Универсальный герметизатор устья

Универсальный герметизатор устья ( далее – герметизатор ) УГУ-2, предназначен для герметизации устья нефтегазовых скважин, задавленных жидкостью, при ремонте и освоении в целях предупреждения выбросов при внезапном нефтегазопроявлении.

Герметизатор предназначен для работы в умеренном и холодном макроклиматических районов по ГОСТ 16350-80. Климатическое исполнение герметизатора – ХЛI по ГОСТ 15150-69/

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Основные параметры и размеры приведены в таблице 1.

Таблица 1

Показатели

Исполнение У Г У – 2

140х14

140х21

120х14

120х21

Проходное сечение, мм

Давление, Мпа (кгс/кв. см)

Габаритные размеры, мм

не более

головки уплотнительной

муфты герметизирующей

Масса, кг, не более

головки уплотнительной

муфты герметизирующей

 

140(120)* 140(120)* 120(110)* 120(110)*

14 (140) 21 (210) 14 ( 140) 21 (210)

28 (280) 42 (420) 28 (280) 42 (420)

408 х 395 х 304 408 х 395 х 304

d 140 х 272 d 128 х 272

101 106

15 11

189 193

Рабочая среда – продукт нефтегазовых скважин с содержанием механических примесей в количестве не более 0,5% по объему, с суммарным содержанием СО и HS до 0,003%, с объемным содержанием пластовых вод до 99%, а также вода ( сеноманская, пластовая, поотоварная ) с содержанием механических примесей не более 25 мг/л, и размером твердых частиц не более 0,1 мм.

Температура рабочей среды – плюс 2 – плюс 120 град. С

Температура окружающей среды – минус 45 – плюс 35 град. С
n количество крепежей отверстий на фланце – 12;
n диаметр крепежных отверстий фланца, мм – 40.

СОСТАВ И КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ

В состав герметизатора входит головка уплотнительная, муфта герметизирующая, комплект инструмента и принадлежностей, комплект сменных частей, комплект запасных частей, настоящий паспорт и инструкция по эксплуатации.

Универсальный герметизатор устья

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

Герметизатор УГУ-2  состоит из уплотнительной головки 1 и герметизирующей муфты 2. В уплотнительную головку входит : корпус 10, сменное кольцо фланцевое 11, центратор сменный 13, кольцо опорное 9, уплотнитель резиновый 8, обойма 7, фланец верхний 4, соединенный на резьбе с корпусом и зафиксированный к нему стопорным винтом 3. В пазах фланца верхнего 4, размещены плашечные затворы 5, снабженные телескопическими винтами6. Бухты винтов 6, заключены в разъемные опоры 14, прикрепленные к фланцу верхнему болтами. К плашечным затворам укреплены указатели, показываюшие исходное положение затворов.

Герметизирующая муфта (см. приложение 3), на резьбе, включена в состав запорной компоновки для перекрытия начала труб. Компоновка, в подготовленном состоянии, должна находиться рядом со скважиной, в месте, указанном планом работ по подземному или капитальному ремонту.

При необходимости герметизации устья скважины в случае появления признаков нефтегазопроявления, а также при длительных перерывах в работе, запорную компоновку необходимо присоединить к колонне труб НКТ. Натяжением колонны труб клиновой захват гидроротора освобождается и снимается, с помощью извлекателя из гидроротора вынимается центрирующая втулка. Спуском герметизирующей муфты до посадки на центратор ( d 120 мм ) она будет сопряжена с резиновым уплотнителем 8, с обеспечением автоматической герметизации затрубного пространства. Поворотом рукоятки крана перекрывается канал колонны труб.

Для предупреждения выброса труб из скважины – вращением телескопических винтов 6, плашечные затворы 5 вводятся в крутовой паз герметизирующей муфты и страхуют ее от движения вверх.

При сменном центраторе 13 с проходом 140 мм, посадка запорной компоновки производиться на гиророторе с помощью опорного кольца, при этом дистационный патрубок должен иметь высоту, при которой круговой паз герметизирующей муфты 2 будет находиться на уровне плащечных затворов 5.

 

0

Добавить комментарий

Войти с помощью: