Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (2999 руб.)

Оборудование для одновременно–раздельной эксплуатаций двух пластов-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Дата закачки: 28 Июля 2016
Продавец: Desilter777
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Оборудование для одновременно–раздельной эксплуатаций двух пластов-разработка компоновки оборудования для одновременно – раздельной добычи нефти из двух пластов с возможностью использования затрубного пространства для воздействия на призабойную зону пласта-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Пояснительная записка проекта выполнена на 126 машинописных листах. В проекте приведены состав и принцип работы новой компоновки, проведены необходимые прочностные и экономические расчеты, рассмотрены вопросы охраны труда и окружающей среды на всех этапах работы с компоновкой.
Дипломный проект включает: 42 рисунка, 19 таблиц, и список литературы из 21 наименований.
Графическая часть состоит из 10 листов чертежей формата А1.


Коментарии: Известен насосная установка для ОРЭ (см. а.с. №2369730, E 21 B 43 / 14, опубл. 10.10.2009) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным установкам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких объектов. Техническим результатом является одновременно раздельная эксплуатация двух пластов одной электропогружной установкой с обеспечением для каждого из них оптимальных условий эксплуатации. Между пластами установлен пакер. Кожух выполнен охватывающим только электродвигатель, снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен сверху с нижним входом насоса, а снизу - с подпакерным пространством через хвостовик. Верхний вход насоса сообщен с надпакерным пространством (рисунок 2.1).
Сущность изобретения заключается в том, что, дополнив двухвинтовую электропогружную установку кожухом на двигатель и нижний вход и разделив пласты пакером, удалось осуществить им одновременно раздельную эксплуатацию двух пластов. На чертеже показана схема установки.
Установка содержит корпус 1 с верхним винтовым насосом 2, сообщенным входом 3 с межтрубным надпакерным пространством 4, и нижним винтовым насосом 5, сообщенным входом 6 с полостью кожуха 7, которая хвостовиком 8 сообщена с пространством 9 под пакером 10. Межтрубное пространство 4 сообщено с верхним пластом 11, а подпакерное пространство 9 - с нижним пластом 12. Кожух 7 охватывает электродвигатель 13, который соединен кабелем 14 с поверхностью и оснащен датчиком давления 15. Насосы соединены между собой и двигателем валами 16 и 17, а также необходимыми муфтами (на черт. не показаны). Выходы насосов 2 и 5 объединены внутри корпуса и сообщены каналом 18 через обратный клапан 19 с полостью лифтовых труб 20. Кабель 14 введен в кожух 7 черезгерметичный ввод 21 в кожухе 7 нижнего насоса 5. Работает установка следующим образом. Электродвигатель 13, питаемый по кабелю 14, приводит во вращение через валы 16 и 17 роторы винтовых насосов 2 и 5, которые имеют противоположные нарезки винтов, благодаря чему продукция верхнего пласта 11 через межтрубное пространство 4 и вход 3 поступает в верхний насос 2 и перекачивается им в полость корпуса 1, а продукция нижнего пласта через пространство 9 под пакером 10, хвостовик 8, кожух 7 и вход 6 поступает в нижний насос 5 и перекачивается им также в полость корпуса 1. Далее, смешавшись, продукция пластов 11 и 12 через канал 18 с клапаном 19 поступает в полость лифтовых труб 20 и следует на поверхность (на черт. не показана). Контроль за забойным давлением у нижнего пласта 12 осуществляют с помощью датчика давления 15.
Известен насосная установка для ОРЭ (см. а.с. №2405924, E 21 B 43 / 14, опубл. 10.12.2010) Изобретение относится к насосным установкам для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. Электропогружной насос оснащен электродвигателем, кабелем и кожухом, охватывающим только электродвигатель и снабженным узлом герметизации кабеля, который размещен во входном модуле насоса. Кожух соединен с хвостовиком. Выходы обоих насосов сообщены с колонной лифтовых труб. Выше верхнего пласта установлен дополнительный пакер. Хвостовик снабжен дополнительным каналом, сообщающим вход электропогружного насоса с межпакерным пространством, а выход основного канала сообщен с надпакерным пространством.
Технический результат заключается в возможности эксплуатировать верхний пласт электропогружным насосом, а нижний – штанговым.
Сущность изобретения заключается в том, что с помощью дополнительного пакера и дополнительного канала в хвостовике полости скважины, в которые попадают продукции пластов, меняются местами, что позволяет эксплуатировать верхний пласт электропогружным насосом, а нижний - штанговым.
Работает установка следующим образом (рисунок 2.2). Насосную установку размещают в скважине 1, после чего запускают в работу. Продукция нижнего пласта 3 поступает в подпакерное пространство 21 ниже основного пакера 4 и по основному каналу 22 перетекает в пространство 19 над пакером 6, откуда через отверстие 18 перекачивается штанговым насосом 16, приводимым штангами 17, в полость лифтовых труб 15 и, далее, на поверхность . Продукция верхнего пласта 2 поступает через межпакерное пространство 20, дополнительный канал 23 хвостовика 5, полость кожуха 7, омывая электродвигатель 8, питаемый по кабелю 11, на входной узел 10 погружного насоса 9, которым перекачивается через выход 12, обратный клапан 13 и коллектор 14 тоже в полость лифтовых труб 15 и далее на поверхность
В дипломном проекте рассмотрено оборудование для одновременно – раздельной эксплуатаций двух пластов, предложенная компоновка позволяет:
1. Вести раздельный учет добычи нефти по каждому пласту.
2. Существенное расширение диапазона работы погружного
насосного оборудования в скважинах.
3.Эффективное использование отсепарированного газа для подъема жидкости из скважин и снижение энергозатрат.
4.Успешная адаптация в нестационарных условиях разработки месторождений (изменение пластового давления, продуктивности, газового фактора скважины, обводненности и др.) и поддержка оптимального режима УЭЦН.
5. Повышение наработок УЭЦН на отказ и МРП скважин.
6. Снижение нагрузки на УЭЦН за счет инжекции из затрубного пространства выделившегося газа и использование его энергии для подъема жидкости
В составе проекта также предусмотрен пакер, позволяющий пропуск силовой кабеля к ниже расположенному погружному электродвигателю.

Известен насосная установка для ОРЭ (см. а.с. №2291953, E 21 B 43 / 14, опубл. 20.01.2007) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам. Обеспечивает возможность раздельного замера дебита каждого пласта и раздельного промыслового сбора продукции исследования каждого пласта в процессе и без глушения каждого пласта при необходимости. Установка содержит колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным. Нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным
пространством через хвостовик. Хвостовик выше пакера оснащен перепускным устройством, имеющим возможность обеспечения гидравлической связи надпакерного пространства скважины с ее подпакерным пространством через хвостовик при достижении в скважине давления срабатывания перепускного устройства. Выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом. Этот кожух сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом При этом верхний насос выполнен штанговым, колонна штанг которого выполнена полой и герметично соединена с плунжером штангового насоса. Прием этого насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством (рисунок 2.3).
Насосная установка работает следующим образом. В скважине 19 между вскрытыми продуктивными верхним 17 и нижним 9 пластами устанавливают пакер 3 с каналом для хвостовика 4. Насосную установку в сборе спускают в скважину 19 без плунжера 15 на колонне лифтовых труб 1 до герметичного входа хвостовика 4 в канал пакера 3. Затем в колонну лифтовых труб спускают колонну полых штанг 14 с плунжером 15 до его входа в цилиндр штангового насоса 5. Колонну полых штанг 14 приводят в возвратно-поступательное движение наземным приводом (не показан), а нижний насос 6 приводят в действие подачей электроэнергии по кабелю 2. Продукция нижнего пласта 9, проходя из подпакерного пространства 11 через хвостовик 4, нижний кожух 8 посредством нижнего насоса 6 и далее через верхний кожух 7 и лифтовые трубы 1, поднимается на устье {на чертеже не показано) скважины 19. Продукция верхнего пласта 17, проходя из надпакерного пространства 16 через боковой канал 13 посредством плунжера 15 верхнего штангового насоса 5 через колонну штанг 14, также поднимается на устье скважины 19. При этом продукция верхнего 17 и нижнего 9 пластов не перемешиваются, что позволяет проводить их раздельные исследования. Использование колонны штанг 14, выполненных

из непрерывной трубы, позволяет сократить время на установку плунжера 15
в верхний штанговый насос 5 и снизить сопротивление потоку жидкости как внутри колонны штанг 14, так и снаружи - в лифтовых трубах 1.
Таким образом, предлагаемая установка имеет более простую конструкцию и более высокую надежность, так как в ней отсутствует необходимость во втором кабеле, установка обеспечивает одновременную раздельную эксплуатацию двух пластов в скважине с возможностью раздельного регулирования производительности каждого насоса, раздельным подъемом продукции нижнего пласта - по полым штангам, верхнего - по
15 лифтовым трубам. При этом обеспечивается возможность раздельного замера дебита каждого пласта и раздельного промыслового сбора продукции пластов при необходимости, а также возможность исследования каждого пласта в процессе эксплуатации без извлечения насоса и глушения пластов.
С каждым годом разрабатываются и усовершенствуются конструкции пакеров используемых при эксплуатаций нефтяных скважин с электроцентробежными насосами, которые отличаются повышенной надежностью.
Известен пакер механический для УЭЦН (см. а.с. №2372469, 6 Е 21 В 33/12, опубл. 10.11.2009)изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к механическим пакерам, используемым при эксплуатации нефтяных скважин электроцентробежными насосами. Пакер содержит ствол с резьбами на торцах и осевым каналом. На наружной поверхности ствола находятся фигурный паз, продольный паз, глухой внизу и открытый в верхней части ствола. В средней части ствола установлены упоры для конуса. В верхней части ствола по диаметру выполнены поперечные пазы, в которые входят установочные винты, жестко связывающие ствол и опору. Под опорой расположены уплотнительные элементы, конус и обойма с кольцом с возможностью осевого перемещения относительно ствола. В обойме расположены зубчатые шлипсы, направляющий штифт и сухари, жестко связывающие ее с кольцом в осевом направлении. Обеспечивает простоту монтажа и повышение качества разобщения межтрубного пространства при использовании электроцентробежного насоса в негерметичных скважинах.
Целью изобретения является расширение технологических возможностей пакера, результатом которых является использование ЭЦН в негерметичных скважинах, простота монтажа на скважине и качественное разобщение межтрубного пространства в эксплуатационной колонне.
Пакер (рисунок 2.4) содержит ствол 1 с резьбами на торцах и осевым каналом, на наружной поверхности которого выполнены фигурный паз 2, продольный паз 3, глухой внизу и открытый в верхней части ствола 1, и поперечные пазы 4, в которые входят установочные винты 5, жестко связывающие ствол 1 с опорой 6, под которой расположены уплотнительные элементы 7 и упоры 8 для конуса 9 с возможностью осевого перемещения его относительно ствола 1 только вверх.
На стволе 1 с возможностью осевого перемещения установлена обойма 10 с равномерно расположенными в ней по окружности зубчатыми шлипсами 11, которые поджаты пружинами 12 к стволу 1. В обойме 10 и частично в фигурном пазу 2 находится направляющий штифт 13, фиксируемый гайкой 14.
Кольцо 15 установлено в нижней части обоймы 10 с возможностью радиального вращения относительно обоймы 10, но жестко связанное с ней в осевом направлении сухарями 16, выполненными в виде полуколец. В продольные пазы кольца 15 установлены плашки 17, поджимаемые в радиальном направлении пружинами 18.
В верхней части опоры 6 имеется полость 19, в которой резьбовой грундбуксой 20 зажата манжета 21.
Открытый в верхней части ствола продольный паз 3 в зоне муфты 22 перекрыт прокладками 23 и уплотнением 24.
Пакер механический для ЭЦН работает следующим образом.
Пакер собирается на скважине в вертикальном положении. В продольный паз 3 ствола 1 вкладывается силовой кабель 25, устанавливается кольцо 15 в сборе с обоймой 10, плашками 17, шлипсами 11, сухарями 16 и направляющим штифтом 13.
Часть направляющего штифта 13 вводится в фигурный паз 2. В средней части ствола 1 устанавливаются упоры 8, на них устанавливаются конус 9, уплотнительные элементы 7, опора 6.
С помощью установочных винтов 5, входящих в поперечные пазы 4, опора 6 жестко связывается со стволом 1.
В полость 19 опоры 6 вкладывается манжета 21 и зажимается резьбовой грундбуксой 20.
В зоне муфты 22 продольный паз 3 перекрывается прокладками 23 и уплотнением 24. Муфта 22 по резьбе фиксируется на стволе 1. Пакер спускают в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах. Направляющий штифт 13 находится в коротком участке (транспортное положение) фигурного паза 2. При достижении зоны пакерования производят подъем пакера вверх на 1,5...2 м. При этом направляющий штифт 13 перемещается в длинный участок (рабочее положение) фигурного паза 2.
Опускают пакер, кольцо 15 с обоймой 10, плашками 17, шлипсами 11 остаются на месте, вниз перемещаются ствол 1, конус 9. Конус 9 раздвигает шлипсы 11, которые зубьями входят в зацепление со стенками эксплуатационной колонны. Конус 9 останавливается, а ствол продолжает двигаться. Уплотнительные элементы 7 деформируются и герметизируют межтрубное пространство и силовой кабель 25 в продольном пазу 3.
Однако в данной конструкции пакера плашки могут поломаться как при посадке пакера, так и при его срыве, в частности, в наклонных скважинах, в случае накопления грязи или попадпния а них постороннего предмета или нарушения их центровки. Плашки пакера во всех случаях, отделены от конуса, из – за чего нарушается центровка движения плашек при вводе под них конуса, что в свою очередь снижает надежность работы пакера. Кроме того, в пакере отсутствует конструкция уплотнения силового кабеля.
Известен пакерная кабельная система для эксплуатации одного или одновременно – раздельно нескольких пластов скважины (см. а.с. №2439297, Е 21 В 43/14 , опубл. 10.01.2012, бюл. №39), группа изобретений относится к технике и технологии добычи углеводородов и может быть применена для эксплуатации одного или одновременно-раздельно нескольких пластов скважины. Пакерная кабельная система включает в себя один или несколько пакеров, спускаемых в добывающую или нагнетательную скважину (с герметичной или негерметичной эксплуатационной колонной), выше пласта и/или между пластами, на колонне труб с одним или несколькими кабельными глубинными устройствами. Она может быть оснащена перепускной системой в виде посадочного опорного устройства без или с перепускными поперечными каналами и перепускного узла. Пакерная кабельная система оснащена, по крайней мере, одним шарнирным узлом. Наружный продольный паз ствола по всей его длине выполнен наподобие ласточкиного хвоста. На участке под уплотнительными манжетами паз выполнен в виде прямоугольного паза, а сверху его установлена и застопорена защитная скоба из твердого или мягкого материала. При этом наружный продольный паз по всей наружной поверхности кабеля на участке ствола под уплотнительными манжетами заполнен герметизатором из эластичного материала. В качестве герметизатора используется сплошная или разрезанная полая резина, фторопласт либо же другие эластичные материалы.
Пакерная кабельная система включает в себя один или несколько пакеров (например, механического, в том числе опорного, гидромеханического, гидравлического, электрического, импульсного или комбинированного действия), спускаемых в добывающую или нагнетательную скважину, выше пласта и/или между пластами, на колонне труб с одним или несколькими кабельными глубинными устройствами (например, в виде электропогружного насоса, клапана-отсекателя, регулятора, штуцера, прибора и пр.), и оснащенных, по крайней мере, одним кабельным вводом, и состоящих, по меньшей мере, из ствола с осевым или неосевым проходным каналом и наружным продольным пазом (снизу глухим - несквозным) для ввода и герметизации кабеля, уплотнительных манжет и опорных элементов на стволе. Цель изобретения достигается за счет следующих решений:
- пакерная кабельная система оснащена, по крайней мере, одним шарнирным узлом для облегчения при монтаже соединения ее с трубой;
- наружный продольный паз ствола по всей его длине, в том числе до, под и после уплотнительных манжет, выполнен наподобие ласточкиного хвоста, исключающего возможность выхода кабеля в нем за пределы наружного диаметра ствола, при этом наружный продольный паз по всей наружной поверхности кабеля на участке ствола под уплотнительными манжетами заполнен герметизатором из эластичного материала;
Пакер (рисунок 2.5) состоит, по меньшей мере, из ствола 1 с неосевым2 или осевым 3проходным каналом и наружным продольным пазом 4 и/или 5 (снизу глухой - несквозной) для ввода и герметизации кабеля 6 и уплотнительных манжет 7 (например, V-образных или прямоугольных), опорных (верхнего и нижнего) элементов 8 (рисунок 2.6) передающих нагрузку посадки пакера на уплотнительные манжеты 7 для их сжатия. Наружный продольный паз может быть выполнен по всей длине, в том числе на участках 9, 10 и 11 ствола 1, соответственно, до, под и после уплотнительных манжет 7 наподобие ласточкиного хвоста 4 (рисунок 2.7), исключающего возможность выхода кабеля 6 за пределы наружного диаметра ствола 1.

Наружный продольный паз, по меньшей мере, на участке 10 под уплотнительными манжетами 7 может быть выполнен в виде прямоугольного паза 5. По всей наружной поверхности кабеля 6 в продольном пазе на участке 10 размещен герметизатор 12 из эластичного материала. Сверху продольного паза на участке 10 может быть установлена и застопорена защитная скоба 13 из твердого или использованы сплошная или разрезная полая мягкого материала. Герметизатор 12 может размещаться в продольном пазе ствола 1 на участке 10 под уплотнительными манжетами 7 после ввода через него кабеля 6 путем временного перемещения вверх и/или вниз каждой из уплотнительных манжет 7 (их может быть 2, 3 и больше) на участках 9, 10 и/или 11 ствола 1 собранного пакера после регулирования (отворачивания или вворачивания) хода верхнего и/или нижнего опорных элементов 8.
Конструкции продольного паза наподобие ласточкиного хвоста 4, по меньшей мере, на участках 9 и 11 ствола 1 выше и ниже уплотнительных манжет 7 облегчает ввод кабеля 6 (направляя его снизу вверх или сверху вниз) по продольному пазу, начиная от одного конца ствола 1 при собранном пакере, а также исключает возможность повреждения кабеля 7 и заклинивания узлов пакера при его срабатывании или освобождении в скважине. Использование скобы 13 над продольным пазом 5 надежно герметизирует кабельный ввод 6 пакера в момент его посадки в скважине за счет передачи нагрузки сжатия уплотнительных манжет 7 частично на герметизатор 12 через скобу 13. Кроме того, пакер сверху по стволу 1 может быть выполнен с двойными наружной 14 и внутренней 15 резьбами, между которыми расположен один (может быть и больше) перепускной продольный канал 16 (рисунок 2.8) для перетока среды - газа, газожидкостной смеси или жидкости в зависимости от условий эксплуатации скважины.
 Выполнение пакера с уплотнением под манжетами через паз для пропуска силового кабеля, приводит к усложнению конструкции пакера и, как следствие, снижению надежности его работы.
Существует также множество конструкций других пакеров. Широкое применение в нефтяной отрасли нашли следующие конструкции пакеров:
Пакер механический ПН-ЯМ (рисунок 2.9) и пакер гидромеханический ПН-ЯГМ (рисунок 2.10). В обозначении пакеров буква Н означает, что усилие от воспринимаемого перепада давления направлено сверху - вниз. Буква Я означает наличие в конструкции пакера якорного устройства (механического типа).
Пакер ПН-ЯМ выпускается для скважин с наружным диаметром 118, 136, 150, и 265мм. Пакер спускают в скважину на необходимую глубину на конце колонны насосно-компрессорных труб.
Заякоривание пакера в стволе скважины происходит следующим образом:
Колонну НКТ приподнимают на определенную высоту и поворачивают по часовой стрелке. При этом палец замка, перемещается по пазу замка, выходя из него. После этого колонну НКТ опускают. Опора в виде шлипсового захвата, перемещаясь по стволу пакера, входит в зацепление с обсадной колонной и воспринимает осевую нагрузку, фиксируя пакер в скважине. Под действием осевой силы уплотнительные элементы расширяются, перекрывая межтрубное пространство.
Пакер извлекается из скважины путем создания натяжного усилия при поднятии колонны НКТ.
Пакер ПН-ЯГМ также выпускается нескольких типоразмеров и спускается в скважину на необходимую глубину на насосно-компрессорных трубах.
Заякоривание пакера в стволе скважины и сжатие уплотнительных манжет с целью разобщения двух зон эксплуатационной колонны происходит так: при перекрытии прохода пакера сбрасываемым шариком и создании внутри колонны НКТ гидравлического давления опора в виде шлипсового захвата, перемещаясь по стволу пакера набегает на конус и входит в зацепление с обсадной колонной, после чего воспринимает осевую нагрузку, фиксируя пакер в скважине. Затем колонна НКТ опускается, и под действием ее веса сжимаются уплотнительные элементы, перекрывая межтрубное пространство.
При превышении давления определенной величины седло шарика срезает фиксирующие его штифты и выпадает из пакера, освобождая проход для жидкости.
Пакер извлекают из скважины созданием натяжного усилия при подъеме колонны НКТ .
Как отмечалось выше, целью разработки пакера ПНЭ-ЯГМ-118-146-21 является создание комплекса оборудования для эксплуатации нефтяных скважин установками погружных электроцентробежных (электровинтовых и диафрагменных) насосов с перекрытием верхней части эксплуатационной колонны, с возможностью установки выше пакера струйного насоса для одновременно-раздельной эксплуатации вышележащего продуктивного пласта.
Данный пакер разработан на основе пакера ПН-ЯГМ (смотри рисунок 2.10).
Шлипсовый захват имеет конус 6 и плашки 8 с насечкой, которые при осевом перемещении надвигаются на конус и, расходясь по диаметру, прижимаются к обсадной ко¬лонне. Врезаясь в трубы, пакер может воспринимать осевые уси¬лия. Плашки перемещаются по конусу в пазу. Паз имеет форму, не позволяющую плашкам отходить от конуса. Материал пла¬шек обычно сталь марки 20Х. Для повышения их твердости до 50—55 HRC плашки обычно цементируют и подвергают закалке. Сопряжение пакера с обсадной колонной может происходить в нескольких точках (в основном из-за разного диаметра со¬прягающихся поверхностей плашки и трубы), поэтому плашки могут воспринимать изгибающие нагрузки, не ломаясь (20Х, сердцевина не каленая).
При проектировании пакера обычно задаются его главные параметры, условия эксплуатации и описание технологических процессов, для которых необходим пакер.
К главным параметрам относятся диапазон внутренних диаметров обсадной колонны, в которую спускают пакер, перепад давления, воспринимаемый им, и особенности технологического процесса, для которого предназначен пакер.
Надежное уплотнение может быть создано при разности диа¬метров уплотнения пакера до его деформации и обсадной колон¬ной до 15—20 мм. Рабочие перепады давления обычно равны 10—100 МПа .
При выборе пакера для моей компоновки возникли следующие проблемы:
В пакере ПН-ЯГМ (рисунок 2.10) отсутствуют отверстия для проводки внутри пакера кабеля электроцентробежного насоса, и как следствие возникла проблема надежного уплотнения кабеля при входе и выходе кабеля из пакера.
Руководителем моего курсового проекта была предложена принципиальная схема нового пакера, на основе которой был спроектирован пакер для данной компоновки. Уплотнение кабеля выполнено с опорной и нажимной прокладками и размещено в конусной полости ствола.
На рисунке 2.11 показан общий вид предлагаемого уплотнения кабеля. Он содержит: кабель 1, кольцо опорное 3, разделительную манжету 4, манжеты 5, крышку нажимную 2, прокладку 6, винт с шайбой 7,8.
На кабель одевается опорное кольцо 3 и устанавливается в отверстие в пакере, далее набиваются V-образные манжеты 5, между которыми устанавливается разделительная манжета 4, ставится опорное кольцо, надеваем прижимную крышку 2 и с помощью винтов 7 затягиваем всю конструкцию. Под прижимную крышку устанавливаем прокладку 6.
Предлагаемая конструкция обеспечивает герметичность по жилам в изоляции уплотнением 5.
Работает пакер аналогично пакеру ПН-ЯГМ.




Размер файла: 12,3 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.

Сдай работу играючи!

Рекомендуем вам также биржу исполнителей. Здесь выполнят вашу работу без посредников.
Рассчитайте предварительную цену за свой заказ.



Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Оборудование для одновременно–раздельной эксплуатаций двух пластов-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт




Сайт помощи студентам, без посредников!