Презентация курса МиОдляДиПНиГ_02122013. Литература для самостоятельной подготовки Ивановский В. Н. и др Скважинные насосные установки для добычи нефти. Гуп издательство Нефть и газ ргу нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002 г. 824 с. ил
 Скачать 17.22 Mb.
|
|
«Машины и оборудование для добычи и подготовки нефти и газа» [Презентация учебного курса] Составил: Старший преподаватель каф. МОНГП Спирин Т. С. Институт нефти и газа СФУ, 2012 Рекомендуемая литература для самостоятельной подготовки 1. Ивановский В.Н. и др ―Скважинные насосные установки для добычи нефти‖. - ГУП Издательство ―Нефть и газ‖ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002 г.- 824 с.: ил. 2. И. Т. Мищенко. Скважинная добыча нефти: учебное пособие для вузов.- ФГУП изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003.- 816 с. 3. Кудинов В. И. Основы нефтепромыслового дела.- Москва- Ижевск: институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2004, 720 с. Типы ловушек нефтяных и газовых месторождений а) антиклинальная б) литологически экранированная в) тектонически экранированная г) стратиграфически экранированная Конструкция забоев скважин Типовые конструкции скважин на Ванкорском месторождении Виды работ, выполняемых при добыче нефти Процесс эксплуатации нефтяных месторождений включает работы, начиная от освоения эксплуатационных скважин, законченных бурением, и кончая подготовкой, замером и выдачей готовой продукции потребителю. В основном это работы по освоению скважин, выводу их на заданный технологический режим эксплуатации, отбору продукции из скважин; работы по поддержанию основных параметров режима эксплуатации воздействием на призабойную зону пласта и на весь пласт в целом; разнообразные ремонтные работы на скважине и промысловых мастерских; сбор продукции скважин (нефть, газ, вода); разделение смеси на составляющие; доведение до товарных параметров нефти и газа и передача их на транспортирование. Вода должна быть подготовлена к использованию в процессе эксплуатации месторождения или к захоронению с обеспечением условий охраны окружающей среды. Подземное оборудование позволяет осуществлять: 1) защиту скважины от открытого фонтанирования; 2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью; 3) воздействие на ПЗС; 4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме; 5) замену колонны НКТ (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью. Схема иподземного оборудования: 1 - пакер эксплуатационный; 2 - циркуляционный клапан; 3 - ниппель; 4 - забойный клапан- отсекатель с уравнительным клапаном; 5 - разобщитель колонны НКТ; 6 - нгибиторный клапан; 7 - клапан аварийный, срезной; 8 - НКТ; 9 - жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 - хвостовик. Подземное оборудование ствола газовых скважин Забойный прямоточный клапан-отсекатель ОЗП-73 Используется для перекрытия скважины при начавшемся фонтанировании. Могут быть с ручным или автоматическим управлением. Техника перфорации скважин Способы перфорации скважин Пулевая Торпедная Кумулятивная Гидропескоструйная Пулевая перфорация скважин Существует два вида пулевых перфораторов : перфораторы с горизонтальными стволами . В этом случае длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора; перфораторы с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания полету пули направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины. При пулевой перфорации в скважину на электрическом кабеле спускается стреляющий пулевой аппарат , состоящий из нескольких (8 - 10) камор - стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса происходит залп. Пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу. Пулевой перфоратор ПБ-2 состоит из нескольких секций, каждая имеет каморы с ВВ. Стволы, заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. В верхней секции два запальных устройства, которые срабатывают при подаче по кабелю тока. В результате мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2 тыс. МПа, под действием которых пуля выбрасывается. В перфораторе ПБ-2 масса заряда ВВ одной каморы составляет 4-5 г , поэтому пробивная способность его невелика. Длина перфорационных каналов составляет 65 - 145 мм (в зависимости от прочности породы и типа перфоратора). Диаметр канала 12 мм. Пулевой перфоратор с вертикально- криволинейными стволами ПВН-90 имеет больший объем камор и длину стволов. Масса ВВ в одной каморе - 90 г . Давление газов в каморах - 0,6 - 0,8 тыс. Мпа . Длина перфорационных каналов в породе получается 145 - 350 мм при диаметре около 20 мм. В каждой секции перфоратора четыре вертикальных ствола, на концах которых сделаны плавные желобки - отклонители . Пули, изготовленные из легированной стали, для уменьшения трения покрываются медью или свинцом В каждой секции два ствола направлены вверх и два вниз , чтобы компенсировать реактивные силы, действующие на перфоратор. Пулевая перфорация скважин Торпедная перфорация скважин Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Внутренний заряд ВВ одного снаряда равен 5 г . Аппарат состоит из секций, в каждой из которых по два горизонтальных ствола. Снаряд снабжен детонатором накольного типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Масса ВВ одной камеры - 27 г Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100 - 160 мм , диаметр канала - 22 мм На 1 м длины фильтра делается не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации часты случаи разрушения обсадных колонн. Пулевая и торпедная перфорации применяются ограниченно, так как все больше вытесняются кумулятивной перфорацией Кумулятивная перфорация Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда ВВ , облицованной тонким металлическим покрытием ( листовая медь толщиной 0,6 мм ). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов - продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6 - 8 км/с и создает давление на преграду до 0,15 - 0,3 млн. МПа . При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8 - 14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора.. Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды и разделяются на корпусные и бескорпусные Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно Бескорпусные - одноразового действия . Разработаны и корпусные перфораторы одноразового действия, в которых легкий корпус из обычной стали используется для герметизации зарядов при погружении их в скважину Кумулятивная перфорация Перфораторы спускаются на кабеле (имеются малогабаритные перфораторы, опускаемые через НКТ, а также на насосно- компрессорных трубах ). В последнем случае взрыв производится не электрическим импульсом, а сбрасыванием в НКТ резинового шара , действующего как поршень на взрывное устройство. Масса ВВ одного кумулятивного заряда составляет 25 - 50 г Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достигает 30 м , торпедным - 1 м , пулевым - до 2,5 м. Это одна из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов. Корпусные перфораторы простреливают интервал до 3,5 м за один спуск , корпусные одноразового действия - до 10 м и бескорпусные или ленточные - до 30 м. Рис. 4.7. Корпусный кумулятивный перфоратор ПК105ДУ: 1- взрывной патрон; 2 - шнур; 3 - заряд; 4 - электропровод. Ленточные перфораторы легче корпусных, но их применение ограничено давлениями и температурами на забое скважины , так как взрывной патрон и детонирующий шнур находятся в контакте со скважинной жидкостью. В ленточном перфораторе заряды смонтированы в стеклянных (или из другого материала), герметичных чашках, которые размещены в отверстиях стальной ленты с грузом на конце. Гирлянда спускается на кабеле. При залпе лента полностью не разрушается, но для повторного использования не применяется. Недостаток бескорпусных перфораторов - невозможность контролирования числа отказов , тогда как в корпусных перфораторах такой контроль осуществим при осмотре извлеченного из скважины корпуса. Рис. 4.8. Ленточный кумулятивный перфоратор ПКС105: КН - кабельный наконечник; 1- головка перфоратора; 2 - сталь- ная лента; 3- шнур; 4 - заряд; 5 - взрывной патрон; 6 - груз. Кумулятивная перфорация Гидропескоструйная перфорация (ГПП) При гидропескоструйной перфорации разрушение преграды происходит в результате абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй , вылетающих из насадок пескоструйного перфоратора , прикрепленного к нижнему концу НКТ. Песчано-жидкостная смесь закачивается в НКТ насосными агрегатами высокого давления. При ГПП создание отверстий в колонне, цементном камне и канала в породе достигается за счет большой скорости песчано-жидкостной струи - несколько сотен метров в секунду Перепад давления составляет 15 - 30 МПа . В породе вымывается каверна грушеобразной формы , обращенной узким конусом к перфорационному отверстию в колонне. Размеры каверны зависят от прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности песчано-жидкостной струи. При стендовых испытаниях были получены каналы до 0,5 м. Рис. 4.10. Аппарат для ГПП АП-6М: 1 - корпус; 2 - шар опрессовочного клапана; 3 - узел насадки; 4 - заглушка; 5 - шар клапана; 6 - хвостовик; 7 - центратор Методы освоения нефтяных скважин Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, призабойная зона и поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой . Воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, в результате чего образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора. Операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т. е. давления ниже пластового. Методы освоения нефтяных скважин Можно выделить шесть основных способов вызова притока: Тартание Поршневание Замена скважинной жидкости на более легкую Прокачка газожидкостной смеси Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура в соответ-ствии с применяемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины. Компрессорный метод Откачка глубинными насосами Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки . Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м , имеющей в нижней части клапан со штоком , открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната . Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны . За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м 3 . Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества. Методы освоения нефтяных скважин Методы освоения нефтяных скважин Поршневание При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ . Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном , в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой . При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются . За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м . Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса. Классификация оборудования, применяемого при добыче нефти 1) Оборудование, применяемое при различных эксплуатационных работах а) оборудование ствола и устья скважины, законченной бурением (колонная головка) б) трубы (обсадные, насосно- компрессорные) в) скважинные уплотнители (пакеры) 2) Оборудование для освоения скважин а) насосные агрегаты для подачи жидкости в скважины в процессе освоения б) компрессорные агрегаты для подачи воздуха в скважину в процессе освоения в) оборудование для свабирования скважин 3) Оборудование для подъема продукции из скважины а) при фонтанировании. б) при компрессорной добыче. в) при насосной эксплуатации установками бесштанговых насосов. г) при насосной эксплуатации установками штанговых насосов. 4) Оборудование для ремонтных работ на скважине а) подъемники и самоходные агрегаты с вышкой б) колтюбинговые агрегаты для ремонта скважин в) механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг и для прочих работ на скважине г) инструмент д) агрегаты для обслуживания и ремонта поверхностного оборудования скважин 5) Оборудование для сбора и подготовки нефти к транспортированию а) оборудование для сбора продукции скважин б) оборудование для подготовки нефти и газа к транспортированию в) оборудование для обработки и использования пластовых и сточных вод Классификация оборудования, применяемого при добыче нефти (продолжение) Колонная головка Наиболее часто при эксплуатации необходимо знать размеры эксплуатационной колонны и конструкцию обвязки обсадных труб на устье скважины, т.е. конструкцию колонной головки. Внутренний диаметр обсадной колонны ограничивает габариты оборудования, спускаемого в скважину. А от габаритов оборудования зависят его параметры, в частности подача скважинного насоса и мощность привода скважинных насосов с погружным электродвигателем. В некоторых случаях малый диаметр эксплуатационной колонны может ограничить отбор продукции из пласта через данную скважину. Сведения о колонной головке и особенно данные о верхнем фланце определяют присоединительные размеры эксплуатационного оборудования, монтируемого на устье скважины. Колонная головка при эксплуатации скважины должна не только герметизировать межтрубные пространства, но и позволять замерять в них давление, отводить газ или заполнять из тяжелой жидкостью при их глушении. Для этого в колонных головках имеются отверстия, закрытые пробками. Вместо пробок можно подсоединять трубки манометров или технологические трубопроводы. В некоторых случаях должно быть обеспечено передвижение колонн относительно друг друга без потери герметичности затрубного пространства (например, в случае подачи в скважину теплоносителя). Тогда колонная головка оснащается сальником, который позволяет эксплуатационной колонне перемещаться в вертикальном направлении без нарушения герметичности затрубного пространства. Колонная головка Обвязка колонная типа ОКК1 Пример обозначения: ОКК1-21-168х245 Обвязка колонная с подвеской труб на клиньях Рабочее давление 21 Мпа Эксплуатационная колонная 168 мм Кондуктор 245 мм Обвязка колонная типа ОКК2 Пример обозначения: ОКК2-35-168х245-377 Обвязка колонная с подвеской труб на клиньях Рабочее давление 35 МПа Эксплуатационная колонная 168 мм Промежуточная 245 мм Кондуктор 377 мм Обвязка колонная типа ОКК3 Пример обозначения: ОКК3-35-168х245х299х377 Обвязка колонная с подвеской труб на клиньях Рабочее давление 35 МПа Эксплуатационная колонная 168 мм Вторая промежуточная 245 мм Первая промежуточная 299 мм Кондуктор 377 мм Назначение изделия Техническое обслуживание изделия Характерные неисправности и способы их устранения Трубы При добыче нефти трубы применяются для крепления стволов скважин и для образования каналов внутри скважин, подвески оборудования скважине, прокладки трубопроводов по территории промысла. Типы применяемых труб весьма разнообразны, но можно выделить три основные группы 1) НКТ 2) обсадные и бурильные трубы 3) трубы для нефтепромысловых коммуникаций. Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые скважину. Колонны НКТ могут служить в основном для следующих целей: подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости или газа; подачи в скважину жидкости или газа (для осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта) подвески в скважине оборудования. Группы прочности сталей труб Трубы изготовляются из сталей следующих групп прочности (цифра обозначает предел текучести, МПа) Д……………………379 К…………………....491 Е……………………552 Л…………………...654 М…………………..758 Р……………………930 Гладкие НКТ С васаженными наружу концами- тип В Трубы гладкие высокогерметичные- НКМ Трубы безмуфтовые с высаженными наружу концами- НКБ Типоразмеры обсадных труб Безмуфтовые гибкие трубы (колтюбинг) В последние годы применяются так называемые безмуфтовые гибкие трубы длиной до 6000 м. Эти трубы выпускаются с прокатного стана полной строительной длины без промежуточных соединений и сматываются в бухту. Они спускаются в скважину со специального агрегата, обычно смонтированного на большегрузной автомашине. На агрегате расположены барабан с намотанными трубами, привод барабана и распрямляющий узел, располагаемый над скважиной. Колонна труб сматывается с барабана, где она может деформироваться по радиусу барабана, проходит через выпрямляющее устройство и спускается выпрямленная в скважину. Пакеры Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны. Они предназначены для работы в скважине без профилактического осмотра или ремонта в течение нескольких часов (например, при гидроразрыве пласта), нескольких месяцев (при закачке теплоносителей) или нескольких лет (например, пакеры для различных способов добычи нефти). Перепады давления, воспринимаемые пакерами, могут быть в пределах от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 40 до 100 °С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300—400 0 С. Окружающая среда, в которой работает пакер, обычно вызывает коррозию металла, а содержание в ней нефти и газа требует тщательного подбора материала уплотняющих элементов. Классификация уплотнителей, применяемых при эксплуатации скважин 1. Уплотнители, применяемые при отборе нефти и газа из пласта в случае а) оборудование, требующее создания в скважине двух изолированных каналов (например, НКТ и уплотненное снизу пространство между НКТ и обсадными трубами при раздельной эксплуатации нескольких пластов); б) бесструбной эксплуатации (подъеме жидкости по обсадной колонне, в нижней части которой установлено уплотнение); в) предохранения от выброса при газопроявлениях (пакер с клапаном- отсекателем). 2. Уплотнители, применяемые при исследовании или испытании в случае: а) раздельного исследования пластов, вскрытых одной скважиной; б) проверки герметичности обсадной колонны или герметичности изоляции пластов цементным кольцом. 3. Уплотнители, применяемые при воздействии на пласт или его призабойную зону при: а) гидроразрыве пласта; б) поддержании пластового давления; в) подаче в пласт теплоносителей. Виды конструкций пакеров Конструкция пакера ПН-ЯМ а) пакеры с наружными диаметрами от 150 до265 мм б) пакеры с наружными диаметрами 118 и 136 мм 1- головка пакера 2- упор манжет 3- манжеты 4- корпус 5- плашка 6- плашкодержатель 7- цилиндр 8- захват 9- корпус фонаря 10- башмак фонаря 11- замок, ограничивающий перемещение ствола пакера и внешних деталей 12- гайка 13- палец замка 14- ствол пакера Пакер HRP-1 Методы увеличения производительности скважин Методы увеличения производительности скважин Методы увеличения производительности скважин Методы увеличения производительности скважин Методы увеличения производительности скважин Методы увеличения производительности скважин Методы увеличения производительности скважин Установки насосные передвижные УНБ1-160х40 и АНЦ-320 Общий вид агрегата УНБ1-160х40, АНЦ-320 Общий вид насоса 9Т (НЦ-320) Насос водоподающий ЦНС 38-154 Кинематическая схема агрегатов УНБ1-160х40 и АНЦ-320 Схема расположения запорной арматуры установок УНБ1-160х40, АНЦ-320, ЦА-320 Возможные неисправности насосных установок и способы их устранения Общие сведения о установках насосных для кислотной обработки пласта СИН-32-100 и СИН-32- 120 Общий вид насосных установок СИН-32-100 и СИН- 32-120 Кинематическая схема установки СИН-32-100 1- коробка передач автомобиля 2- коробка отбора мощности 3- насос 4- редуктор 5- раздаточная коробка автомобиля Нефтепромысловый плунжерный насос 4Р-700 1- привод насоса 2- направление 3- плунжер 4- клапанная коробка Установка насосная для гидроразрыва пласта УН1- 630х700А 1- автошасси Краз-257Б1А 2- пост управления 3- силовой агрегат 4- коробка передач ЗКПМ 5- зубчатая муфта 6- насос 4Р-700 7- напорный трубопровод 8- вспомогательный трубопровод 9- фара для освещения рабочего места 10- аккумуляторная батарея Установка для депарафинизации скважин горячей нефтью 2-АДП-12/150-У1 1- насос 2- манифольд 3- нагреватель 4- трансмиссия привода оборудования 5- топливная система Передвижная азотная компрессорная станция (СДА, ТГА) Азотная станция ТГА-5/101 на шасси КАМАЗ Установка ППУА 1600/100 1- кузов 2- парогенератор 3- приводная группа 4- питательный насос 5- вентилятор 6- раздаточная коробка автомобиля 7- коробка передач Распределение добычи нефти по способам эксплуатации скважин Области применения скважинных насосных установок для добычи нефти Сравнительные возможности разных способов эксплуатации скважин Схема добывающей системы при фонтанной эксплуатации скважины Схемы фонтанной арматуры (ГОСТ 13846-84) Фонтанная арматура Фонтанная арматура Фонтанная арматура Штуцер быстросменный Штуцер быстросменный для фонтанной арматуры высокого давления (ШБА-50-700): 1 - корпус, 2 - тарельчатая пружина, 3 - боковое седло, 4 - обойма, 5 - крышка, 6 - нажимная гайка, 7 - прокладка, 8 - гайка боковая. 9 - штуцерная металлокерамическая втулка Фонтанная эксплуатация скважин Рис. 8.10. Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ: 1 - тройник; 2 - патрубок для подвески второго ряда НКТ; 3 - патрубок для подвески первого ряда НКТ Фонтанная эксплуатация скважин Рис. 8.9. Фонтанная крестовая арматура высокого давления (70 МПа) для однорядного подъемника: 1 - вентиль, 2 - задвижка, 3 - крестовина, 4 - катушка для подвески НКТ, 5 - штуцер, 6 - крестовины ѐлки, 7 - буфер, 8 - патрубок для подвески НКТ, 9 - катушка Обозначение фонтанной арматуры Полный шифр фонтанной арматуры (ГОСТ 13846-84) условно представляется в виде АФХ1Х2Х3 - Х4Х5Х6Х7, где А - арматура; Ф - фонтанная; Х1 - конструктивное исполнение: с фланцевыми соединениями - без обозначения (наиболее распространенное); подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки - К; подвеска подъемной колонны на муфте в трубной головке - без обозначения; для эксплуатации скважин УЭЦН - Э; Х2 - номер схемы арматуры; при двухрядной концентричной подвеске к номеру схемы добавляется буква "а"; Х3 - способ управления задвижками: вручную - без обозначения; дистанционно и автоматически -В; автоматически - А; Х4 - условный проход (в мм) по ГОСТ 13846-84; когда условные проходы ствола елки и ее боковых отводов отличаются, цифровое обозначение указывают дробной величиной; Х5 - рабочее давление, МПа; Х6 - климатическое исполнение по ГОСТ 15150- 69: для умеренной климатической зоны - без обозначения; для умеренной и холодных климатических зон - ХЛ; Х7 - исполнение по коррозийностойкости: для обычных сред - без обозначения; для сред, содержащих: до 6 % СО 2 - К1; до 6 % H 2 S и СО 2 - К2; до 25 % H 2 S и СО 2 -КЗ. Основные параметры фонтанной арматуры Прямоточная задвижка с разгрузочным штоком 1- корпус 2- щека 3- шпиндель 4- заправочный клапан сальника 5- осевая опора и гайка шпинделя 6- маховик 7- ограничитель хода шпинделя 8- головка маховика 9- корпус опоры и гайка шпинделя 10- клапан для подачи смазки к подшипниками 11- подшипники опоры шпинделя 12- уплотнения шпинделя 13- корпус сальника 14- плавающая пробка 15- кольцевая канавка в щеке 16- кольцевая канавка в шибере 17- уравновешивающий шток шпинделя Регулируемый штуцер Условия фонтанирования |