Надмоторная компоновка в кнк служит для чего
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Технология проведения ловильных работ
Ловильные работы в скважинах – один из наиболее трудоемких видов капитального ремонта. В процессе эксплуатации скважин, проведения различных работ по текущему ремонту, воздействию на призабойную зону пласта могут происходить неполадки, связанные с разрушением, прихватом, обрывом части внутрискважинного оборудования, которая не может быть извлечена на поверхность обычными методами.
Наиболее часто встречаются следующие работы:
1. ловля оборвавшихся или отвинтившихся насосно-компрессорных труб или насосных штанг,
2. ловля оборвавшихся глубинных насосов или якорей,
3. ловля агрегата ЭЦН вместе с кабелем или без него,
4. ловля кабеля и перфоратора,
5. извлечение насосно-компрессорных труб, прихваченных песчаными или цементными пробками.
Иногда колонна НКТ, упавшая в скважину при ударе о забой изгибается, ломается в нескольких местах, причем отдельные части располагаются в скважине рядами, создавая особую сложность их извлечения.
После тщательного обследования состояния эксплуатационной колонны и положения упавших в скважину труб или других предметов, приступают к спуску ловильного инструмента.
Ловильные работы в скважинах осуществляется цехом по капитальному ремонту скважин (КРС), в составе которого может быть несколько участков. Участок объединяет несколько бригад подземного ремонта и бригаду для проведения комплекса подготовительных работ. Число участков и бригад зависит от размера площади, разрабатываемой нефтегазодобывающим управлением, механизированного фонда скважин и его состояния. Бригада подземного ремонта состоит из вахт, число которых может изменяться от 1 до 4. Подготовительные бригады, обычно одна на четыре-пять бригад капитального ремонта, осуществляют следующие работы:
— подготовку площадки у устья скважины для работы бригады текущего ремонта.
— подготовку бетонной площадки для установки подъемного агрегата.
— установку в грунте якорных петель для крепления оттяжек от подъемной мачты или вышки агрегата.
— устройство или ремонт мостков для укладки насосных труб и штанг.
— заготовку и транспортировку к скважине технологической и утяжеленной жидкости для глушения скважины и предупреждения перелива, если в этом возникает необходимость.
— заливку жидкости в скважину промывочным агрегатом и промывку скважины.
Подготовку и расчистку прилегающей к скважине территории в радиусе примерно 40 м для размещения на ней культ-будки, осветительных прожекторов, барабана кабеленаматывателя (при ремонте скважины с ПЦЭН). В некоторых случаях подготовительная бригада принимает участие в установке оборудования и агрегата для подземного ремонта. Подготовительная бригада состоит, как правило, из двух вахт и работает в одну или две смены. Бригада возглавляется мастером или начальником участка. Создание подготовительных бригад позволило сократить время пребывания скважины в ремонте
Комплекс услуг с ГНКТ (ГИС, технологии CTAF, Plug & Perf)
Колтюбинг (от англ. «coiled tubing» — гибкая труба) — установка с гибкой непрерывной насосно-компрессорной трубой (ГНКТ). Колтюбинг является перспективным и развивающимся направлением в нефтегазодобывающей промышленности и широко используется в технологических, а также ремонтно-восстановительных работах, производимых на газовых, нефтяных и газоконденсатных скважинах. ГНКТ успешно применяется в условиях высококоррозийной среды и высоких температур. Использование ГНКТ заменяет традиционные сборные бурильные трубы. Благодаря своей гибкости, непрерывные трубы способны работать в боковых и горизонтальных стволах, обеспечивая механическую и гидравлическую связь между режущим инструментом (долотом), работающим на забое, и поверхностным бурильным оборудованием. Технологии с применением колтюбинга позволяют вовлечь в разработку бόльшую часть трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) углеводородов в России.
Технология PLUG&PERF
Предусматривает установку изолирующих пробок на ГНКТ и проведение перфорации за одну СПО (преимущественно для выполнения высокорасходных МГРП). За одну СПО для создания сообщения с пластом и разобщения предыдущих интервалов обработки используют кумулятивный перфоратор с композитной взрывной пакер-пробкой, выдерживающую перепад давления не менее 700 атм. Для инициирования пакер-пробки и кумулятивного перфоратора используют пропущенный через ГНКТ геофизический кабель, который передает различные электрические импульсы для отсоединенияпакер-пробки и кумулятивного перфоратора, при этом установку пакер-пробки и перфорацию производят за одну спуско-подъемную операцию.
Данная технология позволяет:
Технология CTAF (Coil Tubing Annular Fracturing)
Предусматривает закачку ГРП по малому затрубу ГНКТ. При данной технологии используется специальная, смонтированная на ГНКТ, компоновка низа колонны (КНК), имеющая возможность многократного перепосаживания при проведении работ.
Технология имеет два варианта исполнения:
1. Со сдвижными муфтами многоразового действия. Муфты спускаются на этапе строительства скважины.
2. Без применения муфт — в цементированном хвостовике / равнопроходной эксплуатационной колонне. В качестве метода вторичного вскрытия используется гидропескоструйная перфорация (ГПП).
Перед проведением ГРП, КНК на ГНКТ активируется и открывается муфта, либо производится ГПП. Ввиду того, что ГНКТ находится в скважине при проведении ГРП, имеется возможность мониторинга забойного давления, что позволяет эффективно корректировать параметры закачки ГРП. В случае получения осложнений /«стопа», имеется возможность провести промывку ствола без дополнительной СПО.
Преимущества технологии CTAF:
Нефтегазовый сервис нового времени
Ловильные работы
Применение гибкой трубы при ловильных работах имеет ряд преимуществ по сравнению с традиционными методами ремонта скважин. Приведем примеры некоторых из них:
При проведении ловильных работ сначала тщательно контролируют состояние всех элементов компоновки и герметичность соединений. Такие устройства, как гидравлически освобождающиеся овершоты и двигатели, должны быть испытаны с целью получения фактических значений давлений и расходов, при которых они срабатывают. В процессе проведения работ необходимо следить за состоянием участков гибкой трубы, которые многократно деформируются при прохождении направляющей и намотке на барабан.
Эффект от применения гибкой трубы при выполнении ловильных работ заключается, прежде всего, в развитии большего тягового усилия, чем инструментом, спускаемым с помощью канатной техники. Кроме того, облегчает осуществление ловильных операций возможность обеспечения циркуляции рабочей жидкости.
Разнообразие условий выполнения ловильных работ предопределяет и соответствующие им компоновки инструментов, спускаемых на гибкой трубе. В то же время можно говорить и о типовой компоновке, которая включает в себя следующие инструменты (описание дано сверху вниз): соединитель гибкой трубы с инструментом, обратный клапан, гидравлический разъединитель, циркуляционный клапан, забойный двигатель или яс, ловильный или породоразрушающий инструмент (овершоты, труболовки, ерши, ловушки, фрезы, расширители, резаки, долота, скребки, оправки), дополнительное оборудование (ускоритель яса, утяжелитель, центратор, кривой переводник, якорь).
При спуске ловильной колонны на гибкой трубе требуется стандартный набор основных инструментов. Он состоит обычно из соединительного устройства гибкой трубы, обратного клапана, гидравлического разъединителя и циркуляционного клапана (особенно при работе забойного двигателя).
Обратный клапан предназначен для исключения противотока жидкости из полости скважины в гибкую трубу. По конструкции клапаны бывают шариковые и тарельчатые. Особенностью конструкции тарельчатого обратного клапана является то, что он должен обеспечивать пропуск шаров, приводящих в действие гидравлические устройства, например, разъединитель.
Разъединитель обеспечивает отделение спущенного инструмента от гибкой трубы. По принципу привода разъединители для гибкой трубы делятся на разъединители со срабатыванием от внешней растягивающей нагрузки, разъединители с приводом от шара.
Циркуляционный клапан предназначен для обеспечения пути циркуляции промывочной жидкости из колонны НКТ в кольцевое пространство выше забойного двигателя. Использование этого клапана предотвращает излишний износ забойного двигателя при необходимости продолжать закачку рабочей жидкости после окончания работ с ним. Привод циркуляционного клапана производится сбросом шара. Вспомогательным средством привода является дисковая диафрагма. В случае закупорки забойной компоновки повышенное давление, подаваемое с поверхности, приводит к разрыву диафрагмы и обеспечивает соединение с кольцевым пространством.
Ловильный инструмент. Спускаемый на гибкой трубе инструмент имеет конструкцию, схожую с известными, и включает ту же номенклатуру: фрезеры, крюки, овершоты, захваты и т.п.
Овершот требуется для захвата извлекаемых предметов за наружную поверхность. К этому же классу инструментов относятся спиры, обеспечивающие захват за внутреннюю поверхность. Оба типа инструментов должны иметь гидравлический привод, нужный для освобождения предмета в том случае, если его извлечение на гибкой трубе невозможно.
Гидравлический яс. Поскольку использование механических ясов при работе с гибкой трубой невозможно, применяют конструкции, основанные только на гидравлическом принципе действия.
Ускоритель используют совместно с гидравлическим ясом, с его помощью увеличивают усилия, создаваемые при ударе.
Забойный двигатель.Необходимость вращения инструмента при выполнении ловильных работ встречается достаточно часто. Поскольку для проведения рассматриваемых операций не требуется наличия высокого крутящего момента, как, например, при бурении, то становится возможным применять винтовые двигатели уменьшенной длины.
Шарнирные отклонители и кривые переводники обеспечивают возможность захвата предметов малых размеров, извлекаемых из скважины, если они располагаются не на ее оси, независимо от места их расположения на забое.
Гидравлический центратор обеспечивает расположение и самого себя, и соединенных с ним устройств по оси скважины.
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава
При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите среды обитания. Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя. Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять: 1) защиту скважины от открытого фонтанирования; 2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью; 3) воздействие на призабойную зону
Рис. 16.5. Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины:
пласта с целью интенсификации притока газа к скважине; 4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме; 5) замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью. Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рис. 16.5.
Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитедь (пакер); колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок; клапан аварийный, срезной; разъединитель колонны НКТ; хвостовик. Дополнительное рабочее оборудование для работы с клапанами-отсекателями включает в себя: посадочный инструмент; ловители; шар с седлом для посадки пакера; приемный клапан; головку к скважинным приборам; грузы; гидравлический ясс; механический ясс; шлипсовый замок; груз для обрыва скребковой проволоки; двурогий крюк; уравнительную штангу; инструмент для управления циркуляционным клапаном.
Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (Н2S, СО2, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа.
Колонна НКТ спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх.
Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакера.
Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства в колонны НКТ, обработки скважины различными химическими реагентами и т. д. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней.
Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидратообразования в колонну. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска и извлекается вместе с ней (КИМ-89В-350К).
Устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца колонны фонтанных труб при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ.
Клапан аварийный срезной КАС168-140 предназначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан типа КЦ при помощи проволочного приспособления. Устанавливается с колонной НКТ, входит в состав комплекта скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа (КО219/168-140).
Скважинное предохранительное оборудование газовых скважин состоит из двух отдельных узлов: 1) разобщителя (пакера); 2) собственно клапана-отсекателя. К пакерам, применяемым вместе с забойными клапанами-отсекателями, предъявляются высокие требования: 1) безотказность в работе; 2) надежность разобщения пласта от затрубного пространства; 3) возможность установки на любой заданной глубине; 4) малое время для соединения с колонной НКТ; 5) простота конструкции, минимально возможные основные размеры и металлоемкость; 6) устойчивость к агрессивным средам при высоких давлениях и температурах.
На рис. 11.6 изображен пакер типа НКР-1 фирмы «Камко» (США). Он имеет корпус, состоящий из верхней 8 и нижней 38 труб, соединенных между собой. Верхний и нижний концы корпуса заканчиваются переводниками 1 и 45.
На наружной поверхности верхней трубы размещен уплотнительный элемент в сборе. Он состоит из резиновых манжет 17 и 18, фигурных колец 16, гильзы 19, упора 14 и сдвигающегося кольца 21.
На наружной поверхности нижней трубы корпуса смонтирован шлипсовый узел, состоящий из упора 42 с втулкой 43, шлипсов 39 и толкателя 37. Между уплотнительным элементом и шлипсовым узлом имеется камера А, которую образует цилиндр 29 и соединенный с ним толкатель 37, поршень 27 со стаканом 34, связанным через втулку храпового механизма 26 кольцом 21 с корпусом пакера.
В нее нагнетается жидкость при установке пакера в скважине. Для удержания пакера в рабочем (уплотненном и заякоренном) состоянии поршень 27 и цилиндр 29 снабжены храповыми механизмами 32 и 23, состоящими из четырех секторов и двух пружинных колец 22 и 31 каждый.
Рис. 11.6. Разобщитель (пакер) НКР-1 фирмы «Камко» (США)
Рис. 11.7. Пусковая пробка РЕ-500:
Рис. 11.8. Забойный прямоточный клапан-отсекатель ОЗП-73
В местах возможных утечек и перетоков жидкости в пакере установлены уплотнительные резиновые кольца 4, 10, 13, 15, 30, а резиновые соединения закреплены винтами 3, 25, 28, 36, 44. Для удержания подвижных деталей в статическом положении при спуске пакера в скважину, а также для предварительной опрессовки его (4 МПа) служат штифты 20 во втулке 24 и кольцо 35.
После достижения пакером места посадки в скважине в колонну НКТ бросается шар 2 (рис. 16.7), который садится на седло 3 пусковой стационарной пробки РЕ-500, удерживаемое в корпусе клапана 1 (см. рис. 16.7) на срезных тарированных штифтах 5 на нижнем конце пакера. Седло уплотнено в корпусе резиновым кольцом 4.
В колонну НКТ под давлением нагнетают жидкость. Жидкость через отверстие в корпусе пакера поступает в камеру А (см. рис. 16.6).
Под действием усилия, возникающего под давлением жидкости в камере, штифты 20 срезаются, поршень 27 и толкатель 37 перемещаются в противоположные стороны. При движении поршня 27 вверх усилие от него через втулку храпового механизма 26 передается на сдвигающееся кольцо 21.
Для освобождения пакера от обсадной колонны колонну НКТ вращают по часовой стрелке на 15 оборотов, одновременно поднимая ее. При этом прежде всего от приложенного момента вращения срезаются штифты 5, затем при первых четырех оборотах разгрузочный упор 9 сворачивается с разгрузочной муфты 7 до упора с вращающейся муфтой 6. При этом отверстие во втулке 2 оказывается выше конца верхней трубы 8, и центральный канал пакера сообщается с затрубным пространством.
Через него закачкой жидкости в затрубное пространство промывается надпакерная зона затрубного пространства от возможных накоплений механических примесей перед срывом пакера с места установки. При дальнейшем повороте загрузочная муфта 7 сворачивается с верхней трубы 8, которая последовательно перемещает за собой вверх корпус подшипника 12, упор подшипника 14, гильзу 19, сдвигающееся кольцо 21, втулку храпового механизма 26, поршень 27.
Поршень увлекает за собой цилиндр 29 и толкатель 37, при этом как уплотнительные элементы 17 и 18, так и шлипсы 39 освобождаются от торцевых упоров и принимают первоначальные диаметральные размеры. В этом состоянии пакер можно извлечь из скважины.
Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанирование при повреждении или разрушении устьевого оборудования и колонны НКТ выше места установки забойного клапана-отсекателя. Они служат автоматическим запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме колонны НКТ из скважины без задавки жидкостью.
На рис. 16.8 изображен клапан-отсекатель типа ОЗП-73. Отсе-катель забойный прямоточный (ОЗП) состоит из корпуса 6, к нижнему концу которого присоединен клапанный узел, имеющий седло 10, заслонку 14, пружину 12, ось 13 и кожух 15.
К верхнему концу кожуха присоединен переводник 1, имеющий упор а. В центральном канале устройства помещен подвижный патрубок 4 со сменным штуцером 11. Подвижный патрубок 4 имеет наружную проточку.
Между подвижным патрубком 4 и корпусом 6 установлено фиксирующее устройство, состоящее из пружины 5, цанги 7 и регулировочной гайки 3. Лепестки в цанге взаимодействуют с проточкой подвижного патрубка 4 и кольцевым выступом в корпуса 6. Кольца 2, 8 и 9 уплотняют поверхности сопрягаемых деталей. Устройство работает следующим образом.
Перед спуском отсека-теля в скважину, исходя из рассчитанного дебита, устанавливают сменный штуцер 11 и гайкой 3 регулируют пружину 5 на определенное усилие. К переводнику 1 присоединяют уравнительный клапан и замок; сборку спускают в скважину и устанавливают в ниппеле.
Во время нормальной работы скважины газ или жидкость из пласта, проходя через центральный клапан устройства, поднимается на поверхность по колонне НКТ. При прохождении газа через штуцер 11 создается перепад давления, усилие от которого перемещает штуцер 11 с подвижным патрубком 4 в крайнее верхнее положение, но усилие пружины 5 фиксируемого устройства препятствует этому, в результате заслонка 14 остается открытой.
Клапан-отсекатель открывается следующим образом. В колонну НКТ на скребковой проволоке спускают уравнительную штангу, которая открывает уравнительный клапан.
При этом нижний конец ее упирается в подвижный патрубок 4. После выравнивания давлений над и под заслонкой 14 подвижный патрубок 4 со сменным штуцером // под действием веса уравнительной штанги перемещается в крайнее нижнее положение. В результате заслонка устанавливается в положение «открыто». Лепестки цанги 7, взаимодействуя с кольцевым выступом корпуса 6 и проточкой б подвижного патрубка 4, фиксируют последний в рабочем положении.
Саратовский филиал СКВ ВНПО «Союзгазавтоматика» разработал конструкцию клапана-отсекателя К-168-140, входящего в комплект скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МЛа (КО-219/168-140).
Коррозионные компоненты при наличии пластовой минерализованной или конденсационной воды, высоких давлений и темпера тур вызывают интенсивную коррозию металлических обсадных колонн, НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования промыслов.
При большом содержании сероводорода в газе невозможно использовать обычные скважинные приборы для измерения давлений и температур, проводить геофизические работы в скважинах. Наибольшей коррозии подвергаются тройники, крестовины, катушки, уплотнительные кольца фланцевых соединений, задвижки фонтанной арматуры. Интенсивность коррозии элементов оборудования устья скважин изменяется от 0,1 до 4 мм в год.
Рис. 16.9. Схема компоновки подземного оборудования скважин
на Оренбургском газоконденсатном месторождении:
Защита внутренней поверхности металлической обсадной колонны и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью. Защита другого металлического оборудования скважины от коррозии осуществляется при помощи периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.
Для защиты от коррозии внешней поверхности хвостовика, направленного воздействия соляной кислотой на карбонатные породы открытого забоя скважины, получения более точных данных по геофизическим исследованиям скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении усложнили конструкцию хвостовика, изменили узел разобщения призабойной зоны пласта от затрубного пространства.
Хвостовики скв. 196, 743, 775 оборудовали подпакерным циркуляционным клапаном, струйными клапанами, ниппелем для установки скважинкой пробки.
Для проведения дебитометрии, поинтервального замера пластовых давлений, отбора проб в колонне обсадных труб в призабойной зоне скважины в Тюменниигипрогазе разработали конструкцию подвижного хвостовика. В процессе эксплуатации скважины хвостовик находится в крайнем нижнем положении.
Продукция скважины движется через хвостовик и НКТ на устье. При проведении исследований в процессе работы скважины в нее через лубрикатор на каротажном кабеле или канате спускается специальное подъемное устройство, которое зацепляет хвостовик в нижней его части.
Хвостовик поднимается вверх, при этом на поверхности следят за нагрузкой по индикатору массы. Захватывающее устройство поднимается на поверхность. В освобожденной от хвостовика зоне перфорации проводят указанные исследования.
После проведения необходимого комплекса исследований хвостовик с помощью специального устройства вновь опускается вниз в свое рабочее положение.
В качестве ингибиторов коррозии используются кубовый остаток разгонки масляного слоя, получаемого при синтезе 2-метил, 5-этилпиридинаг имеющий промышленное название И-1-А, смесь аминокислоты и полиамина жирного ряда с длинной цепью, имеющая название РА-23, и многие другие: катапин БПВ, КИ-1, КПИ-1, ПБ-5, БА-6, «Виско», ИФХАНгаз, Донбасс-1, И-25-Д.
На некоторых месторождениях с высокими пластовыми давлениями и низкими температурами используются комплексные ингибиторы коррозии и гидратообразования типа КИГИК.
В последние годы стали изготовляться высокогерметичные коррозионностойкие насосно-компрессорные трубы НКТ-114 из сталей марок 18X1ГМФА, 18Х1Г1МФ группы прочности К, размером 114 х 7 мм для оборудования скважин на месторождениях, содержащих сероводород. Они выдерживают давление до 50 МПа.
Впервые колонна НКТ из труб НКТ-114 была спущена в скв. 234 Оренбургского газоконденсатного месторождения. 76
Для предотвращения растепления многолетнемерзлых пород на месторождениях Севера используются двухстенные трубы с высокоэффективной теплоизоляцией между ними. ВНИИГаз разработал насосно-компрессорные теплоизолированные трубы модели ЛТТ-168 X 73, состоящей из внешней несущей трубы 168 X ПД и внутренней трубы 73 х 5,5Д.
Между стенками труб диаметрами 168 и 73 мм может помещаться теплоизоляция любого типа с коэффициентами теплопроводности до 0,01163 Вт/(м-К). Трубы ЛТТ-168 X 73 использованы в конструкции скв. 110 Южно-Соленинского месторождения.
Особое конструкторское бюро по проектированию нефтегазодобывающих машин и оборудования (ОКБ НЕФТЕМАШ, г. Баку) разработало комплексы оборудования для эксплуатации газовых скважин типов КПГ (комплекс подземный для газовых скважин) и КСГ (комплекс скважинный для газовых скважин), которые с 1982 г. серийно выпускаются заводами ВПО «Союзнефтемаш».