Изготовление фонтанной арматуры на номинальное рабочее давления 14(2,000), 21(3,000), 35(5,000), 70(10,000), 105(15,000) МПа(psi) и условных проходов от 50мм(2 1/16”) до 150мм(7 1/16”). Класс материалов корпусной группы и элементов запорных органов задвижек по спец. 6А API: АА, BB, СС, DD, EE, FF. Уровень спецификации изделия по спец. 6А API: PSL1…PSL3. Уровень требований к характеристикам по спец. 6А API: PR1, PR2. Корпусные детали арматуры изготовлены методом ковки, что обеспечивает их высокую прочность и надежность. В конструкции фонтанной арматуры применяются конические резьбы 1/4”, 1/2”, 3/8” по американскому стандарту ANSI_ASME B1.20.1 (Резьбы NPT), что гарантирует их герметичность с фитингами типа Сважелок. Для подвешивания колонны НКТ заводом нарезаются резьбы НК, НКМ по ГОСТ 633-80 а также TMK FMT, КААВ (совместимая с NEW VAM), VAM TOP, JFE BEAR и другие.Обвязки колонные выпускаются в двух исполнениях: -однокорпусные (с однофланцевой колонной головкой) -многокорпусные (с однофланцевой и одной или более двухфланцевыми колонными головками) Однофланцевая колонная головка предназначена для соединения с кондуктором, закрепления (подвешивания) верхнего конца обсадной колонны в трубодержателе и герметизации межколонного пространства сверху первичным уплотнением.Соединение с кондуктором имеет два исполнения: — на резьбе: короткая треугольная, ОТТМ, ОТТГ по ГОСТ 632, BUTTRESS по ГОСТ Р 51906; — на сварке по ГОСТ 5264-80 или API 6А. Двухфланцевая колонная головка предназначена для соединения с нижерасполагаемым оборудованием, закрепления (подвешивания) верхнего конца обсадной колонны в трубодержателе, герметизации межколонного пространства снизу вторичным уплотнением и сверху первичным уплотнением. Подвешивание верхних концов обсадных колонн производится в клиньевых трубодержателях (клиновых подвесках) двух исполнений: -с первичным (верхним) уплотнением, входящим в состав трубодержателя; -с автономным (независимым) первичным уплотнением. Вторичное (нижнее) уплотнение обсадных колонн производится в нижнем фланце двухфланцевых колонных (трубных) головках уплотнениями двух исполнений: -с одной П-образной эластичной манжетой (одинарное) с возможностью подачи уплотнительной пасты, поджимающей манжету к наружной поверхности обсадной трубы и устанавливаемой в сменной уплотнительной втулке, позволяющей использовать обсадные трубы нескольких диаметров в одном корпусе в зависимости от конструкции скважины; -с двумя П-образными эластичными манжетами (двойное). Нижние фланцы двухфланцевых колонных (трубных) головок имеют каналы с обратными клапанами и винт-поршнями (продавочными пробками) для подачи уплотнительной пасты, поджимающей манжету к наружной поверхности обсадной трубы и герметизирующей межколонное пространство. Каналы закрываются пробками с резьбой К 1” ГОСТ 6111-52 (1” NPT). На боковых отводах двухфланцевых колонных головок имеется резьба К 1 1/2” для установки пробки и замены задвижки. Нашим заводом применяется лакокрасочное покрытие в соответствии с согласованными с ОАО «Газпром» техническими условиями С3 АФ6.70.01.000ТУ «Система защитного покрытия нефтегазового оборудования». Открыть таблицуПредприятием изготавливаются переходные катушки на рабочее давление от 14 до 105 МПа с присоединительными фланцами 50 мм(2 1/16”); 65 мм (2 9/16”); 80 мм (3 1/8”); 100 мм (4 1/16”); 180 мм (7 1/16”); 230 мм (9”); 280 мм (11”); 350 мм (13 5/8”); 425 мм (16 3/4”).Полнопроходная прямоточная шиберная задвижка с принудительной подачей смазки в корпус, с однопластинчатым плоским шибером, с уплотнением в затворе «металл-металл», с невыдвижным штоком, указателем положения «открыто-закрыто» и ручным приводом. Применяется в качестве запорного устройства для полного перекрытия потока рабочей или технологической среды в составе фонтанной арматуры, обвязки колонной, манифольда противовыбросового оборудования и трубопровода. По требованию заказчика для уровня качества PSL2 и выше проводят пневматические испытания на герметичность уплотнения шибер-седло. Для коррозионного исполнения К2 корпусные детали изготавливаются методом штамповки. Конструкция штока имеет вторичное уплотнение что дает возможность произвести замену пакета уплотнений не снимая задвижки с линии. Для ограничения крутящего момента на маховике конструкция задвижки имеет срезной штифт Открыть таблицуОсновные конструктивные особенности: — возможность замены гидропривода без демонтажа задвижки с линии, без использования спец. инструмента и занимает минимальное время; — наличие в конструкции датчиков конечного положения; — материалы резьбовой пары ручного дублера винт 38ХМ и гайка БрБ2 бериллиевая бронза, что позволяет осуществлять операции открытия – закрытия задвижками ручным дублером при перепаде давления 70 МПа в корпусе задвижки. Также в гидроприводных задвижках применяется два датчика сигнализатора крайних перемещений, не выступающих за габариты задвижки, что гарантирует их сохранность.Предназначен для планового регулирования потока рабочей среды. Регулирование потока производится путем изменения проходного сечения дроссельного узла. В дроссели, производства нашего завода, возможно применения дроссельного узла двух типов: — игольчатый дроссельный узел; — дроссельный узел клеточного типа; Открыть таблицуПредназначен для обеспечение заданного постоянного расхода (давления) рабочей среды. Величина потока обеспечивается установленной в седле твердосплавной втулкой определенного проходного сечения. Нерегулируемый угловой штуцер комплектуется по желанию заказчика набором твердосплавных втулок различных проходных сечений и комплектов специальных ключей для их замены. Открыть таблицуДросселирующая вставка используется на нефтяных и газовых скважинах для регулирования расхода сред с содержанием механических примесей до 25 мг/л направляемых по боковым отводам фонтанной арматуры, непосредственно сменой втулок определенного диаметра. Диаметр условного прохода фланцев 50; 65 мм. Рабочее давление 14, 21, 35 МПа. Типоразмеры проходных отверстий сменных втулок Ø5, Ø6, Ø7, Ø8, Ø9, Ø10; мм.Основные конструктивные особенности: — замена привода осуществляется без специального инструмента и занимает минимальное время; — замена дроссельного узла конструктивно проста и позволяет осуществить не разбирая другие элементы привода; — замена пружины осуществляется без специального инструмента и занимает минимальное время; — конструкция стопорного механизма ручного дублёра имеет простую и удобную конструкцию; — ручной дублер имеет вариант исполнения с редуктором значительно снижающий усилие управления дросселем. Открыть таблицуМанифольд противовыбросового оборудования предназначен для: — обвязки боковых отводов стволовой части противовыбросового оборудования (ПВО) с целью обеспечения циркуляции бурового раствора с помощью регулируемых дросселей; — восстановление равновесия между гидростатическим и пластовым давлениями; — глушения скважины путем создания противодавления на пласт нагнетинием бурового раствора буровыми насосами или передвижными насосными установками; — срочной разрядки скважины; — сброса испорченного (перемешанного с пластовым флюидом) раствора в амбар через линию дросселирования; выполнение различных технологических операций при строительстве и ли ремонте нефтяных и газовых скважин с целью предупреждения выбросов открытых фонтанов, охраны окружающей среды и обеспечения безопасных условий труда обслуживающего персонала. Предприятие выпускает противовыбросовые манифольды блочно (блок дросселирования и блок глушения), устанавливаемы на рамы (площадки обслуживания), позволяющие транспортировать и перемещать их на месте установки в собранном виде, по типовым схемам 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 на рабочее давление от 14 до 105МПа коррозионностойкого исполнения К1 по ГОСТ 13862-90. Запорными устройствами служат шиберные задвижки, с уплотнением в затворе «металл-металл», корпусные детали которых изготавливаются методом штамповки, что обеспечивает их высокую прочность и надёжность. Управление задвижками – ручное, гидравлическое с ручным аварийным дублированием. Открыть таблицуборудование для эксплуатации газовых скважин, обеспечения отбора продукции в заданном режиме, проведении необходимых технологических операций в процессе эксплуатации без глушения скважины и герметичного перекрытия устья скважины при возникновении аварийной ситуации. Комплекс включает следующее основное оборудование: • клапан отсекатель; • соединение телескопическое; • пакер; • разъеденитель колонны; • клапан циркуляционный; Открыть таблицуоборудование для эксплуатации нефтяных скважин газлифтным способом, обеспечения отбора продукции в заданном режиме, проведении необходимых технологических операций в процессе эксплуатации без глушения скважины и герметичного перекрытия устья скважины при возникновении аварийной ситуации. Комплекс включает следующее основное оборудование: • мандрель; • клапан газлифтный; • пакер; • разъеденитель колонны; • клапан циркуляционный; Открыть таблицуПакер гидравлический предназначен для разобщения межтрубного пространства в эксплуатационной колонне нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин в процессе их строительства и ремонта. Пакер типа ПД-ЯГ устанавливается гидравлическим путем создания избыточного давления в колонне НКТ, для чего ниже пакера в ниппеле посадочном устанавливается клапан-дублер. Для того чтобы освободить пакер требуется приложить непосредственно к колонне только тяговое усилие. Основные преимущества: • Простота эксплуатации; • Гидростатическая система установки при низком давлении, которое способен развить насос буровой установки; • Регулируемое промысловых условиях при помощи срезных винтов давление установки; • Регулируемое в промысловых условиях срезное устройство для освобождения пакера; • Встроенные разгрузочный и перепускной клапаны, способствующие освобождению и извлечению пакера; • Уплотнительное устройство механически заблокировано и постоянно усиливается гидростатическим давлением; • Узел уплотнения, состоящий из трех элементов, обеспечивает герметичность конструкции в широком диапазоне температур и рабочих давлений и легко адаптируется к неровностям стенок обсадной колонны; • Ствол пакера не перемещается во время установки, что позволяет устанавливать пакеры друг за другом. Открыть таблицуРазъединитель колонны входит в состав колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и предназначен для разъединения и повторного соединения комплекса подземного скважинного оборудования с пакером при строительстве, эксплуатации и ремонте нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Основные преимущества: • Короткая компактная конструкция с соединением байонетного типа; • Неэластомерные уплотнения позволяют применять разъединитель в условиях агрессивных сред и повышенных температур; • В зависимости от модификации разъединение происходит левосторонним или правосторонним вращением НКТ; • Наличие встроенного посадочного ниппеля обеспечивает установку дополнительного инструмента. • Размер зависит от применяемой обсадной трубы Открыть таблицуКлапан циркуляционный входит в состав колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и предназначен для обеспечения соединения-разъединения трубного и затрубного пространства при строительстве, эксплуатации и ремонте нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Основные преимущества: • Большое проходное сечение циркуляционных отверстий • Простая конструкция сдвижной втулки в отличии от цанги; • Надежная фиксация сдвижной втулки обеспечивается пружинным кольцом; • Наличие выравнивающих давление пазов, снижающих разрушающее воздействие на уплотнения; • Неэластомерные уплотнения позволяют применять клапан в условиях агрессивных сред и повышенных температур; • Наличие встроенного посадочного ниппеля обеспечивает установку дополнительного инструмента. Открыть таблицуТелескопическое соединение входит в состав колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и предназначено для компенсации натяжения колонны НКТ, возникающего при фиксации или расфиксации пакера в эксплуатационной колонне (запакеровке пакера) и температурных изменений длины НКТ при строительстве, эксплуатации и ремонте нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Основные преимущества: • Для регулировки срезывающего усилия срезные винты легко устанавливаются или снимаются; • С помощью срезных винтов устройство может быть заблокировано в полностью выдвинутом, сжатом или среднем положении; • Шпонки, расположенные по всей длине, обеспечивают передачу крутящего момента по всей длине перемещения; • Наличие встроенного посадочного ниппеля обеспечивает установку дополнительного инструмента. Открыть таблицуСкважинная камера входит в состав колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и предназначена для установки пусковых, рабочих газлифтных, ингибиторных и глухих клапанов при фонтанном или газлифтном способе эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин, а также закачки ингибитора при эксплуатации газовых скважин. Камеры скважинные изготавливаются в соответствии с рекомендациями стандарта API 11V1. Камеры скважинные могут изготавливаться как каналами для сообщения НКТ и затрубного пространства, так и с трубкой подвода рабочей (управляющей) среды с устья скважины. Основные преимущества: • Камеры имеют ориентирующий патрубок и направляющую для инструмента, которые облегчают работу в условно прямолинейных и наклонно направленных скважинах. • Скважинная камера имеет круглое сечение, входящие детали, которой изготовлены только с применением металлорежущего оборудования, а сборка произведена с минимальным количеством сварочных швов, что обеспечивает высокую прочность и коррозионную стойкость. • Скважинная камера может иметь как муфтовые, так и ниппельные концы так и их сочетание для более удобной компоновки подземного оборудования; • Ориентирующий патрубок, приваренный к верхнему концу, позволяет позиционировать отклоняющий инструмент в точном соответствии с осью кармана для спуска и извлечения устройств регулирования дебита в сильно наклонных скважинах; • Камеры совместимы с устройствами регулирования дебита других изготовителей Открыть таблицуКлапан газлифтный предназначен для регулирования подачи газа из межтрубного пространства во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб (НКТ) при газлифтном способе эксплуатации нефтяных и газоконденсатных условно прямолинейных и наклонно-направленных скважин. Неуравновешенный сильфонный газлифтный клапан имеет два исполнения. Пусковой клапан, управляемый давлением нагнетаемого газа, подаваемого из затрубного пространства, либо рабочий клапан, управляемый давлением газожидкостной смеси в колонне НКТ. Клапаны газлифтные изготавливаются в соответствии с рекомендациями стандарта API 11V1. Основные преимущества: • Клапаны выпускаются из коррозионностойких сталей и сплавов; • Трехслойный сильфон из коррозионностойкой стали рассчитан на повышенное давление зарядки клапана; • Механический стопор предотвращает избыточный ход сильфона; • Клапан и седло выполнены из твёрдого сплава; • Обратный клапан имеет комбинированный уплотнительный элемент: неэластомерное седло и уплотнение «металл — метал»; • Клапан и седло — сменные с различными проходными сечениями, обеспечивающими необходимую пропускную способность клапана; • Совместимость со скважинными камерами (мандрелями) других изготовителей. Открыть таблицуКлапан — отсекатель управляемый входит в состав колонны НКТ и предназначен для герметичного перекрытия проходного сечения лифтовой колонны при возникновении аварийных ситуаций или проведения технологических операций, требующих отсечения пласта от устья скважины при строительстве, эксплуатации и ремонте газовых и газоконденсатных скважин. Для удержания створки клапана в открытом положении и исключения влияния давления рабочей среды на гидравлическую систему клапана-отсекателя при проведении ремонтных, профилактических или иных видов работ в скважине, в него устанавливается защитная втулка. Защитная втулка устанавливается и извлекается при помощи набора канатной техники и инструмента спуска-подъема замка. Основные преимущества: • Компактная, модульная конструкция, обеспечивающая легкость и удобство, сборки-разборки и ремонта; • Автоматическая система выравнивания давления; • Встроенный посадочный ниппель для установки дополнительного оборудования; • Комбинированное уплотнение створки клапана. Открыть таблицу
