Сальниковое устройство для скважины

Обновлено: 02.07.2024

Скважинное сальниковое устройство для устьевой двуствольной арматуры

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к оборудованию устья скважины при одновременно раздельной эксплуатации нефтяных скважин.

Технической задачей предлагаемой полезной модели является уменьшение материальных, трудовых затрат и обеспечение безопасности, удобство обслуживании скважин с ОРЭ за счет уменьшения высоты устьевого сальникового устройства.

Поставленная задача решается тем, что в скважинном сальниковое устройстве для устьевой двуствольной арматуры, включающей корпус с крышкой, верхние и нижние уплотнительные камеры с сальниковой набивкой, тройник с быстроразъемным отводом, установленные в каждом ряде трубодержателя арматуры, тройник каждого ряда выполнен с уменьшенным диаметром и одинаковой высотой, а отвод одного из них - разборный для возможности поворота тройника вокруг своей оси при его завертывании в трубодержатель второго ряда, при этом крышки и муфтовые части корпусов, выполняющие функции затягивания соответственно верхней и нижней сальниковых набивок, выполнены с уменьшенными наружными диаметрами.

Известна конструкция устья скважины раздельной эксплуатации пластов с помощью двух штанговых насосных установок (Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. Часть 1. Пер. с англ. - М.: Недра, 1980, 375 с. Пер. изд. ВНР, 1975. Стр.341, рис.4.1-79), включающая трубодержатель первого ряда труб, трубодержатель второго ряда труб с фланцами, катушку с фланцами, уплотнительный ниппель, при этом верхний фланец катушки размещен эксцентрично относительно оси катушки, а нижний фланец трубодержателя второго ряда труб - эксцентрично относительно оси трубодержателя второго ряда труб. Оси труб смещены так, чтобы обеспечить минимальное расстояние между головками балансиров (40 мм).

Недостатками данного устройства являются:

во-первых, отсутствует нижний вспомогательный уплотнительный узел, предназначенный для замены сальниковых набивок основного уплотнительного узла полированного штока;

во - вторых, сложность спускоподъемных операций, так как необходимо отсоединять как минимум один из фланцев одного трубодержателя для проведения спускоподъемных операций даже с одним рядом труб, присоединенных к трубодержателям;

в-третьих, сложность состыковки наземного оборудования к устройству из-за малого (40 мм) межосевого расстояния между осями, ограниченного внутренним диаметром обсадных труб скважины и диаметром труб в рядах, например, если установлены два станка-качалки, то они могут задевать друг друга головками балансира.

В данной конструкции двуствольной арматуры, предназначенной для скважин с ОРЭ двух пластов, применяются стандартные сальниковые устройства (СУС2А-73-31) из арматуры АУ-140-50 (Добыча нефти штанговыми насосами. - М.; Недра, 1993 г.) При этом из-за диаметральных размеров сальникового устройства приходится разнести их на разный уровень путем использования патрубков. Вследствие этого высота арматуры с СУ от уровня колонной муфты до крышки верхнего сальникового устройства (СУ) составляет 2,5 м. Такая высота конструкция СУ на устьевой двуствольной арматуре имеет следующие недостатки:

во-первых, сложность и небезопасность обслуживания арматуры (набивка сальников, снятие динамограмм при исследовании скважины и т.д.) обслуживающим персоналом из-за значительной высоты СУ;

во-вторых, такая высота устьевой арматуры скважин для ОРЭ обуславливает дополнительное поднятие основания фундаментов приводов штанговых глубинных насосов (станков-качалок, приводов цепных и т.п.) на высоту от 0,5 м до 0,8 м для обеспечения максимальной длины хода привода ШГН. Несмотря на то, что "короткий" СУ располагается ниже, перемещение траверсы канатной подвески при ходе вниз обоих рядов ограничивается высотой "длинного" СУ, вследствие чего требуется поднятие оснований фундаментов обоих приводов ШГН. Это приводит к удорожанию стоимости строительно-монтажных работ приводов ШГН при ОРЭ (дополнительные транспортные затраты на перевозку и приобретение щебня);

в-третьих, необходимость установки приводов ШГН на высокую отсыпку щебня или дополнительные фундаментные плиты, что в последующем при работе скважины приводит к потерям устойчивости основания приводов ШГН из-за усадки фундамента, приводящим к простою скважины при устранении смещения приводов ШГН относительно центра устья скважины и затратам на производство данных работ;

затягивания соответственно верхней и нижней сальниковых набивок, выполнены с уменьшенными наружными диаметрами.

На фиг.1 изображено скважинное сальниковое устройство для двуствольной арматуры в осевом разрезе, а на фиг.2 - поперечный разрез по линии А-А на фиг.1 (без быстроразъемного соединения отвода тройника второго ряда).

Устройство состоит из 2-х сальниковых устройств, каждый из которых уплотняет устьевой шток 1 глубинно-насосной установки и состоит из патрубка 2, внутренняя полость которого образует нижнюю уплотнительную камеру с сальниковой набивкой 5, нижним и верхним конусными кольцами 6 и 7 соответственно, нижней втулкой 8 с деревянным вкладышем 9, нажимной втулкой 10. Патрубок 2 установлен на тройнике 11 (для сальникового устройства трубодержателя второго ряда труб 12) и на тройнике 13 (для сальникового устройства трубодержателя первого ряда труб 14), выполненных из труб меньшего диаметра, которые соединены планшайбой 15 и резьбовой втулкой 16 с устьевой арматурой 17. На верхнюю часть патрубка 2 навернута верхняя уплотнительная камера 18 для подтягивания сальниковой набивки 5 нижней уплотнительной камеры патрубка 2. Верхняя уплотнительная камера 18 состоит из сальниковой набивки 19, нижнего 20 и верхнего 21 конусных колец, верхней нажимной втулки 22 с расположенным внутри деревянным вкладышем 23. На верхнюю часть верхней уплотнительной камеры 18 навинчивается крышка 24 для подтягивания верхней сальниковой набивки 19. Для предотвращения отворота крышки сальника 24 и верхней уплотнительной камеры 18 сальниковое устройство имеет контргайки 25 и 26 соответственно.

К тройнику 11 соединена муфта 27 для соединения с отводом 28 быстроразъемного соединения 29.

К тройнику 13 соединен отвод 30 быстроразъемного соединения 31.

Устройство работает следующим образом.

При монтаже устройства на устьевую двуствольную арматуру устья скважины при одновременно раздельной эксплуатации нефтяных скважин сначала производят установку сальникового устройства трубодержателя первого ряда труб 14 путем завинчивания крестовины 13 в планшайбу 15. Затем производят установку сальникового устройства трубодержателя второго ряда труб 12 путем завинчивания крестовины 11 в резьбовую втулку 16 планшайбы 15. Соединяют к муфте 27 отвод 28 быстроразъемного соединения 29.

Производят центрирование устьевых штоков 1 относительно патрубков 2. Подтягивают нижние сальниковые набивки 5 путем завинчивания верхних уплотнительных камер 18. Перед запуском установки в работу верхнюю сальниковую набивку 19 затягивают при

помощи крышки сальника 24, а нижнюю сальниковую набивку 5 частично расслабляют, затягивая затем контргайки 25 и 26.

При возвратно-поступательном перемещении устьевых штоков 1 установки одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных скважин, обеспечивается герметичность скважины с внешней средой за счет прижатия верхних сальниковых уплотнений 19 устройства к устьевому штоку 1.

При необходимости замены верхних сальниковых уплотнений 19 одного из 2-х сальниковых устройств останавливают лишь одну насосную установку, работающую на соответствующем ряде трубодержателей 14 или 12, и путем сброса жидкости по устьевой арматуре в затрубное пространство 27 скважины, разряжают остаточное давление в тройнике 13 или 11. Ослабляют контргайки 25 или 26, подтягивают нижние сальниковые уплотнения 5 путем поворачивания верхней уплотнительной камеры 18, обеспечивая герметичность между скважиной и верхней уплотнительной камерой 18. Отворачивают крышку 24, вынимают верхнюю нажимную втулку 22 с расположенным внутри деревянным вкладышем 23, верхнее конусное кольцо 21, и производят замену верхних сальниковых уплотнений 19.

Предлагаемое выполнение сальниковых устройств (СУСГ) устьевой двуствольной арматуры позволяет снизить материальные затраты и увеличить ее надежность за счет упрощения конструкции исключением шарового соединения из конструкции стандартного СУС, которое в принципе в двуствольной арматуре не выполняет свою функцию из-за отсутствия возможности отклонения по вертикали нижней части полированного штока относительно сальникового устройства (СУ) в виду незначительного зазора между полированным штоком и проходным отверстием двуствольной арматуры.

Устройство позволяет сократить используемый материал (щебень) при монтаже приводов штанговых глубинных насосов, за счет чего сокращаются материальные затраты и простой скважины, так как исключается возможность потери устойчивости и смещения относительно центра устья скважины приводов ШГН из-за усадки фундамента.

Также устройство позволяет обеспечить безопасность и упрощение условий труда при обслуживании арматуры (набивка сальников, снятие динамограмм при исследовании скважин и т.д.) за счет уменьшения высоты сальникового устьевого устройства и расположения обоих СУС на одном уровне на трубодержателях двуствольной арматуры для ОРЭ.

Предлагаемое устройство обеспечивает возможность наворачивания второго тройника, высота которого равна высоте первого тройника, при установке обоих сальниковых

устройств на двуствольной арматуре за счет того, что зазор между двумя параллельно установленными тройниками увеличен до 31 мм, обеспеченный тем, что тройники предлагаемого СУ, патрубки, верхние уплотнительные камеры и крышки сальника выполнены из труб меньшего диаметра, а отвод одного из двух СУ - разборный в виде переходника от труб к быстроразъемному соединению (БРС) устьевой арматуры.

Скважинное сальниковое устройство для устьевой двуствольной арматуры, содержащее корпус с крышкой, верхнюю и нижнюю уплотнительные камеры с сальниковой набивкой, тройник с быстроразъемным отводом, установленным в каждом ряду трубодержателя двуствольной арматуры, отличающееся тем, что тройники каждого ряда выполнены с уменьшенным диаметром и одинаковой высотой, а отвод одного из них - разборный для возможности поворота тройника вокруг своей оси при его завертывании в трубодержатель второго ряда, при этом крышки и муфтовые части корпусов, выполняющие функции затягивания соответственно верхней и нижней сальниковых набивок, выполнены с уменьшенными наружными диаметрами.

Устьевой сальник скважинной штанговой насосной установки

Область применения: нефтегазодобыча, в частности, устройства для герметизации устья скважины. Сущность изобретения: в устьевом сальнике, включающем корпус 1 с кольцевой полостью под сальниковый шток 2, в которой размещена сальниковая набивка в виде отдельных колец 5 с косым срезом, стыки которых повернуты друг относительно друга, навинченную на корпус нажимную гайку 10 с грундбуксой 7 для воздействия на сальниковую набивку, в противоположной от грундбуксы части корпуса выполнена коническая расточка, в которую по мере износа сальникового набора добавляются новые уплотнительные кольца 9. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в других отраслях народного хозяйства.

Известно, что для предотвращения просачивания жидкостей или газов по выходящим наружу валам, штокам, шпинделям, скалкам и другим деталям применяют сальниковые уплотнения.

Устьевой сальник СУСГ-2 с двойным уплотнением представляет из себя самоуплотняющуюся шаровую головку. Верхняя и нижняя сальниковые набивки собираются и работают на одном принципе, т.е. набивку составляют из отдельных колец с косым срезом, причем стыки соседних колец располагают под углом друг к другу. По мере износа сальниковой набивки периодически подтягивают нажимную гайку, которая через грундбуксу воздействует на сальниковую набивку, компенсируя тем самым износ.

По мере износа сальниковая набивка заменяется. Для замены верхней сальниковой набивки предварительно отключают насосную установку, подтягивают нижний сальник, а потом отворачивают нажимную гайку, снимают грундбуксу и специальным приспособлением удаляют изношенные сальниковые кольца верхнего сальника. Новые сальниковые кольца с косым срезом располагают в сальниковой полости смещая стыки соседних колец. С помощью грундбуксы и нажимной гайки подтягивают верхний сальник, а нижний отпускают, после чего включают насосную установку. Устьевой сальник не обладает достаточным сроком службы, а замена изношенных сальниковых колец на новые затруднительна.

Целью изобретения является повышение срока службы устьевого сальника и обеспечение его обслуживания.

Указанная достигается тем, что кольцевая полость под сальниковую набивку на протяжении участка уплотнения выполнена в виде усеченного конуса с обращенной к скважине вершиной.

Сальниковые кольца, расположенные в сужающемся в сторону скважины корпусе, приобретают свойство более эффективного и продолжительного прилегания к сальниковому штоку, обжимая его по периметру на участке уплотнения. В результате практически полного износа нижнего кольца на выходе в скважину, при восполнении сальниковой набивки новыми кольцами сверху облегчается обслуживание за счет ликвидации замены изношенных сальниковых колец, имевших место в прототипе.

На чертеже изображен предлагаемый сальник, продольный разрез.

Внутри корпуса 1 соосно расположен сальниковый шток 2. Между корпусом 1 и штоком 2 предусмотрена кольцевая полость, состоящая из цилиндрической 3 и конусной 4 частей. В части 3 находятся первоначально или вновь установленные сальниковые кольца 5, нажимное кольцо 6, грундбукса 7 с вкладышем 8, а в части 4 притертые в процессе работы сальниковые кольца 9, образующие собой участок уплотнения 4. На корпус 1 навернута нажимная гайка 10 с ручками 11. Сальниковая набивка состоит из отдельных колец с косым срезом, т.е. если смотреть на фронтальную проекцию устьевого сальника в рабочем положении, как это изображено на чертеже, то плоскость среза сальникового кольца перпендикулярна к фронтальной плоскости и расположена под углом к центральной оси сальникового кольца. Стыки соседних колец, образуемые указанным косым срезом, располагают под углом друг к другу, т.е. повернутыми вокруг оси кольца, смещая стыки соседних колец.

Устьевой сальник работает следующим образом.

При отключенной скважинной штанговой насосной установке и отсутствии избыточного давления в скважине цилиндрическую часть 3 кольцевой полости корпуса 1 заполняют сальниковыми кольцами. Устанавливают нажимное кольцо 6, грундбуксу 7 с вкладышем 8 и нажимную гайку 10. Поворачивая нажимную гайку 10 за рукоятку 11, поджимают сальниковую набивку. Включают насосную установку.

По мере износа сальника нажимную гайку 10 периодически подтягивают. При этом нижние сальниковые кольца по наружной поверхности приобретают форму конуса, выполненного в корпусе 1, по внутренней поверхности колец происходит износ об сальниковый шток 2, а по косому срезу свободные концы сальниковых колец взаимосближаются, уменьшаясь в диаметре, что приводит к увеличению периодичности подтягивания нажимной гайки 10. Конусная поверхность способствует сближению уплотнительных колец к сальниковому штоку 2. Сальниковые кольца 5, расположенные в цилиндрической части 3, первоначально также участвуют в уплотнении в зависимости от исходного внутреннего диаметра.

Таким образом, нижнее сальниковое кольцо, выходя из контакта с сальниковым штоком 2, практически имеет полный износ и толщина изношенного сальникового кольца определяется зазором между корпусом 1 и штоком 2 на выходе в скважину.

По мере использования рабочего хода грундбуксы 7 в цилиндрической части 3 кольцевой полости насосная установка останавливается, снижается давление в скважине до атмосферного, отворачивается нажимная гайка 10, извлекаются из кольцевой полости грундбукса 7 с вкладышем 8 и нажимным кольцом 6. Для компенсации износа сальникового набора в конусной части 4 дополнительно устанавливаются новые сальниковые кольца путем добавления сверху, поджимаются с помощью нажимной гайки 10 через грундбуксу 7 с вкладышем 8 и нажимным кольцом 6. Запускается насосная установка.

Производственные испытания устьевых сальников с участком уплотнения в виде усеченного конуса и специальным набором уплотнительных колец показали, что достигается повышение срока службы устьевого сальника при рациональном использовании материала сальниковых колец, а также облегчении обслуживания за счет увеличения периодичности подтягивания и ликвидации операции замены сальниковых колец.

Кроме того, применение устьевого сальника данной конструкции положительно влияет на экологию.

УСТЬЕВОЙ САЛЬНИК СКВАЖИННОЙ ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ, включающий корпус с центральным каналом под сальниковый шток и соосной каналу цилиндрической расточкой, в которой размещены вкладыши, грундбукса, нажимное кольцо и сальниковая набивка в виде колец с косым разрезом, стыки которых повернуты друг относительно друга, и навинченную на корпус с возможностью взаимодействия с грундбуксой нажимную гайку, отличающийся тем, что на противоположной от грундбуксы корпуса выполнена коническая расточка с диаметром основания, равным диаметру цилиндрической расточки, и вершиной, ориентированной в противоположном от грундбуксы направлении.

Сальниковое устройство для герметизации кабеля,спускаемого в скважину,находящуюся под давлением

I для герметизации устья скважин при спуско-подъемных операциях различных приборов и устройств на канате в скважину, находящуюся под давлением.

Известно сальниковое устройство, содержащее уплотнительные элементы, выполненные. в виде роликов с тягами, шарнирно связанных с шайбой, -Поджатой пружиной. Достоинством этого сальника является возможность прохода малогабаритных приборов через него без демонтажа его уплотнительных элементов (1).

Недостатком сальникового устройства является сложность конструкции, связанная с наличным электроприводом.

Известно сальниковое устройство для герметизации кабеля, опускаемого в скважину, находящуюся под давлением, содержащее центрагор, корпус, герметизирующий элемент, выполненный в ниде секторов с резиновыми уплотнителями, связанными с подпружиненными пальцами и привод секторов (2 g.

Однако устройство не позволяет получи ь равномерный поджим уплотнительных элементов к кабелю с любым предельномалым нарастанием по мере их постепенного износа.

Целью изобретения является обеспечение равномерного поджима герметизирующего элемента к кабелю по мере его износа.

Поставленная цель достигается тем, что привод секторов выполнен н ниде размещенной.на корпусе гайки с полым конусом, устанонленным с возможностью взаимодействия с подпружиненными пальцами.

На подпружиненных пальцах в месте их взаимодействия с полым конусом установлены шарики, а на секторах н месте их взаимодействия с кабелем обрезиненные ролики. па фиг.1 изображено предлагаемое сальниковое ус ройс во; на фиг.2 разрез A-A на фиг.1 °

Сальниковое устройство содержит корпус 1, в который установлен уплотнительный узел, состоящий из обрезиненных секторон 2 с обрезиненными роликами 3 ° Обрезиненные секторы при. поперечном поджатии образуют цилиндр, плотно обтягивающий кабель. Роликовые уплотн1ители вкладышей выполнены по IICHUàì секторов, что дает более надежное, качественное уплотнение за - -хет сжа-. тия резины при перемещении секторов к кабелю. Секторы являются rpyso»есУЩей нап12авляюшей и DHIIH О ..1 1211О распределяющей системОй уплОтняющую узла.. Обрез иненньт ролики 3 1!рофили которь2х совпадают с профилем кабеля, установленые вращающимися на секторах 2, такяе повышают герметич= ность сальиикового устройсхва, уменьшая при этом износ уплотняющего узла и кабеля в результате замены трения скольяения на трение качения роликов 3. В секторы 2 упира-. ются УПОрные пальцы 4р ИОвжать!е си"ловыми пружинами 5, нозвр;2:,ающими секторы 2 с роликами 3 в исхходное положение и контактирующ11е с полым Я конусом гайкой 6 через шар:1ки . 7.

Гайки 6 приводятся во вращение ручкой

8. На корпус 1 и нияней ча ,H!1 Обт2азОмь

Перед спуском прибора в скважину, находя-.уюс11 под давлением, сальниKoTI op ъ ст 12ой с т 3 o IIpH пОмощи перехОд » ника 9 устанавливается в лубрикатор.

Поворотом прохин часовой стрелки гайки последн IH,öoâoäèòcë до крайнего верхнего положения, Обеспечизая максимальный диаметр проходного отверстия з" . c-;e ослаб211ения силовых пружн1н и От.;1о; а Обрезп11е11н -.121 секIО- 2 ров с роликами от центра. Откидываются ролики центрирующего элемента 11 и опускается п22ибор через сальниковое устройство в лубрикатор. Центрирующий элемент устанавливается в рабочее положен:ие, кабель при этом закладывается между роликами, поворотом по часовой стрелке гайки 6 до упора уплотняется кабель и можно начать спуск прибора в скважину.

Уменьшение износа уплотняющего узла и кабеля цостигается центровкой кабеля Отсноительно оси сальниковогo уcTpoHcтва центрирующим элеме»том 11 и дополнительно тем, что

Обрезиненные ролики выполнены вращающимися

Возможна установка обреэинен11ь-.,х .»2;1=11св в нескольких местах.

L2nv>IoяHocòü прохода приборов без дополнительного монтажа и демонтажа уплотнительных узлов и самого устро Ic .-.ëà сокращает время на подгото вн1телт,1111е перед спуском операции.

: 2 ормул а и з о бр етен и я

1. Сальниковое устройство для герметизации кабеля, спускаемого в скважину, находящуюся под давлением, содержащее центратор, корпус, гермет1:12ирующий элемент, выполненный в виде ceI Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к глушению скважин и трубопроводов с нефтью, газом, водой, находящихся в аварийном состоянии, с целью ликвидации аварий и розливов нефти, пластовой воды на рельеф местности и открытые водоемы и предотвращения утечек газовых выбросов в атмосферу

Устьевое оборудование ШСНУ

Арматура устьевая АУШ-65/50г14 предназначена для герметизации устья скважин , эксплуатируемых штанговыми скважинными насосами.

Она состоит ( рис. 4.45 ) из устьевого патрубка с отборником проб 6, угловых вентилей 5, 8, 9 и перепускного клапана 10.

Рис. 4.45. Устьевая арматура типа АУШ: 1 - отверстие для проведения исследовательских работ; 2 - сальниковое устройство; 3 - трубная подвеска; 4 - устьевой патрубок; 5, 8, 9 — угловые вентили; 6 - отборник проб; 7 - быстросборная муфта; 10 - перепускной клапан; 11 - уплотнительное кольцо

Устьевой патрубок 4 имеет два отвода с угловыми вентилями 8 и 9. Угловой вентиль 9 и его отвод предназначен для регулирования давления в затрубном пространстве и проведения различных технологических операций, связанных с ремонтом и профилактикой скважины.

Угловые вентили 5 и 8 перекрывают потоки нефти. К угловому вентилю 8 крепится быстросборная муфта 7, позволяющая быстро отсоединить выкидную линию и освободить пространство у скважины для проведения работ при ремонте и исследовании скважины.

Трубная подвеска 3, имеющая два уплотнительных кольца 11, является основным несущим звеном насосно-компрессорных труб с глубинным насосом на нижнем конце и сальниковым устройством 2 наверху. Отличительная особенность сальника - наличие пространственного шарнира между головкой сальника (содержащей уплотнительную набивку) и тройником. Шарнирное соединение, обеспечивая самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью ствола скважины, исключает односторонний износ набивки, увеличивает срок службы сальника, одновременно облегчает смену набивки.

Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.

Корпус трубной головки имеет отверстие 1 для выполнения исследовательских работ.

Продукция скважины поступает через боковое отверстие трубной подвески. Для снижения давления в затрубном пространстве путем перепуска продукции в трубную часть предусмотрен перепускной клапан 10.

Устьевые сальники изготавливаются двух типов: СУС1 - с одинарным уплотнением (для скважин с низким статическим уровнем и без газопроявлений); СУС2 - с двойным уплотнением (для скважин с высоким статическим уровнем и с газопроявлениями).

Самоустанавливающийся сальник СУС1 ( рис. 4.46, а ) состоит из шаровой головки 9 с помещенными в ней нижней 2 и верхней втулками с вкладышами 3 и 10 из прессованной древесины и уплотнительной набивки 8. На верхнюю часть шаровой головки навинчивается крышка 12 с двумя скобами, которыми подтягивается уплотнительная набивка.

Рис. 4.46. Устьевой самоустанавливающийся сальник: а — СУС1-73-25; б - СУС2-73-40; 1 - тройник; 2 - втулка нижняя; 3 - вкладыш; 4 - стопор; 5 - кольцо уплотнительное; 6 - манжетодержатель; 7 - крышка шаровая; 8 — уплотнительная набивка; 9 - головка шаровая; 10 — вкладыш; 11 - грундбукса; 12 - крышка головки; 13 — гайка; 14 - болт откидной; 15 - палец; 16 — шплинт; 17 - гайка накидная; 18 — ниппель; 19 - наконечник; 20 - сальниковый шток

В верхней части крышки головки над грундбуксой 11 имеется кольцевой резервуарчик, служащий для смазки трущихся поверхностей сальникового штока, набивки и вкладышей. Для надежного уплотнения шаровой головки предусмотрено уплотнительное кольцо 5.

Два стопора 4 в нижней части шаровой головки не позволяют ей проворачиваться вокруг своей оси при затяжке крышки.

Шаровая головка крепится к тройнику 1 двумя откидными болтами 14, укрепленными на тройнике пальцами 15, которые входят в проушины болтов. Тройник снабжен быстроразборным соединением для подсоединения к выкидной линии.

Устьевой сальник СУС2 (рис. 4.46, б) в отличие от сальника СУС1 имеет вторую камеру, включающую шаровую головку с помещенными в ней уплотнительной набивкой и промежуточной втулкой с вкладышами и двумя резиновыми кольцами.

При этом основная уплотнительная набивка помещена в корпусе, который навинчен на резьбу шаровой головки. Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет заменять изношенные верхние уплотнительные элементы на скважине. Изношенные направляющие втулки, необходимо заменять при текущем ремонте скважин, когда устьевой сальник вместе со штоком находится на мостках.

Перед установкой устьевого сальника на устье скважины вкладыши растачивают под соответствующий диаметр сальникового штока. Сальниковый шток желательно вставлять в устьевой сальник в горизонтальном положении на мостках. Можно устанавливать устьевой сальник тогда, когда шток находится в скважине. При этом используют зажим, устанавливаемый на сальниковом штоке.

При установке устьевых сальников на устье все резиновые кольца и уплотнительные набивки необходимо смазывать густой смазкой.

При потере герметичности в шаровой опоре или при ее заклинивании разбирать шаровую крышку и отделять головку от тройника можно только в мастерской. После разборки шаровой крышки и шаровой головки рабочие поверхности шарнира должны быть тщательно очищены. При потере герметичности в шаровой опоре заменяют уплотнительное кольцо.

Запорное устройство оборудования - проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускают по межтрубному пространству через специальный патрубок (рис. 4.45).

Сальниковое устройство для герметизации кабеля при геофизических исследованиях скважины Советский патент 1982 года по МПК E21B33/03

Изобретение относится к герметизации устья при геофизических исследованиях геологоразведочных скважин, а именно для спуско-подъемных операций различных приборов и устройств в скважину под давлением.

Известно сальниковое устройство для герметизации кабеля при геофизических исследованиях скважин, содержао;ее корпус с сальником, муфту, ролики и вал 1 ..

Недостатками устройства являются ненадежная герметизация, быстрый износ уплотнительных элементов, нестабильность усилия натяжения кабеля, что исключает возможность его широкого применения при исследовании глубоких скважин.

Известно также сальниковое устройство для герметизации к-абеля при геофизических исследованиях скважин, включающее кожух, корпус, разъемные уплотнительные вкладыши с пазами на внутренней поверхности под нарезку брони кабеля и подшипники для связи корпуса и вкладышей с кожухом 2 .

При такой конструкции уплотняющего устройства вращение кассеты с уплотнительной системой с частотой навивки брони происходит только за счет осевого движения бронированного кабеля, что вызывает появление дополнительного натяжения кабеля, которое приводит к увеличению усталостных явлений в металле брони и самой кассеты и, следовательно, к быстрому износу кабеля и уплотняющих элементов. При

10 спуске кабель может останавливаться из-за дополнительного обжима кабеля эластичной оболочкой за счет I осевой деформации уплотняющей втулки, обусловленной напором скважин15ной жидкости.

У втулки в кассетной системе отсутствует плоскость разъема, что не позволяет пропускать через устройство кабельную головку и прибор.

Цель изобретения - повышение надежности в работе устройства за счет исключения дополнительного натяжения кабеля.

Указанная цель достигается тем,

25 что в сальниковом устройстве для герметизации кабеля при геофизических исследованиях скважины, включающем кожух, корпус, разъемные уплотнительные вкладыши с пазами

30 на внутренней поверхности под нарезку брони кабеля и подшипники для связи корпуса и вкладышей -с кожухом, в кожухе установлен привод вкладышей, причем последние снабжены размещенными в их пазах разъем 1ыми кольцами с эластичными полушай feaMH, между 1(оторыми установлены рбрезиненные шарики. На фиг, 1Изображено предлагаемое устройство, разрез ; на фиг.2 узел I на фиг. 1 (элементы конст:рукции наборного пакета, осуществляющего уплотнение кабеля внутри вращающихся вкладышей ). Сальниковое устройство включает верхний 1 и нижний 2 кожухи, уплот нительный узел, который имеет корпу 3 с конической фрикционной поверхностью, внутри которого жестко закреплены тугая посадка; уплотнитель разъемные вкладыши 4, снабженные наборными пакетами, состоящими из разъемных колец 5 с надетыми на них эластичными полушайбами б и размещенных между ними обрезиненных шари ков 7, центрирующие элементы 8, резиновые уплотнительные кольца 9, упорные подшипники 10, привод вкладышей - турбинку 11 с коническим диском 12, который составляет с конической поверхностью корпуса 3 фрикционную пару, трубопровод 13, вентиля 14 и 15 для подачи скважинной жидкости, индикатор 16 оборотов турбинки 11, вентиль 17 выпуска скважинной жидкости. При движении каротажного кабеля через наборный пакет уплотнительного устройства, элементами которог являются разъемные кольца 5 с эластичными полушайбами 6 и расположенные между ними обрезиненные шарики 7, разъемные вкладыши 4 испытывают основной крутящий момент, возникающий в результате взаимодействия витой наружной брони каротажного кабеля с элементами наборного пакет расположенными под углом, соответствующим углу навивки брони кабеля Нагрузка, которую испытывает ка ротажный кабель при создании крутящего момента, приложенного через элементы наборного пакета к разъем ным вкладышам 4, а затем через них (благодаря тугой посадке) к корпусу 3, частично компенсируется за счет дополнительного (совпадающего по направлению ) крутящего момента, развиваемого турбинкой 11, которая сообщается по каналу А с полостью скважины, находящейся под давлением. Узел турбинки 11 работает следу щим образом. Скважинная жидкость под давлени ем поступает через вентиль 14 (при подъеме кабеляJ или через вентиль 15 (при его спуске) в рабочую каме ру турбинки и воздействует на ее крыльчатку, которая приводит в движение соосный с турбинкой 11 конический диск 12, который через :фрикционную пару передает дополнительный вращающий момент на корпус 3, проворачивающийся на упорных подшипниках 10. Отработанная скважинная жидкость из рабочей камеры турбинки 11 поступает наружу через выпускной венгиль 17. Величина дополнительного момента может регулироваться расходом скважинной жидкости, поступающей через вентили 14 и 15 на крыльчатку турбинки 11. Степень синхронности оборотов турбинки 11 и корпуса 3 оценивается с помощью соответствующих индикаторов 16 и 18 числа оборотов. Центровка каротажного кабеля при его движении через уплотнительное устройство осуществляется с помощью центрирующих элементов 8. На кабель, движущийся через элементы наборного пакета (5 ,.6 ,1) , размещенные в разъемных уплЬтнительных вкладышах 4, действует дополнительное натяжение, вызванное сопротивлением вкладыша его круговому вращению по навивке брони кабеля. Причем сила сопротивления вращению или реактивный момент вращения пропорционален основному моменту, приложенному к вкладышам 4 от движущегося кабеля, величина дополнительного натяжения которого растет с ростом основного и реактивного моментов вращения. Компенсация дополнительного натяжения кабеля осуществляется путем уменьшения реактивного момента враения за счет создания турбинкой 11 ополнительного крутящего момента, овпадающего по направлению с основным моментом. Полная компенсация дополнительного натяжения кабеля наступает при совпадении (, синхронности; частоты вращения узла уплотнительных разъемных вкладышей 4 и частоты вращения турбинки 11. При большом расхождении частот их уравновешивание достигается с помощью изменения напора жидкости на крыльчатке турбинки 11 вентилями 14 или 15. При незначительном расхождении частот они уравновешиваются автоматически за счет работы фрикционной пары. Остаточный, нескомпенсированный за счет предьщущих операций момент вращения приложен к элементам наборного пакета (5, б, 7), конструкция которых обеспечивает дополнительную компенсацию момента за счет упругости составных элементов с помощью их обрезиновки..

Обреэиненные шарики 7,вращаясь и обкатываясь между эластичными полушайбами б разъемных колец 5, размещенных под углом, соответствующим углу навивки брони кабеля, за счет вращения разъемных вклащышей 4 воспринимают воздействие нескомпенсированного момента, который, как правило, носит динамический (кратковременный ) характер.

В процессе вращения и обкатывания обрезиненных шариков вдоль каНсшов, образованных межвитковыми прмежутками брони кабеля, они принима наружную , соответствующую профилю каналок, что в совокупности с плотным облеганием наружной брони с помощью эластичных полушайб обеспечивает повышенную надежность герметизации движущегося кабеля.

Возможность осевого вращения обрезиненных шариков с их одновременым поступательным движением вдоль навивки брони кабеля обеспечивает дополнительную кампенсацию нескомпенсированного момента вращения и исключает тем самым дополнительное натяжение кабеля.

В пакете обрезиненные шарики центрируют в процессе движения бронированный кабель, предохраняя эластичные полушайбы 6 от эксцентриного износа. Обкатывание обрезиненных шариков 7 исключает их неравномерный износ. Это, в свою очередь/ повышает эффективность уплотнения и уменьшает износ каротажного кабеля, что особенно важно при исследовании глубоких скважин.

Изобретение позволяет повысить эффективность сквгикинных работ за счет обеспечения большей оперативности исследований, приводящей к сокращению простоя скважин, и безопасность операций, выполняемых под избыточным давлением на устье.

Сальниковое устройство для герметизации кабеля при геофизических

исследованиях скважины, включающее кожух, корпус, разъемные уплотнительные вклгшыши с пазами на внутренней поверхности под нарезку брони кабеля и подшипники для связи

корпуса и вкладышей с кожухом, отличающееся тем, что, с целью повышения надежности в работе за счет исключения дополнительного натяжения кабеля, в кожухе установлен привод вкладышей, причем последние снабжены размещенными в их пазах разъемными кольцами с эластичными полушайбами, между которыми установлены обрезиненные шарики;

Сальниковая головка гидравлическая

Устройство герметизации кабеля гидравлическое (аналог герметизаторов устьевых ЗУГ-4, ЗУГ-4М, ЗУГ-6, УГГ-35, УГЛ-35) предназначено для герметизации кабеля или проволоки при проведении геофизических работ и гидродинамических исследований скважин ГИС и ГДИС и устанавливается на лубрикаторе для проведения технологических операций, связанных с давлением на устье скважины.

Сальниковая головка гидравлическая работает в паре с масляным насосом. Подаваемое давление позволяет обжать сальниковыми уплотнителями геофизический кабель или проволоку канатную. Так же, гидравлическая сальниковая головка имеет грязевой патрубок, для выведения остатков нефтесодержащей жидкости из корпуса головки.

Исполнения: с лабиринтным и пакетным уплотнителем, для газоконденсатных и нефтяных скважин соответственно.

Срок службы изделия – 5 лет с начала эксплуатации.

УГГ-35 предназначено для применения в условиях умеренного климата по ГОСТ 16350-80.

Читайте также: