Разработка и совершенствование оборудования для проведения щелевой гидропескоструйной перфорации

Скважинное и приустьевое оборудование

Перечень оборудования, инструмента и приспособлений для проведения ЩГПП включает скважинное оборудование специализированные агрегаты, а также наземное циркуляционное и промывочное оборудование.

Технологический процесс ЩГПП, проводится при высокоскоростном интенсивном режиме циркуляции абразивной жидкости, в том числе:

  • • рабочих давлениях, составляющих не менее 20 МПа, и соответствующих значительных страгивающих нагрузках на резьбовые соединения НКТ;
  • • значительной, не менее 8-10 часов, продолжительности процесса;
  • • режиме, не допускающем остановок циркуляции;
  • • циркуляции, ведущейся с продавливанием песчано-жидкостной смеси через насадки, диаметры каналов которых только в 2-10 раз более диаметров частиц используемого песка.

Высокоинтенсивные параметры технологического процесса ЩГПП предполагают соответственно использование хорошо подготовленного оборудования, с достаточным запасом прочности, абразивоустойчивого и безопасного исполнения.

Для проведения ЩГПП применяется специальное, а также типовое, используемое в производстве подземного и капитального ремонта скважин (ПКРС), оборудование.

Традиционно в производстве ПКРС значительная часть оборудования не имела промышленного выпуска.

Ниже приведено сравнение характеристик серийного оборудования и оборудования разработанного или усовершенствованного с участием автора.

Серийные гидропескоструйные перфораторы.

1. Гидроперфоратор АП-6М конструкции ВНИИ изготавливался Калушским заводом нефтепромыслового оборудования (ныне завод «Карпатнефтемаш», Украина). Устройство гидроперфоратора АГІ-6М показано на рис. 3.7.

В корпусе 1 расположены гидромониторные насадки 2, рабочий запорный узел в составе: шара 3 и соответствующего запорного гнезда, выполненного в головке хвостовика 4, а также опрессовочное гнездо 5, выполненное непосредственно в головке корпуса 1.

Сборка насадки (см. вынесенный узел I к рис. 3.7) состоит из держателя насадки 6 и собственно насадки 7. Держатель насадки 6 в корпусе перфоратора 1 закрепляется с помощью резьбового соединения.

Таблица 3.14

Перечень оборудования участвующего в технологическом процессе ЩГПП

Наименование оборудования

Тип, марка

Число

1

2

3

4

А. Скважинное и приустьевое оборудование

1

Гидропескоструйный перфоратор со сменными насадками, применяемый в нескольких исполнениях:

  • • Гидроперфоратор абразивный
  • • Гидроперфоратор упрощенной конструкции
  • (с 4 насадками)
  • • Гидроперфоратор со встроенным сигнально

клапанным механизмом

АП-6М

  • 1
  • 1
  • 1

2

Забойный движитель перфоратора (ДП-3, ДП-4)

______Д[Ь4_____

1

Окончание таблицы 3.14

Наименование оборудования

Тип, марка

Число

1

2

3

4

3

Клапан опрессовочный

1

4

Колонна НКТ-73 или НКТ-89

73x5,5К или Е 89x6,5К или Е ГОСТ 633-80 73x5,51 73x6,45 N-80; L-80; С-75 Стандарт АНИ

5

Патрубки реперные длиной 1,0 м и 1,5 м (без учета длины резьбы ниппеля)

  • 73x5,5Е
  • 89x6,5Е

2

6

Патрубки подгоночные длиной по 3, 4 и 5 м для отечественных и от 1 до 5 м для импортных комплектов НКТ

  • 73x5,5Е
  • 89x6,5Е

3

7

Переводник двух ниппельный специальный

73 х 60 х 7Е

2

8

Устройства для улавливания опрессовочного и рабочего шаров, трубные или устьевые

по

1 шт.

9

Пробоотборник

1

10

Превентор малогабаритный типовой

ППМ-125х25

1

11

Герметизатор устья

ГГУВ-1 и др.

1

12

Тройник от установленной на скважине фонтанной арматуры

2

13

Задвижки или краны

ЗМС-65х21

6

14

Фильтр высокого давления

Ф1

1

15

Фильтр низкого давления

1

16

Фильтр трубный

1

17

Блок очистки рабочей жидкости

1

18

Емкость технологическая № 1 и № 2

2

Б. Специальные агрегаты для проведения ЩГПП (ГРП)

19

Насосный агрегат

4АН-700 СИН-31

7

20

Насосный агрегат

ЦА-320, АНЦ-400

2

21

Установка пескосмесительная

УСП-50

1

22

Блок манифольдов

1БМ-700

1

23

Автоцистерна

2

24

Паропередвижная установка

ППУА-1600/100

1

25

Автомобиль «Техпомощь»

1

Насадки выполнены из твердосплавного, абразивоустойчивого материала. Диаметр канала насадок составляет 4,5-6 мм.

Диаметр рабочего шара составляет 28 мм, опрессовочного — 50,4 мм.

Перфоратор АГІ-6М является основной [базовой] конструкцией данных устройств, обладает рядом достоинств.

Число насадок 10 штук и порядок их расположения позволяет провести основные варианты точечной или щелевой перфорации. Незадействованные отверстия для насадок герметизируются поставляемыми в комплекте заглушками.

После спуска НКТ с гидроперфоратором в скважину, проводят опрессовку НКТ, для чего в гнездо 5 устанавливают опрессовочный шар, который перекрывает сквозной канал перфоратора [на рис. 3.7 шар не показан]. После опрессовки НКТ проводят обратную промывку скважины, в результате чего шар восходящим потоком жидкости выносится к устью скважины.

Где последний с помощью ловушки улавливается. Для своевременного получения информации о том, что шар в ловушке, нами предложена конструкция звуковой шароловки рис. 3.8. Звуковой сигнал создается при ударе шара о специальную пластину. Специфическое звучание указывает на то, что шар в ловушке. Ранее приходилось неоднократно останавливать и повторно возобновлять промывку так как не было известно когда шар поднимается в ловушку.

Для проведения абразивной перфорации в НКТ сбрасывают рабочий шар 3, перекрывающий центральный канал перфоратора ниже уровня насадок 2.

Гидроперфоратор АП-6М

Рис. 3.7. Гидроперфоратор АП-6М:

  • 1 — корпус; 2 — насадки; 3 — шар; 4 — хвостовик;
  • 5 — запорное гнездо опрессовочного клапана; 6 — держатель насадки; 7 — насадка

В связи с расширением объемов работ по ЩГПП, где в основном используются не более 4 насадок, конструкция перфоратора нами была упрощена. Вариант такого перфоратора представлен на рис. 3.9.

В корпусе 1 данного перфоратора вмонтированы гидромониторные насадки 2 в количестве 4 штук, позволяющие создавать за один цикл ЩГПП две пары вертикальных, диаметрально противоположных щелей. Запорный узел (шар с седяом) может быть выполнен подобно устройству перфоратора АП-6М (рис. 3.7) или, как на рисунке 3.9, когда в головке хвостовика 4 установлено съемное запорное гнездо 5.

Устройство хвостовика 4 выбирается по требованиям конкретных условий; при проведении ЩГПП в скважинах, где ожидается промывка уплотненного песка на забое хвостовик 4 оборудуется гидромониторной насадком [насадками] расчетного диаметра. Опрессовочный клапан для этого перфоратора выполнен в виде отдельного узла.

Звуковая шароловка

Рис. 3.8. Звуковая шароловка:

  • 1 — корпус; 2 — цанга ловителя; 3 — стержень; 4 — НКТ;
  • 5 — муфта НКТ; б — БРС; 7 — цанга звуковая
Гидроперфоратор с 4-мя насадками

Рис. 3.9. Гидроперфоратор с 4-мя насадками:

1 — корпус; 2 — насадка; 3 — шар; 4 — хвостовик; 5 — запорное гнездо «рабочего» шара

Гидропескоструйный перфоратор с управляемым с поверхности клапанным мехамизмом

В процессе гидропескосгруйиой перфорации происходит накопление песка в стволе скважины в интервале от первого реза до забоя и в интервалах всех последующих резов до последнего. В результате к концу гидроперфорации весь ствол скважины ниже интервала последнего реза оказывается заполненным осажденным песком. Со временем происходит его сильное уплотнение в связи с тем, что осаждение песка происходит из воды при повышенном избыточном давлении (15-30 МПа в зависимости от глубины расположения продуктивного пласта). При Использовании серийных перфораторов удалить осажденный лесок промывкой не предоставляется возможным, так как к моменту, когда приступают к его удалению песок уже максимально уплотнился. Последнее обусловлено конструкцией серийных перфораторов нс позволяющих немедленно приступить к вымыву песка после окончания последнего реза, так как до этого времени Должен быть вымыт рабочий шар 3 (рис. 3.7) Однако вымыв рабочего шара 3 (рис. 3.7) возможен только после удаления песка со всего объема рабочей жидкости, так как на время переключения на обратную промывку необходимо остановить циркуляцию через скважину. А это при наличии песка в рабочей жидкости приведет к его оседанию и прихвату инструмента. В связи с этим при использовании серийных перфораторов для разрушения и вымыва песка спускают забойные двигатели. С целью исключения этого недостатка серийных перфораторов разработан гидропескоструйный перфоратор с управляемым с поверхности клапанным механизмом (рис. 3.10) [279].

Гидропескоструйный перфоратор с управляемым с поверхности клапанным механизмом

Рис. 3.10. Гидропескоструйный перфоратор с управляемым с поверхности клапанным механизмом: 1 — корпус; 2 — насадка; 3 — запорное гнездо; 4 — запорный элемент (конус);

  • 5 — фигурный патрубок-хвостовик; 6 — подвижная втулка-клапан:; 7 — стержень;
  • 8 — подвижная втулка-стакан; 9 — наружный опорный диск; 10 — кольцевая проточка; а — радиальные каналы в подвижной втулке 6;
  • 6 наклонно направленные каналы в подвижной втулке-стакане 8

Отличительной особенностью этого перфоратора является наличие в нем встроенного клапанного механизма, позволяющего управлять с поверхности открытием центрального промывочного канала, оборудованного на входе насадками с одновременным закрытием перфорационных отверстий и тем самым обеспечить эффективный размыв осажденного песка.

Конструктивно гидроперфоратор содержит корпус 1, гидромониторные насадки 2, клапан состоящий из запорного гнезда 3 и, выполненного в виде конуса, запорного элемента 4. Запорное гнездо 3 выполнено на жестко закрепленном в корпусе 1 патрубке-хвостовике 5. На запорном элементе 4 установлена подвижная втулка-клапан 6 (в данном случае выполненное как единое, с элементом 4, изделие), содержащая радиальные каналы — «а». Запорный элемент 4 жестко соединен с подпружиненным стержнем 7, который в свою очередь соединен с подвижной втулкой-стаканом 8, имеющей наклонно-направленные каналы — «б». Подвижная втулка-стакан 8 охватывая фигурный патрубок-хвостовик 5, может перемещаться по нему, и закреплена на стержне 7 вместе с наружным опорным диском 9.

Между корпусом 1 и запорным элементом 4 выполнена кольцевая проточка 10.

Работает перфоратор следующим образом. Так как запорный элемент 4 с помощью пружины прижат к гнезду 3, то клапан при спуске перфоратора в скважину и при проведении ЩГПП закрыт, а гидромониторные насадки 2 открыты.

Заполнение колонны насосно-компрессорных труб при их спуске происходит через насадки перфоратора. В случае их загрязнения и значительном превышении давления столба бурового раствора в затрубном пространстве над трубным, разрушения колонны труб не произойдет, так как произойдет открытие запорного элемента и выравнивание давлений.

После окончания последнего реза немедленно приступают к очистке ствола скважины в интервале перфорации и ниже него от осевшего шлама. Для чего переключают выход рабочей жидкости из скважины на средства очистки или отстойную емкость. Очищенная от песка рабочая жидкость двумя ЦА-320 или АНЦ-400 подается на УСП-50, а последним на насосные агрегаты высокого давления (АН-700, СИН-31). После переключения и достижения устойчивой работы насосных агрегатов осуществляют дискретную подачу лифта на забой с амплитудой 0,25-0,35 м до упора наружного опорного диска в песчаную пробку при этом по индикатору веса потеря веса составляет 0,5-2 т. В результате создания нагрузки подпружиненная втулка-стакан 8 вместе со стержнем 7, запорным элементом 4 и подвижной втулкой-клапаном 6 перемещаются вверх, открывая проход для рабочей жидкости через гнездо клапана 3 и перекрывая каналы гидромониторных насадок 2.

Подаваемая под давлением промывочная жидкость из колонны труб проходит через радиальные каналы — «а» в подвижной втулки 6, через кольцевую проточку 10, через полость патрубка-хвостовика 5 и поступает в наклонно-направленные каналы — «б» подвижной втулки-стакана 8, по выходу из которых напорными струями с гидромониторным эффектом производит размыв песчаной пробки и вынос размытого песка через затрубное пространство скважины на поверхность.

Размыв песка обуславливает восстановление веса по индикатору веса. Дискретную подачу (0,25-0,35 м) повторяют и так операцию повторяют до полного размыва песка в скважине

Широким промышленным экспериментом (более чем на 30 скважинах) показано, что применение гидроперфоратора с управляемым с поверхности клапанным механизмом позволяет снизить трудоемкость и сократить объем заключительных работ после проведения ЩГПП за счет того, что:

  • • весь цикл работ по промывке скважины после ЩГПП, с целью удаления осевшего песка, проводится через перфоратор, т.к. его устройство обеспечивает эффективный размыв (и вынос) осажденного песка;
  • • при этом не требуется проведение дополнительных работ по спуску и подъему забойного двигателя, как это практикуется при использовании серийных перфораторов;
  • • все это позволяет провести промывку и удаление осажденного песка своевременно, до наступления максимальной степени его уплотнения;

• кроме того, наличие на выходе из перфоратора наклонно-направленных каналов, создающих при промывке гидромониторный эффект, обеспечивает эффективный размыв также и значительно уплотненного песка.

Названные эффекты гидроперфоратора позволяют кроме исключения проведения работ по разбуриванию уплотненного песка, вымыть песок из щелей и ствола скважины и в интервале перфорации разместить жидкость интенсификации. В результате достигается совмещение во времени интенсификации притока с подъемом перфоратора и спуском лифта для добычи нефти.

Опрессовочный узел

В связи с тем, что ЩГПП является сложной технологической операцией связанной с использованием в течение длительного времени большого числа дорогостоящих насосных агрегатов весьма важным является тщательная подготовка всего комплекса оборудования. Так НКТ, используемое при ЩГПП должно быть опрессовано на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего. Так для опрессовки лифта насосно-компрессорных труб рекомендовано использовать специальный опрессовочный узел (рис 3.11). Он состоит из корпуса 1, в котором выполнены: запорное гнездо для установки шара (запорного элемента) 2, а также муфтовое и ниппельное окончания с резьбой для соединений с НКТ-73 [290].

Шар после проведения опрессовки лифта, с целью открытия канала для слива жидкости из НКТ при их подъеме, необходимо из опрессовочного узла [из скважины] удалить.

Извпечение (вынос) шара на поверхность осуществляется восходящим потоком, создаваемым обратной циркуляцией жидкости в скважине.

0 95

Опрессовочный узел

Рис. 3.11. Опрессовочный узел:

1 — корпус; 2 — шар

Недостатком устройства опрессовочного клапана является трудность извлечения шара указанным способом на скважинах, осложненных значительной кривизной, а также — поглощениями. Процесс подъема шара требует в данном случае значительной производительности насосов и занимает продолжительное время.

Для ускорения подъема шара предложен улучшенный вариант устройства запорного элемента. Так, с целью повышения, создаваемой потоком жидкости, подъемной силы увеличивают «парусность» шара. Для чего на стержне длиной 40 мм, вмонтированным в шар 280

с «верхней» его стороны, устанавливается резиновая шайба с диаметром на 1-2 мм менее диаметра шара.

Требования к колонне НКТ

Для проведения ЩГПП, в зависимости от заданных технологических параметров и конструкции скважины, применяются преимущественно НКТ-73 и НКТ-89 (в дальнейшем — специальные колонны НКТ), гладкие или с высаженными концами, по ГОСТ-633-80, с трубной резьбой треугольного профиля [292].

Важной задачей является учет отработки и контроль технического состояния НКТ, используемых для проведения ЩГПП.

В результате проводимых многократно спуско-подъемных и технологических операций при осуществлении серийных ЩГПП и других методов воздействия, спецколонны НКТ изнашиваются значительно быстрее, чем иные категории труб. Продолжительность эксплуатации их оказывается гораздо ниже нормативных сроков; кроме того, из-за непостоянства объемов, видов и трудоемкости работ по воздействию на пласт, планирование ресурса работ данных труб в единицах времени представляет значительные трудности.

Поэтому, система учета отработки и контроля работоспособности НКТ для серийно проводимых ЩГПП и других методов имеет ряд особенностей по сравнению с типовой, осуществляемой при подготовке, например лифтовых НКТ, срок эксплуатации которых установлен — 7,7 лет.

Так, система включает ряд мероприятий, в том числе:

  • • используемые для проведения ЩГПП НКТ рекомендуется выделять в отдельную, эксплуатируемую исключительно комплектно, категорию («специальных колонн»);
  • • ведется детальный учет их работы, факторов износа;
  • • нормативный ресурс эксплуатации спецколонн устанавливается исходя из числа спуско-подъемных операций и трудоемкости технологических операций; установление ресурса допускается на основе анализа серийно проведенных на месторождениях ЩГПП за предыдущие годы и фактического износа НКТ за этот период; величина абразивного износа стенок НКТ устанавливается проведением серии толщинометрий;
  • • на основе установленного таким образом нормативного ресурса проводится непрерывное отслеживание работоспособности труб, планируются ревизии и техническое освидетельствование их, перевод в иную категорию; для чего, организацией-владельцем спецколонны НКТ разрабатываются соответствующие инструкции и графики.

Данный нормативный ресурс может использоваться также при расчетах сметной стоимости ремонта скважин (поз. «износ технологических труб»).

Ревизии, ремонт, техническое освидетельствование спецколонны труб (шаблонирование, калибровка резьб, неразрушающий контроль качества тела трубы, гидравлическое испытание, др.) должны проводиться на специализированных ремонтных базах.

Промежуточные калибровки, периодичность которых также зависит от числа спуско-подъемнных операций и технологических операций, могут проводиться в полевых условиях.

НКТ, восстановленные путем перенарезания резьб, для проведения ЩГПП, т. е. в качестве спецколонн труб не рекомендуется применять.

Подготовка к работе, ревизия, контроль качества и порядок эксплуатации спецколонны труб должны осуществляться в соответствии с РД 39-2-197-79, РД 39-136-95 и с учетом изложенных выше требований.

Патрубки реперные необходимы для привязки перфоратора к интервалу реза с помощью геофизических методов исследования.

Репер — отличительный знак. В данном случае реперный патрубок, будучи по длине (1,0 и 1,5 м) значительно короче НКТ, служит опорным элементом при определении длины спущенного инструмента методом локации муфт (ЛМ).

Подгоночные патрубки используются как для привязки перфоратора, так и для подгонки рабочей трубы. Патрубки реперные и подгоночные должны быть изготовлены на специализированных заводах согласно ГОСТ 633-80. При невозможности выполнения данного условия, в исключительных случаях, допускается изготовление их вне трубных заводов, подрядчиком, владеющим соответствующей лицензией. В таком случае качество материала (группа прочности стали) патрубков должна быть на ступень выше, чем материала НКТ (например, — трубные заготовки марки «Е» при использовании НКТ марки «К» и ті. п.).

Для присоединения к НКТ манифольдных нагнетательных труб (с быстроразъемными соединениями— БРС) в муфте рабочей трубы устанавливается специального изготовления укороченный двухниппельный переводник ПН 73x60 Е (ГОСТ 633-63) с толщиной стенки не менее 7 мм и длиной не более 175 мм (рис. 3.12). Необходимость в специальном переводнике вызвана ограниченностью пространства между элеватором и крюком в подвеске талевой системы, в котором размещается устьевое шарнирное колено ПТС-49 (при длине стандартных штропов ПКРС в 890 мм). Для присоединения устьевого колена на 2" окончание переводника навинчивается ниппель БРС.

Использование же в данном случае стандартного переводника П73х60 Е (ГОСТ 23979-80), потребовало бы установки дополнительного патрубка 60x7 Е (что заняло бы еще большее пространство).

При извлечении из скважины опрессовочного и рабочего шаров при помощи обратной промывки необходимо эвакуировать прибывший на устье шар в некий «карман» и, желательно зафиксировать факт его прибытия, например, по звуковому сигналу.

0 46

ГОСТ 633-80

Рис. 3.12. Укороченный двухниппельный переводник

Устройство для улавливания шара

Устройства для улавливания шаров могут быть приустьевого (рис. 3.13) и трубного (рис. 3.14) исполнений. Первое фланцевым соединением 1 через промежуточный угольник (тройник) закрепляется на трубной головке. Выходной патрубок 4 оборудуется ниппелем БРС для присоединения циркуляционных труб. Прибывший шар попадает в циркуляционную камеру 3 и за счет многократного проскакивания по вмонтированным в ней ребрам создает шумовой эффект при продолжающейся циркуляции жидкости.

Данное устройство создано конкретно для опрессовочного шара.

Трубное устройство шароуловителя (рис.3.14) устанавливается в скважине, ниже трубного фильтра, муфтовом соединении 5. Шар фиксируется в устройстве с помощью цангового зажима 2 и поперечного стержня 3. Однако данное устройство несмотря на свою высокую надежность неприменимо при ЩГПП. При ЩГПП рекомендуется использовать шароловку приведенную на рис. 3.8.

Пробоотборн ик

Пробоотборник представляет из себя патрубок с БРС и краном, устанавливается на обратной линии циркуляции у УСП-50.

Пробоотборник предназначен для периодического отбора проб рабочей жидкости из циркуляционной системы с цепью контроля концентрации и степени разрушения абразивного материала.

Устройство для улавливания шара, устанавливаемое на устье

Рис. 3.13. Устройство для улавливания шара, устанавливаемое на устье:

  • 1 — Фланец; 2 — Патрубок входной; 3— Камера;
  • 4 — Патрубок выходной; 5— Крышка.
Устройство для улавливания шара, устанавливаемое в скважине

Рис. 3.14. Устройство для улавливания шара, устанавливаемое в скважине:

  • 1 — Корпус; 2 — Цанга; 3 — Стержень;
  • 4 - НКТ; 5 - Муфта НКТ.

Устройство для герметизации устья скважины

В качестве противовыбросового устройства применяется типовой малогабаритный превентор ППМ-125 х 25.

Устьевой герметизатор предназначен для герметизации межтрубного пространства в процессе допуска (осевого перемещения) рабочей трубы под давлением, в том числе, при возможных нефтегазопроявлениях из затрубного пространства скважимы. Допуск рабочей трубы в последнем случае может потребоваться для осуществления противовыбросовых мер, в том числе, установки на рабочей трубе крана высокого давления.

Для указанных целей используются улучшенные аналоги бывшего герметизатора ЦИСОНа, один из которых показан на рис. 3.15.

Он содержит корпус 1, в котором размещена обойма 2, а также соединенный с последним герметизирующий элемент 3, армированный основанием 4. Герметизирующий элемент содержит два пояса уплотнения зазора с НКТ, нижний из которых герметизирует зазор при малых, в межтрубном пространстве, давлениях; при значительном давлении на герметизирующий элемент снизу, труба охватывается уплотняющей поверхностью второго пояса.

4 3

Герметизатор устья

Рис. 3.15. Герметизатор устья:

1 — корпус; 2 — обойма; 3 — герметизирующий элемент; 4 — основание

Преимущество подобных конструкций состоит в устройстве герметизирующего элемента, а именно, в способности последних пропускать через себя как гладкую трубу, так и муфту НКТ, что весьма важно при ЩГПП, благодаря чем}’ герметизация межтрубного пространства достигается и в процессе спуска — подъема колонны труб.

Однако, при определенных отклонениях в центрации колонны, требуемую герметичность межтрубного пространства указанные устройства не обеспечивают. При этом, учитывая наличие превентора ППМ 125 х 25 небольшие пропуски ле будуипомехой для продолжения процесса ЩГПП.

5

Герметизатор устья

Рис. 3.16. Герметизатор устья:

  • 1 — корпус; 2 — переходник; 3 — фланец; 4 — кольцо нажимное; 5 — гайка;
  • 6 — герметизирующий элемент; 7 — штырь; 8 — вставка

На рис. 3.16 показан вариант герметизатора, который продолжительное время эксплуатируется в процессах ЩГПП, промывках скважины с наращиванием труб, разбуривании забоя. Отличительной особенностью его является герметизирующий элемент цилиндрической формы, который не пропускает через себя муфту НКТ, но исключительно герметичен и надежен в работе.

Герметизатор состоит из съемного корпуса 1, переходника 2, фланца 3. В корпусе 1 помещена сальниковая часть с герметизирующим элементом 6. При наращивании труб корпус 1 вместе с сальниковой частью отсоединяют от переходника 2 по трапецеидальной резьбе.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ   След >