АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

Конструкція та обладнання газових свердловин

Читайте также:
  1. V. Розрахунок немеханічного обладнання.
  2. Аварії в свердловинах, причини виникнення й способи ліквідації
  3. Аналіз використання виробничого обладнання
  4. БЕЗПЕКА ВАНТАЖОПІДІЙМАЛЬНОГО ОБЛАДНАННЯ
  5. Вибір обладнання
  6. Вибір обладнання для механізації допоміжних робіт при проведенні виробки
  7. Вибір свердловини для обробки привибійної зони
  8. Визначення параметрів і вибір обладнання системи ППТ
  9. Визначення тиску в газовій свердловині
  10. Викривлення свердловин
  11. Вимоги безпеки до галузевих технологічних процесів та обладнання.
  12. Випробування пожежно-технічного обладнання на кущовому випрбувальному пункті.

 

Конструкція газових свердловин практично не відрізняється від конструкції нафтових свердловин, але має свої специфічні особливості, які пов'^язані з фізико-хімічними власти­востями газу і умовами експлуатації свердловин. Природний газ характеризується більш високою рухомістю і проникаючою здатністю порівняно з нафтою і водою, що може призве­сти до його витоку через різьбові з"єднання обсадних колон, заколонних перетоків і міграції у верхні пласти, а також грифоноутворення. В газових свердловинах більш високі тиски по стовбуру від вибою до гирла, ніж в нафтових свердловинах при рівних пластових тисках. При бурінні газових свердловин більша небезпека викидів і відкритих фонтанів, що пов"яза-но зі значною розчинністю газу в буровому розчині. В процесі експлуатації газових свердло­вин виникають більші напруження в колонах під дією тиску і температури, а високі дебіти і швидкості руху газу викликають значні втрати тиску по стовбуру і прискорюють процеси корозії та ерозії підземного обладнання. Тому до газових свердловин, порівняно з нафтови­ми свердловинами, ставляться підвищені вимоги щодо герметичності, стійкості та умов буріння.

Для газових свердловин число проміжних колон і положення їх башмаків повинні забез­печити буріння без поглинання бурового розчину і пов"язаних з ним викидів і відкритих фонтанів. Для попередження виникнення грифонів необхідно до розкриття газових гори-

 

зонтів перекрити проміжними колонами всю пачку порід, які здатні поглинати буровий роз­чин, і через які можливий вихід газу на поверхню. Башмак колони слід встановлювати в щільних непроникних породах. Для підвищення стійкості газових свердловин глибину спу­ску і товщину стінок проміжних колон вибирають більшими, ніж в нафтових.

У загальному випадку специфіка буріння газових свердловин вимагає застосування більш важкої конструкції порівняно з нафтовими.

Всі обсадні труби перед спуском в свердловину обпресовують при підвищених на 20% тисках порівняно зі звичайними випробуваннями водою на герметичність.

Герметичність обсадних колон досягається застосуванням різьбових з"єднань на кінцях труб і муфтах зі спеціальною трапецієподібною формою поперечного перетину з тефлоно­вими ущільнюючими кільцями, використанням фторопластової ущільнюючої стрічки і спеціальних герметизуючих сполук.



Герметичність заколонного простору свердловин забезпечується застосуванням це­ментів відповідних марок, які дають газонепроникний тріщиностійкий цементний камінь. Газові свердловини цементують високоякісними тампонажними сумішами або цементами з наповнювачами. Для температур, менших 100 °С, ці суміші готують на основі портландце-ментів, при більш високих температурах - на основі шлакових цементів. Для забезпечення герметичності свердловини і попередження заколонних перетоків газу доцільно піднімати цемент за обсадними колонами на можливо більшу висоту, не доходячи 10-15 м до гирла свердловини, щоб полегшити обв"язку колонною головкою обсадних труб.

У загальному випадку висоту підняття тампонажного розчину за обсадними колонами вибирають, виходячи з конкретних геолого-промислових умов. За кондуктором затрубний простір повністю заповнюють тампонажним розчином. За проміжними і експлуатаційною колонами висота підняття тампонажного розчину повинна забезпечувати ізоляцію всіх напірних водоносних і газонафтових горизонтів. У випадку аномально високого пластового тиску (АВПТ), наявності в, газі агресивних компонентів і підземних сховищ газу всі обсадні колони цементують до гирла. В свердловинах з АВПТ необхідно додатково передбачити ус­тановку заколонних пакерів типу ПГБ, ПДМ, ППГ тощо. Заколонним пакером також слід обладнати башмак експлуатаційної колони на підземних сховищах газу.

Для зниження металомісткості свердловин застосовують проміжні колони-хвостовики з перекриттям попередньої обсадної колони на деяку величину, проміжні колони обмеженої довжини, які перекривають тільки інтервали ускладнень і не мають зв"язку з попередньою і наступною обсадними колонами, використовують безмуфтові зварні обсадні колони і ком­понують обсадні колони з окремих секцій різного діаметру, який зменшується з глибиною свердловини.

‡агрузка...

В умовах багаторічномерзлих порід можливі деформація обсадних колон і просідання гирла свердловини, що пов"язано з відтаванням льодонасичених порід у пристовбурній зоні в результаті теплового впливу на них при експлуатації свердловини. Для попередження цих ускладнень запропоновано ряд технічних і технологічних рішень: використання бурових розчинів з мінусовими температурами при бурінні мерзлих порід і спеціальних тампонаж­них матеріалів, які не змінюють свій питомий об"єм при заморожуванні, наприклад, рідин з додаванням уротропіну; застосування теплоізоляційного тампонажного розчину для цемен­тування обсадних колон; повне перекриття інтервалу багаторічномерзлих порід кондукто­ром з установкою башмака на 100-120м нижче рівня мерзлих порід і підняття цементу за кондуктором до гирла; включення декількох телескопічних елементів з вільним ходом у компоновку колони для компенсації осьових навантажень; застосування методів пасивної і активної теплоізоляції; обладнання незацементованої частини експлуатаційної колони спеціальними гідропідвісками для знімання напруг, які виникають під впливом перепаду температур та ін. Методи "пасивного" захисту базуються на покритті як зовнішньої, так і внутрішньої стінок обсадних колон термоізоляційним матеріалом (поліуретаном, пінопластом, базальтовим волокном тощо), активної теплоізоляції

— на застосуванні подвійних (телескопічне вмонтованих) колон, між якими постійно чи періодично циркулює холодоагент.

Для попередження розморожування багаторічномерзлих порід запропоновано також ряд інших технологічних розробок: використання ефекту Джоуля-Томсона шляхом осна­щення ліфтової колони на підошві зони попередження розтеплення мерзлих порід дроселю­ючим пристроєм для перепуску частини потоку холодного газу в затрубний простір; засто­сування спеціальних свердловинних направлень з теплоізоляцією і циркуляцією по трубах чи в міжтрубному просторі спеціального охолоджуючого агента для перекриття верхньої високольодистої частини розрізу стовбура свердловини на глибину до 20м; використання ефекту Ранка, для чого колона ліфтових труб на підошві зони попередження розмерзання гірських порід оснащується малогабаритною вихровою камерою, а на гирлі - ежекторним пристроєм для повернення холодного потоку газу із затрубного простору.

Обладнання газових свердловин.включає обладнання вибою, стовбура і гирла.

Конструкція вибою свердловин визначається літологічними і фізичними властивостями продуктивних пластів, неоднорідністю колекторських властивостей порід по розрізу, на­явністю газоносних, нафтоносних і водоносних пластів у продуктивному розрізі, розміщенням свердловин на структурі і площі газоносності та їх призначенням (видобувні, нагнітальні, спостережні).

При відсутності у продуктивному розрізі нафто- і водонасичених пропластків у зцемен­тованих породах застосовують відкриту (необсаджену) конструкцію вибою, яка є найбільш досконалою з точки зору сполучення пласта зі свердловиною. Для поліпшення виносу з ви­бою свердловини твердих частинок і рідини у необсаджену частину стовбура може спуска­тися хвостовик. Однак відкрита конструкція вибою утруднює вибіркову дію на окремі пла­сти. У випадку слабозцементованих порід вибій свердловини обладнують різного типу фільтрами (сітчастими, керамічними, метало-керамічними, гравійними, гравійно-тканин­ними, полімерними, склопластиковими та ін.) або сипкі породи у привибійній зоні закріплюють в'яжучими речовинами (цементним розчином, цементно-піщаними сумішами, епоксидними, фенолформальдегідними, карбамідними смолами, смолами з фено-лоспирту тощо). Фільтр може бути природним продовженням експлуатаційної колони або спускатися всередину її на насосно-компресорних трубах у вигляді хвостовика, виготовлятися на поверхні чи безпосередньо в свердловині, наприклад, гравійний спирт, шляхом намиву зе­рен гравію в кільцевий простір між трубним фільтром і стінками свердловини.

При різкій неоднорідності продуктивних відкладів, наявності в продуктивному розрізі свердловини газоносних порід з різним складом газу або чергуванні газоносних, нафтонос­них і водоносних пластів, які розділені глинистими пропластками, газонафтонасичені поро­ди розкривають в процесі буріння свердловини на всю товщину, спускають експлуатаційну колону, цементують її і потім перфорують у зоні розміщення газоносних пластів. Для сполу­чення пластів зі свердловиною застосовують кульову, торпедну, кумулятивну і гідропіскоструминну перфорації. Найбільш поширена на практиці кумулятивна перфо­рація, яка дає змогу за один спуск перфоратора досягти оптимальної щільності отворів (10-20 отв/м) в значному інтервалі (до 50м) і характеризується більшою довжиною каналів (до 400 мм) порівняно з кульовою і торпедною перфораціями. Високоефективним типом пер­форації є щілинна, при якій можна створювати канали довжиною до 500 мм, а робоча по­верхня свердловини на Іп.м товщини пласта значно більша, ніж в інших видах перфорації.

Основним елементом обладнання стовбура свердловини є колона насосно-компресор­них (фонтанних, ліфтових, підйомних) труб. Вона служить для захисту експлуатаційної колони від корозії та ерозії, створення на вході труб необхідної швидкості руху газу для ви­носу на поверхню твердих частинок і рідини, які надходять з пласта, проведення одночасної роздільної експлуатації в одній свердловині двох горизонтів із застосуванням пакера, рівномірного вироблення

газонасичених пластів великої товщини по всьому розкритому інтервалу, проведення обробки привибійної зони пласта, ремонтних робіт (глушіння) і ос­воєння свердловини, контролю за величиною тиску на вибої працюючої свердловини за ти­ском нерухомого стовпа газу в затрубному просторі.

Глибина спуску колони ліфтових труб у свердловину залежить від фізико-літологічних і механічних властивостей гірських порід, товщини продуктивного розрізу ( величини інтервалу перфорації) і наявності у продукції свердловини механічних частинок і рідини. Положення башмака колони ліфтових труб у свердловині повинне забезпечити найбільш повне вироблення продуктивних горизонтів у багатопластовому родовищі,обводнення знизу вверх окремих пачок колекторів у випадку водонапірного режиму, мінімізацію втрат тиску в зоні вибою свердловини при русі потоків газу вниз по затрубному простору і вверх по об-садній колоні до башмака труб і мінімальну висоту піщано-глинистих і рідинних пробок на вибої свердловини.

При відсутності ускладнень в роботі свердловини і невеликій висоті продуктивного розрізу башмак ліфтових труб розміщують на відстані 1 /3 товщини пласта від його підошви. У випадку значних розмірів інтервалу перфорації глибину спуску колони ліфтових труб ре­комендується вибирати з умови рівності на вході в труби швидкостей потоків газу, які руха­ються вниз по затрубному простору і вверх по експлуатаційній колоні. У високопродуктив­них свердловинах з метою зменшення втрат тиску в зоні вибою ліфтові труби можуть спу­скатися до покрівлі пласта з наступним допуском їх на більшу глибину. При наявності в продукції свердловини механічних частинок і рідини башмак колони ліфтових труб слід спускати на максимально можливу глибину, аж до нижніх отворів інтервалу перфорації, для попередження утворення на вибої піщано-глинистих і рідинних пробок.

Діаметр ліфтових труб вибирають з умов забезпечення мінімальних втрат тиску в стовбурі свердловини при заданих значеннях дебіту газу, одержання максимального дебіту газу - при відсутності ускладнень в роботі свердловини, а при наявності в пла­стовій продукції механічних частинок і рідини - повного і безперервного виносу їх на по­верхню.

В процесі розробки родовища при зменшенні пластового тиску і відсутності надход­ження води і твердих домішок у свердловину спущену колону ліфтових труб замінюють на колону більшого діаметра, а на заключній стадії розробки можлива експлуатація не­глибоких свердловин безпосередньо по експлуатаційній колоні. У випадку обводнення свердловин проводять заміну ліфтових труб на труби меншого діаметра і спускають їх до нижніх отворів інтервалу перфорації. Діаметр колони ліфтових труб вибирають таким, щоб забезпечити повний і безперервний винос рідини з вибою при мінімальних втратах тиску в стовбурі свердловини. Необгрунтоване зменшення діаметра колони ліфтових труб може стати причиною передчасної зупинки свердловини внаслідок значного росту гідравлічних втрат тиску.

Насосно-компресорні (ліфтові) труби виготовляють за ГОСТ 633-80 у двох виконан­нях: А (довжиною 10 м) і В (довжиною від 5,5 до 8,5 і від 8,5 до 10 м) чотирьох типів: з муфтами - гладкі, з висадженими назовні кінцями (тип В), гладкі високогерметичні (тип НКМ) і безмуфтові — з висадженими назовні кінцями (тип НКБ) умовним діаметром 27-114м. Залежно від типу внутрішній діаметр ліфтових труб змінюється від 20,7 до 100,3мм при товщині стінки 3-8мм. Для виготовлення труб і муфт використовують сталі груп міцності Д, К, Е, А, М і Р з тимчасовим опором 6,5-10,19 МПа і межею текучості 3,8-11,6МПа.

За ТУ 14-3-847-78 випускаються зварні довгомірні насосно-компресорні труби в бунтах довжиною від 800 до 1500 м умовним діаметром 33-73 мм. Внутрішній діаметр труб змінюється від 26,5 до 65 мм при товщині стінки 2,8-5 мм. Вони можуть використовуватися для виносу рідини з вибою обводнених газових свердловин, подачі на вибій робочих рідин при ремонтах і технологічних

операціях на свердловинах, в ролі безмуфтової колони ліфтових труб, а також при виконанні інших робіт, які вимагають періодичного підіймання і спуску труб. При спуско-підіймальних операціях труби розмотують з барабана чи намоту­ють на ньо-го з допомогою спеціального агрегата з використанням превенторного пристрою, що дає змогу проводити технологічні операції без глушіння свердловини.

Для обладнання свердловин на родовищах із сірководневим газом використовують ви-сокогерметичні корозійностійкі насосно-компресорні труби НКТ-114 зі сталей марок 18Х1ГМФА, 18Х1ММФ групи міцності К умовним діаметром 114мм при товщині стінки 7мм на тиск до 50МПа.

Стосовно умов експлуатації свердловин на родовищах Півночі з багаторічномерзлими породами ВНДІгаз розробив двостінні теплоізольовані насосно-компресорні труби моделі ЛТТ-168x73. Вони складаються із зовнішньої несучої труби 168x1 ІД і внутрішньої труби 73x5,5Д, між якими розміщена теплоізоляція з коефіцієнтом теплопровідності до 0,01163 Вт/(м-К).

Здебільшого газові свердловини експлуатують по ліфтових трубах. При від-сутності ускладнень в роботі для збільшення відборів газу і зменшення втрат тиску в стовбурі свер­дловини можна експлуатувати по затрубному простору або по ліф-тових трубах і затруб-ному простору одночасно. Спільний відбір газу по ліфтових трубах і затрубному простору проводять також на обводнених свердловинах, обла-днаних пригирловими автоматични­ми системами типу "Ластівка". Систему засто-совують на свердловинах, дебіт яких пере­вищує мінімально необхідний для виносу рідини. Вона дає змогу за рахунок перероз­поділу потоків газу по ліфтових трубах і затрубному простору збільшити відбір газу з свердловини при одночасному забезпеченні безперервного чи періодичного виносу рідини по ліфтових трубах.

В умовах багаторічномерзлих порід, аномально високих пластових тисків і при вмісті в газі агресивних компонентів: сірководню, вуглекислого газу, кислот жирного ряду (мура­шиної, пропіонової, щавлевої, масляної), які при наявності пластової мінералізованої чи конденсаційної води, високих тисків і температур викликають інтенсивну корозію газопро-мислового обладнання, свердловини експлуатують тільки по ліфтових трубах. При цьому затрубний простір ізолюється пакером, який встановлюють на ліфтових трубах вище покрівлі пласта, і заповнюється інгібітором корозії, нейтральною рідиною, наприклад, роз­чином хлористого кальцію при АВПТ або рідиною з низьким коефіцієнтом теплопровідності при розміщенні свердловин в районах багаторічномерзлих порід. В окремих випадках кільцевий простір між колоною ліфтових труб і експлуатаційною колоною після установки пакера рідиною не заповнюють. Експлуатацію свердловин по колоні ліфтових труб також проводять при наявності в продукції механічних частинок і рідини.

Для обладнання стовбура газових свердловин розроблені та серійно випускаються комп­лекси обладнання типів КПГ (комплекс підземний для газових свердловин), КСГ ( комп­лекс свердловинний для газових свердловин) і КО (комплекс підземного обладнання для га­зових свердловин).

Комплекс типу КПГ призначений для видобутку газу з об'ємною часткою сірководню і вуглекислого газу до 6 %, комплекс КСГ - для експлуатації газових і газоконденсатних над­глибоких свердловин з нормальним і аномальним пластовим тиском, комплекс КО - для ек­сплуатації газових свердловин на північних родовищах з експлуатаційною колоною умо­вним діаметром 219 мм.

Комплекс КПГ випускається у двох виконаннях (корозійно-стійкому та нормальному) і до нього входить таке свердловинне обладнання [ 1,4]:

гідравлічний пакер типу ПД-ЯГ для відокремлення затрубного простору від пласта і внутрішньої порожнини колони ліфтових труб;

роз'єднувач колони РК для з'єднання та роз'єднання колони ліфтових труб з пакером;

циркуляційний механічний клапан КЦМ, який служить для сполучення трубного і за-трубного просторів при освоєнні свердловини шляхом прямої чи зворотної промивки, а та­кож може використовуватися для глушіння свердловини;

циркуляційний гідравлічний клапан КЦГ для аварійного глушіння свердловини, коли операція глушіння неможлива через механічний клапан;

інгібіторний клапан КІНГ для подачі інгібіторів різного призначення із затрубного про­стору у внутрішню порожнину колони ліфтових труб;

телескопічне з'єднання СТ для компенсації видовжень колони ліфтових труб при зміні їх середньої температури, захисту труб від спірального згину, а пакера - від додаткового на­вантаження;

клапан-відсікач КА для перекриття колони ліфтових труб при розгерметизації гирла або при відхиленні режиму роботи свердловини від заданих меж;

зрівнювальний клапан КЗМ, який встановлюється на клапані-відсікачі КА і служить для вирівнювання тиску над і під клапаном-відсікачем у випадку необхідності його підйому після закриття;

зрізний клапан пакера або приймальний клапан, які використовуються для гідравлічної посадки пакера;

ніпель для приймального клапана, ніпель для клапана-відсікача і ніпель для опресову­вального клапана.

Клапан-відсікач КА встановлюється в посадочний ніпель інструментами канатної техніки і фіксується в ньому за допомогою замка. Він може розміщуватися в різних місцях колони ліфтових труб (нижче і вище пакера, в тому числі біля гирла свердловини). Цирку­ляційні клапани КЦМ, КЦГ та інгібіторний клапан КІНГ встановлюють на колоні ліфтових труб і виймають разом з нею. Інгібіторний клапан типу КШГС, який застосовують в окре­мих модифікаціях комплексу КПГ, встановлюють в кишеню свердловинної камери і вийма­ють з неї інструментами канатної техніки. Свердловинна камера спускається на колоні ліфтових труб.

В комплексі КСГ з метою зменшення тиску на колону ліфтових труб застосовують змінний дросель зі змінними насадками, який встановлюють разом зі замком в посадочній канавці роз'єднувача колони типу РК.

Наземне обладнання газових свердловин включає колонні головки, фонтанну арматуру, фланцеві котушки, маніфольди, запорні та регулюючі пристрої і пристрої для зміни засувок під тиском.

Колонні головки призначені для обв'язки між собою обсадних колон газових свердло­вин. Галузевим стандартом ОСТ 26-02-775-73 нормалізовано шість типових схем обв'язки обсадних колон, які відрізняються між собою типом колонних головок (однофланцеві, двофланцеві), їх кількістю (одна, дві, три) і наявністю чи відсутністю фланцевої котушки. Однофланцеві колонні головки нижньою частиною корпусу закріплюються на кондукторі, а на фланець верхньої частини корпусу підвішують і герметизують технічну чи експлуа­таційну колони. Однофланцеві колонні головки випускають двох типів: з клиновою підвіскою обсадних труб (три-шість наборів клинів зі зубчастою насічкою) типу ОКК на ро­бочий тиск 21, 35 і 70 МПа за ТУ 26-02-579-74 і ТУ 26-02-728-76 і з муфтовою підвіскою обсадних труб типу ОКМ на робочий тиск 14 МПа за ТУ 26-02-201 -76.

Фонтанна арматура встановлюється на колонній головці та призначена для гермети­зації гирла, контролю і регулювання режиму роботи свердловин. Згідно ГОСТ 13846-84 ус­тановлено шість типових схем фонтанних арматур: чотири — трійникові і дві — хрестові. Залежно від умов експлуатації свердловини фонтанна арматура може виготовлятись:

а) нормальною (температура робочого середовища від —40 до +120 °С);

б) корозійно-стійкою, в тому числі вуглекислотостійкою К1 (при об'ємному вмісті СО2 не більше 6 %); сірководневостійкою К2 (при об'ємному вмісті СО2 і H2S зокрема не більше 6 %); сірководневостійкою КЗ (при об'ємному вмісті СО2

і H2S більше 10 %, але не більше 26 % кожного компоненту);

в) термостійкою Г (при температурі робочого середовища понад 120 °С);

г) холодостійкою ХЛ (при температурі навколишнього середовища нижче - 40 °С). Фонтанні арматури випускаються на робочі тиски 7,14, 21, 35, 70і 105 МПа з умовним діаметром стовбура 50, 52, 65, 80, 100 і 150 мм.

Основними елементами арматури є трубна головка і фонтанна ялинка. Трубна головка призначена для підвіски одного або декількох рядів ліфтових труб. У фонтанній арматурі, розрахованій на тиски 21 і 35 МПа, ліфтові труби підвішують на різбі, а за вимогою замов­ника - на муфті. В арматурі на тиск 70 МПа з умовним діаметром стовбура 50 мм застосову­ють тільки різьбову підвіску колони ліфтових труб, в інших типорозмірах — муфтову підвіску.

Ялинка фонтанної арматури трійникового типу може виконуватися одно- або двострунною, хрестового типу - двострунною. Трійникову двострунну ялинку застосовують на свер­дловинах, які небажано перекривати при заміні вузлів і деталей.

Для перекриття потоку робочого середовища в фонтанних арматурах використовують прямоточні засувки ЗСМ-1 з умовним діаметром прохідного отвору 65, 80, 100 і 150мм на робочий тиск 21, 35 МПа і ЗМАД з умовним діаметром прохідного отвору 50, 80 мм на робо­чий тиск 70 МПа з ущільненням "метал по металу" з примусовою або автоматичною пода­чею мастила, а також прохідні пробкові крани типу КППС з умовним діаметром прохідного отвору 65 мм на робочий тиск 14 МПа з ущільнюючим мастилом. Переміщення затвора за­сувок може здійснюватися вручну або за допомогою пневматичного дистанційного чи авто­матичного управління.

Фланцеві котушки, які входять в комплект наземного обладнання гирла, випускаються на робочий тиск 14-70 МПа умовного діаметра 80-250 мм.

Маніфольди призначені для з'єднання викидів фонтанної арматури з трубопроводами і розраховані на робочий тиск 14-35 МПа. Запірними пристроями маніфольдів служать проб­кові прохідні литі крани.

Пристрої для заміни засувок під тиском виготовляються на робочі тиски 21 і 70 МПа. Вони призначені для заміни та встановлення засувок умовним діаметром 50 і 65 мм на боко­вих відводах трубної головки фонтанної арматури і колонних головок.


1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | 31 | 32 | 33 | 34 | 35 | 36 | 37 | 38 | 39 | 40 | 41 | 42 | 43 | 44 | 45 | 46 | 47 | 48 | 49 | 50 | 51 | 52 | 53 | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | 65 | 66 | 67 | 68 | 69 | 70 | 71 | 72 | 73 | 74 | 75 | 76 | 77 | 78 | 79 | 80 | 81 | 82 | 83 | 84 | 85 | 86 | 87 | 88 | 89 | 90 | 91 | 92 | 93 | 94 | 95 | 96 | 97 | 98 | 99 | 100 | 101 | 102 | 103 | 104 | 105 | 106 | 107 | 108 | 109 | 110 | 111 | 112 | 113 | 114 | 115 | 116 | 117 | 118 | 119 | 120 | 121 | 122 | 123 | 124 | 125 | 126 |


Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.013 сек.)