Основные параметры.

Основные параметры колонных обвязок:

- число обвязываемых колонн;

- диаметры;

- давления, на которые рассчитаны корпуса колонных обвязок,

- исполнение в соответствии с условиями эксплуатации.

Шифр.

Шифр оборудования обвязки обсадных колонн условно представляется в виде ОКХ₀Х₁—X₂—X₃X₄X₅X₆, где ОК — оборудование обвязки колонн; Х₀—способ подвешивания колонн (К или М - соответственно на клиньях или муфте); Х₁ — число колонн, подвешиваемых на клиньях (без учета кондуктора); X₂ — рабочее давление; X₃ — диаметр эксплуатационной колонны; X₄ — диаметр первой промежуточной колонны; X₅ — диаметр кондуктора; X₆ — исполнение климатическое и по коррозионной стойкости.

Например, ОКК2—350—140x219х426К2 - оборудование обвязки колонн с клиньевой подвеской двух колонн, рабочим давлением 350 ат., диаметром эксплуатационной колонны 140 мм, диаметром промежуточной колонны и кондуктора 219 и 426 мм, для сред, содержащих Н₂S и СО₂ до 6 %.

Разновидности.

По условиям эксплуатации выделяют три группы колонных обвязок: для умеренного макроклиматического района – 1) некоррозионной и 2) коррозионной сред; 3) для холодного макроклиматического района и некорозионной среды (тип ХЛ).

Коррозионно-стойкое исполнение может быть типа К2 - для скважин, продукция которых содержит (по объему) сероводород Н₂S и углекислый газ CO₂ соответственно до 6 % без ингибирования рабочей среды, К2И – с ингибированием и КЗ –без ингибирования рабочей среды, содержащей Н₂S и CO₂ до 25 %.

По конструкции различают следующие типы оборудования обвязки обсадных колонн:

- ОКМ – с муфтовой подвеской обсадных труб

- ОКК – с клиньевой подвеской.

- ОКБ - позволяет в одном корпусе обвязать три обсадных колонны .

Оборудование обвязки типа ОКМ рассчитано на давление 14 МПа и подвески двухколонных труб диаметром эксплуатационной колонны 140, 146, 186 мм.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК и ОКБ (???) рассчитано на давление 21, 35 и 70 МПа и предназначено для подвешивания двух и более обсадных колонн, их разобщения и герметизации.

Колонная обвязка типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц – колонных головок – нижней, промежуточных и верхней. Нижняя колонная головка ГНК – присоединяется непосредственно к верхному концу кондуктора с помощью:

- исполнение 1 – внутренней резьбы на корпусе головки

- исполнение 2 – наружной резьбы

- исполнение 3 – посредствем сварки.

Остальные колонные головки устанавливают на устье последовательно по мере спуска в скважину и цементирования обсадных колонн, закрепляя их при помощи клиньев и манжет (пакеров). Количество колонн и соответственно колонных головок может колебаться от 1 до 5. В верхней части колонных головок имеется фланец для подсоединения к нему установки противовыбросового оборудования (в процессе бурения) и фонтанной или другой арматуры ( в процессе эксплуатации).

Каждая колонная головка оснащена манифольдами с арматурой и манометрами.

В среднем диаметры труб : от 140 мм – для эксплуатационной колонны до 720 – для кондуктора. Нежелательно превышение высоты обвязки колонных головок 2700 мм.

Конструктивная схема.

Ниже изображено оборудование колонных обвязок типа ОКМ (рис.1.1.) и ОКК (рис.1.2 а и б.)

Рис. 1.1. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ, рассчитанное на давление 14 Мпа:

1 – кран пробковый проходной типа КППС; 2 – корпус; 3 – манометр; 4 – муфтовая подвеска; 5 – стопорный винт.

Рис. 1.2. Колонные головки типа ОКК

а – с одной обсадной колонной б – с тремя колоннами (не считая направление)

В двухколонной колонной головке, изображенной на рис.1.2.а первый ряд труб подвешивают на резьбе в корпусе (катушке) 1. Внутри катушки располагается клиновая подвеска 2, в которой закрепляют второй ряд труб. Межтрубное пространство герметизируют при помощи уплотнителя 3. Свободный конец воторой колонны приваривают к катушке 4 колонной головки. Сварной шов герметизирует межтрубное пространство, если уплотнитель 3 не обеспечивает надежной герметизации.

Трехкорпусная колонная обвязка (рисунок 1.2 б) 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 (уплотнители), состоящие из опорных (нижних) и нажимных 6 (верхних) колец и упругих уплотнителей 5, 7. 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.

ТРУБЫ

Трубы при добыче применяются для крепления стволов скважин и для образования каналов внутри скважин, подвески оборудования в скважине, прокладки трубопроводов по территории промысла.

Основные группы труб: 1 — насосно-компрессорные (НКТ); 2 — обсадные; 3 — бурильные; 4 - для нефтепромысловых коммуникаций.