2.4. Оборудование устьевой зоны скважины – колонные 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.

К онструкция 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 Рж - вес столба жидкости над свабом, Н; Ркан - 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 dк -диаметр каната, мм; Ккан -коэффициент наполнения каната проволоками; Епр -модуль упругости материала проволок каната, МПа; δпр -диаметр проволоки каната, мм; δпр -диаметр проволоки, бочки барабана или блока (минимальный), мм.

Условие прочности для каната: _.

г де - предел прочности материала каната, МПа; - коэффициент запаса прочности каната.