЦПГ заключается в формировании гармонических колебаний забойного давления в прискважинной зоне пласта за счёт резкого снижения в момент перепуска с последующим медленным нарастанием. В результате этого происходит приобщение или более полное раскрытие интервала пласта. Кроме того, за счёт действия механической составляющей (уплотнение линз или трещин вмещающей породы пласта при снижении давления) происходит вытеснение жидкости из порового пространства пласта, а значит и наиболее полная выработка запасов нефти, особенно с неоднородными коллекторами. Также имеет место газлифтный эффект в момент перепуска газа в НКТ с последующим его подъёмом на устье скважины. При этом снижаются энергозатраты на извлечение скважинной жидкости на поверхность.

Да, конечно. Пакер П-ЯМОГ-КБ осевой установки с гидравлическим якорем и байпасным клапаном.
Предназначен для проведения ГРП, ОПЗ, опрессовок э/колонны, РИР.  Выдерживает перепад давления до 70,0 МПа. Проходной канал  50мм для колонн 140-146мм. Байпасный клапан открывается натяжением колонны НКТ не менее 0,5м. пакер прошел промысловые испытания и доказал свою эффективность.

На 10.01.2011г пакер ПРО-ЯДЖ-О-122 есть в наличии на складе г.Октябрьский и в Сервисном центре в г.Нижневартовск.
Также рекомендуем для ППД применять пакер ПРО-ЯЖО-М. Это улучшенная модификация пакера ПРО-ЯДЖ-О. с осевой установкой, двумя механическими якорями. И значительно уменьшенная нагрузка установки до 4,0-8,0 тонн. Выдерживаемый перепад давления составляет 35,0 МПа.

После проведения монтажа пакера П-ЭГМ на устье скважины производится опрессовка кабельного герметизатора гидравлическим давлением. Герметичность установки пакера с кабельным вводом (при наличии интервала негерметичности, расположенной выше пакера) проверяется по статическому уровню – не должно быть его снижения. Также необходимо убедиться в отсутствии заколонных перетоков и герметичности лифта НКТ.

Пакер с кабельным вводом П-ЭГМ эксплуатируется с 2008г. Наработка по пакеру равняется наработке по УЭЦН, после демонтажа проводится ревизия и пакер вновь готов к эксплуатации.
Основная проблема эксплуатации для всех пакеров это в первую очередь не подготовленность ствола скважины.
Для компоновок УЭЦН с пакером сложности вызывает свободный газ, отсутствие возможности обратной промывки насоса и конечно присыпание пакера с вышерасположенной негерметичности.
Решение данных вопросов на сегодняшний день уже имеется и проведены их скважинные испытания. Отвод свободного газа из под пакера возможно осуществить по капиллярному трубопроводу или с помощью перепускного клапана КПЭ. Промывку УЭЦН возможно организовать с помощью клапана КОТ, устанавливаемого в замен стандартного обратного клапана. Осложнения связанные с присыпанием пакера значительно снижаются при применении узла безопасности МРГ.

Добрый день!
Будем рады помочь в подготовке доклада. В компонновках УЭЦН-КПЭ-пакер также необходимо использовать клапан КОТ-93 для возможности прямой промывки УЭЦН. Сообщите пожалуйста свои контактные данные (телефон), либо позвоните мне по телефону 8-927-960-59-16.