Головки нефтяных, газовых и нагнетательных скважин

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть. При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным насосно-компрессорным трубам - НКТ, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации.

Устье скважины оснащают колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте. (Клиновая ГКК и муфтовая ГКМ). Наиболее распространена клиновая колонная головка.

Трехкорпусная колонная обвязка (рис. 2.2.) состоит из однофланцевой колонной головки 1 и двухфланцевых колонных головок 2 и 4. Колонные головки включают корпуса 9, 13, 16, клиньевые подвески 8, 12 и 15, пакеры, состоящие из опорных (нижних) и нажимных 6 (верхних) колец и упругих уплотнителей 5. На боковых отводах корпусов колонных головок устанавливают манифольды контроля давления, состоящие из запорных устройств 10, 14, 17, манометров 11 соответствующего класса, фланцевых или резьбовых заглушек 3.

Конструкция колонной обвязки предусматривает возможность:

- восстановления герметичности межколонных пространств подачей в межпакерную полость консистентного смазочного материала;

- опрессовки фланцевых соединений;

- контроля и разведки давления среды в межколонных пространствах:

- проведение цементирования скважины.

Иногда колонная головка может иметь сальник, чтобы эксплуатационная колонна могла перемещаться в вертикальном направлении (например, при закачке теплоносителя).

Основные параметры колонных обвязок: число обвязываемых колонн; их диаметры; давления, на которые рассчитаны корпуса колонных обвязок, в умеренном и холодном макроклиматических районах; исполнение коррозионно-стойкое К2, К2И, КЗ для скважин, продукция которых содержит (по объему) сероводород и углекислый газ соответственно до 6 % без ингибирования рабочей среды и с ингибированием до 25 %.

Промышленностью выпускается также колонные головки типа ОКБ, конструкция которых принципиально отличается тем, что она позволяет в одном корпусе обвязать три обсадных колонны.

2.4.1. Освоение скважины свабированием

После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т.е. вызывают приток в неё нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

1. промывка – замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью – водой или нефтью;

2. поршневание (свабирование) – снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в НТК и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и проникает через себя жидкость, заполняющую НТК. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

Определение нагрузки, действующей на канат в точке А (точке подвеса каната над устьем скважины).

Максимальная нагрузка в точке схода его со шкива в точке А, определяется как

где Р ж - вес столба жидкости над свабом, Н; Р кан - вес каната, находящегося над жидкостью, Н; Р' кан - вес каната, находящегося в жидкости, Н.

Напряжения в канате в точке А определяется как сумма растягивающих и изгибных напряжений:

где d к -диаметр каната, мм; К кан -коэффициент наполнения каната проволоками; Е пр -модуль упругости материала проволок каната, МПа; δ пр -диаметр проволоки каната, мм; δ пр -диаметр проволоки, бочки барабана или блока (минимальный), мм.

Условие прочности для каната:.

где - предел прочности материала каната, МПа; - коэффициент запаса прочности каната.

Дата добавления: 2014-01-07