Каталог ТюмГео 2012

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

2

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

СОДЕРЖАНИЕ

БУРОВЫЕ И НЕФТЕСЕРВИСНЫЕ УСЛУГИ........................................3

ЗАО «ИНВЕСТГЕОСЕРВИС»....................................................................................4

ООО «НОВА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСЛУГИ»..............................................................6

ЗАО «ПГО «ТЮМЕНЬПРОМГЕОФИЗИКА».............................................................11

ООО «НОВОУРЕНГОЙСКАЯ БУРОВАЯ КОМПАНИЯ»............................................15

НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЕИ ТЕМАТИЧЕСКИЕ РАБОТЫ............................................................20

ЗАО «НЕДРА-КОНСАЛТ»......................................................................................21

НПП «СИББУРМАШ»............................................................................................27

ООО «СИБГЕОПРОЕКТ»........................................................................................38

ООО «ТЮМЕНЬГЕОКОНСАЛТИНГ».......................................................................40

ООО «СИБИНФОРМГЕО»......................................................................................42

ЗАО «ПГО «ТЮМЕНЬГЕОЛОГИЯ».......................................................................43

МАШИНОСТРОЕНИЕ И БУРОВОЙ СЕРВИС....................................45

ООО «ЮГСОН-СЕРВИС»........................................................................................46

ЗАВОД ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И МАШИН.........................74

3

К О Н С О Р Ц И У МГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Буровые инефтесервисныеуслуги

ИНВЕСТГЕОСЕРВИС

НОВА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСЛУГИ

ПГО «ТЮМЕНЬПРОМГЕОФИЗИКА»

НОВОУРЕНГОЙСКАЯ БУРОВАЯ КОМПАНИЯ

4

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

Группа компаний «Инвестгеосервис» объединяет специализированные предприятия в области строительства по-исково-разведочных и наклонно-направленных эксплуатационных скважин (ERD), интерпретации геологических и геофизических данных, подсчёта запасов углеводородов, построения геологических и гидродинамических моделей месторождений, проектов разработки месторождений, исследования скважин, землеустроительных работ.

ГК «ИНВЕСТГЕОСЕРВИС»Россия, 117630, г. Москва,ул. Обручева, д. 23,Тел.: +7(495) 280-02-63,Факс: +7(495) 280-02-65,E-mail: [email protected],http://www.ingeos.ru

ЗАО «Инвестгеосервис» осуществляет функции координатора по управлению геологоразведочными работами и предоставлению комплекса нефтесервисных услуг в процессе разработки месторождений (IPM).

ООО «Нова Энергетические Услуги» производит строительство поисково-раз-ведочных и эксплуатационных скважин, в том числе наклонно-направленных, с горизонтальным окончанием ствола.

ЗАО ПГО «Тюменьгеология» осуществляет гидродинамические исследования скважин, оказывает юридические, консультационные услуги.

ООО «Тюменьгеоконсалтинг» производит землеустроительные (камеральные) работы, ведет оформление разрешительной документации.

ЗАО «Недра-Консалт» производит полный спектр геолого-геофизических ра-бот: от обработки и интерпретации сейсморазведочных данных до подсчета за-пасов и проектирования разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа.

Значительный опыт группы компаний «Инвестгеосервис» в области производ-ства буровых работ и геологических исследований позволяет нашим специали-стам успешно решать комплексные задачи заказчика:

• геологическая оценка структуры залегания продуктивных пластов; • геомеханическое моделирование проводки скважин; • инженерное планирование и выбор оптимальных технологических решений; • дистанционный контроль за процессом бурения в режиме реального времени; • анализ результатов и улучшение параметров проекта.

5

Специализацией группы компаний является строительство разведочных и эксплуатационных скважин (ERD) глубиной по стволу 6000-7000 метров, отходами от вертикали 4000-5000 метров и более.

ГК «Инвестгеосервис» одной из первых в регионе перешла на применение мировых технологий, используемых в Се-верном море, на проектах Сахалин 1, 2, для бурения глубоких разведочных и эксплуатационных скважин с большими от-ходами от вертикали (ERD) на ачимовские и юрские залежи углеводородов.

Группа компаний «Инвестгеосервис»:

специализация на строительстве технологически сложных разведочных и эксплуатационных скважин с большими от-ходами от вертикали (ERD);

инженерно-технологический центр по дистанционному контролю за строительством скважин в режиме реального вре-мени, в соответствии с проектной документацией Заказчика;

минимизация геологических и производственных рисков благодаря принятию оптимальных технических и технологиче-ских решений на этапах геомеханического моделирования и оперативных решений в процессе строительства скважин;

индивидуальный подход к выбору технологий от ведущих поставщиков технологических услуг для наиболее эффектив-ного решения задач Заказчика;

многолетний опыт ведения буровых работ в арктических районах и на автономных проектах.

КОНКУРЕНТНЫЕ ПРЕИМУЩЕСТВА

Бурение вертикальных, наклонно-направленных, по-логих горизонтальных эксплуатационных, разведочных скважин различной сложности с большими отходами от вертикали (ERD).

Опыт работ в горно-геологических и природно-кли-матических условиях Ямало-Ненецкого автономного округа.

Опыт работы с передовыми инновационными техноло-гиями.

Конкурентная стоимость коммерческого предложения. Надежные связи с поставщиками материалов и услуг в регионе.

Качество и сроки исполнения работ на уровне лидеров отрасли.

Развитая система мобилизации. Наличие производственных баз в г. Тарко-Сале, г. Новый Уренгой, полуострове Ямал.

ВИДЫ РАБОТ

создание геологических проектов поисков и разведки углеводородов;

проектирование технологических схем разработки ме-сторождений;

гидродинамическое моделирование залежей углево-дородов;

обработка и интерпретация геологической информации; строительство высокотехнологичных поисково-разве-дочных и эксплуатационных скважин, зарезка боковых стволов;

инженерно-технологический дистанционный контроль за бурением в режиме реального времени;

газогидродинамические исследования скважин на приток углеводородного сырья;

консалтинг в сфере землепользования и экологии.

6

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

СПЕКТР УСЛУГ Бурение вертикальных, наклонных, наклонно-направленных и горизонтальных эксплуатационных и разведочных скважин различной сложности и глубины (до 7000 м)

Зарезка боковых горизонтальных стволов

В настоящее время мы имеем возможность выполнять полный цикл строительства скважин, включающий в себя:

ПРИМЕНЯЕМЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Оснащение буровых установок верхним приводом

Все действующие буровые установки, находящиеся в работе на Юрхаровском, Северо-Русском, Восточно-Таркосалин-ском, Самбургском месторождениях оснащены верхним приводом VARCO, TESCO. Капитальный ремонт и модернизация СВП осуществляется на базе ремонтно-механического цеха. На одной из буровых установок БУ 6500/450 ЭК-БМ находится одна из самых грузоподъемных в мире СВП 750 ECX 1350.

Наличие СВП позволило пробурить наклонно-направленные с горизонтальным окончанием скважины глубиной до 6062 метров роторным способом полностью до проектного забоя и добиться коммерческой скорости строительства сква-жины 2 811 метров/ст-месяц.

Буровые растворы и цементирование

В настоящее время бурение скважин при вскрытии продуктивных горизонтов осуществляется растворами на углеводо-родной основе типа MegaDrill, VersaClean, а также Reliant фирмы «MI Swaco». Для разведочных, эксплуатационных сква-жин и зарезки боковых стволов используются высокоструктурированные ингибированные полимерные буровые растворы фирм Baroid, Baker Hughes, MI SWACO. Данный тип раствора способствует сохранению коллекторских свойств пластов, обладает отличными ингибирующими и смазывающими свойствами.

Технология переработки отработанного бурового раствора в «сухой» шлам с последующим его вывозом на полигон позволяет сохранить кустовую площадку от сброса БСВ и ОБР. Возможность повторного использования раствора при бурении следующих скважин снижает финансовые затраты и время на его приготовление.

ООО «НОВА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСЛУГИ»Россия, 629850, Тюменская область,ЯНАО, Пуровский район, г. Тарко-Сале, промзона СУМВР,Административный корпус,Тел.: +7(34997) 46-200,Факс: +7(34997) 46-222,E-mail: [email protected]

Конкурентные преимущества ООО «НЭУ»

• наличие производственной базы в г. Тарко-Сале и г. Новый Уренгой;

• развитая система мобилизации; • наличие ремонтной базы; • собственный парк тампонажной спецтехники; • собственное превенторное хозяйство; • собственная лаборатория тампонажных и глинистых растворов;

• конкурентные стоимости основного вида деятельности; • опыт работы с передовыми инновационными технологи-ями.

Достигнутые результаты ООО «НЭУ»

• устойчивый рост производственных показателей; • формирование надежной производственной и ремонт-ной базы на территории Пур-Тазовского района;

• знание особенностей геологических структур Пур-Тазовского района;

• опыт строительства скважин сложных конструкций; • опытный инженерный состав; • надежные связи с поставщиками материалов и услуг; • применение передовых технологий горизонтального бу-рения, сервиса буровых растворов и долотного сопро-вождения ведущих российских и зарубежных компаний;

• повышение качества и сокращение сроков исполнения ра-бот до уровня лидеров отрасли.

• подготовку всей разрешительной документации для вы-полнения работ;

• отсыпку кустовой площадки; • строительство и содержание зимней автодороги; • монтажные работы;

• бурение скважин различной сложности и конструкции; • крепление скважин; • испытание продуктивных пластов; • техническую и биологическую рекультивацию.

7


Технология бурения роторно-управляемыми системами

Система AutoTrak G3 RCLS, разработанная на базе самой технологически продвинутой роторной замкну-той системы, объединяет последние уровни телеметрии и каротажа в процессе бурения в прочном модуль-ном дизайне.

Система третьего поколения открывает новые возможности во всех аспектах наклонно-направленного бурения, включая геонавигацию и бурение с большим отходом от вертикали. Прибор автоматически само-направляется при непрерывном вращении бурильной колонны, при этом изменения, вносимые в траекто-рию ствола, передаются прибору с поверхности во время бурения.

Система AutoTrak G3 RCLS обеспечивает наддолотные замеры направления по азимуту, вращательного азимутального гамма-каротажа, удельного сопротивления, давления в реальном времени и вибраций.

В 2011 г. на Юрхаровском месторождении был использован гибридный способ бурения – роторно-управ-ляемой системой и ВЗД, позволяющий создавать увеличенный момент для разрушения забоя с целью до-стижения максимальной скорости бурения на больших глубинах.

Предложенная компанией Baker Hughes технология бурения горизонтальных скважин роторно-управ-ляемыми системами AutoTrack была опробована на Юрхаровском месторождении, в результате чего был получен положительный результат - пробурены 4 скважины с минимальным отклонением от проектного профиля, из них две двухствольные скважины.

Каротаж в процессе бурения

Комплекс приборов, спускаемых в скважину, предназначен для проведения исследования параметров продуктивного пласта, количественного описания коллектора и точной проводки скважины в режиме ре-ального времени.

Система многочастотного измерения сопротивления с гидравлическим каналом связи OnTrack исполь-зуется для комплексной оценки параметров пласта и призабойной зоны в процессе бурения.

Прибор радиоактивного каротажа LithoTrak обеспечивает измерение пористости с поправкой на осно-вании данных кавернометрии, а также производит измерение коэффициента фотоэлектрического поглоще-ния и плотности породы.

Данные приборы используются в замкнутой системе роторного бурения AutoTrack на Юрхаровском ме-сторождении.

Применение данных устройств каротажа в процессе бурения трех скважин куста 7/1 Юрхаровского ме-сторождения позволило исключить затраты времени на ГИС и подготовку ствола к спуску хвостовика.

8

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

Технология многоствольного заканчивания HOOK Hanger

Впервые на Юрхаровском месторождении пробурена двухствольная скважи-на с применением оборудования Baker Hughes для многоствольного заканчива-ния скважин по уровню TAML 3.

Для изоляции водоносного горизонта при цементировании согласно данной технологии могут использоваться заколонные пакеры – нижний и верхний. Хво-стовик подвешивается в окне эксплуатационной колонны. «Крюк», входящий в состав системы, приходит в зацепление с окном в обсадной колонне, что обеспе-чивает контроль глубины и надлежащее совмещение хвостовика с окном.

PeriScope Schlumbergerсистема определения границ пласта в режиме реального времени

(картограф границ пласта)

Данная технология применена на Восточно-Таркосалинском месторож-дении совместно с роторно-управляемой системой PоwerDrive Schlumberger в феврале 2011 г.

Система определения границ пласта PeriScope обеспечивает высокоточную проводку скважины в пределах продуктивного горизонта, не требуя предвари-тельно построенной геологической модели. Система PeriScope осуществляет на-правленные измерения на 360о вокруг своей оси и определяет ориентацию гра-ниц на расстоянии до 6,4 м.

Цементирование скважин

Цементирование скважин осуществляется цементами марок ЦТРС, ЦТРОС, марки G производства НПО «Гранула», с применением расширяющих и армирующих добавок. При цементировании скважин со сложной конструкцией к разработ-ке тампонажной смеси привлекаются ведущие российские институты. Для проведения работ по креплению скважин наше предприятие оснащено современным тампонажным флотом. В 2011 году запущен в эксплуатацию новый цементировоч-ный комплекс в составе передвижной установки УНБС 2-600*70, мобильный комплекс МК-1, мобильный склад цемента ЦТ-40М.

Оснастка обсадных колонн цельнолитыми центраторами Centek и EasyGlider позволяет произвести безаварийный спуск колонны, равномерное распределение цементного раствора в заколонном пространстве, что является одной из со-ставляющих высокого качества цементирования скважин.


9

Эшелонные Наименование кол-во

БУ 3000 ЭУК1М 2

БУ 4500/270 ЭЧ-БМ 1

БУ 6500/450 ЭЧРК-БМ 2

Наименование кол-во

Автокран 16 - 25 тонн 9

Автокран 50 тонн 3

а/м КрАЗ с тралом - 40 тонн 4

а/м Урал с полуприцепом 16

а/м Урал АЦ для воды 3

а/м Урал АЦ для ГСМ 5

а/м Урал вахтовый автобус 5

а/м Урал ППУА 5

а/м Урал бортовой 2

а/м Урал АЗА-3 1

Мобильный кран Liebherr 90 тн 1

Наименование кол-во

Бульдозер 29

Снегоболотоход 3

Краны КП -25 3

К-701 тягач 5

К-701 фронтальный погрузчик 3

Парк буровых установок

Парк укомплектованных буровых установок компании в настоящее вре-мя составляют 5 единиц эшелонного типа грузоподъемностью 270-450 тн, 16 стационарных буровых установок грузоподъемностью 200-320 тн, 3 мобильные установки и 1 установка для освоения и КРС.

В 2009 году приобретены 2 уникальные тяжелые буровые установки Урал-маш БУ 6500/450 ЭЧРК-БМ, оснащенные верхним приводом и установками для безамбарного бурения.

По нашему техническому заданию запущены в изготовление 4 буровые установки Уралмаш 6000/400 ЭЧРК («Арктика»). Контрольная сборка пер-вой из них состоялась в феврале 2012 г., а остальных - запланирована на июнь 2012 г.

В 2011 г. на условиях лизинга приобретены 4 буровые установки ZJ-50 DBS для глубокого разведочного и эксплуатационного бурения и мобильная установка с вышечным блоком TZJ-40 с емкостным блоком. Все буровые установки уже запущены в эксплуатацию.

Автотранспортный цех

Бесперебойная доставка инструмента, химреагентов и материалов на производственные объекты, высокая скорость мобилизации и вышкомон-тажных работ обеспечивается благодаря наличию собственных автоколонн грузовой, тракторной и тяговой, крановой техники.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ВОЗМОЖНОСТИ

Мобильные Наименование кол-во

МБУ-125 1

А-80 1

Стационарные Наименование кол-во

БУ 3Д-76 8

БУ 3200/200 ДГУ 2

БУ 2500 ДГУ 1

БУ 4Э 1

Тракторный цех

С 2009 года парк тракторной техники существенно обновлен, что позволило снизить себестоимость работ и увеличить скорость вышкомонтажных работ, сократить расходы на строительство скважин.

10

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

Тампонажный цех

В соответствии с программой об-новления основных фондов в 2007-2008 г. по договорам лизинга при-обретено 15 единиц тампонажной техники, которые составляют основу двух высокомобильных тампонажных отрядов. Два отряда осуществляют дежурство на удаленных участках не требующих высокой мобильности.

Агрегаты смонтированы на ав-томобильных шасси повышенной проходимости КрАЗ и УРАЛ, что по-зволяет работать в экстремальных климатических условиях и в отсут-ствие твердого покрытия.

Новая техника освоена специали-стами и успешно эксплуатируется: в настоящее время отрядами выпол-няется до 10 работ по цементирова-нию в месяц.

В 2011 году приобретён цементи-ровочный комплекс, который позво-лит нам конкурировать с лидерами отрасли, такими как Sсhlumberger и Halliburton, в сегменте цементирова-ния скважин.

Цементирование скважин про-изводится цементом марки ЦТРС и ЦТРОС с армированными и расши-ряющими добавками. Специалисты нашей компании тесно работают с российскими институтами по раз-работке рецептуры и приготовлению тампонажной смеси для скважин со сложной конструкцией.

Оборудование, используемое при цементировании скважин, в том чис-ле рукава высокого давления компа-нии Leatex, регулярно подвергается поверке и испытанию.

Наименование Кол-во

Цементировочный агрегат ЦА 700 2

Цементировочный агрегат ЦА 320 23

Смесители УС-6 - 30 25

Усреднительные ёмкости УСО -20 4

Блок манифольдов БМ -700 3

Станция контроля цементирова-ния

2

ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

Конструкция скважин 271, 270 ЮГКМ

направление 426 мм......................................................90 м; кондуктор 324 мм............................................................550 м; техническая колонна 245 мм......................................1400 м; эксплуатационная колонна 178 мм...............3486 м, 3103 м.

Конструкция скважины 205

направление 530 мм.......................................................90 м; кондуктор 426 мм...........................................................550 м; техническая колонна 324 мм......................................1347 м;

эксплуатационная колонна 245 мм............................2476 м; хвостовик 168 мм в интервале..........................2544-3178 м.

Скважины горизонтальные с проходкой по продуктив-ному пласту 500, 600 и 150 метров соответственно. Отход от устья скважины до кровли продуктивного пласта составил 1600 и 1240 метров. Полученные дебиты превысили проект-ные в три раза.

В 2007 году закончена строительством первая в регионе двухствольная скважина на нижнемеловые отложения.

Конструкция скважины

направление 426 мм........................................................80 м; кондуктор 324 мм...........................................................450 м; тех. колонна 245 мм.....................................................1350 м; экспл. колонна 178 мм.................................................3302 м; хвостовик 127 мм в интервале:.......................3245 – 4055 м; хвостовик 114 мм в интервале:.......................2851 – 3978 м.

Протяженность горизонтальных участков каждого ство-ла составила 800 м.

В 2010 г. была пробурена наклонно-направленная сква-жина глубиной 5320 метров по стволу (коммерческая ско-рость бурения 1946 м/ст-мес). В перспективе планируются скважины глубиной 6550 метров по стволу.

11

Россия, Тюменская область,ХМАО-Югра, 628681, г. Мегион,ул. Южная, 9,Тел.: +7 (34643) 2-16-09, доб. 1233,Факс: +7 (34643) 3-24-22,E-mail: [email protected],http://www.tpg.ru

История предприятия неразрывно связана со становлением и развити-ем нефтяной промышленности в За-падной Сибири и российского нефте-газового комплекса в целом. В 1958 г. геофизическая партия Колпашевской экспедиции прибыла в Сургут вслед за первыми геологами. Впервые назва-ние «Тюменьпромгеофизика» появи-лось в 1977 году.

По решению Министерства геоло-гии РСФСР был основан Тюменский геофизический трест «Тюменьпром-геофизика». В состав треста вошли несколько экспедиций: Ямальская, Уренгойская, Сургутская, Ханты-Ман-сийская и другие. Трест аккумулировал в себе многолетний опыт проведения геофизических исследований, а также творческий, кадровый и технический потенциал всей геофизической служ-бы Западной Сибири. Специалисты треста участвовали в открытии таких месторождений нефти и газа как Ме-гионское, Ватинское, Самотлорское, Сургутское, Аганское. За время свое-го существования компания провела

исследования и работы более чем в 30 тысячах нефтяных и газовых сква-жинах и приняла участие в разведке и освоении всех самых крупных не-фтегазовых месторождений Западной Сибири.

Сегодня ЗАО «ПГО «Тюменьпром-геофизика» предоставляет полный комплекс геофизических исследова-ний:

• геофизические исследования в бу-рящихся поисковых, разведочных и эксплуатационных скважинах;

• проведение геолого-технологиче-ских исследований и газового ка-ротажа;

• контроль процесса цементирова-ния скважины;

• контроль качества цементирова-ния и технического состояния об-садных колонн;

• прострелочно-взрывные работы;

• геофизические исследования при освоении и испытании скважин;

• геофизические исследования при контроле над разработкой место-рождений;

• обработка, интерпретация и обоб-щающее геологическое моделиро-вание объектов и месторождений по всем видам ГИС;

• вертикальное сейсмическое про-филирование.

В состав компании входят 6 экспе-диций и более 10 производственных участков работающих на всей терри-тории Западной и Восточной Сибири. Работа каждой из производственных экспедиций построена так, чтобы пол-ностью обеспечить выполнение полно-го спектра услуг по информационному обеспечению процессов строительства и эксплуатации скважин. Мобильность компании позволяет распределять ре-сурсы таким образом, чтобы обеспе-чить замкнутый цикл предоставления услуг: получение информации, кон-троль качества, петрофизическая ин-терпретация, предоставление резуль-татов в любой точке выполнения работ.

ЗАО «ПГО «ТЮМЕНЬПРОМГЕОФИЗИКА»

12

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

Выгодное расположение производственных баз «Тю-меньпромгеофизика» в городах Мегион, Нижневартовск, Сургут, Нягань, Новый Уренгой, Пыть-Ях, Радужный, Красно-ярск позволяет специалистам компании оперативно выпол-нять геофизические работы на территории самых удаленных и труднодоступных месторождений. При этом каждое из под-разделений оснащено современным оборудованием и спо-собно самостоятельно решать задачи, связанные с выпол-нением геофизических исследований и работ в скважинах.


Компетентность

• многолетний опыт работы; • эффективные высокотехнологичные решения; • собственная школа геофизики.

Качество

• высокая достоверность получаемых данных; • понимание и учет потребностей заказчиков; • соответствие международным стандартам.

КомплеКсность

• контроль и сопровождение поискового, разведочного и эксплуатационного бурения скважин;

• полный спектр геолого-геофизических услуг и работ на каждом этапе жизни скважины и месторождения;

• информационное сопровождение при контроле и оп-тимизации разработки месторождений.

Тюменьпромгеофизика непрерывно ведёт работы по минимизации затрат времени на проведение геофизических ис-следований скважин. Результатами такой работы на сегодняшний день являются комплексы скважинной аппаратуры МЕГА-3, а также аппаратурный комплекс PLT rus++, используемые для проведения геофизических исследований в сква-жинах.

МЕГА-3 это новое решение для отечественного ГИС открытого ствола, ее преимущества относительно существующих аналогов:

• гарантированное выполнение комплекса за одну СПО - экономия времени бурового станка и сопутствующего сервиса; • лучшее качество получаемых данных – погрешность УЭС пластов не более 5%, высокая разрешающая способность, возможность работы в высокоминерализованных растворах;

• сокращение длины и отсутствие гибких частей БКЗ - существенное снижение риска осложнений при оставлении при-боров в скважине;

• возможность комбинирования необходимых модулей, согласно заявленному комплексу ГИС • сборка модулей в любой последовательности.

Отношения с Заказчиками «Тюменьпромгеофизика» вы-страивает на основе взаимного уважения и ориентирован-ности на нужды и пожелания Клиента. Для этого большие средства регулярно вкладываются в разработку и внедре-ние новейших видов технологий, методик, геофизических методов. Маркетинговая политика отличается высокой гиб-костью, что позволяет найти подход к каждому Заказчику, оперативно разработав интересные для него предложения.

13

НАЗНАЧЕНИЕ

для проведения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах.

СОСТАВ КОМПЛЕКСА

ТМ2-М2 – модуль предназначен для контроля технологических параметров при про-ведении ГИРС с использованием сборки приборов МЕГА-3. Обеспечивает регистра-цию натяжения геофизического кабеля на головке сборки, измерение внешнего ги-дростатического давления, температуры окружающей среды, индикацию движения прибора по датчику акселерометра.

БКВР-М3 - определение кажущегося сопротивления горных пород шестизондового бокового каротажа высокого разрешения.

ТЛМ2-М2 - модуль технологический обеспечивает сбор информации от измери-тельных модулей комплекса, обмен информацией со станцией МЕГА-МАКС по каро-тажному геофизическому кабелю (высокоскоростная телеметрия QAM). Кроме того, обеспечивает измерение естественной гамма-активности горных пород, и локацию муфтовых соединений.

2ННК2-М2 - измерение водонасыщенной пористости методом двухзондового ней-трон-нейтронного каротажа.

КП2-М2 - механический каверномер обеспечивает измерение диаметра скважины. СГП2-М2 - обеспечивает измерение плотности горных пород методом двухзондово-го гамма-гамма плотностного каротажа.

АКШ-М3 - предназначен для измерения кинематических и динамических характе-ристик упругих волн.

ИКН-М3 - измерение кажущейся электрической проводимости шестью разноглу-бинными зондами на четырех частотах.

НИ2-М2 - инклинометр обеспечивает измерение параметров траектории скважины в непрерывном режиме.

АК2-М2 - обеспечивает проведение геофизических исследований методом акусти-ческого каротажа. Прибор комплектуется сменными зондовыми установками И 2.2 П 0.4 П или И 1.2 П 0.4 П 1.2. И.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МОДУЛЕЙ

КОМПЛЕКС СКВАЖИННОЙ АППАРАТУРЫ МЕГА-3

14

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


для проведения геофизических исследований в скважинах при контроле за разра-боткой нефтегазовых месторождений.

КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ

Комплекс PLT обеспечивает проведение исследований в скважинах в температур-ном диапазоне от -10 до +120 градусов и гидростатическом давлении до 60 МПа (при необходимости предоставляются модули в термобаростойком исполнении до 150 градусов и до 80 МПа) с передачей данных на компьютеризированные каротаж-ные станции.

Все регулировки в приборах комплекса осуществляются программно с использо-ванием энергонезависимой памяти, что позволяет проводить настройку и кали-бровку без разбора прибора с широкими возможностями автоматизации. Иссле-дования проводятся на одножильном грузонесущем геофизическом кабеле длиной до 8000 м.

Кабельный интерфейс приборов может работать как в режиме двухстороннего об-мена, так и в режиме односторонней передачи данных с прибора на станцию. Для использования при работе на скважине режима двухстороннего обмена необходи-мо применение поставляемого в комплекте интерфейсного блока или каротажной станции, способной формировать программные запасы скважинному прибору. Ре-жим двухстороннего обмена позволяет менять режим работы прибора на скважине (скорость передачи данных по каналам, коэффициент усиления локатора муфт, вре-мя накопления для канала гамма-каротажа и т.д.)

Современная элементная база обеспечивает высокую надежность работы в жестких условиях эксплуатации.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

оценка остаточной нефтенасыщенности продуктивных коллекторов, когда минера-лизация пластовых вод мала или неизвестна;

определение литологии, пористости и минерального состава горных пород; определение содержания естественных радиоактивных элементов; определение газоносных коллекторов.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МОДУЛЕЙ

АППАРАТУРНЫЙ КОМПЛЕКС PLT RUS++

15

ООО «НОВОУРЕНГОЙСКАЯБУРОВАЯ КОМПАНИЯ»

Россия, Тюменская обл., ЯНАО,629300, г. Новый Уренгой,Восточная промзона,ул. Промысловая, 27,Тел./факс: +7(3494) 92-85-60, 92-25-07,E-mail: [email protected], [email protected],http://www.nubk.ru

СПЕКТР УСЛУГ Бурение вертикальных, наклонных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин любого назначения, сложности и глубины (до 5000 м.), включая строительство скважин в условиях полной автономии на период весенне-летней рас-путицы.

Зарезка боковых стволов как в обсаженном участке, так и в открытом стволе. Производство работ по освоению и испытанию, капитальному ремонту скважин. Проведение геофизических работ и исследований. Отсыпка кустовых площадок строительства скважин и производство вышкомонтажных работ. Строительство и содержание зимних автодорог. Комплекс работ ГКИ и ГДИ. Геофизическое сопровождение процессов строительства, освоения и эксплуатации поисковых, разведочных и эксплу-атационных скважин:

• комплекс исследований, проводимых при бурении скважин, в том числе работы по исследованию горизонтальных стволов скважин с помощью автономного комплекса «Алмаз-2» и вертикально-сейсмическое профилирование;

• ПВР с целью вторичного вскрытия продуктивных пластов и их интенсификации, а также взрывные работы, связан-ные с ликвидацией аварий, возникающих в процессе строительства и освоения скважин;

• комплекс промыслово-геофизических исследований эксплуатационного фонда скважин, включая работы по удале-нию гидратно-парафиновых образований и проведению свабирования скважин;

• комплекс работ для оценки нефтенасыщенности возвратных объектов и определения интервалов обводнения (СО-каротаж, ИННК, СГК);

• комплекс работ по оперативному определению коллекторских и физических свойств керна в лаборатории физиче-ских свойств;

• комплекс геолого-технологических исследований и газового каротажа, интерпретация результатов каротажа и ПГИ.


Мы стремимся сделать свою работу высокотехноло-гичной на всех этапах. Для эффективного обеспечения буровых работ на предприятии созданы все условия. Ис-пользуются самые современные способы и методы строи-тельства скважин:

При эксплуатационном бурении широкое применение получили технологии проводки наклонно-направлен-ных скважин с использованием современного телеме-трического оборудования.

При строительстве разведочных и поисковых скважин предприятие использует керноотборные снаряды, спо-собные максимально обеспечить сохранность инфор-мации о продуктивном коллекторе.

Компания применяет целый комплекс мероприятий по повышению качества крепления скважин – от разра-ботки комплексных рецептур тампонажных растворов на лабораторном оборудовании по стандартам API до проведения цементирования.

Парк буровых установок оснащается 4-ступенчатой си-стемой очистки буровых растворов и блоком утяжеле-ния растворов, что позволяет вести бурение скважин с диапазоном удельных весов по разрезу от 0,56 до 2,05 г/см3.

Для крепления скважин высокогерметичными обсад-ными колоннами предприятие имеет комплект гидрав-лических ключей, оборудованных моментомерами, ра-ботающих в диапазоне диаметров колонн от 426 мм до 73 мм.

16

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

Производственные базы и складские помещения: • Трубный цех по подготовке, ремонту бурильных труб и забойных двигателей;

• Цех по подготовке и опрессовке на поверхности обсад-ных труб;

• Цех по подготовке, обслуживанию и ремонту бурового и противовыбросового оборудования;


Наличие комплектов бурильного инструмента диаметрами 140 мм, 127 мм, 114 мм, 89 мм, 73 мм и соответственно УБТ и ведущих к ним труб, позволяют производить строительство скважин сложной конструкции, с диаметрами ствола по разрезу, от 530 мм до 95 мм.

Оснащение тампонажного цеха предприятия комплексом вспомогательного оборудования: осреднительные емкости, перемешиватели, дис-персионные воронки и т.д., – позволяет приме-нять сложные цементные растворы различного удельного веса с применением утяжелителей, наполнителей, пластификаторов, отвечающие требованиям проектов.

Высококвалифицированный персонал, техни-ческая оснащенность, наличие лаборатории по изучению физических свойств горных пород, оптимальные сроки и высокое качество работ, 30-летний опыт строительства геологоразведоч-ных скважин различных конструкций в сложных горно-геологических и климатических условиях, развитая инфраструктура производственных баз, позволяют вести строительство скважин «под ключ» собственными силами и средствами без привлечения сервисов на субподряд, что делает нас надежным партнером в разработке нефтяных и газовых месторождений.

ПАРК БУРОВЫХ СТАНКОВ

Марка, тип Производитель Кол-во

«Уралмаш 3Д-76»

«Уралмашзавод» г. Екатеринбург. Глубина буре-ния до 5000 метров. Года выпуска 1989-1991 7

«Уралмаш 4Э-76»


«Уралмаш-3000 ЭУК-1»


«Уралмаш -3000 БД»

«Уралмашзавод» г. Екатеринбург. Глубина буре-ния до 3500 метров. Год выпуска 1989 1

«БУ-75 БрЭ»«Волгоградский завод буровой техники». г.

Волгоград. Глубина бурения до 2000 м. Год вы-пуска 1994

1

«БУ-2500 /175 ЭПТ»

«Волгоградский завод буровой техники», г. Волгоград. Глубина бурения - 2500 м. Год

выпуска 19951

Марка, тип Производитель Кол-во

МБУ-140ОАО «Кунгурский машиностроительный за-

вод». Год выпуска 20111

МБУ 60/80 ОАО «Кунгурский машиностроительный за-вод». Год выпуска 2007 2

А-50М-1ОАО «Кунгурский машиностроительный за-

вод». Год выпуска 1997 3

ФРЭНКС-400 Експлорер-III

Корпорация АяЭрАй Интернешнл Корпо-рэйшн. Пампа, штат Техас 1993 год

Глубина 2500 метров1

«COOPER LTO-350»

Завод – изготовитель «COOPER», США. Глубина бурения 2900 метров 1

«COOPER LTO-250»

Завод – изготовитель «COOPER», США. Глубина бурения 2900 метров 1

«САВОТ-900»Фирма «САВОТ CORPORATION» США

Глубина бурения - 4000 метров 1

• Подразделение по комплексному исследованию угле-водородных систем;

• Автотранспортный цех; • Парк специальной тампонажной техники; • Вышкомонтажный цех; • Лаборатория буровых растворов и тампонажных ком-позиций.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ВОЗМОЖНОСТИ

17

ЦЕХ ПО ПОДГОТОВКЕ БУРИЛЬНЫХ ТРУБИ РЕМОНТУ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ

Обеспечение объектов трубной продукцией и забойными двигателями. Входной контроль поставляемой продукции. Проведение текущего обслуживания инструмента и забойных двигателей. Проведение работ по подготовке бурильных и обсадных труб ( гидравлическая опрессовка труб на поверхности, проведение дефектоскопии, калибровка резьбовых соединений).

Изготовление необходимых узлов и деталей средней сложности, изготовле-ние деталей на токарно фрезерных станках персоналом компании, что дает возможность снижения сроков выполнения работ и повышения качества их выполнения.

ЦЕХ ПО ПОДГОТОВКЕ, ОБСЛУЖИВАНИЮ, РЕМОНТУ БУРОВОГОИ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Обеспечение объектов исправным буровым и противовыбросовым оборудова-нием.

Проведение текущего обслуживания бурового и противовыбросового обору-дования.

Проведение работ по гидравлической опрессовке противовыбросового обо-рудования, проведение дефектоскопии.

Изготовление необходимых узлов и деталей средней сложности, изготовление резинотехнических изделий.

Подразделение имеет отдельно выведенную структуру по обслуживанию и ре-монту дизельных двигателей.

Промысловые исследования работы скважин с отбором проб пластового флю-ида (как глубинного, так и устьевого) и последующим определением его ком-понентно-фракционного состава в развернутой форме.

Измерение дебита скважин. Организация лабораторных хроматографических, физико-химических и тер-модинамических исследований пластовых флюидов с использованием PVT-установок.

Математическое моделирование составов пластовых флюидов для осущест-вления проектирования разработки месторождений.

ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ ПО КОМПЛЕКСНОМУ ИССЛЕДОВАНИЮ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

Работы производятся как на геологическом сепараторе, так и на установке, ис-пользующей принцип отбора части потока путем формирования представительной пробы, что существенно сокращает выброс вредных веществ в атмосферу.

18

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

Обеспечение бесперебойного снабжения объектов строительства материаль-но-техническими ресурсами.

Обеспечение техникой для производства мобилизационно-демобилизацион-ных работ на расстояния до 1000 км.

Предоставление техники для выполнения работ по строительству кустовых площадок.

Предоставление специальной техники на объекты (тяжелых бульдозеров, экс-каваторов).

Текущее обслуживание и ремонт техники.

АВТОТРАНСПОРТНЫЙ ЦЕХ

Наименование Кол-во Наименование Кол-во

Бульдозер Т-330 1 шт. Katerpiller D-9R 1 шт.

Katerpiller D-6Н 1 шт. Katerpiller D-9N 1 шт.

Katerpiller D-9L 2 шт. Бульдозер «KOMATSU» 4 шт.

Трактор К-701 7 шт. Бульдозер Т-170 48 шт.

Экскаватор ЭО-5124 1 шт. Экскаватор ЭО-2621 В2 2 шт.

Экскаватор САТ-330 BL 3 шт. Экскаватор Komatsu РС-400-5 2 шт.

Экскаватор ЭО-3323 А2 2 шт. Экскаватор ЕК-12 1 шт.

Автокран - 25 тн 4 шт. Автокран -16 тн 10 шт.

Автокран - 50 тн 4 шт. Кран КП - 25 3 шт.

Кран РДК 4 шт. Трубоукладчик ОМТ-16 7 шт.

Трубоукладчик Komatsu D-335 5 шт. КрАЗ - трал г/п 20-80 тн 20 шт.

Урал-полуприцеп г/п 25-30 тн 29 шт.Бензовозы и топливозаправ-щики 5,5-28м3 17 шт.

Транспортер Витязь ДТ-10П 1 шт. Транспортер Витязь ДТ-30П 2 шт.

Гусеничные тягачи 14 шт. Снегоболотоход ТРЭКОЛ 3 шт.

Самосвал г/п 14-27 тн 29 шт.

Наименование, марка и модель установок, механизмов, машин и средств

Погрузочно-разгрузочный участок с железнодорожным тупиком; Ремонтно-строительный участок; Склады с помещениями для материально-технических средств, сыпучих мате-риалов и химреагентов;

Энергоцех способен вести монтаж, наладку и ремонт электротехнического оборудования, как на базе, так и на объектах.

БАЗА ПРОИЗВОДСТВЕННО-ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И КОМПЛЕКТАЦИИ

19

ЛАБОРАТОРИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ТАМПОНАЖНЫХ КОМПОЗИЦИЙ

Планирование и обеспечение поставок химических реагентов и тампонажных материалов для строительства скважин, проведение входного контроля;

Контроль приготовления буровых растворов и тампонажных материалов, тех-нологическое сопровождение;

Подбор рецептуры и рекомендации по приготовлению по обработке раство-ров, подбор рецептуры и проведение анализов и тестов тампонажных мате-риалов;

Инженерное сопровождение при строительстве скважин, контроль параме-тров растворов на объектах;

Определение реологических свойств растворов на объектах.

ВЫШКОМОНТАЖНЫЙ ЦЕХ

Подготовка и строительство кустовых площадок скважин; Монтаж и установка бурового и силового оборудования на фундаменты; Производство пусконаладочных работ, пуск буровых установок в эксплуатацию;

Монтаж котельных, водонасосных и топливных установок; Демонтажные работы любой сложности; Строительство зимних автодорог.

ТАМПОНАЖНОЕ ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ

Обеспечение бесперебойного снабжения объектов строительства тампонаж-ными материалами.

Организация и проведение работ по креплению скважин с обеспечением кон-троля процесса.

Организация и проведение работ по изоляции пластов различной сложности и технологии.

Организация и проведение работ по опрессовке, проведение сложных работ с применением агрегатов.

Подбор рецептуры и проведение анализов и тестов тампонажных материалов.

Вся тампонажная техника базируется на авто-шасси, что позволяет умень-шить сроки мобилизации флота для проведения работ по цементажу и повысить производительность работ подразделения в целом. Часть техники расположена на базе авто-шасси повышенной проходимости для возможности проезда в ус-ловиях бездорожья.

Наименование кол-во Наименование кол-воЦементировочный агрегат ЦА 320,в том числе:

22 шт.Агрегат нагнетательный АН-700,в том числе

6 шт.

на шасси а/м КрАЗ-255 18 шт. на шасси а/м КрАЗ-255 3 шт. санный вариант 4 шт. санный вариант 3 шт.

Цементировочные агрегаты ЦА-500,на шасси а/м Урал-6970

2 шт.Цементосмесительная машина СМН-20

20 шт.

Компрессор СД-9/101 1 шт. ППУА-1600/100 6 шт.Компрессорная установка УКС-400 4 шт. Компрессор АКС-8М 3 шт.

ПАРК ТАМПОНАЖНОЙ ТЕХНИКИ

20

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

Научно-исследовательские и тематические работы

НЕДРА-КОНСАЛТ

НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «СИББУРМАШ»

СИБГЕОПРОЕКТ

ТЮМЕНЬГЕОКОНСАЛТИНГ

СИБИНФОРМГЕО

ПГО «ТЮМЕНЬГЕОЛОГИЯ»


21

Россия, Тюменская область,625014, г. Тюмень, ул. 2-км Старого Тобольского тракта, 8, строение 111,Тел.\факс: +7 (3452) 53-24-80,E-mail: [email protected]

СПЕКТР УСЛУГнаучно-исследовательские работы в области геологии, промысловой геофизики и проектирования разработки нефтяных, газовых и газоконденсатнонефтяных месторождений; обработка и интерпретация, супервайзинг сейсморазве-дочных работ.

ЗАО «НЕДРА-КОНСАЛТ»

ЗАО «Недра-Консалт» образовано в 1997 году. За 15 лет сформирован коллектив сотрудников, вы-полняющих весь спектр услуг по геолого-геофизическому моделированию и проектированию разработки месторождений углеводородов. Специалистами компании успешно защищены в ГКЗ РФ и ЦКР РФ более 25 работ по подсчёту запасов и проектированию разработки.

Западная Сибирь (Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, Ямало-Ненецкий автономный округ);

Красноярский край; Ненецкий автономный округ; Самарская область; Иркутская область;

Республика Удмуртия; Республика Саха - Якутия; США (Калифорния, Техас); Индонезия; Туркменистан; Казахстан.

РЕГИОНЫ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ


Выполнение комплексных региональных работ, работ по подсчёту запасов УВС и созданию проектных документов осу-ществляется на основе методологии проектного управления путем формирования коллектива исполнителей, объединя-ющего в рамках проекта под единым руководством специалистов различных прикладных направлений;

Наличие собственной систематизированной базы данных результатов геологоразведочных работ в Западной Сибири; Укомплектованность опытными специалистами; Опыт многократной успешной защиты результатов подсчёта запасов в ГКЗ РФ; Опыт успешной защиты разработанных проектных документов в ЦКР РФ; Оптимальные сроки выполнения работ при высоком качестве их исполнения.

22

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

Лицензия Федеральной службы безопасности РФ на осуществление работ, связанных с использованием сведений, составляющих государственную тайну

РАЗРЕШИТЕЛЬНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

ЗАО “НЕДРА-КОНСАЛТ” имеет необходимые для осуществления деятельности лицензии и сертификаты

Сертификаты соответствия системам стандартизации ISO 9000, ISO 14000, OHSAS.

Лицензия Федеральной службы геодезии и картографии РФ

на осуществление работ, связанных с картографической

и топогеодезической деятельностью

Свидетельство СРОП «Западная Сибирь» о допуске к определенному виду работ, связанных с проектированием

Лицензия Федеральной службы геодезии и картографии РФ на

осуществление работ, связанных с геодезической деятельностью

23

СПЕКТР УСЛУГ

СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

Департамент обработКи и интерпретации Данных сейсморазвеДочных работ

Цифровая обработка материалов наземных и морских сейсморазведочных работ 2D-3D. Восстановление и переобработка материалов сейсморазведочных работ прошлых лет. Комплексная интерпретация материалов бурения, ГИС и сейсморазведки с построением трехмерных моделей. Методико-технологический контроль (супервайзинг) и сопровождение полевых сейсморазведочных работ 2D и 3D.

ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

Модули сейсмогеологического моделирования PETREL. Комплекс программ цифровой обработки сейсми-ческих материалов GEOCLUSTER 5000 2D/3D; PSTM Kirchhoff; PACS 2/3D, Full Chronovista, Stratavista, AVO, GeoLympus.

Комплексная сейсмическая интерпретация GEOGRAPHIX (Landmark).

Программный комплекс контроля качества полево-го материала и первичной обработки 2D и 3D данных сейсморазведки QC, MEZA.

ЗАО «Недра-Консалт» явля-ется правообладателем про-граммы «QC» по контролю ка-чества полевого материала и первичной обработки сейсмо-

разведки 2D и 3D

24

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Департамент геологии, мониторинга и поДсчёта запасов углевоДороДов

Подсчет геологических и извлекаемых запасов углеводородов с защитой в ГКЗ РФ. Построение 2D и 3D геологических моделей объектов и месторождений. Анализ и оценка ресурсной базы, ведение баланса запасов, международный аудит запасов. Переоценка ресурсной базы нефтегазоперспективных территорий; разработка рекомендаций по лицензированию; обоснование программ ГРР.

Создание проектов поиска, разведки и доразведки месторождений. Мониторинг геологоразведочных работ.


Комплекс программ геолого-гидродинамического моделирования ROXAR. Комплекс программ геолого-гидродинамического моделирования PETREL. Программа картопостроения, геометризации залежей, подсчета запасов ISOLINE. Построение геологических разрезов PLOTLOG. Программы баз данных БАСПРО Оптима.

25


ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Департамент петрофизичесКого обеспечения и интерпретации гис

Разработка петрофизического обеспечения. Интерпретация материалов геофизических исследований в скважинах (ГИС). Изучение литолого-фациальных особенностей продуктивных пластов и их учет при петрофизическом обеспечении определения подсчётных параметров.

Обоснование подсчётных параметров при подсчёте геологических запасов углеводородов с защитой в ГКЗ РФ. Разработка рекомендаций по проведению геофизических исследований в скважинах.


Программа обработки промыслово-геофизических данных, ста-тистической обработки и интерпретации «керн-ГИС» GEOPOISK.

Программы баз данных БАСПРО Оптима. Построение геолого-геофизических разрезов PLOTLOG.

Для разных фаций получены индивидуальные связи «керн-керн», «керн-ГИС», Рп-f(kп), Рн=f(kв) и граничные значения ФЕС коллекторов.

В результате уточняются подсчетные параметрыЗависимости коэффициента нефтенасыщен-ности в пластовых условиях от коэффициента нефтенасыщенности в атмосферных условиях

Зависимости параметра пори-стости от коэффициента пористо-сти в пластовых и атмосферных

условиях для пластов АС9 (а), БС1(б), ачимовских (в) и юрских (г)

отложений

Зависимость коэффициен-та пористости в пластовых условиях от коэффициента пористости в атмосферных

условиях

∆ абс. ∆ абс. ∆ абс.пл.усл. атм.усл.∆ отн.% пл.усл. атм.усл.∆ отн.% пл.усл. атм.усл.∆ отн.%

4304 4859 555 2546 2928 382 2411 2826 41512.9 15.0 17.2

3489 3995 506 8428 9754 1326 7401 9077 167614.5 15.7 22.6

1742 2047 305 3497 4232 735 1104 1350 24617.5 21.0 22.3

- 247 315 68 915 1158 24327.5 26.6

7371 9008 163722.2

ПластНачальные балансовые запасы тыс.т

B C1 C2

АС9 1-2

АС9 3-4

БС1

Ач1

Ач3

Сопоставление запасов нефти по пластам, посчитанных при пластовых и атмосферных условиях

Граничные значения петрофизических параметров при атмосферных и пластовых условиях

26

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Департамент проеКтирования разработКи месторожДений углевоДороДов

Проектирование разработки месторождений. Создание проектных документов, защита в ЦКР РФ. Построение гидродинамических моделей. Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти, газа, конденсата. Технико-экономический анализ и оценка освоения месторождений. Создание проектно-сметной документации на строительство скважин, проектов на консервацию и расконсервацию скважин.

Сопровождение бурения скважин. Создание проектов горных отводов.

ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ Комплекс программ геолого-гидродинамического моделирования ROXAR. Комплекс программ геолого-гидродинамического моделирования PETREL. Комплекс программ гидродинамического моделирования ECLIPSE. Программы баз данных БАСПРО Оптима, PanTerra.

Карта потенциальных дебитов пласта

27

Россия, Тюменская область,625031, г. Тюмень,ул. Ветеранов труда, 58а,а/я 2997,Тел.: +7 (3452) 47-25-86,Факс: +7 (3452) 47-25-86,E-mail: [email protected],http://www.sibburmash.ru

НПП «СИББУРМАШ»

НПП «СибБурМаш» ориентировано на поставку оборудования и услуг для предприятий нефтегазового комплекса и осуществляет следующие виды деятельности:

НИОКР по разработке техники и технологии бурения, испытания, освоения, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин, в том числе для отбора керна и капитального ремонта методом зарезки боковых стволов с наклонно-направленным и горизонтальным окончанием;

изготовление оборудования по собственным разработкам; сервис по технологическому сопровождению при эксплуатации поставленного оборудования и по реализации наукоемких технологий на скважинах Заказчика.

Для этого в структуре НПП «СибБурМаш» предусмотрены следующие подразделения:

1. Конструкторское бюро2. Отдел технологического сопровождения скважинных работ.3. Отдел подготовки производства и служба ОТК.4. Механосборочный цех, оснащенный обрабатывающими центрами

и станками с ЧПУ.

Качество выпускаемого оборудования обеспечивается Системой Менеджмента Качества, аттестованной в соответствии с ГОСТ Р ИСО 9001-2008 (ISO 9001:2008) аккредитованным органом по сертификации систем качества «Bureau Veritas Sertification – Русь».

ВИДЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СЕРИИ ТОКС ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

НазначениеТехнологическое оборудование для крепления скважин ТОКС предназначено для спуска, подвески и цементирования

потайных обсадных колонн (хвостовиков) в обсаженные скважины, в которых пробурены вертикальные, наклонно-направленные и боковые (с горизонтальным окончанием) стволы, а так же для ликвидации негерметичности обсадной колонны посредством спуска дополнительной обсадной колонны («летучки»). В зависимости от поставленных задач и геолого-технологических условий комплект ТОКС может быть выполнен в различных вариантах оснащения (см. Таблицу 1).

В основе каждого из перечисленных вариантов ТОКС положен базовый комплект (см. Рис. 1)

К достоинствам оборудования серии ТОКС конструкции НПП «СибБурМаш» следует отнести: Широкая гамма типоразмеров и возможность варьирования комплектов с целью обеспечения максимального эффекта при заканчивании скважины.

Возможность взаимодействия отдельных узлов ТОКСов с комплексами оборудования для интенсификации притока при освоении и проведении плановых ремонтов скважин.

28

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

Параметр,мм

Обозначение комплекта

ТОКС 102/140

ТОКС 102/146

ТОКС 114/168

ТОКС 127/178

ТОКС 114 /146

ТОКС 102/168

ТОКС 89/140

ТОКС 120/146

ТОКС 140/168

ТОКС 114/178

Диаметр открытого ствола скважины

120,6 124 139,7 152,4 139,7 120,6 152,4

Условный диаметр обсадной колонны

140 146 168 178 146 168 140 146 168 178

Внутренний проходной диаметр узлов «хвостовика»

88,6 100 112 100 88,6 76 100 120 112

Условный диаметр потайной обсадной колонны «хвостовика»

102 114 127 114 102 89 120 120 114

Максимальный наружный диаметр узлов, не спускаемых в открытый ствол

120 124 144 152

125

144 120

125 145

152

Максимальный наружный диаметр узлов, спускаемых в открытый ствол

116 128 144 128 108 144

Технические характеристики

Таблица 1

Рис. 1. Базовый комплект ТОКС

29

КлассифиКация оборуДования серии тоКс в зависимости от КомплеКтации

(на примере КомплеКта тоКс 102/146)

В таблице 2 приведены примеры применяемости и технологические возможности типоразмеров оборудования серии ТОКС в зависимости от их комплектации.

Обозначение Назначение

ТОКС 102/146 Базовый

ТОКС 102/146-01 Применяется для повышения качества изоляции продуктивного пласта и предотвращения межпластовых притоков

ТОКС 102/146-02Применяется для предотвращения воздействия высокого гидродинамического давления на продуктивный пласт при продавке цементного раствора в затрубное пространство

ТОКС 102/146-03Применяется для повышения качества изоляции и предотвращения воздействия высокого гидродинамического давления на продуктивный пласт при креплении скважины

ТОКС 102/146-04 Применяется для предотвращения недоподъема цемента при осуществлении прямого одноступенчатого цементирования

ТОКС 102/146-05Применяется для исключения случаев недохождения «хвостовика» до проектного интервала установки с применением технологии поэтапного спуска фильтровой и обсадной трубы «хвостовика»

ТОКС 102/146-06 Применяется при спуске хвостовика без цементирования

ТОКС 102/146-07Применяется для исключения случаев недохождения «хвостовика» до проектного интервала установки с применением технологии спуска «хвостовика» в 2 этапа с герметичным соединением

ТОКС 102/146-08Применяется для исключения случаев недохождения «хвостовика» до проектного интервала установки с применением технологии спуска «хвостовика» в 3 этапа

Таблица 2

ОБОРУДОВАНИЕ СЕРИИ ОКОС ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИННазначениеКомплекс оборудования для крепления и освоения скважин ОКОС является связующим звеном между технологическим

оборудованием серии ТОКС и технологическим оборудованием, обеспечивающим проведение дополнительных мероприятий по интенсификации притока нефтяного флюида следующими методами:

гидроразрыв пласта с обеспечением герметичности непосредственно в хвостовике и предотвращением воздействия предельных гидравлических нагрузок на обсадную колонну основного ствола скважины;

ликвидация негерметичности «головы» хвостовика посредством установки дополнительного пакерного оборудования с сохранением равнопроходности последнего;

удлинения фильтровой части хвостовика за счет бурения и крепления на депрессии дополнительных стволов - ответвлений непосредственно из-под башмака хвостовика.В зависимости от поставленных задач и геолого-технологических условий комплект ОКОС может быть выполнен в

различных вариантах оснащения в соответствии с рисунками 2 и 3 и таблицами 2, 3.

техничесКие хараКтеристиКи оборуДования серии оКосДля спусКа фильтровой части «хвостовиКа» на Депрессии

Наименование параметров ОКОС 60/102 ОКОС 73/114

Условный диаметр обсадной колонны, в которую производится спуск и установка ОКОС, мм. 102 114

Условный диаметр обсадной колонны «хвостовика», мм. 60 73

Диаметр открытого ствола скважины (долота), мм. 85 95

Максимальный наружный диаметр узлов, спускаемых в открытый ствол, мм. 77 87

Максимальный наружный диаметр узлов, не спускаемых в открытый ствол, мм. 105 105Внутренний проходной диаметр узлов хвостовика, мм 43 56

Внутренний диаметр установочного инструмента, мм 22 34

Максимальное усилие растяжения, т 25 25

Рабочее давление, МПа 25 25

Избыточные давления срабатывания узлов, МПа

- подвески 12 12

Диапазон температур при эксплуатации, °С -45…+135 -45…+13

Присоединительная резьба на инструмент по ГОСТ 28487-90 З-65 З-65

Присоединительная резьба узлов ТОКС по ГОСТ 633-80 НКТ 60 НКТ 73

Таблица 3

30

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

Рис. 2. Схема комплекта оборудования серии ОКОС для спуска фильтровой части хвостовика на депрессии

Рис. 3. Схема компоновки серии ОКОС для установки отклонителя бурильного инструмента при забуривании дополнительного горизонтального ствола скважины

спусК отКлонителя в отКрытый ствол

спусК отКлонителя на голову спущенного хвостовиКа

31

техничесКие хараКтеристиКи серии оКос Для установКи отКлонителя бурильного инструмента при забуривании

Дополнительного горизонтального ствола сКважины

Наименование параметровОКОС

60/102.37ОКОС

73/114.37

Условный диаметр колонны, в которую производится спуск и установка, мм 102 114

Диаметр открытого ствола скважины (долота), в которую производится спуск и установка, мм 85 95

Наружный диаметр, мм 78 89

Длина клина отклонителя, мм 2100 2410

Длина желоба отклонителя, мм 1804 2104Диапазон температур при эксплуатации, °С -45…+100 -45…+100

Присоединительная резьба по ГОСТ 633-80 НКТ 60 НКТ 73

Угол наклона желоба, град. 2 2

Избыточное давление расцепления отклонителя, МПа 10± 1 10± 1

Длина отклонителя, мм 2395 2730

Таблица 4

КОМПЛЕКТ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ЧАСТИ ОТКРЫТОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

НазначениеПрименяется для отсечения водоносного участка открытого бокового ствола с использованием заколонных пакеров

серии ПГМ3 и разъединителя ТОКС в соответствии с рисунком 4.

Рис. 4. Схема установки комплекта для ликвидации части ствола скважины

32

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

НазначениеОбеспечивает центрирование обсадной колонны хвостовика относительно ствола скважины во время спуска и процесса

цементирования.

центратор пружинный цельный

техничесКие хараКтеристиКи

Наименование параметровВеличина параметра

ЦПЦ 89/120 ЦПЦ 102/124 ЦПЦ 114/140 ЦПЦ 127/152

Диаметр ствола скважины, мм 120,6 124 139,7 152,4

Максимальный наружный диаметр центратора, мм 145±2 145±2 160±2 170±2

Внутренний диаметр центратора, мм 92 105 117 130

Длина центратора, мм 397±5 397±5 498±5 498±5

Масса, кг не более 1,79 1,89 3,71 3,86

Количество планок, шт 6 6 6 6

Максимальная величина осевого усилия проталкивания центратора, F1, кг,ISO 10427-1

176 202 206 231

Минимальная величина радиального центрирующего усилия, создаваемого центратором в стволе скважины, F2, кг, ISO 10427-1

176 202 206 231

Коэффициент технологичности центратора, N=F2/ F1 (согласно требованиям ISO 10427-1)

≥1 ≥1 ≥1 ≥1

НазначениеОбеспечивает турбулизацию потока цементного раствора в затрубном пространстве при цементировании обсадных

колонн «хвостовиков» с целью улучшения вытеснения бурового раствора тампонажным.

турбулизатор

техничесКие хараКтеристиКи

Наименование параметров

Т102/116

Т102/121

Т102/133

Т114/133

Т114/145

Т127/145

Диаметр ствола скважины, мм

120,6 124 139,7 139,7 152,4 152,4

Наружный диаметр турбулизатора по ребрам, мм

116 121 133 133 145 145

Наружный диаметр турбулизатора по впадинам, мм

109 109 109 122 122 135

Внутренний диаметр турбулизатора, мм

104 104 104 117 117 130

Длина турбулизатора, мм

200 200 200 200 200 200

Количество ребер, шт 5 5 5 5 5 5

33

ТЕХНОЛОГИЯ ОТБОРА КЕРНА

Эффективность геологоразведочных работ и достоверность их результатов будет тем выше, чем большей информативностью обладает керн, полученный при бурении с его отбором.

Повышенная информативность керна обеспечивается: • в процессе бурения - техникой и технологией, обеспечивающими максимальное соответствие керна пластовым характеристикам гор-ных пород в интервале отбора;

• после подъема - оперативным сохранением характеристик горной по-роды в образцах на неопределенно долгое время;

• выполнением работ по отбору и анализу керна сервисным предпри-ятием.

Наукоемкие технологии и, технические средства и методики обеспечива-ют при отборе керна средний вынос на уровне 94%, в том числе по слабосце-ментированным породам - на уровне 82%.

Результаты исследований керна при его качественном отборе и опе-ративной обработке непосредственно на скважине могут обеспечить до 70-80 % от общего объема необходимого информационного содержания геоло-горазведочных работ на нефть и газ, создавая основу опорной геолого-про-мысловой информации о недрах. Такая высокая информативность керна до настоящего времени была возможна лишь при его отборе на растворах с углеводородной основой (РУО), буре-ние на которых дороже, технологиче-ски сложнее, пожаро- и экологически опаснее по сравнению с бурением на растворах с водной основой (РВО).

На скважине:

• отбор изолированного керна; • обработка РВО индикаторами, контроль их фоновой концентрации; • экспресс-анализ проникновения фильтрата РВО в поровое пространство керна;

• макроописание керна, его препарирование, отбор и консервация образцов для петрофизических исследований.

СПЕКТР УСЛУГ ПО ОТБОРУ И АНАЛИЗУ КЕРНА

В лабораторных условиях:

• стандартный комплекс лабораторных петрофизических исследований; • комплекс дополнительных и специальных петрофизических исследований; • обоснование петрофизического обеспечения геологической интерпрета-ции ГИС применительно к объекту исследований;

• обоснование методик определения подсчетных параметров по данным ГИС;

• построение объемно-компонентной модели пород в исследуемом разрезе скважины.

Генеральный директор НПП «СибБурМаш»Б.Ю. ХАЙРУЛЛИН

В основу наших сервисных работ положен тезис: «Качество полученного керна должно обеспечивать решение поставленных геологических задач».

34

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

Поиск альтернативных решений технологий отбора керна на РВО привел специалистов НПП «Сиб-БурМаш» к созданию специальных технологий бурения с отбором изо-лированного керна, исключающих негативное влияние РВО, миними-зирующих его фильтрацию в керн и обеспечивающих соответствие водонасыщенности керна пласто-вому Кво, что позволяет говорить о сопоставимости изолированного керна, отбираемого на РВО, керну, полученному из оценочных скважин на РУО.

Эта концепция воплощена в гамме керноотборных снарядов серии КИ различного назначения и типораз-меров, обеспечивающих отбор кер-на повышенной информативности, т.е. керна с сохраненной структурой и текстурой, с максимально возмож-ным сохранением Кво и выносом на уровне 90% и более (из некон-солидированных пород не менее 75%).

Повышение информативности кер-на достигается также комплексом наукоемких технологий его экс-пресс-анализа и обработки после отбора непосредственно на скважи-не и соответствующими методиками его лабораторных исследований, разработанных содружеством науч-но-производственных предприятий «СибБурМаш», «СибКор» и «Тю-меньгеофизика», расположенных в г. Тюмени.


СОСТАВ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛУГ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ

Керноотборник изолирующий

ЭТАП 1. «ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ ИЗЫСКАНИЯ»

Перед началом работ по договору осуществляется сбор и анализ геолого-геофизической и технологической информации по скважине, на основе которой вырабатываются научно обоснованные рекомендации по:

• технике и технологии отбора керна; • параметрам бурового раствора, типу индикаторов и методикам индикации;

• экспресс-анализу керна; • составу комплекса ГИС.

ЭТАП 2. «ПОСТАВКА ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ»

Для отбора керна

• керноотборный снаряд; • бурголовки режущего типа с алмаз-но-твердосплавными резцами;

• металлошламоуловитель; • пластиковые керноприемники для транспортировки керна.

Для обработки и анализа керна

• станок камнерезный и сверлиль-ный станок;

• полевая геохимлаборатория; • материалы для консервации и экс-пресс-анализа керна;

• дисковая пила для разрезания кер-ноприемников с керном.

35

ЭТАП 3. «ПРОВЕДЕНИЕ РАБОТ НА СКВАЖИНЕ»

• подготовка керноотборного снаряда и спецоборудования, используемо-го при отборе керна;

• авторский надзор и технологиче-ский контроль за отбором керна, механический каротаж;

• обработка РВО индикаторами, кон-троль и регулирование их концен-трации в РВО, отбор и анализ проб РВО;

• литологическое макроописание керна;

• экспресс-анализ проникновения фильтрата РВО в поровое простран-ство керна;

• экспресс-анализ керна с определе-нием некоторых свойств и минера-лизации поровых вод.

Сколы керна в дневном и ультрафиолетовом свете

ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ КЕРНООТБОРНЫХ СНАРЯДОВ СЕРИИ КИ ПО ТУ 3664-031-27005283-98

ЭТАП 4. «ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВА-НИЯ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КЕРНА»

Детальное исследование коллек-ции законсервированных образцов и фрагментов керна в стационарной лаборатории.

Базовый комплекс исследований керна включает:

• определение УЭС при естественной насыщенности;

• определение водонасыщенности керна прямым методом;

• определение коллекторских свойств;

• анализ химического состава поро-вых вод;

• анализ химического состава филь-трата РВО;

• проведение капиллярометриче-ских исследований.

36

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

В зависимости от потребностей заказчика могут быть проведены другие исследования и определение характе-ристик керна:

• анализ литологии и вещественного состава; • рентгеноструктурный анализ глинистых минералов цемента;

• определение профильной проницаемости; • другие специальные исследования и эксперименты.

Анализ керна в лаборатории

Базовый комплекс выполняемых работ включает сле-дующие элементы:

обоснование и рекомендация оптимального ком-плекса ГИС;

приемка материалов ГИС; контроль увязки кривых; оценка качества комплекса ГИС; приемка и обработка результатов анализов керна; обработка и интерпретация комплекса ГИС.

Дополнительно могут быть выполнены следующие работы:

уточнение алгоритмов определения подсчетных па-раметров исследуемых объектов с учетом вновь по-явившейся информации по исследуемой скважине;

обоснование методического и петрофизического обеспечения определения подсчетных параметров залежей;

обработка материалов ГИС по согласованным методикам с целью подсчета запасов по залежам и месторождениям.

ЭТАП 5. «АНАЛИЗ И КОМПЛЕКСНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГИС И РЕЗУЛЬТАТОВ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА»

Геолого-геофизическая характеристика и модель породы в разрезе скважин

Обоснование объемного водонасыщения (1), нефтенасыщения (2) и битумосодержания (3) пород

в разрезе Баженовской свиты

ЭТАП 6. «ОФОРМЛЕНИЕ И ЗАЩИТА ОТЧЕТА»

Результаты работ оформляются отчетом в соответствии с ГОСТ 7.63-90 «Отчет о геологическом изучении недр»

37

В зависимости от потребностей Заказчика и требуемого конечного результата мы предлагаем следующие варианты выполнения сервисных работ по отбору и анализу изолированного керна, в том числе:

1. Ограниченный комплекс, включающий работы по этапам 1, 2 и 3.2. Базовый комплекс, включающий работы по этапам 1-6 без дополнительных исследований.3. Расширенный комплекс, включающий работы по базовому комплексу и дополнительные исследования.

ОБЪЕМ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛУГ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Керн, распиленный продольно (в ультрафиолетовом свете)

Герметизированный керн

Информативность герметизированного керна выше керна, отобранного по изолирующей технологии снарядами серии КИ, так как кроме сохранения оста-точного водонасыщения в герметизированном керне возможно сохранение не-фте- и газонасыщения, а также и температуры при термостатировании кернопри-емника, благодаря чему обеспечивается возможность:

прямого определения по керну пластовых и текущих значений нефте- и газонасыщения;

сохранения фазового состава флюидов.

Ориентированный керн

Значительное внимание к отбору и исследованию ориентированного кер-на объясняется возможностью полу-чения дополнительной геологической информации, в том числе по следую-щим направлениям:

уточнение структурных построе-ний;

изучение анизотропии фильтра-ционных свойств в субгоризон-тальном направлении;

контроль азимутальной ориен-тации наклонных и горизонталь-ных скважин и т.д.

Рентгеновская томография керна

Аналитический программный ком-плекс обеспечивает оперативное ав-томатизированное определение гео-логических параметров горных пород, трехмерную визуализацию неоднород-ностей и решение многих других задач петрофизики, таких как:

паспортизация и цифровая архивизация керна;

выделение прослоев; выделение неоднородностей

и т.д.Трехмерная визуализация

неоднородностей

Образец ориентированного керна после палеомагнитного анализа

(стрелкой обозначена наклейка, указывающая направление севера)

Отбор керна в горизонтальных участках скважин

Керноотборные снаряды дополни-тельно оснащаются центраторами кер-ноприемника и специальными узлами отделения керна от забоя и последую-щего удержания его в керноприемнике при подъеме.

Отбор и анализ керна из неконсолидированных пород

• применение стеклопластиковых керноприемников;

• разрезание керноприемников на метровые пеналы;

• отбор образцов с торцов пеналов; • препарирование образцов с замо-раживанием в жидком азоте.

38

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

СПЕКТР УСЛУГ Разрешительная документация

Работы по освоению и исследованию разведочных и эксплуатационных скважин с помощью струйного насоса

При исследовании скважин используются методы уста-новившейся и не установившейся фильтрации жидкости. Данный вид работ позволяет:

создавать требуемые величины депрессий на продук-тивный пласт;

проводить расформирование загрязненных, низкопро-ницаемых прискважинных зон пластов и повышение их фильтрационных характеристик;

проводить гидродинамические исследования путем за-крытия скважин на забое и регистрации KBД для опре-деления добывных возможностей скважин. По результатам ГДИ выдается заключение о коэффи-

циенте продуктивности (приемистости), текущем пласто-вом давлении, оценивается модель пластовой фильтраци-онной системы, определяются фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллектора, анизотропия. На основании по-лученных результатов даются рекомендации по оптималь-ному режиму эксплуатации скважин.

При проведении работ используются собственные за-патентованные технологии и технические устройства.

Результаты предоставляются в виде отчета

Работы по повышению эффективности обработок раз-ведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин упругими гидравлическими импульсами

Технология исследования предназначена для освое-ния и исследования низкопроницаемых объектов. Имеет широкий спектр возможностей воздействия на пласт (де-прессия, репрессия, импульсно-ударный метод).

Позволяет сократить время очистки прискважинной зоны пласта от продуктов проникновения буровых раство-ров и увеличить продуктивность скважины.

Результатами данного вида работ являются:

удаление продуктов реакции из прискважинной зоны пласта при различных химических обработках;

раскрытие микротрещин и/или образование новых флюидопроводящих каналов;

уменьшение вязкости нефти, за счет разрушения про-странственной структуры смолистых и парафинистых соединений;

увеличение подвижности границ раздела вода-нефть, в результате чего уменьшается поверхностное натяже-ние нефти на границе с водой.


Россия, Тюменская область,625002, г. Тюмень,ул. Комсомольская, 49,Тел.: +7 (3452) 68-84-74, 68-84-47Факс: +7 (3452) 68-84-70,E-mail: [email protected],http://www.sibgeoproject.ru

Срок проведения работ от 7 суток


ООО «СИБГЕОПРОЕКТ»

39

Гидродинамические, газодинамические и газокон-денсатные исследования любых скважин, отбор поверх-ностных и глубинных проб пластовых флюидов

Работы могут проводится как в открытом стволе, так и в обсаженных скважинах. Исследования выполняют-ся при любых углах наклона ствола скважин, в том числе при горизонтальных завершениях стволов.

Проведение работ возможно при пластовой температу-ре до 150оС и пластовом давлении до 100 МПа.


Работы по геофизическим исследованиям многоплас-товых скважин

Техника и технология оценена ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре как инновационная и рекомендована недро-пользователям для широкого использования при разра-ботке нефтяных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений; разработан и утвержден в Ростехнадзоре регламент работ по комплексному геофизическому и ги-дродинамическому исследованию скважин, эксплуатиру-ющих два и более пластов с использованием двухрядной компоновки струйного насоса.

Данный вид работ позволяет: провести разделение продукции скважины по пластам; определить изменение ФЕС в процессе эксплуатации по каждому из пластов;

определить возможность объединения нескольких пластов в один объект эксплуатации.


Гидропрослушивание пластов

Позволяет определить ФЕС пласта, установить наличие гидродинамической связи между скважинами.


Работы по увеличению приемистости нагнетательных скважин

Технология предназначена для гидроволнового воз-действия на прискважинную и - при продолжительном воздействии - на удалённую зону пласта-коллектора, что обеспечивает поддержание высокой приемистости сква-жины.


Работа по очистке призабойной зоны пласта при по-мощи химических обработок

Технология предназначена для ОПЗ с помощью струй-ных компоновок с проведением химических обработок ПЗП (ГКО, СКО и щелочные обработки) с целью повыше-ния нефтеотдачи пластов.

* Для проведения работ со стороны Заказчика необходимы два цементировочных

агрегата ЦА-320


Срок проведения работ от 2 до 4 суток

Срок проведения работ от 2 до 30 суток


40

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


Производство землеустроительных работ и оказание экологических услуг предприятиям топливно-энергетического комплекса, в области оформления землеустроительной документации под объекты, расположенные на землях лесного фонда, землях с/х назначения, землях муниципальных образований, землях запаса.

ООО «Тюменьгеоконсалтинг» выступает генеральным подрядчиком в проектно-изыскательских работах под карьеры песка, обеспечивая получение необходимых согласований и прохождение экспертиз всей проектно-изыскательской документации, четко соблюдая сроки договора. Обеспечивает получение лицензий ОПИ, получение разрешения от муниципального образования на разработку карьера, получение свидетельства о факте открытия месторождения, вы-полнение горного отвода с оформлением горноотводного акта.

Услуги в области охраны окружающей среды: • оформление лицензий по обращению с опасными отходами; • проведение оценки факторов и уровня возможного воздействия на окружающую среду; • проведение экологического мониторинга предприятий нефтегазового комплекса, территорий муниципальных об-разований;

• разработка экологической документации, проектов ПДВ, ПДК, ПНООЛР; • разработка проектов рекультивации; • проведение экологического аудита на предприятиях; • проведение консультаций по совершенствованию охраны труда и промышленной безопасности на производстве; • мониторинг выбросов загрязняющих веществ в атмосферу; • проведение инструментального анализа изменения компонентов окружающей среды и напряженности экологиче-ской обстановки НГКМ;

• мониторинг состояния водоемов, находящихся вблизи промышленных объектов.

Россия, Тюменская область,625014, г. Тюмень,ул. 2-й км Старого Тобольского тракта, 8, строение 111,Тел.: +7(3452) 53-24-55,Факс: +7(3452) 53-24-55,E-mail: [email protected]

ООО «ТЮМЕНЬГЕОКОНСАЛТИНГ»

41

ПРИОРИТЕТНЫЕ ЗАДАЧИ

Разработать и внедрить систему учета и управления отходами на территории муниципальных образований ЯНАО с фор-мированием и обслуживанием централизованного хранилища данных. В первую очередь систему планируется вне-дрять на территории МО г. Новый Уренгой, Пуровского, Тазовского, Ямальского районов ЯНАО.

В 2010 году ООО «Тюменьгеоконсалтинг» и официальный представитель «TUV Rheinland» в России заключили Согла-шение о сотрудничестве по внедрению на предприятиях стандарта ISO 14000 (9000).

Планируется разработать систему дистанционного инструментального контроля экологической обстановки. Сформиро-вать производственную базу по данному направлению и начать внедрение системы на предприятиях ТЭК.


В ООО «Тюменьгеоконсалтинг» собрана профессиональная команда специалистов с большим опытом работы в области оформления, сопровождения и утверждения землеустроительной документации. Наши сотрудники уверенно владеют знаниями законодательства Российской Федерации в сфере земельных отношений, профессионально ориентируются в возникающих вопросах, безошибочно принимают верные и обдуманные решения. Условия договора всегда выполня-ются нашей компанией качественно, экономически выгодно и в кратчайшие сроки.

ООО «Тюменьгеоконсалтинг» располагает необходимыми возможностями для оптимизации процедуры выдачи соот-ветствующих разрешений. Комплексный подход к оформлению разрешительной землеустроительной документации, подбор исполнителей на всех стадиях подготовки и разработки необходимых материалов, налаженные контакты с со-ответствующими органами государственной власти позволяют решать данные задачи с минимальными затратами в сжатые сроки.

42

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


сбор, систематизация, обработка геолого-геофизических данных, создание баз данных по объектам разведки и раз-работки;

обследование устьев и приустьевых территорий скважин, объектов ТЭК; составление обзоров геологоразведочных работ по углеводородным и рудным ископаемым по площадям и месторож-дениям;

создание геологических моделей, подсчет запасов месторождений и оценка перспективных ресурсов ловушек УВ; геологическое сопровождение (мониторинг) ГРР, ПЭ, ОПЭ на предприятиях ТЭК и геологоразведки; оценка рыночной стоимости объектов и предприятий ТЭК и геологоразведки; составление проектов ГРР, ОПЭ, ПЭ, строительства и расконсервации поисково-разведочных скважин, проектов горных отводов для разработки месторождений УВ;

экогеомониторинг.

ООО «Сибинформгео» подготовило свыше 50 различных программ и проектов геологоразведочных работ по участкам недр; составило 15 проектов ОПЭ, ПЭ, ликвидации, консервации, строительства по-исково-разведочных, эксплуатационных скважин; подготовило более 20 проектов горных отводов для разработки месторожде-ний; провело мониторинг окружающей среды по 10 месторождениям и лицензион-ным участкам; обследовало свыше 700 поисково-разведочных скважин, материалы по ко-торым были представлены в органы власти и недропользователям, свыше 100 скважин приведены в безопасное состояние.

Россия, Тюменская область,625026, г. Тюмень,ул. Таймырская, 72а, офис 400,Тел.: +7 (3452) 69-65-36,Факс: +7 (3452) 69-63-74,E-mail: [email protected],http://www.sibinformgeo.port72.ru

ООО «СИБИНФОРМГЕО»

НАШИ ЗАКАЗЧИКИ

Федеральное агентство по недропользованию

Департамент ПРР и РНК ЯНАО ОАО «НПЦ «Недра» Газпромдобыча Уренгой Уренгойская газовая компания Геотрансгаз Евротэк ЭКО Надымнефтегаз Роспан Интернешнл Норд-Ост Гео Транс-ойл и др.

ООО «Сибинформгео» принимало участие в реализации следующих проектов:

создание Федерального реестра глубоких поисково-разведочных скважин, пробуренных на нефть и газ по Уральскому федеральному округу; подготовка более 50 обзоров геологоразведочных работ по нефтяным, газовым и рудным месторождениям; подсчет запасов нефти и газа по месторождениям ЯНАО в связи с переходом на новую классификацию запасов.

Предприятие основано в 1997 году.Генеральный директор предприятия - Чирков Николай Николаевич

43

ЗАО «ПГО «ТЮМЕНЬГЕОЛОГИЯ»Россия,Тюменская область,625014, г. Тюмень,ул. 2-км Старого Тобольского тракта, 8, строение 111,Тел./факс: +7(3452) 53-24-61,E-mail: [email protected],http://www.tumengeologiy.ru

Производственно-геологическое объединение «Тюменьгеология» выполняет:

комплексные исследования различных видов притока (газ, газоконденсат, нефть, вода) на поисково-оценочных, разведочных и эксплуатационных скважинах;

отбор устьевых и глубинных проб пластового флюида с применением порш-невых и проточных пробоотборников;

замер дебитов по газу и жидкости; замер газового фактора; интенсификацию и исследование притока с применением струйного насоса;

интерпретацию данных промысловых исследований объектов скважин и ла-бораторных исследований пластовых флюидов, составление технических от-четов и выдачи рекомендаций, необходимых для подсчета запасов и защиты их в ГКЗ;

выполнение опытно-промышленных работ по увеличению нефтеотдачи пла-стов на нефтяных месторождениях;

построение гидродинамических моделей; Инженерно – геологическое сопровождение процессов освоения и испыта-ния вновь пробуренных на нефть и газ и находящихся в длительной эксплуа-тации добывающих скважин

Лабораторные исследования глубинных , устьевых, рекомбинированных проб пластовых флюидов

Для интерпретации данных инструментальных замеров, полученных в ходе исследования и дальнейшего определения ФЕС пласта, его геометрии и гра-ничных условий, используется Ecrin (интегрированная программная оболочка для анализа динамических потоков) и программный модуль Saphir – разработка компании Кappa Engineering (Франция), мирового лидера и основателя на-правления по автоматизированному анализу и интерпретации данных ГДИС.

Использование Saphir позволяет определить помимо фундаментальных, базовых фильтрационных характеристик пласта (таких как гидропроводность, продуктивность, проницаемость) более широкий спектр дополнительных пара-метров и коэффициентов с высокой степенью достоверности характеризующих как исследуемый геологический объект, так и в целом систему «Скважина – Пласт».

«Производственно-геологическое объединение «Тюменьгеология» – нефтегазосервисная компания. Приоритетным направлением деятельности является исследование скважин. Объединение входит в группу компаний ЗАО «Инвестгео-сервис» осуществляющей весь цикл сервисных работ от обработки и интерпретации сейсморазведочных данных, строи-тельства поисково-разведочных и эксплуатационных скважин (в том числе наклонно-направленных, с горизонтальным окончанием), комплексных исследований всех видов притока, многофазного замера скважинной продукции без остановки скважины и выпуска газа в атмосферу, отбора глубинных и устьевых проб пластового флюида, до лабораторных исследо-ваний, составления отчетов и выдачи рекомендаций, подсчета запасов для защиты их в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых и проектирования разработки и эксплуатации месторождения.

Качество и достоверность – основные принципы работы специалистов «ПГО «Тюменьгеология». При проведении ис-следовательских работ мы используем современную специализированную технику и оборудование.

ОАО «ЯМАЛ СПГ»ООО «Новатэк-Таркосаленефтегаз»ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз»ОАО «ТНК-Нягань»ООО «ТНК-Уват»

ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»ООО «Газпромнефть-Развитие» (Филиал Мессояха)ООО «Газпромнефть-Восток»ООО «Газпромнефть-Хантос»ООО «Газпромнефть-Ангара»

ООО «Севернефть-Уренгой»ЗАО «Томская нефть»ООО «Нова энергетические услуги»ЗАО «Аган Бурение»,ООО «НК Красноленинскнефтегаз»

Среди наших Заказчиков такие компании как

44

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

Комплекс проверен одновременными параллельными исследованиями на нефтяных и газоконденсатных скважинах и сертифицирован в органах Госстандарта. Исследования с применением «КПИ-1» проведены более чем на 200 скважинах месторождений «Газпромнефть», «Новатэк», «Роснефть» за период более трех лет и получили высокую оценку качества проводимых работ.

Комплекс промыслово-измерительный «КПИ-1» соответствует стандарту ОАО «Газпром» СТО Газпром 5.8-2008 «Мето-дика отбора проб многофазных газожидкостных потоков».

При проведении промысловых исследований применяется как стандартное оборудование типа ГС, так и ком-плекс промыслово-измерительный КПИ-1 (замер дебита: газ, флюид, вода), принцип действия которого основан на исследовании и отборе части потока продукции скважины.

КОМПЛЕКС ПРОМЫСЛОВО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

«КПИ-1» ТУ 4318-001-83330390-2010

Преимущества комплекса КПИ-1 исследование скважины без вывода ее продукции на факел;

исследования без нарушения эксплуатационного режи-ма скважины;

широкий диапазон по дебиту исследуемой скважины • измеряемый дебит скважины по газу сепарации

10-2000*103 ст. м3/сут.; • измеряемый дебит скважины по жидкости

5-500 м3/сут.; • измеряемое соотношение жидкость/газ (конденсато-

газовый фактор) 2-1000 см3/м3;

широкий диапазон по определению соотношения жидкость-газ (КГФ, ГФ) продукции скважины;

рабочее давление пробоотборников 35-70 МПа. быстрый монтаж/демонтаж (общее время ПЗР не более часа);

малые габариты (1500*400*600 мм); высокая мобильность комплекса - общий вес комплекта 300 кг., погрузка осуществляется 2 операторами, пере-возка любым видом транспорта.

Весь комплекс исследований проводится в соответствии c современными требованиями отечественных и международных стандартов качества. Действующее на предприятии Руководство по качеству является осново-полагающим документом системы качества, разработанного в соответствии с требованиями ГОСТ ИСО 9001:2008 (ISO 9001:2008), ГОСТ Р ИСО 14001-2007 ( ISO 14001:2007 ), ГОСТ 12.0.230-2007 OHSAS 18001: 2007.

Компания придерживается гибкой ценовой политики и индивидуального подхода к каждому Заказчику.

45

Машиностроениеи буровой сервис

ЮГСОН-СЕРВИС

ЗАВОД ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И МАШИН


46

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


ООО «Югсон-Севис» — это стабильное, динамично развивающееся пред-приятие на рынке нефтепромыслового оборудования. Компания занимает одну из лидирующих позиций в России и странах СНГ по разработке, произ-водству и сервисному обслуживанию пакерного оборудования и скважинных компоновок для строительства, освоения, эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин, а также по разработке и внедрению технологий в области освоения и интенсификации притока скважин.

Все выпускаемое оборудование изготовлено с учетом возможности использования в максимально жестких эксплуатационных условиях. Конструкции и технологии изготовления вобрали в себя все передовые ре-шения в данной области. По отзывам заказчиков, оборудование, производи-мое «Югсон-Сервис», не уступает зарубежным аналогам. Его использование позволяет обеспечить безопасность, безаварийность и эффективность работ не только в вертикальных, но и в наклонных, горизонтальных и глубоких скважинах.

В связи с тем, что весь цикл работ от идеи до ее материального воплоще-ния сосредоточен на одном предприятии, ООО «Югсон-Сервис» готово раз-работать и изготовить любое нестандартное оборудование по техническим требованиям заказчика.


Гарантийное и сервисное обслуживание, соблюдение взятых на себя договорных обязательств, инженерное сопровождение, постоянный контакт с потребителем и гибкая ценовая политика — вот лишь неполный перечень того, что получает каждый наш партнер. Для наших постоянных клиентов это известный факт.

ООО «Югсон-Сервис» зарекомендовало себя надежным поставщи-ком оборудования для более чем 200 сервисных, нефтегазодобывающих предприятий России и стран СНГ. В числе заказчиков — ОАО «Сургутнеф-тегаз», ОАО «Новатэк», ОАО «Газпром», «ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Лукойл», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Татнефть», ООО «Катобнефть», Wheatherford и другие. Все они уже успели оценить принципиальные преимущества нашей продукции и помогают нам вести непрерывную работу по совершенствова-нию уже выпускаемых изделий и созданию новых.

Глубокое понимание пожеланий заказчика для выбора актуальной стра-тегии деятельности в области НИОКР, постоянное повышение профессиона-лизма персонала, перевооружение современным высокотехнологичным обо-рудованием - это и многое другое предпринимает сегодня наша компания для того, чтобы качество производимой продукции и сервиса были на самом высоком уровне.

Россия, Тюменская область,625049, г. Тюмень,ул. Московский тракт, 149/3,Тел./Факс: +7(3452) 50-03-09E-mail: [email protected],http://www.yugson.ru, пакеры.рф

ООО «ЮГСОН-СЕРВИС»

47


для герметичного и надежного разобщения требуемых интер-валов ствола эксплуатационной колонны и защиты ее от дина-мического и агрессивного воздействия рабочей среды в про-цессе проведения различных технологических операций.


опрессовка эксплуатационной колонны и устьевого оборудования;

поиск негерметичности эксплуатационной колонны; проведение других технологических операций, осуществление которых требует создания избыточного давления в надпакер-ной зоне.

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ

установка и снятие пакера осуществляется с помощью осевых ма-нипуляций без вращения колон ны НКТ и без опоры на забой;

увеличенный проходной диаметр ствола пакера позволяет прово-дить практически весь комплекс работ связанный с капитальным ремонтом скважин без подъема пакера (геофизические исследо-вания, перфорация, все виды изоляционных работ);

простота, низкая по сравнению с аналогичными конструкция-ми металлоемкость и высокая надеж ность пакера, практически исключают возникновение аварийных ситуаций, связанных с оставле нием пакера в скважине.

ПРЕИМУЩЕСТВА

конструктивные особенности позволяют не учитывать вытяжку инструмента при установке, что выгодно отличает его от анало-гичных представленных на рынке; высокая надежность герметизации при высоких перепадах давле-ния и температуре в скважине; легкая, безотказная пакеровка в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах; многократное (не ограниченное) количество установок пакера за одну спуско-подъемную операцию.

паКер механичесКий 3 пмс

48

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


для герметичного и надежного разобщения требуемых интер-валов ствола эксплуатационной колонны и защиты ее от дина-мического и агрессивного воздействия рабочей среды в про-цессе проведения различных технологических операций.


проведение гидроразрыва пласта; проведение других технологических операций, осуществление которых требует создания из быточного давления в подпакер-ной зоне до 100 МПа.


установка и снятие пакера осуществляется с помощью осевых ма-нипуляций без вращения колон ны НКТ и без опоры на забой;

увеличенный проходной диаметр ствола пакера позволяет прово-дить практически весь комплекс работ связанный с капитальным ремонтом скважин без подъема пакера (геофизические исследо-вания, перфорация, все виды изоляционных работ);

простота, низкая по сравнению с аналогичными конструкция-ми металлоемкость и высокая надеж ность пакера, практически исключают возникновение аварийных ситуаций, связанных с оставле нием пакера в скважине.


конструктивные особенности позволяют не учитывать вытяжку инструмента при установке, что выгодно отличает его от анало-гичных представленных на рынке; высокая надежность герметизации при высоких перепадах давле-ния и температуре в скважине; легкая, безотказная пакеровка в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах; многократное (не ограниченное) количество установок пакера за одну спуско-подъемную операцию.

паКер механичесКийс гиДравличесКим яКорем 3 пмс яг (До 100 мпа)

49


для герметичного разобщения интервалов ствола экс-плуатационной колонны скважины в процессе проведе-ния различных технологических операций.


закачка воды в нагнетательных скважинах; проведение других ремонтно-профилактических работ и технологических операций, осущест вление которых тре-бует создания избыточного давления над и под пакером.


наличие верхнего механического якоря; установка и снятие пакера осуществляется с помощью осевых манипуляций без вращения колон ны НКТ и без опоры на забой;

уплотнительный узел пакера и разъемный конус верхнего якоря связаны замковым механизмом со стволом, что ис-ключает преждевременное срабатывание верхнего якоря при спуско-подъемных операциях пакера в скважине;

верхний якорный узел имеет разъемный распорный ко-нус, предназначенный для свободного съема верхнего якоря при снятии пакера с места его установки;

увеличенный проходной диаметр ствола пакера позво-ляет проводить практически весь комплекс работ свя-занный с капитальным ремонтом скважин без подъема пакера (геофизические исследо вания, перфорация, все виды изоляционных работ);

простота и высокая надежность пакера, исключают воз-никновение аварийных ситуаций, связан ных с оставле-нием пакера в скважине.


конструктивные особенности позволяют не учитывать вы-тяжку инструмента при установке, что выгодно отличает его от аналогичных представленных на рынке; высокая надежность герметизации при высоких перепадах давления и температур в скважине; легкая, безотказная пакеровка и распакеровка в наклон-ных, горизонтальных, глубоких скважинах; многократное количество установок пакера за одну спуско-подъемную операцию.

ПАКЕР МЕХАНИЧЕСКИЙ С ВЕРХНИМ МЕХАНИЧЕСКИМ ЯКОРЕМ 4 ПМС ЯМ

50

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


для герметичного разобщения интервалов ствола эксплуатационной колонны скважины в процессе проведения различных технологических операций.


проверка герметичности обсадной колонны скважины с поса-женным пластовым давлением;

работа со струйными насосами; изоляция (защита) эксплуатационной колонны скважины от воз-действия рабочей среды в процессе эксплуатации скважины.


установка и снятие пакера осуществляется с помощью осевых манипуляций без вращения колон ны НКТ и без опоры на забой;

в конструкции пакера имеется байпасная линия, открытая при спуске и перекрывающаяся при посадке;

сообщение затрубного пространства скважины над и под паке-ром по байпасной линии, без его распакеровки, осуществляется при подъеме лифтовой колонны до 200 мм, что расширяет воз-можности его применения;

снятие пакера с места установки осуществляется после вы-равнивания перепада давления над и под пакером, что сни-жает осевую нагрузку на лифтовую колонну и облегчает сня-тие пакера с места установки;

уплотнительный узел пакера связан замковым механизмом со стволом, что исключает удары клапана о седло в байпасной ли-нии при спуско-подъемной операции пакера в скважине;

увеличенный проходной диаметр ствола пакера позволяет про-водить практически весь комплекс работ, связанный с капи-тальным ремонтом скважин без подъема пакера (геофизические исследо вания, перфорация);

простота конструкции и высокая надежность пакера, исключают возникновение аварийных ситуа ций, связанных с оставлением пакера в скважине.


конструктивные особенности позволяют не учитывать вытяжку инструмента при установке, что выгодно отличает его от анало-гичных представленных на рынке; высокая надежность герметизации при высоких перепадах давле-ния и температур в скважине; легкая, безотказная пакеровка и распакеровка в наклонных, го-ризонтальных, глубоких скважи нах; многократное количество установок пакера за одну спуско-подъ-емную операцию.

ПАКЕР МЕХАНИЧЕСКИЙ С БАЙПАСОМ 4 ПМС-Б

51


для герметичного разобщения интервалов ствола экс-плуатационной колонны скважины в про цессе проведе-ния различных технологических операций.


проведение гидроразрыва пласта; проведение ремонтно-изоляционных работ; проведение обработок пласта химическими составами; изоляция эксплуатационной колонны труб от воздействия рабочей среды в процессе экс плуатации скважины;

проведение других ремонтно-профилактических работ и технологических операций, осущест вление которых тре-бует создания избыточного давления над и под пакером.



в конструкции пакера имеется байпасная линия, откры-тая при спуске и перекрывающаяся при посадке;

снятие пакера с места установки осуществляется после выравнивания перепада давления над и под пакером, что снижает осевую нагрузку на лифтовую колонну и облегчает снятие пакера с места установки;

корпус и плашки гидроякоря надежно защищены от размыва закачиваемой жидкостью (цемент ным рас-твором, пропантом);

простота конструкции и высокая надежность пакера, ис-ключают возникновение аварийных ситуа ций, связанных с оставлением пакера в скважине.


конструктивные особенности позволяют не учитывать вы-тяжку инструмента при установке, что выгодно отличает его от аналогичных представленных на рынке; высокая надежность герметизации при высоких перепадах давления и температур в скважине; легкая, безотказная пакеровка и распакеровка в наклон-ных, горизонтальных, глубоких скважи нах; многократное количество установок пакера за одну спуско-подъемную операцию.

ПАКЕР МЕХАНИЧЕСКИЙ С БАЙПАСОМ 4 ПМС-Б ЯГ

52

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны скважины в процессе эксплуатации.


эксплуатация УЭЦН в скважинах с негерметичной эксплуатационной колонной выше продуктивного пласта.



наличие соединителя пакера с НКТ, обеспечивающего правильную и надёжную ориентацию пакера относительно НКТ с кабелем ЭЦН;

простота и удобство в монтаже пакера на скважине.


имеет два варианта герметизации кабеля: без нарушения целостности брони и с герметизацией по жилам кабеля; обеспечивает неразрывность кабельной линии; конструкция кабельного ввода позволяет проверять его герметичность непосредственно перед спуском в скважину; рассчитан на бесперебойную работу при температуре до 150°С; дополнительный канал пакера (в пакере 4ПМС-КВ ГТ) позволяет посредством газоотводной трубки отводить до 2800 м3 газа в сутки из подпакерной зоны.

ПАКЕР МЕХАНИЧЕСКИЙ С КАБЕЛЬНЫМ ВВОДОМ4ПМС-КВ, 4ПМС-КВ ГТ

53


для герметичного разобщения интервалов ствола эксплуатационной колонны скважины в про цессе проведения различных технологических операций.


изоляция эксплуатационной колонны труб от динамического воздействия рабочей жидкости в нагнетательных скважинах;

проведение других ремонтно-профилактических работ и технологических операций, осущест вление которых требует создания избыточного давления над и под пакером.


наличие верхнего механического якоря; установка и снятие пакера осуществляется с помощью осевых манипуляций без вращения колон ны НКТ и без опоры на забой;

в конструкции пакера имеется байпасная линия, открытая при спуске и перекрывающаяся при посадке;

снятие пакера с места установки осуществляется после выравнивания перепада давления над и под пакером, что снижает осевую нагрузку на лифтовую колонну и облегчает снятие пакера с места установки;

уплотнительный узел пакера и разъемный конус верхнего якоря связаны замковым механизмом со стволом, что исключает преждевременное срабатывание верхнего якоря при спуско-подъемной операции пакера в скважине;

верхний якорный узел имеет разъемный распорный конус, предназначенный для свободного съема верхнего якоря при снятии пакера с места его установки;

увеличенный проходной диаметр ствола пакера позволяет проводить практически весь комплекс работ связанный с капитальным ремонтом скважин без подъема пакера (геофизические исследо-вания, перфорация, все виды изоляционных работ);

простота и высокая надежность пакера, исключают возникновение аварийных ситуаций, связан ных с оставлением пакера в скважине.


конструктивные особенности позволяют не учитывать вытяжку инструмента при установке, что выгодно отличает его от аналогичных представленных на рынке; высокая надежность герметизации при высоких перепадах давления и температур в скважине; легкая, безотказная пакеровка и распакеровка в наклонных, горизонтальных, глубоких скважи нах; многократное количество установок пакера за одну спуско-подъемную операцию.

ПАКЕР МЕХАНИЧЕСКИЙ С БАЙПАСОМ 4 ПМС-Б ЯМ

54

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны скважины в процессе эксплуатации.


эксплуатация УЭЦН в скважинах с негерметичной эксплуатационной колонной выше продуктивного пласта.


установка и снятие пакера осуществляется с помощью осевых манипуляций без вращения колонны НКТ и без опоры на забой;

наличие соединителя пакера с НКТ, обеспечивает правильную и надёжную ориентацию пакера относительно НКТ с кабелем ЭЦН;

простота и удобство в монтаже пакера на скважине.


наличие верхнего механического якоря позволяет использовать пакер в компоновках ОРЭ; имеет два варианта герметизации кабеля: без нарушения целостности брони и с герметизацией по жилам кабеля; обеспечивает неразрывность кабельной линии; конструкция кабельного ввода позволяет проверять его герметичность непосредственно перед спуском в скважину; рассчитан на бесперебойную работу при температуре до 150°С; дополнительный канал пакера (в пакере 4ПМС-КВ ЯМ ГТ) позволяет посредством газоотводной трубки отводить до 2800 м3 газа в сутки из подпакерной зоны.

ПАКЕР МЕХАНИЧЕСКИЙ С КАБЕЛЬНЫМ ВВОДОМ И ВЕРХНИММЕХАНИЧЕСКИМ ЯКОРЕМ 4ПМС-КВ ЯМ, 4ПМС-КВ ЯМ ГТ

55


для герметичного и надежного разобщения требуемых интервалов ствола эксплуатационной колонны и защиты ее от динамического и агрессивного воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологиче-ских операций.


проведение различных технологических операций при освоении и эксплуата-ции нефтяных, газовых и нагнетательных скважин;

работа в составе компоновки одновременно раздельной закачки ОРЗ.


установка пакера производится путем упора хвостовика в забой скважины; увеличенный проходной диаметр ствола пакера позволяет проводить практи-чески весь комплекс работ связанный с капитальным ремонтом скважин без подъема пакера (геофизические исследо вания, перфорация);

при недостаточном весе труб, пакер может комплектоваться гидравлическим якорем 4ЯГ, постав ляемым отдельно;

простота, низкая по сравнению с аналогичными конструкциями металлоем-кость и высокая надеж ность пакера, практически исключают возникновение аварийных ситуаций, связанных с оставле нием пакера в скважине.


высокая надежность герметизации при высоких перепадах давления и температур в скважине; универсальность типоразмеров пакеров позволяет использовать их в более широких диапазонах внутренних диаметров обсадных колонн; легкая, безотказная пакеровка в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах.

ПАКЕР С ОПОРОЙ НА ЗАБОЙ ПОЗ

56

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


для герметичного и надежного разобщения требуемых интервалов ствола экс-плуатационной колонны и защиты ее от динамического и агрессивного воз-действия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций.


проведение различных технологических операций при освоении и эксплуата-ции нефтяных, газовых и нагнетательных скважин;

поиск негерметичности эксплуатационной колонны или селективной обработки пласта в компоновки СОИ.


установка пакера производится путем упора хвостовика в забой скважины или в ниже установленный пакер;

наличие специального замкового устройства; регулируемое усилие посадки пакера; увеличенный проходной диаметр ствола пакера позволяет проводить практи-чески весь комплекс работ связанный с капитальным ремонтом скважин без подъема пакера (геофизические исследо вания, перфорация);

при недостаточном весе труб, пакер может комплектоваться гидравлическим якорем 4ЯГ, постав ляемым отдельно;

простота, низкая по сравнению с аналогичными конструкциями металлоем-кость и высокая надеж ность пакера, практически исключают возникновение аварийных ситуаций, связанных с оставле нием пакера в скважине.


высокая надежность герметизации при высоких перепадах давления и температур в скважине; оборудование многократного действия за одну спуско-подъемную операцию.

ПАКЕР С ОПОРОЙ НА ЗАБОЙ ПОЗ-М

57

НАЗНАЧЕНИЕ для герметичного и надежного разобщения требуемых интервалов ствола эксплуатационной колонны и за-щиты ее от динамического и агрессивного воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ длительная автономная изоляция требуемого к разобщению участка эксплуатационной ко лонны в ком-поновке ИЗН-М.

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ установка пакера производится путем упора хвостовика в забой скважины или в ниже установленный па-кер;

наличие верхнего механического якоря; верхний якорный узел имеет разъемный распорный конус, предназначенный для свободного съема верх-него якоря при снятии пакера с места его установки;

наличие специального замкового механизма позволяющего оставлять пакер автономно без связи с НКТ; увеличенный проходной диаметр ствола пакера 60 мм; возможность передачи крутящего момента через пакер.

ПРЕИМУЩЕСТВА высокая надежность герметизации при высоких перепадах давления и температур в скважине.

ПАКЕР С ОПОРОЙ НА ЗАБОЙ ПОЗ-Ф ЯМ

НАЗНАЧЕНИЕ для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ для использования в составе пакерных компоновок при одновременно-раздельной эксплуатации скважин и компоновок внутрискважинной перекачке жидкости;

для изоляции негерметичностей расположенных над приемом УЭЦН 2-х пакерной компоновкой (в качестве верхнего пакера).

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ оснащен кабельным вводом; устанавливается путем упора в ниже установленный пакер; наличие соединителя пакера с НКТ, обеспечивает правильную и надёжную ориентацию пакера от-носительно НКТ с силовым кабелем УЭЦН;

простота и удобство монтажа на скважине.

ПРЕИМУЩЕСТВА имеет два варианта герметизации кабеля: без нарушения целостности брони и с герметизацией по жилам кабеля; обеспечивает неразрывность кабельной линии; конструкция кабельного ввода позволяет проверять его герметичность непосредственно перед спуском в скважину; рассчитан на бесперебойную работу при температуре до 150°С.

ПАКЕР С ОПОРОЙ НА ЗАБОЙ С КАБЕЛЬНЫМ ВВОДОМ ПОЗ-КВ

58

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды.


использование в составе пакерных компоновок при одновременно-раздельной эксплуатации скважин и компоновок внутрискважинной перекачке жидкости;

изоляция негерметичностей расположенных над приемом УЭЦН 2-х пакерной компоновкой (в качестве верхнего пакера).


содержит верхнее заякоривающее устройство; установка пакера производится путем упора хвостовика в ниже установленный пакер;

приводится в транспортное положение натяжением колонны труб при заданной осевой растягивающей нагрузке;

оснащен кабельным вводом; наличие соединителя пакера с НКТ обеспечивает правильную и надёжную ориентацию пакера относительно НКТ с силовым кабелем УЭЦН;

простота и удобство монтажа на скважине.


имеет два варианта герметизации кабеля: без нарушения целостности брони и с герметизацией по жилам кабеля; обеспечивает неразрывность кабельной линии; конструкция кабельного ввода позволяет проверять его герметичность непосредственно перед спуском в скважину; рассчитан на бесперебойную работу при температуре до 150°С.

ПАКЕР С ОПОРОЙ НА ЗАБОЙ С КАБЕЛЬНЫМ ВВОДОМИ ВЕРХНИМ МЕХАНИЧЕСКИМ ЯКОРЕМ ПОЗ-КВ ЯМ

59

НАЗНАЧЕНИЕ для удержания пакера от перемещения вверх при создании рабочего давления в подпакерной зоне.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ применяется с пакерами любого типа при создании рабочего давления в подпакерной зоне; автономная эксплуатация пакерного оборудования (без связи с НКТ).

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ якорный узел имеет разъемный распорный конус, предназначенный для свободного съема при де-монтаже пакера;

простота, низкая по сравнению с аналогичными конструкциями металлоемкость; оригинальная конструкция замкового узла обеспечивает стабильные параметры срабатывания при заданной нагрузке;

надежная конструкция и легкий съем якоря без дополнительной растягивающей нагрузки; якорь ЯМФ дополнительно снабжен фиксирующим элементом, позволяющим использовать его авто-номно (без связи с НКТ) совместно с пакерами.

ПРЕИМУЩЕСТВА многократное количество установок якоря за одну спуско-подъемную операцию; возможность регулирования усилия срабатывания и извлечения (ЯМФ); оригинальная конструкция замкового узла обеспечивает стабильные параметры срабатывания при заданной нагрузке; простота в обслуживании.

ЯКОРЬ МЕХАНИЧЕСКИЙ ЯМ, ЯМФ (С ФИКСАЦИЕЙ)

НАЗНАЧЕНИЕ для создания опоры на стенку эксплуатационной колонны и удерживания оборудования (НКТ) от пере-мещения вниз.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ предотвращение отворота и полета на забой подвески НКТ и другого подземного оборудования; применяется в компоновке с погружным насосным оборудованием.

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ устанавливается механически, путем осевых перемещений колонны труб (не требует вращения НКТ), приводится в транспортное положение натяжением колонны труб;

конструктивные особенности якоря позволяют не учитывать вытяжку инструмента при установке, что выгодно его отличает от аналогичных представленных на рынке.

ПРЕИМУЩЕСТВА оборудование предназначено для многократного действия за одну спуско-подъемную операцию; легкая, безотказная установка в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах; высокая ремонтопригодность; простота в обслуживании.

ЯКОРЬ ТРУБОДЕРЖАТЕЛЬ ЯТ

60

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


для создания опоры на стенку эксплуатационной колонны и удерживания оборудования (НКТ) от перемещения вниз и проворота вправо.


спуск УЭЦН на стеклопластиковой насосно-компрессорной трубе, устанавливается над УЭЦН;

предотвращение полета подвески НКТ и другого подземного оборудования, а также защита стеклопластиковых труб от крутящего момента УЭЦН в момент его запуска.


устанавливается механически, путем осевых перемещений колонны труб (не требует вращения НКТ), в транспортное положение приводится натяжением колонны труб при заданной осевой растягивающей нагрузке;

конструктивные особенности позволяют не учитывать вытяжку инструмента при установке;

не требует предварительного пропускания кабеля через якорь, укладывается в кабель-канал снаружи;

оригинальная двунаправленная конструкция захватов защищает якорь от перемещения вниз и от проворота вправо.


многократное количество установок якоря за одну спуско-подъемную операцию; легкая, безотказная установка в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах; удобство монтажа и простота в обслуживании.

ЯКОРЬ ТРУБОДЕРЖАТЕЛЬ С КАБЕЛЬ-КАНАЛОМ ЯТ-КВ

61


для создания опоры на стенку эксплуатационной колонны при ра-боте с погружным насосным и другим подземным оборудованием.


увеличение производительности штангового глубинного насоса (ШГН) и уменьшение обрывности штанг. Устанавливается ниже насоса и удерживает его корпус в процессе эксплуатации от осе-вого перемещения в обсадной колонне;

предотвращение отворота и полета подвески НКТ на забой при ис-пользовании в компоновке с глубинным насосным оборудованием.


содержит верхнее и нижнее заякоривающие устройства; устанавливается в скважине механически, путем осевых переме-щений колонны труб (не требует вращения НКТ), в транспортное положение приводится натяжением колонны труб при заданной осевой растягивающей нагрузке;

позволяет производить натяжку НКТ в процессе эксплуатации штанговым насосом;

допускает возможность регулирования осевого усилия на уста-новку и срыв.


оригинальная конструкция замкового узла, обеспечивает стабильные параметры срабатывания при заданной нагрузке, что выгодно отличает якорь от аналогичных представленных на рынке; оборудование предназначено для многократного действия за одну спуско-подъемную операцию; легкая, безотказная установка в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах.

ЯКОРЬ ТРУБОДЕРЖАТЕЛЬС ВЕРХНИМ МЕХАНИЧЕСКИМ ЯКОРЕМ И ФИКСАЦИЕЙ ЯТ ЯМФ

62

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

ПРОБКА МОСТОВАЯ ПМ ДО (35, 100МПА)

НАЗНАЧЕНИЕ для герметичного и надежного разобщения требуемых интервалов ствола эксплуатационной колонны.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ установка мостов и временное отключение пластов; ликвидация скважин или консервация залежи; проведение ремонтно-изоляционных работ с применением тампонажного материала.

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ установка пакера производится с помощью гидравлической установочной компоновки ГУК соот-ветствующего исполнения, путем создания избыточного давления в стандартных или гибких НКТ;

возможность установки гидравлическим или гидромеханическим способом; рассчитана на бесперебойную эксплуатацию при перепаде давления до 35, 100 МПа; цельная конструкция плашек исключает риск преждевременной установки во время спуска; выпускаются в соответствии с жесткими техническими условиями на материалы и при строгом контроле качества продукции, благодаря чему наилучшим образом сочетаются высокие проч ностные характери-стики и хорошая разбуриваемость.

ПРЕИМУЩЕСТВА простота, низкая по сравнению с аналогичными конструкциями металлоемкость и хорошая разбуриваемость пакера; пакеровка в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах; использование мостовой пробки при ремонтно-изоляционных работах значительно сокращает время проведения технологических операций, снижает стоимость работ, повышает их надеж ность.

63

ПРОБКА МОСТОВАЯ ЗАЛИВОЧНАЯ ПМЗ

НАЗНАЧЕНИЕ для герметичного и надежного разобщения требуемых интервалов ствола эксплуатационной колонны.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ проведение ремонтно-изоляционных работ с применением тампонажного материала в подпакерной зоне под давлением (ликвидация заколонной циркуляции, негерметичности обсадной колонны).

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ установка пакера производится с помощью гидравлической установочной компоновки ГУК соответствую-щего исполнения, путем создания избыточного давления в НКТ;

возможность установки гидравлическим или гидромеханическим способом; рассчитана на бесперебойную эксплуатацию при перепаде давления до 35 МПа; надежный трехэлементный уплотнительный узел обеспечивает герметичность в условиях высокого дав-ления и высокой температуры;

цельная конструкция плашек исключает риск преждевременной установки во время спуска; выпускаются в соответствии с жесткими техническими условиями на материалы и при строгом контроле качества продукции, благодаря чему наилучшим образом сочетаются высокие прочностные характери-стики и хорошая разбуриваемость.

ПРЕИМУЩЕСТВА закачка тампонажного материала в подпакерную зону производится сразу после установки мостовой пробки, без дополнительных спуско-подъемных операций; простота, низкая по сравнению с аналогичными конструкциями металлоемкость и хорошая разбуриваемость пакера; пакеровка в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах; использование мостовой пробки при ремонтно-изоляционных работах значительно сокращает время проведения технологических операций, снижает стоимость работ, повышает их надежность.

64

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

ПРОБКА МОСТОВАЯ 2ПМ, 2ПМЗ (ЗАЛИВОЧНАЯ)

НАЗНАЧЕНИЕ для герметичного и надежного разобщения требуемых интервалов ствола эксплуата-ционной колонны.


2ПМ: установка мостов и временное отключение пластов; ликвидация или консервация скважин; использование в качестве опоры для клина отклонителя.

2ПМЗ: проведение ремонтно-изоляционных работ с применением тампонажного материала выше или ниже зоны установки (ликвидация заколонной циркуляции, негерметич-ности обсадной колонны).

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ установка производится с помощью гидравлической установочной компоновки ГУК соответствующего исполнения, путем создания избыточного давления в стандартных или гибких НКТ;

пробка мостовая 2ПМЗ снабжена клапаном скользящего типа, позволяет сразу после проведения тампонажных работ в подпакерной зоне, производить аналогичные работы в надпакерной зоне;

все элементы пакера защищены от вращения, благодаря чему скорость разбуривания сведена к минимуму;

конструкция мостовой пробки 2ПМЗ позволяет беспрепятсвенно входить, выходить транспортным узлом, что не накладывает дополнительных ограничений при проведении ремонтно-изоляционных работ на скважине;

после установки и извлечения установочного инструмента герметичен и снизу и сверху.

ПРЕИМУЩЕСТВА закачка тампонажного материала в подпакерную зону производится сразу после установки мостовой пробки, без дополнительных спуско-подъемных операций как в подпакерной так и надпакерной зонах; во время ожидания затвердевания цемента возможно проведение спуско-подъемных операций; универсальность и конструктивная простота мостовых пробок позволяет с их использованием значительно сокращать время проведения технологических операций при ремонтно-изоляционных работах с соответствующим снижением стоимости работ и повышением их надежности; простота, низкая по сравнению с аналогичными конструкциями металлоемкость и хорошая разбуриваемость; высокая точность установки в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах.

65


для герметичного и надежного разобщения требуемых интервалов ствола эксплуатационной колонны.


используется в компоновке по изоляции зоны негерметичности ИЗН; ликвидация скважин, консервация залежи, проведение ревизии или замены колонной голов ки (пакер с заглушкой).


установка пакера производится с помощью гидравлической установочной компоновки ГУК соот-ветствующего исполнения, путем создания избыточного давления в НКТ;

возможность установки гидравлическим или гидромеханическим способом; извлечение пакера осуществляется с применением стандартной внутренней или наружной труболовки; надежный трехэлементный уплотнительный узел обеспечивает герметичность в условиях высоко го давления и высокой температуры;

конструкция плашек закрытого типа исключает риск преждевременной установки во время спу ска; выпускаются в соответствии с жесткими техническими условиями на материалы и при строгом контро-ле качества продукции, благодаря чему наилучшим образом сочетаются высокие проч ностные харак-теристики.

ПРЕИМУЩЕСТВА легкая, безотказная пакеровка в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах.

ПАКЕР ПРОБКА 5ПМС

66

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

ПАКЕР ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЙ ПМС-ГМ

НАЗНАЧЕНИЕ для герметичного разобщения кольцевого пространства в необсаженном стволе скважины.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ исследование и изоляция зон поглощения; проведение других ремонтно-профилактических работ и технологических операций, осущест вление которых требует создание избыточного давления над и под пакером.

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ установка и снятие пакера осуществляется без вращения колонны труб; захваты якоря оснащены твердосплавными вставками; простота конструкции и высокая надежность пакера, исключают возникновение аварийных ситуа ций, связанных с оставлением пакера в скважине.

ПРЕИМУЩЕСТВА легкая, безотказная пакеровка и распакеровка в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах; многократное количество установок пакера за одну спуско-подъемную операцию.

67

КЛАПАН ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ КЦ


для сообщения затрубного пространства с полостью подъёмных труб с целью подачи промы вочной жидкости, нефти и прочих технологических жидкостей через затрубное пространство скважины в полость НКТ.


вызов притока при освоении скважины; глушение скважины в аварийных случаях; проведение других технологических операций, требующих подачи жидкости через затрубное про-странство в полость НКТ.


гидравлический принцип действия; циркуляция происходит при превышении давления в затрубном пространстве относительно по лости НКТ; увеличенное проходное отверстие; отсутствие метрических резьб.

ПРЕИМУЩЕСТВА простота, низкая по сравнению с аналогичными конструкциями металлоемкость и высокая надеж ность; оборудование многократного действия за одну спуско-подъемную операцию; легкость в обслуживании.

КЛАПАН ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ СРЕЗНОЙ КЦС


для сообщения затрубного пространства с полостью подъёмных труб с целью подачи промы вочной жидкости, нефти и прочих технологических жидкостей через затрубное пространство скважины в полость НКТ.


вызов притока при освоении скважины; проведение других технологических операций, требующих подачи жидкости через затрубное про-странство в полость НКТ или наоборот.


наличие высокогерметичного набора уплотнений двойного действия; закрытие клапана осуществляется гидравлически, после сброса шара в НКТ и создания давления; фиксация клапана в закрытом положении.

ПРЕИМУЩЕСТВА простота, низкая металлоемкость и высокая надежность; возможность прокачивания через клапан раствора плотностью до 2 г/см3, объемом до 300 м3.

68

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

СТРУЙНЫЙ НАСОС УСН-СН

НАЗНАЧЕНИЕ для освоения, продолжительной добычи и интенсификации притока нефти в ослож-ненных скважинных условиях - пескопроявлением, высокой обводненностью, темпе-ратурой, в скважинах наклонно-направленных и искривленных, с отложением пара-фина и с ухудшенными фильтраци онными свойствами коллектора.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ снижение забойного давления и создание требуемой депрессии на пласт без приме-нения ком прессорных установок;

спуск в скважину автономных глубинных манометров с целью оценки величины соз-даваемой во время работы депрессии и характера притока из пласта;

запись кривой восстановления давления в подпакерной зоне; создание депрессии с подачей рабочей жидкости, как в трубное, так и в межтрубное простран ство;

промывка подпакерной зоны различными технологическими жидкостями в том числе агрессивными;

отбор проб пластового флюида; исследования коллекторских свойств пласта.

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ проведение всех вышеперечисленных операций, включая замену изношенных частей насоса, без подъема колонны труб НКТ.

ПРЕИМУЩЕСТВА простота и компактность; отсутствие движущихся частей; высокая надежность работы и большой межремонтный период работы скважины (5 - 6 лет); простота регулирования отбора продукции скважины; замена насоса без подземного ремонта; подача в скважину необходимых реагентов и тепловой энергии с рабочей жидкостью; доступ на забой без подъема скважинного оборудования; создание требуемых депрессий на пласт; проведение гидродинамических исследований в скважине и оптимизация отбора жидкости; добыча жидкости из низкодебитных скважин (до 5 т/сут); минимальные затраты на подъем жидкости при дебитах до 150 т/сут.

69


для длительной изоляции негерметичного или требуемого к разобщению интервала эксплуата ционной колонны располо-женного ниже насосного оборудования и продолжения эксплу-атации скважины.


горизонтальные, глубокие скважины с интервалом перекрытия до 1000 м;

изоляция интервала негерметичности; выборочная эксплуатация продуктивных объектов (располо-женных ниже и выше изолированного интервала эксплуатаци-онной колонны).


компоновка включает в себя нижний пакер осевого действия 3ПМС, переводник безопасный ПБ, верхний пакер 5ПМС, ги-дравлическую установочную компоновку ГУК соответствующего исполнения для посадки верхнего пакера;

воспринимает усилия от перепада давлений, направленных вверх и вниз;

применяется при эксплуатации скважин подземным насосным оборудованием;

извлекается из скважины с помощью стандартной труболовки наружного захвата путем натяжки порядка 1,5-2 тн.

ТЕХНОЛОГИЯ ИЗОЛЯЦИИ ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ

спуск компоновки к месту изоляции; установка нижнего пакера 3ПМС механически, путем осевых перемещений колонны труб с по следующей разгрузкой веса НКТ;

установка верхнего пакера 5ПМС гидравлически, путем созда-ния давления в НКТ и последующим рассоединением гидрав-лической установочной компоновки ГУК соответствующего ис-полнения от пакера;

подъем ГУК-112 соответствующего исполнения из скважины и спуск воронки;

определение профиля притока для проверки качества пере-крытия интервала;

подъем воронки и спуск глубинного насосного оборудования.

КОМПОНОВКА ИЗОЛЯЦИИ ЗОНЫ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ИЗН

70

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

КОМПОНОВКА ИЗОЛЯЦИИ ЗОНЫ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ИЗН-М


для длительной изоляции негерметичного или требуемо-го к разобщению интервала эксплуата ционной колонны, расположенного ниже насосного оборудования и продол-жения эксплуатации скважины.


неглубокие, вертикальные скважины с небольшим интервалом изоляции;

изоляция интервала негерметичности; изоляция зоны водопритока; выборочная эксплуатация продуктивных объектов (рас-положенных ниже и выше изолированного интервала эксплуатационной колонны).


компоновка включает в себя нижний пакер осевого дей-ствия 3ПМС, переводник безопасный ПБ, верхний па-кер с опорой на забой с верхним механическим якорем ПОЗ-Ф ЯМ, разъединитель гидравлический трубный РГТ для разъединения лифта НКТ от компоновки;

воспринимает усилия от перепада давлений, направлен-ных вверх и вниз;

применяется при эксплуатации скважин подземным на-сосным оборудованием;

извлекается из скважины извлекаемой частью разъеди-нителя гидравлического РГТ.

ТЕХНОЛОГИЯ ИЗОЛЯЦИИ ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ:

спуск компоновки к месту изоляции; установка нижнего пакера 3ПМС механически, путем осе-вых перемещений колонны труб с последующей разгруз-кой веса НКТ;

установка верхнего пакера ПОЗ-Ф ЯМ путем создания по-следующей разгрузки веса НКТ;

опрессовка верхнего пакера по затрубному пространству; определение профиля притока для проверки герметич-ности нижнего пакера;

сброс шара, создание давления в НКТ и последующий подъем разъединителя из скважины;

спуск глубинного насосного оборудования.

71


для герметичного разобщения призабойной зоны, межпакерного кольцевого пространства и затрубного (надпакерного) пространства нагнетательной скважины в целях обеспечения независи мой, контролируемой закачки воды в два пласта скважины с защитой эксплуатационной колонны от воздействия высокого давления закачиваемой воды.

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ И ПРЕИМУЩЕСТВА

компоновка включает в себя нижний пакер осевого действия с гидравлическим якорем 3ПМС ЯГ, верхний пакер с опо-рой на забой ПОЗ, узел уплотнительный У;

спускается на двухлифтовом инструменте; извлекается из скважины путем натяжки колонны НКТ; возможность наземного измерения и регулирования объемов закачки воды отдельно в каждый из двух пластов, по сравнению с мандрельными схемами закачки жидкости.

ТЕХНОЛОГИЯ ИЗОЛЯЦИИ ВКЛЮЧАЕТ В СЕБЯ:

спуск нижнего пакера 3ПМС ЯГ, пакера ПОЗ, седла и муфты перфорированной узла уплотнительного У на НКТ-89 (НКТ-102) к месту установки;

установка нижнего пакера 3ПМС механически, путем осевых перемещений колонны труб с после дующей разгрузкой веса НКТ и последующей установкой пакера ПОЗ;

опрессовка верхнего пакера; спуск и установка хвостовика узла уплотнительного У в корпус на внутреннем лифте колонны труб; монтаж фонтанной арматуры с использованием планшайб и подгоночных патрубков для подвеса лифтов НКТ.

КОМПОНОВКА ОДНОВРЕМЕННО РАЗДЕЛЬНОЙ ЗАКАЧКИ ОРЗ

72

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН, ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКАС ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СТРУЙНОГО НАСОСА УСН-СН


Струйный насос с вымываемой вставкой предназначен для освоения и интенсификации притока, продолжительной добычи нефти в осложненных скважинных условиях - пескопроявлением, высо ким газовым фактором, обводненностью, температурой, с ухудшенными фильтрационными свой ствами коллектора, в скважинах наклонно-направленных и искрив-ленных.


Струйные насосы типа УСН-СН позволяют проводить освоение скважин исходя из сложившихся обстоятельств и усло-вий как прямой, так и обратной промывками при одном ее спуске, одном тех нологическом процессе без глушения скважи-ны, подъема НКТ и замены струйного насоса. Отлича ются от всех ранее предлагаемых различными фирмами изделий, как конструктивно, так и по своим техническим параметрам.

ОПИСАНИЕ

метод освоения скважин струйными насосами УСН-СН применим для создания полного диапа зона управляемых, плав-ных депрессий на пласт и более качественной очистки забоя и трещин от твердых частиц и продуктов распада жидкости ГРП до спуска в скважину глубинного насоса. При использовании данной технологии пласт начинает работать во время промывки - идет добыча. При этом нет вредного влияния на пласт, поглощения растворов. Освоение скважин струйны-ми насосами намного дешевле освоения азотной или колтюбинговой установкой (гибкой трубой). применение технологии освоения скважин струйным насосом позволяет значительно сократить количество отказов по-гружного оборудования. Использование струйного насоса дает возможность подбора оптимального типоразмера сква-жинного оборудования под фактическую про дуктивность скважины.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ

освоение скважин с низким пластовым давлением; очистка призабойной зоны пласта от незакрепившегося проппан-та после ГРП, удаление геля, увеличение межремонтного периода ЭЦН;

снижение забойного давления, создание депрессии на пласт, без применения компрессорных установок;

спуск в скважину автономных глубинных манометров с целью оцен-ки величины создаваемой во время работы депрессии и характера притока из пласта;

запись кривой восстановления давления в подпакерной зоне; создание депрессии с подачей рабочей жидкости, как в трубное, так и в межтрубное простран ство, ПАВ, кислот в пласт под давлением;

осуществление всех вышеперечисленных операций, включая заме-ну изношенных частей насоса, без подъема колонны труб НКТ.

73

ТЕХНОЛОГИЯ ОТБОРА ГАЗА ИЗ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВАДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН


для увеличения продуктивности скважин эксплуатирующихся глубинным насосным оборудованием.


снижение давления газа в затрубном пространстве; частичная утилизация попутного газа.

ОПИСАНИЕ

технология позволяет понизить давление в затрубном пространстве скважины ниже значения линейного давления в нефтесборном коллекторе, что непосредственно влияет на оптимизацию режима работы погружного насосного обо-рудования и дебита добывающей скважины.

ТЕХНОЛОГИЯ ПОЗВОЛЯЕТ РЕШИТЬ ПРОБЛЕМЫ:

накопления и повышения давления газа в затрубном пространстве добывающей скважины; снижения динамического уровня; уменьшения притока жидкости; срыва подачи глубинного насосного оборудования; отказа глубинного насосного оборудования из-за перегрева; частичной утилизации попутного газа.

74

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

Россия, Тюменская область,625031, г. Тюмень,ул. Дружбы, 130,Тел.: +7 (3452) 47-28-98,Факс: +7 (3452) 47-29-22,E-mail: [email protected],http://www.zavodgrom.ru


Тюменский завод геологоразведочного оборудования и машин – известный западно-сибир-ский производитель оборудования для предприятий, компаний, занятых в сфере разведки и добычи газа.

Предприятие располагается в черте города Тюмени – административного центра крупнейшего нефтегазодобывающего региона.

Предприятие было основано в 1979 г. как центральная база производственного обслуживания «Главтюменьгеологии», впоследствии преобразовано в завод. Несмотря на объективные трудно-сти, вызванные рыночными реформами в России, завод сохранил свой производственный и интел-лектуальный потенциал, увеличил объем и номенклатуру выпускаемой продукции. Современные цеха, оснащенные металлообрабатывающим оборудованием, в том числе станками с числовым программным управлением, позволяют производить конкурентноспособную продукцию.

Основные производственные цеха

механический цех; сварочный цех; цех по ремонту бурового оборудования.

Вспомогательные участки и производства

экспериментально-инструментальный цех; механоэнергетическая служба; транспортный участок.

Предприятие аттестовалось по стандарту EN ISO 9001 : 2000, и на всю серийную продукцию имеются сертификаты и разрешения на применение.

Завод является признанным лидером в производстве технологическо-го оборудования для нефтедобычи. Наиболее востребованными позици-ями товарной номенклатуры были и остаются превенторы, применяемые для герметизации устья скважины, запорная арматура - шаровые краны, а также резервуары для хранения нефтепродуктов и дренажные емкости.

Некоторые характерные для своего класса образцы продукции представлены на последующих страницах.

75


Превентор предназначен для герметизации трубного канала лифтовых труб при спуске и подъеме штанг, кабеля гео-физического, а также для герметизации трубного канала лифтовых труб при отсутствии штанг (после замены трубных плашек на глухие).

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ


Превентор серии ПМТ2 предназначен для герметизации устья скважины трубными плашками верхнего канала при на-личии НКТ в скважине и глухими плашками нижнего канала при отсутствии НКТ, а также позволяет герметизировать НКТ разного диаметра (герметизация устья при отсутствии НКТ осуществляется трубными плашками, закрытыми на патрубке с шаровым краном). Герметизация трубы НКТ и кабеля ЭЦН производится трубно-кабельными плашками верх-него канала (необходима предварительная замена трубных плашек на трубно-кабельные). Модификации превенторов ПМТ2 выпускаются с условным проходом 125 и 156 мм и рабочим давлением 21 МПа.


ПРЕВЕНТОР МАЛОГАБАРИТНЫЙ ШТАНГОВЫЙ ПМШ3-62Х21

ПРЕВЕНТОР МАЛОГАБАРИТНЫЙ ТРУБНЫЙ СЕРИИ ПМТ2

ПАРАМЕТР ТЕХНИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ, РАЗМЕРНОСТЬ ВЕЛИЧИНА

Рабочее давление, МПа 21 21

Диаметр прохода, мм 62 62

Присоединительная резьба муфтовой и ниппельной частиГладких НКТ-73

ГОСТ 633-80

Диаметр герметизируемых штанг и штока, мм 16; 19; 22; 25; 31

Количество оборотов каждого штурвала для закрытия плашек 9-10

Допустимая осевая нагрузка на корпуса плашек при закрытии на имитаторе, кгс

1585

Габаритные размеры, мм:

длина 542

высота 230

ширина 150

Масса, кг 15

ПАРАМЕТР ТЕХНИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ, РАЗМЕРНОСТЬ МОДЕЛЬ, ВЕЛИЧИНА

ПМТ2-125х21 ПМТ2-156х21

Рабочее давление, МПа 21

Диаметр проходного отверстия корпуса, мм 130 156

Диаметр НКТ (мм), герметизируемых с кабелем ЭЦН (тип кабеля) 60; 73 (КПБВ)

Диаметр герметизируемых труб НКТ, мм 33-89. 33-114.Допустимая осевая нагрузка, кг (кН):

- на корпус плашки 50000 (500) 50000 (500)

- на плашки 20000 (200) 20000 (200)

Количество оборотов штурвала, необходимое для закрытия ПМТ2 14-15

Температура рабочей среды, °С 100


длина 1396 1515

высота 700 760

ширина 400 400

Масса, кг 350 550

76

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


Превентор с овальными плашками серии ПП2-160, ПП2-180

НАЗНАЧЕНИЕ: Превентор серии ПП2 предназна-чен для герметизации устья скважины трубными плашками верхнего канала при наличии труб НКТ ПП2-160 и бурильных труб в скважине и глухи-ми плашками нижнего канала при отсутствии труб НКТ и бурильных труб, а также позволяет герме-тизировать НКТ разного диаметра (герметизация устья при отсутствии НКТ осуществляется труб-ными плашками, закрытыми на патрубке с шаро-вым краном).

ПАРАМЕТР ТЕХНИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ, РАЗМЕРНОСТЬ

МОДИФИКАЦИЯ, ВЕЛИЧИНА

ПП2 160х21(35) ПП2 180х21(35)

Рабочее давление, МПа 21 (35) 21 (35)


Диаметр герметизируемых НКТ, мм 33 - 114 33-114 и 127бур

Допустимая осевая нагрузка на корпус плашки, кН 500

Количество оборотов штурвала, необходимое для закрытия ПП2 12 - 13

Температура рабочей среды, 0С 100


- длина 1255 1330

- высота 500 (645) 610 (700)

- ширина 440 440

Масса, кг 300 (360) 370 (430)

Примечание:- все модификации ПП2 могут комплектоваться карданными валами и переходниками для дистанционного управления;

- на корпусе могут быть установлены камеры для обогрева паром при эксплутации в холодное время;- для возможности установки ПП2 без переходных катушек на оборудование с различными присоединительны-ми типоразмерами венец фланца выполнен на резьбе (венцы могут поставляться по отдельному заказу), а ниж -ний фланец выполнен с расфрезерованными отверстиями;

- модификации превентора с условным проходом 160 мм и рабочим давлением 21 МПа предусматривают установку на верхний фланец комплекта технологического оборудования для герметизации устья скважины.Модификации превенторов ПП2 выпускаются с условным проходом 160 и 180 мм и рабочим давлением 21 и 35 МПа.


Превентор серии ПП предназначен для герметизации устья скважины трубными (при наличии НКТ в скважине) или глухими (при отсутствии НКТ в скважине) плашками. Герметизация обеспечивается после предварительной установки соответствующих плашек. Модификации превенторов ПП выпускаются с условным проходом 160 и 180 мм и рабочим давлением 21 и 35 МПа.



Превентор предназначен для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их ремонта с целью обеспе-чения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды и используется в условиях умеренного и холодного микроклиматических районов по ГОСТ 16350-80.


ПРЕВЕНТОР С ОВАЛЬНЫМИ ПЛАШКАМИ СЕРИИ ПП-160, ПП-180

ПРЕВЕНТОР ПЛАШЕЧНЫЙ СДВОЕННЫЙ С РУЧНЫМ ПРИВОДОМ ПП2-180Х70

ПАРАМЕТР ТЕХНИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ, РАЗМЕРНОСТЬ МОДЕЛЬ, ВЕЛИЧИНА

ПП-160х21 (35) ПП-180х21 (35)

Рабочее давление, МПа 21 (35)




Количество оборотов штурвала, необходимое для закрытия ПП 11-12



длина 1255 1330

высота 316 (495) 430 (520)


Масса, кг 180 (260) 270 (330)

Рабочее давление Рр, МПа, не более 70

Условный проход, мм 180

Условный диаметр герметизируемых труб, Dy, мм:

насосно-компрессорных, ГОСТ 633-8033, 42, 48, 60, 73,

89, 102, 114

бурильных, ГОСТ 631-75 6060, 73, 89, 102,

114, 127

Осевое усилие Q, создаваемое массой колонны труб, кН, не более 1600

Привод плашек ручной

Количество оборотов штурвала, для закрывания плашек 9

Присоединительные размеры, мм, не более:

диаметр делительной окружности центров отверстий под шпильки 403

наружный диаметр канавки под уплотнительное кольцо 241,8

диаметр резьбы шпилек М39

Количество шпилек, шт. 24

Габаритные размеры, мм, не более:

длина 1380

ширина 630

высота 640

Масса, кг, не более 1300

77

ПРЕВЕНТОР ПЛАШЕЧНЫЙ СДВОЕННЫЙ С РУЧНЫМ ПРИВОДОМ СЕРИИ ПП2-160Х35, ПП2-180Х35

ПАРАМЕТР ТЕХНИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ, РАЗМЕРНОСТЬ

МОДЕЛЬ, ВЕЛИЧИНА

ПП2-160х21 (35) ПП2-180х21 (35)





Количество оборотов штурвала, необходимое для закрытия 11-12



длина 1255 1330

высота 500 (645) 610 (700)


Масса, кг 300 (360) 370 (430)


Превентор серии ПП предназначен для герметизации устья скважины трубными (при наличии НКТ в скважине) или глухими (при отсутствии НКТ в скважине) плашками. Герметизация обеспечивается после предварительной уста-новки соответствующих плашек. Модификации превенторов ПП2 выпускаются с условным проходом 160 и 180 мм и рабочим давлением 21 и 35 МПа.



Превентор предназначен для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их ремонта с целью обеспе-чения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды и используется в условиях умеренного и холодного макроклиматических районов по ГОСТ 16350-80. Климатическое исполнение: УХЛ, категория размещения – 1 по ГОСТ 15150-69. Рабочая среда скважины: нефть, газ, газоконденсат, буровые растворы, раствор хлорида кальция или их смеси с температурой не более 100ОС.


ПРЕВЕНТОР ПЛАШЕЧНЫЙ СДВОЕННЫЙ С ГИДРОПРИВОДОМ ППГ2-180Х35

Рабочее давление Рр, МПа, не более 35 35

Условный проход, мм 180 180

Условный диаметр герметизирующих труб Dу, мм

насосно-компрессорных ГОСТ 633-80 33; 42; 48;60; 73; 89; 102;114;бурильных ГОСТ 631-75 60; 73; 89;102; 114; 127

Осевое усилие Q, создаваемое массой колонны труб, кН, не более 560

Привод плашек гидравлический

Номинальное давление гидропривода, МПа, не менее 14

Присоединительные размеры, мм, не более

диаметр делительной окружности центров под шпильки 317,5

средний диаметр канавки под уплотнительное кольцо 211,1

диаметр резьбы шпилек М36

Количество шпилек 12 12

Габаритные размеры, мм, не более

длина 1810

ширина 395

высота 700

Масса, кг, не более 650

78

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


Краны серии КШ, изготавливаемые в модификациях КШЗ (с замковой резьбой) и КШ (с резьбой НКТ), предназна-чены для оперативного перекрытия и герметизации трубного канала бурильного инструмента при бурении нефтяных и газовых скважин, а также трубного канала НКТ при проведении ремонтных и аварийных работ. Модификации КШН предназначены для оперативного перекрытия и герметизации на устье скважины трубного канала НКТ при проведе-нии ремонтных и аварийных работ. Модификации КШЗ выпускаются с присоединительными резьбами как с правым, так и левым направлением витков.


КРАН ШАРОВЫЙ СЕРИИ КШ

Рабочее давление, МПа от 21 до 70

Давление, при котором возможно управление краном, МПа

21

Рабочая среда нефть, газ, газоконденсат, раствор

CaCl2, буровые растворы

Температура рабочей среды, °C до +100

Присоединительная резьба

КШЗ ГОСТ 28487-90

КШ, КШН ГОСТ 633-80

Коррозионно-стойкое исполнение для среды с объемным

содержанием СО2, до 6%

Обозначение КШ

Основные параметры

D, мм d, мм L, мм Рр, Мпа Мр, Нм Q кНА

Масса, кгпо ГОСТ 28487-90 по ГОСТ 633-80

КШЗ-73х35 (70) 86 28 280 35 (70) 150 800 З-73 (З-73LH) 8

КШЗ-76х35 (70) 105 28 295 35 (70) 150 1170 З- (З-LH) 12

КШЗ-86х35 (70) 108 38 310 35 (70) 250 1140 З- (З-LH) 16

КШЗ-88х35 (70) 108 36 320 35 (70) 250 1550 З- (З-LH) 16

КШЗ-102х35 (70) 120 50 365 35 (70) 400 1140 З- (З-LH) 22

КШЗ-122х35 (70) 146 58 395 35 (70) 450 1900 З- (З-LH) 29

КШЗ-133х35 (70) 155 62 405 35 (70) 700 1950 З- (З-LH) 37

КШЗ-147х35 (70) 178 70 480 35 (70) 850 2700 З- (З-LH) 59

КШЗ-152х35 (70) 197 78 495 35 (70) 1100 4000 З- (З-LH) 60

КШ-60х21 (Н) 73 24 230 21 150 300 Гл. НКТ 60 6,5

КШ-73х21 (Н) 89 38 260 21 250 500 Гл. НКТ 73 8

КШ-73Вх21 95 38 255 21 250 500НКТ 73 с

насадкой наружу8

КШ-89х21 108 47 330 21 450 500 Гл. НКТ 89 16

79

ВЕРТИКАЛЬНЫЙ ШЛАМОВЫЙ НАСОС ВШН-150

ПАРАМЕТРЫ ТЕХНИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ, РАЗМЕРНОСТЬ ВЕЛИЧИНА

Производительность, м3/ч 150

Напор, м 30

Диаметр рабочего колеса, мм 360

Число оборотов рабочего колеса, об/мин 1500

Диаметр патрубка, мм

всасывающего 125

напорного 125

Габаритные размеры с электродвигателем, мм:

длина 1610

высота 1050

ширина 700

Электродвигатель АИР 180М4У3 (мощность - 30 кВт; 1500 об/мин)

Масса, кг 560

ДЕГАЗАТОР ВАКУУМНЫЙ

Наименование параметров Номинальная величина

Рабочее давление (вакуум), МПа 0.07-0.01

Пропускная способность, л/с 30-35

Содержание газа в растворе, об %, не более:

максимальное на входе в дегазатор 20

остаточное 2-3

Суммарная площадь дегазации, м2 8

Параметры дегазируемого раствора:

плотность, г/см3 1,9

условная вязкость, сСт 100-130

содержание газа в исходном растворе, % 20

Габаритные размеры, мм, не более:

длина 1081

ширина 800

высота 1700

Масса, кг не более 770

80

К А Т А Л О Г 2 0 1 2

КЛАПАН СЕРИИ КОШ

ПАРАМЕТРЫ ТЕХНИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ, РАЗМЕРНОСТЬ ВЕЛИЧИНА


Рабочая среда нефть, газ, газоконденсат, раствор CaCl2,буровые растворы

Температура рабочей среды, °C до +100

Присоединительная резьба

КОШЗ ГОСТ 28487-90

КОШТ ГОСТ 633-80

Коррозионно-стойкое исполнение для среды с объемным содержанием СО2 до 6%

Обозначение КОШОсновные параметры

D, мм S, см2 L, мм Q, кН А Масса, кг

КОШЗ-73х35 95 4,15 235 800 З-73 5,8

КОШЗ-76х35 95 4,15 220 1070 З-76 5,5

КОШЗ-83х35 105,5 7,07 275 1333 З-83 14

КОШЗ-86х35 108 7,07 360 1140 З-86 24

КОШЗ-88х35 108 4,9 275 1550 З-88 24,5

КОШЗ-102х35 120 13,84 290 1140 З-102 16

КОШЗ-122х35 146 15,9 325 1900 З-122 35

КОШЗ-133х35 155 19,63 355 1500 З-133 43

КОШЗ-147х35 178 23,7 370 2700 З-147 72

КОШЗ-152х35 197 28,26 365 3500 З-152 64

КОШТ-42х35 53 3,18 155 150 гл. НКТ 42 2

КОШТ-48х35 56 4,15 160 200 гл. НКТ 48 2,2

КОШТ-60х35 73 7,06 220 300 гл. НКТ 60 4,54

КОШТ-73х35 93 10,17 220 500 гл. НКТ 73 7

КОШТ-89х35 108 10,17 230 500 гл. НКТ 89 7,3

Клапана комплектуются приспособлением для открытия

ПЕРЕВОДНИКИ

81

ТАБЛИЦА ШТУЦЕРОВ

Параметры РГН-3 РГН-5 РГН-10 РГН-20 РГН-25 РГН-30 РГН-50 РГН-60 РГН-75 РГН-100

D, мм 1400 1900 2220 2760 3000 3240

L, мм 2400 2460 3030 4160 4660 5660 9660 11160 12750

В, мм 1620 2110 2430 2970 3210 3450

Н, мм 1470 1960 2280 2820 3060 3300

Масса, кг 430 860 1200 1500 1800 2200 4320 5050 5680 6360

Назначение Наименование Условный проход, мм

Б Горловина 800

В Патрубок приема 80/100

Г Патрубок раздачи 80/100

Д Патрубок замерного люка 150

Е Патрубок дыхательный 50/100

ИФланец для установки механизма

управления хлопушкой


Резервуар предназначен для хранения светлых и темных нефте-продуктов плотностью до 1 т/м3 с давлением насыщенных паров:

• до 2 х 1,33 х 104 Па (200 мм рт. ст.); • от 2 х 1,33 х 104 Па (200 мм рт. ст.); • до 5 х 1,33 х 104 Па (500 мм рт. ст.)

Температура хранимого продукта: • минимальная – минус 60°С • максимальная – плюс 90°С

Резервуары могут изготавливаться с плоскими или конически-ми днищами.

Допустимое избыточное давление:

для плоских днищ – 0,04 МПа (0,4 кгс/см2); для конических днищ – 0,07 МПа (0,7 кгс/см2).

Предприятие может укомплектовать резервуар подогревате-лем и дополнительным оборудованием.


РЕЗЕРВУАР СТАЛЬНОЙ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ РГН, НАДЗЕМНЫЙV - 3, 5, 10, 20, 25, 30, 50, 60, 75, 100 м3

ТАБЛИЦА ШТУЦЕРОВ

Параметры РГН-3 РГН-5 РГН-10 РГН-20 РГН-25 РГН-30 РГН-50 РГН-60 РГН-75 РГН-100

D, мм 1400 1900 2220 2760 3000 3240

L, мм 2400 2460 3030 4160 4660 5660 9660 11160 12750

В, мм 1620 2110 2430 2970 3210 3450

Н, мм 1470 1960 2280 2820 3060 3300

Масса, кг 430 860 1200 1500 1800 2200 4320 5050 5680 6360

Назначение Наименование Условный проход, мм

Б Горловина 800

В Патрубок приема 80/100

Г Патрубок раздачи 80/100

Д Патрубок замерного люка 150

Е Патрубок дыхательный 50/100

И Фланец для установки механизма управления хлопушкой

82

К А Т А Л О Г 2 0 1 2


Емкости предназначены для слива остатков светлых и темных нефтепродуктов, нефти, масел, конденсата, в том числе в смеси с водой из технологических сетей (трубопроводов) и аппаратов во всех отраслях промышленности, при содер-жании сероводорода в газовой фазе не более 1,8% объемных.


ЕМКОСТИ ПОДЗЕМНЫЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ ДРЕНАЖНЫЕ ТИПА ЕП И ЕПП (С ПОДОГРЕВАТЕЛЕМ)

1. Внутренний диаметр емкости, мм: 2000 2400 3000

2. Рабочее давление, МПа, не более: 0,07

3. Рабочее давление в подогревателе, МПа, не более:

0,5

4. Рабочая температура среды, °С: не более 80

5. Рабочая температура среды в подогревателе, °С:

не более 164

6. Среда в подогревателе Водяной пар

7. Номинальный объем, м 3: 8; 12,5; 16 20; 25 40 63

8. Высота горловины, h, мм: 1300 900 900; 1600 1000

9. Габаритные размеры, (м3) L х Н, мм:

(8) 2880x3680 (20) 4826x3680 (40/1) 9026x3680

9244х4350(12,5) 4280x3680 (25) 5826x3680 (40/2) 9026x4380

(16) 5280x3680

10. Масса, кг, не более:

(8) 2125 (20) 3270 (40/1) 5510

7310(12,5) 2680 (25) 3870 (40/2) 5635

(16) 3080

МАТЕРИАЛЬНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ

Исполнение 1 2 3

Температура эксплуатации наружная,°С до минус 20 до минус 40 до минус 60

Материал основных деталей Ст3 Сталь 20 Сталь 09Г2С

МАТЕРИАЛЬНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ

1. Внутренний диаметр емкости, мм:

200 2400 3000

2. Рабочее давление, МПа, не более:

0,07

3. Рабочее давление в подогревателе, МПа, не более:

0,5

4. Рабочая температура среды, °С:

не более 80

5. Рабочая температура среды в подогревателе, °С:

не более 164

6. Среда в подогревателе Водяной пар

7. Номинальный объем, м3: 8; 12,5; 16 20; 25 40 63

8. Высота горловины, h, мм: 1300 900 900; 1600 1000

9. Габаритные размеры, (м3) L х Н, мм:

(8) 2880x3680 (20) 4826x3680 (40/1) 9026x3680

9244х4350(12,5) 4280x3680 (25) 5826x3680 (40/2) 9026x4380

(16) 5280x3680

10. Масса, кг, не более:

(8) 2125 (20) 3270 (40/1) 5510

7310(12,5) 2680 (25) 3870 (40/2) 5635

(16) 3080

Исполнение 1 2 3

Температура эксплуатации наружная,°С до минус 20 до минус 40 до минус 60

Материал основных деталей Ст3 Сталь 20 Сталь 09Г2С

83


ИНВЕСТГЕОСЕРВИС

НОВА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСЛУГИ

ПГО «ТЮМЕНЬПРОМГЕОФИЗИКА»

НОВОУРЕНГОЙСКАЯ БУРОВАЯ КОМПАНИЯ

НЕДРА-КОНСАЛТ

НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «СИББУРМАШ»

СИБГЕОПРОЕКТ

ТЮМЕНЬГЕОКОНСАЛТИНГ

СИБИНФОРМГЕО

ПГО «ТЮМЕНЬГЕОЛОГИЯ»

ЮГСОН-СЕРВИС


625014, РФ, Тюменская область, г. Тюмень,ул. 2-км Старого Тобольского тракта, 8, строение 111,

тел.\факс: 8(3452) 53-24-83,E-mail: [email protected],

Web: www.tumgeo.ru

Documents

Каталог ТюмГео 2012