TIW

TIW

Фирма TIW начала свою деятельность с обслуживания нефтяных месторождений. В конце 1910-х успехи роторного бурения позволили начать массовую добычу нефти в Техасе и других районах вдоль побережья Мексиканского залива. И 10 апреля 1917 года начинается история Texas Iron Works.

Штаб-квартира находилась в Хьюстоне, а механическое производство развернули в Гуз-Крик. Сейчас там располагается ультрасовременный центр обработки Байтоун. Постепенно запросы на инструменты становились все более массовыми. И уже с первых лет своей работы TIW начала прислушиваться к потребителям и максимально удовлетворять их нужды.

Вот уже около 100 лет компания занимает лидирующие позиции по части внедрения оригинального инструментария и технологий в индустриальную сферу. Вплоть до 1990 годов название TIW вполне удовлетворяло и фирму, и ее клиентов. Однако в тот момент расширение деятельности достигло уже большой степени. И потому пришлось ввести другое наименование — TIW Corporation. А в 2016 году эта компания влилась в Dril-Quip Incorporated – это один из крупнейших международных концернов по части морского бурового и сопутствующего производственного оборудования.

Первая блочная буровая лебедка была выпущена в далеком 1932 году. 9 годами позже компания патентует автоматический пакер, позволяющий забивать скважину. А с 1954 года пакеры TIW превращаются в отраслевой эталон качества. Подобные технологические решения начинают применяться по всей планете. С 1964 года появляется кольцо для пакеров с золотым уплотнением — оно работает надежно. А в 1983 году фирма завершает патентную процедуру на гидравлический гильзовый подвес с автономным портом.

TIW имеет и другие патенты, в том числе на крутящийся коллектор на цементирования, на аппарат для настройки гидравлических разъединяющих устройств, на расширяемые подвески и пакеры, на решения для сокращения выбросов. В 2011 году появляется специальный скважинный домкрат, предназначенный для максимально высокой нагрузки.

Специфические инструменты для нефтегазовой промышленности

Речь идет прежде всего про подвески хвостовика TIW. Такие приспособления рассчитаны на эксплуатацию в условиях любой скважины, в том числе при глубоком горизонтальном бурении и в скважинах для морской нефтедобычи. Еще один плюс состоит в том, что это наиболее надежное из всего доступного оборудования для выполнения соответствующей функции. Даже при относительно простых буровых работах этот момент соблюдается неукоснительно. TIW готова поставлять пакеры и подвески для хвостовиков.

В ассортимент реализуемой продукции входят также инструменты и аксессуары для установочных работ и приспособления для цементирования как поверхностном, так и во внутрискважинном варианте. У нас можно купить портальные муфты и аппараты для ступенчатого цементирования, агрегаты для фиксации хвостиков. Комплексы Liner может настраиваться гидравлически либо механически, в том числе и в расширяемом формате. Такие аппараты подходят и для развертывания, и для вращения, и для сверлильной обработки.

Подвески хвостовиков

Речь идет про комплекс TIW XPak, который оснащен расширяемой футеровочной подвеской. Подобное устройство хорошо работает с типовыми футеровками. Оно основано на стабильно зарекомендовавшей уже себя в отрасли методике, позволяя исключительно качественно крепить и уплотнять футеровку сверху.

Могут быть приобретены еще разнообразные механические и гидравлические подвесы, рассчитанные как на одноконусные, так и на многоконусные версии. Подвески хвостовиков от TIW создаются для поддержания оптимальных характеристик и высокого уровня надежности. Они грузоподъемны и могут неплохо справляться с перепуском жидкости, противостоя грубому разрушающему усилию.

Верхние пакеры с хвостовиком

Роль таких частей состоит в повышении надежности уплотнения промежутка, разделяющего хвостовик и обсадную колонну. Особенно это уплотнение актуально в верхнем сегменте хвостового блока. Без него риск разрушить пласт и дестабилизировать работу слишком велик. Правильное использование такой техники исключает потерю жидкости и непроизвольное перемещение газа, независимо от оказываемого давления.

В ассортименте TIW есть верхние пакеры для разнообразных требований. Среди них присутствуют модели для низкой и средней загрузки. Но фирма позаботилась и о выпуске версий для экстремальных условий. Существуют пакеры с уплотнениями из разных материалов, имеющие различные конструкции. Это и позволяет адаптироваться к требованиям конкретной среды, к величине оказываемого давления.

Внимания заслуживают верхний пакер в виде буквы L, модель LX Liner Top Packet, плюс верхний пакер с хвостовиком формата HLX. Муфты установки позволяют эффективно соединять бурящие колонны и установочный инструмент. В итоге сборка полностью переносит нагрузку, оказываемую на хвостовик. Установочные муфты преимущественно включают профили для взаимодействия с цементной втулкой и профили для прокручивания узла хвостовика. В основном монтажный воротник уже содержит разъем под будущее соединение лайнера.

TIW поставляет множество разных аксессуаров для настройки и выполнения массы скважинных задач. Благодаря такой технике операторы могут выбирать несколько разных сценариев в процессе развертывания хвостовиков. Часто их просто переносят в скважину. В отдельных случаях монтируют «правые» подвески механического типа. Бывает необходимо вращать конструкцию. А в ряде ситуаций требуется даже расширять хвостовики либо гидравлический спуск. Но можно не беспокоиться — TIW предложит оптимальное решение для каждой из этих манипуляций; оптимальное и с экономической, и с инженерной точки зрения.

Внимания заслуживает и наземное оборудование этой марки. Речь идет о приспособлениях, которые обеспечивают закачку жидкостей в хвостовик и спуск пробок из цемента. Подобные аппараты переносят растягивающие нагрузки, создаваемые хвостовиком и бурильными трубами. Особенно это важно, если приходится поддерживать систему с верхним приводом либо вертлюг. Аппарат Tieback обеспечивает удлинение футеровок с приемником.

Это удлинение может идти до самой поверхности либо и дальше вдоль отверстия. Такой подход гарантирует уплотнение при высоком давлении. Оно достигается как в цементированных, так и в нецементированных футеровках. Ниппелей с обратным уплотнением, а также пакеров с обратным затвором в ассортименте фирмы очень много. Это обеспечивает успешное расширение верхушек хвостовиков и выполнение отменных ремонтных работ.

Инновационные приспособления TIW отлично подходят для заканчивания скважин. Они позволяют гибко налаживать добычу и гравийную набивку, интенсифицировать процесс или испытания. Во всех таких случаях пакерные установки TIW проявляют себя очень надежно и хорошо. Они способны как просто закончить в одной зоне, так и заниматься сложными в разных зонах, в том числе горизонтально и по иным необычным траекториям, в том числе с увеличенным вылетом скважин.

Предлагаемые пакеры успешно решают все проблемы и помогают оптимизировать производственные возможности. Ярким тому примером выступает продукция серии HB. Модель HB-6 спроектирована с расчетом на повышенное давление. Если же в скважине давление будет на среднем или низком уровне, то надо применять технику категории просто HB. Такой аппарат подойдет и при одинарных, и при двойных закачиваниях скважин, в ходе производственных испытаний, при монтаже обсадных колонн. Его можно применять еще в ходе стимуляции, обработки и закачки.

Пакеры точно будут противостоять скважинным условиям. Гарантировано применение усиленных прижимных клиньев, если модель оптимальна для высокого давления. Той же цели служит и принудительное блокирование дифференциала. Оба представителя серии очень просто спускать, вынимать и перемещать на положенное место. Это достигается за счет крайне большого участка обхода. Настройка производится путем поворачивания вправо на 1/4.

Автоматический нижний блок позволяет закрепить накладку в убранном расположении. Оправка весьма прочна, что позволяет максимально улучшить сопротивление разрывным и разрушающим усилиям. Пакер HB-6 выполнен так, что прижимные клинья отделены от НКТ, что исключает сопротивление на спуске.

Трехсекционные клинья весьма крепки. Они полностью втягиваются внутрь на этапе входа в скважину, так и в ходе вывода из нее. За простоту хвалят модель JGS-K Thermal Packer. Она экономична и отличается унифицированностью. Одновременно она является еще и компенсирующим устройством НКТ для максимально горячих применений, то есть для работы при очень больших температурах. JGS-K подходит и для нагнетающих, и для добывающих скважин. Допускается ее применение в комплексах парового и пожарного заводнения.

Уплотнитель в этой системе рассчитан на высокую температуру эксплуатации. Уплотнение остается надежным и сверху, и снизу, если температура не превышает 650 градусов по шкале Фаренгейта (или соответственно 343 градуса по шкале Цельсия). Любая движущаяся часть покрывается по умолчанию дисульфидом молибдена. Оправка различной длины подлежит полировке. Ее цель — обеспечить расширение и сжатие колонны насосно-компрессорных труб. JGS-K Thermal Packer имеет превосходную функциональность.

Переходник локатора, который поставляют вместе с трубным соединением, может быть заказан с резьбой премиального класса. Есть и специальное устройство Келли-Бампер. Его ход достигает 36 дюймов. Потому монтаж пакера на малой глубине при небольшой массе НКТ гарантируется в любом случае. Монтаж производится после четверти оборота по часовой стрелке.

Высокотемпературная набивка сохраняет водонепроницаемость при штатной рабочей температуре в течение как минимум гарантийного срока. Зубчатые клинья позволяют исключить сдвиг пакера при перепадах давления в любом случае. Не допускается монтаж прижимных клиньев преждевременно — об этом конструкторы также заботятся особо. Для получения пружин стеклоочистителя применена специальная пружинная сталь. На нее наносят твердое покрытие, которое позволяет исключить износ. Оправка делается из нержавеющей стали. Это позволяет минимизировать опасность коррозии.

Уплотняющий пакет дополнен корпусным кольцом в виде буквы V. Такое кольцо на корпусе сальника отлично сдерживает давление, откуда бы оно не оказывалось. Ремонт и техническое обслуживание пакера весьма просты. Чаще всего выходят из строя высокотемпературная набивка и срезные штифты.

Предохраняющие клапаны, а также клапаны Келли

TIW разрабатывает и производит оригинальные предохранительные клапаны и клапаны Келли шарового формата. При их разработке и выпуске безукоризненно соблюдаются спецификации API. Дополнительно исполняются и внутренние корпоративные требования, которые продуманы с учетом многолетнего опыта работы и эксплуатации техники в различных условиях и местах. Именно поэтому можно без сомнений сказать про высочайшее возможное качество.

Оберегающие шаровые клапаны от TIW позволяют быстро и надежно отключать буровые колонны. Как следствие, защита от удара гарантированно окупает все затраты на покупку такой техники. Клапаны стандарта Келли 1 и 2 категорий могут стать предохранительными устройствами на буровых штангах. Возможно их применение и по прямому назначению — как верхнего либо нижнего крана Келли. Такие модели позволят удерживать давление с обоих направлений.

Методика проектирования и подход к контролю качества подобных клапанов имеет официальный сертификат от API, что уже подтверждает технические достоинства продукции. Клапаны Келли также подходят для взаимодействия с сероводородом. Этот момент полностью отвечает базовым стандартам NACE. Типовой номинал давления равен 10 тысячам фунтов на 1 квадратный дюйм. Допускается проведение испытаний с более высоким давлением среды.

Якорь-отклонитель нижнеходный однозахватный

Прогрессивный анкер TIW с 1 захватом и расположенным снизу спусковым механизмом обеспечивает надежную фиксацию отклоняющего клина в обсаженных скважинных стволах. Как итог, боковой ствол фрезеровать будет легче. Якорь ставят на буровую трубу сразу в связке с клином-отклонителем и стартовой фрезой. Его позиционируют, маркируя дно скважины. Позиционирование ведется путем вытягивания в отверстие на требуемую глубину монтажа. Буровую колонну необходимо сжимать, иначе анкер не установится и болт не срежется как надо. Якорь по мере надобности без проблем вынимается. Клин-отклонитель требуется фиксировать при этом. Как и при установке, к буровой колонне прикладывают усилие. Якорь-отклонитель — хороший извлекаемый механический аппарат.

Двунаправленным скольжением отличается Double-Grip Bottom-Trip Anchor. Такой анкер позволяет исключить перемещение клинов-отклонителей и вниз, и наверх. Как и приспособления с единственным захватом, он позволяет добиться точной центровки клина-отклонителя внутри обсадной колонны.

Это приспособление займет строго отведенное для него расположение. Ставится якорь за счет маркирования дна ямы либо иного ложного дна. Срезка специального болта на стартовой мельнице достигается при растяжении и сжатии. Для этого не нужно передвижение самого анкера либо-клина-отклонителя. При необходимости переделать якорь (придать ему извлекаемую форму) можно непосредственно в полевых условиях. Обычно это постоянно извлекаемое устройство.

Механический Пакер SS-WSA-BB (большой проход)

Такой вариант пакера TIW идеально подходит для завершения многоствольных скважин. Он оптимально сконструирован для работы с вынимаемым блоком защелки. Благодаря такому решению пакер гарантирует извлечение сцепленных якоря и отклонителя. Конструкция имеет крупное отверстие. Поэтому спуск труб внушительного сечения упрощается.

Производственная защелка по мере надобности блокируется жестко. Это происходит после просверливания окна и бокового сегмента. Постоянный упаковщик работает по протоколу WS. Устройство может относиться к механической, гидравлической или канатной категории.

Инструмент для снижения перенапряжения

Еще его называют инструментом для понижения помпажа. Речь идет об аппарате FlowBoss. Такое приспособление уменьшает расходы и суммарный период эксплуатации лайнера. Оно очень полезно при работе в системах футеровки. Традиционные буровые системы показывают себя неплохо. Но все меняется, когда аппарат с поплавком в хвостовой части погружается в скважину со слабыми пластами.
Также проблемы возникают и тогда, когда колонны хвостовиков спускают с жесткими допусками. Это означает высокий риск утечки промышленных жидкостей, что и неэкономично, и неэкологично. Компенсировать подобную опасность, связанную со скачками давления, как раз и позволяет FlowBoss. Благодаря ему операторам работать проще. Если бы речь шла о классической технике, то был бы только один выход — спускать хвостовик неимоверно медленно, что едва ли возможно в реальной практике.
Поплавковая техника с автоматической подводкой выпускается уже очень давно. Но для нее ограничением является конкретное проходное сечение. И все равно остается опасность преждевременного срабатывания. Она связана со всплеском при усаживании на клинья или снятии с них. Нельзя исключать и перелив на поверхности. Время работ с автоматически заполняемой системой, как оказалось, уменьшается не слишком значительно. При большом объеме поплавкового оборудования такой подход не мешает существенному количеству жидкости двигаться внутри колонны хвостовика.
Специальный инструмент FlowBoss устраняет такой недочет. Разработка фирмы TIW дает отводить оттесняемую во внутренний объем хвостовика жидкость назад в кольцевой участок выше хвостовика. Конструкторы предусмотрели кулачок особенного исполнения. Крутящееся шаровое седло будет открываться, как только закроются порты. Это позволит шарику и дальше уходить в скважину. В итоге поддерживается получение гладкого отверстия, не препятствующего деформации поршневых пробок.

Проверочный узел расположен выше FlowBoss. Он позволяет оценить герметичность портов после закрытия. Принцип действия тот же — на основе крутящегося седла шара. При вращении оно освобождает спускаемый шар в отверстие и активирует поплавковую систему.

Открыватель обсадных труб CTO

Комплекс для вскрытия обсадных труб — проверен временем. Он подойдет для работы на обрушенных участках в обсадных либо насосно-компрессорных колоннах. Ставить такое оборудование можно на функциональные колонны буровых либо насосно-компрессорных труб. Его действие производится гидравлическим механизмом. Содержащий много поршней привод и комплекс анкеровки могут выработать солидное усилие. Как следствие, прохождение через обрушенный участок, в том числе для конусной наковальни, упрощается. Затем обслуживающие инструменты смогут сами пройти через проблемную зону. Тянущие нагрузки действуют внутри, а не на поверхности.
Даже при ограниченной мощности буровой машины система действует эффективно. Сокращается риск поломки колонны и подъемной техники при действии растягивающих сил и при ударах. Монтаж и настройка упрощены сравнительно с наземными аппаратами. СТО может запускаться вплоть до выхода наковальни к верхушке разрушенной системы. Если надо — неоднократно. Якорь должен вращаться вправо. Шар будет падать точно на положенное место, прилагая давление. При этом активизируется силовой блок.
Секция силового оборудования протолкнет наковальню сквозь схлопнувшийся участок. После всякого удара система прямой тяги высвобождает якорь и возвращает его в начальную позицию. Далее ослабляют импульс и закрывают ход в силовом блоке. Якорь принудительно ставится в начало. Сбросив его, прикладывают давление, проводя следующий ход инструментом. Работа ведется до полного открытия свернутой секции.

Скважинный домкрат с высокой нагрузкой CPT

Такое название носит инструмент для снятия обсадной трубы. Это приспособление от TIW идет в ход, если буровая машина либо обсадная колонна недостаточно мощны и грузоподъемны. Допускается применение CPT как заменителя подъемника труб с поверхности. В донной части предусматривают поворотный штифтовый узел. Он пригоден для использования инструментов, режущих обсадную колонну.
Допускается применение и других стандартных инструментов. CPT в любом случае поддержит нужное тяговое усилие. Его можно применять для удаления не только обсадных труб, но и других материалов из обсадных колонн либо скважинных стволов. Фактически это такой гидродомкрат. После установки обсадной трубы и ее маркировки, клинья гидравлически монтируют CPT на стенке. Отсоединяться затем они будут механически. Очень важно, чтобы колонна имела большое сечение внутри.
Давление прикладывают так, чтобы все пошло вверх. Как только ход завершен, якори высвободятся. Допускается сброс силового элемента и повторное применение якоря столько раз, сколько нужно. Тянущее усилие применяется к объекту, а не на поверхности. Даже при ограниченной мощности буровой системы аппарат выручает. При использовании CPT рабочая колонна и подъемная техника не будут страдать от растягивания либо ударных воздействий. Монтировать и настраивать все можно довольно быстро.