Демонтаж бетона: rezkabetona.su

Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 [ 84 ] 85 86 87 88


Рис. 9.5. Пакер колонных головок:

1 - уплотнитель; 2 - кольцо уплотнительное (опорное); 3 -кольцо уплотнительное (на - жимное)

Для закрепления в корпусе колонной головки верхней части обсадной колонны используется клиновой (без резьбы) или муфтовый (с резьбами) трубодержатель (подвеска). Наиболее распространены клиновые трубодержатели, показанные на рис. 9.4. Грузоподъемность клинового трубодержателя должна быть не менее значений, приведенных в табл. 9.3.

Таблица 9.3

Максимальная грузоподъемность трубодержателя колонной головки

Условный диаметр колонной головки, мм

Осевая нагрузка, тс

для ОКК2

для ОКК3

для ОКК4

Примечание. Продолжительность испытания - 3 мин.

Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров или уплотнений различной конструкции. Наибольшее распространение получила конструкция пакера, приведенная на рис. 9.5. Основные размеры таких пакеров приведены в табл. 9.4. Для размещения пакеров в колонных головках предусмотрены проточки, диаметры которых приведены в табл. 9.5 и 9.6. Межпакерное пространство заполняется уплотнительным составом типа Л3-162 по ТУ 38-101315-77 или Арматол - 238 по ТУ 38-10181283 через специальное отверстие в нижнем фланце и опрессовывается на расчетное давление, определяемое из условия предупреждения смятия верхней обсадной трубы, но не выше рабочего давления фланцев.

Таблица 9.4

Основные характеристики пакеров колонных головок

Шифр пакера

Обозначе - ние

Основные размеры, мм

Масса, кг

У-140x230

ОКК.00.003-00

У-140x280

У-146х230

У-146х280



Шифр пакера

Обозначе - ние

Основные размеры, мм

Масса, кг

У-168х230

У-168х280

У-178х230

У-178х280

У - 219х280

У - 219х350

У - 245х350

У - 273х350

У - 273х425

У - 299х390

У - 299х425

У - 324х390

У - 324х425

Примечание. D - максимальный диаметр уплотнителя; D1 - номинальный наружный диаметр; D2 - номинальный внутренний диаметр; D3 - минимальный внутренний диаметр; D4 и D7 - минимальный и максимальный диаметры оснований опорных колец; D5 и D6 -максимальный и минимальный диаметры вершины опорных колец.

Таблица 9.5

Диаметры расточки верхнего фланца

Условный диаметр прохода Dу, мм

Рабочее давление,

Наибольший диаметр расточки фланца D1,

Мак- сималь-- ный на- ружный диаметр трубо- держателя D2, мм

180 230

14; 21; 35 14; 21; 35; 70

181,8 229,4

178,05 226,90

14; 21; 35 70; 105; 140

280,2

277,32

14; 21; 35; 70; 105

346,9

343,48

14; 21; 35; 70

426,2

422,28

480 527

35; 70 21

477,0 527,8

473,08 523,88

540 680 760

14; 35

14; 21 14

540,5 680,2 762,8

536,58 676,28 758,88

Таблица 9.6 Диаметры расточки нижнего фланца

Условный диаметр прохода Dу, мм

Рабочее давление,

Макси- мальный диаметр расточки

D3, мм

14; 21

242,8

231,8

70; 105; (140)

217,5

14; 21

296,9

35; 70; (105)

283,5

14; 21

354,0

35; 70

346,1

35; 70

425,5

(21)

431,8

14; 21; (35)

443,0

(14; 21)

558,8

(14)



Арматура фонтанная


Рис. 9.6. Оборудование обвязки обсадных колонн тина ОКК2:

а - ЦКБ "Титан"; б - Воронежского мехзавода; 1, 3, 7, 9 - уплотнители; 2, 8 - кольцевая прокладка; 4, 11 - подвеска клиньевая; 5 - фланец глухой; б -корпус двухфланцевый; 10 - корпус однофланцевый; 12 - заглушка; 13 -кран запорный; 14 - задвижка; 15 - фланец инструментальный

280x70





0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 [ 84 ] 85 86 87 88



Яндекс.Метрика