Универсальный герметизатор устья

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИЗДЕЛИИ

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

проходное сечение, указанное в скобках должно обеспечиваться сменным центратором, поставляемым в комплекте с герметизатором.

2.2. 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.

2.3. Температура рабочей среды - плюс 2 - плюс 120 град.С

2.4. Температура окружающей среды - минус 45 - плюс 35 град.С

количество крепежей отверстий на фланце - 12;

диаметр крепежных отверстий фланца, мм - 40.

СОСТАВ И КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ

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

3.2. Комплект поставки приведен в таблице 2.

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

Герметизатор УГУ-2 (см. Приложение 1) 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.