Сверхглубокие скважины

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………..3

1  Понятие о скважине…………………………………………………………5

2  Сверхглубокие скважины…………………………………………………...9

3  Эксплуатационная скважина……………………………………………....12

4  Оборудование устья эксплуатационной скважины………………………18

5  Прискважинные сооружения………………………………………………22

6  Прискважинные сооружения и транспортные коммуникации на суше, заболоченных территориях и мелководных акваториях…………………...23

7  Прискважинные сооружения для разработки месторождений на глубоководном шельфе……………………………………………………….24

  ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………...28

  СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ  ИСТОЧНИКОВ…………………….....29

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

На основании археологических находок и исследований установлено, что первобытный человек около 25 тыс. лет назад при изготовлении различных инструментов сверлил в них отверстия для прикрепления рукояток. Рабочим инструментом при этом служил кремневый бур.

В Древнем Египте вращательное бурение (сверление) применялось при строительстве пирамид около 6000 лет назад.

Первые сообщения о китайских скважинах для добычи воды и соляных рассолов содержатся в работах философа Конфуция, написанных около 600 г. до н.э. Скважины сооружались методом ударного бурения и достигали глубины 900 м. Это свидетельствует о том, что до этого техника бурения развивалась в течение, по крайней мере, еще нескольких сот лет. Иногда при бурении китайцы натыкались на нефть и газ. Так в 221...263 гг. н.э. в Сычуане из скважин глубиной около 240 м добывали газ, который использовался для выпаривания соли.

Документальных свидетельств о технике бурения в Китае мало. Однако, судя по древней китайской живописи, барельефам, гобеленам, панно и вышивкам на шелке, эта техника находилась на довольно высокой стадии развития.

Бурение первых скважин в России относится к IX веку и связано с добычей растворов поваренной соли в районе г. Старая Русса. Соляной промысел получил большое развитие в XV..XVII вв., о чем свидетельствуют обнаруженные следы буровых скважин в окрестностях г. Соликамска. Их глубина достигала 100 м при начальном диаметре скважин до 1 м.

Первые упоминания о применении бурения для поисков нефти относятся к 30-м годам XIX века. На Тамани, прежде чем рыть нефтяные колодцы, производили предварительную разведку буравом.

В декабре 1844 г. член Совета Главного Управления Закавказского края В.Н. Семенов направил своему руководству рапорт, где писал о необходимости ... углубления посредством бура некоторых колодцев ... и произведения вновь разведки на нефть также посредством бура между балаханскими, байбатскими и кабристанскими колодцами». Как признавал сам В.Н. Семенов, эту идею подсказал ему управляющий бакинских и ширванских нефтяных и соляных промыслов горный инженер Н.И. Воскобойников. В 1846 г. министерство финансов выделило необходимые средства и были начаты буровые работы. О результатах бурения говорится в докладной записке наместника Кавказа графа Воронцова от 14 июля 1848 г.: «... на Биби-Эйбате пробурена скважина, в которой найдена нефть». Это была первая нефтяная скважина в мире!

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Понятие о скважине

Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород.

Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра.

Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины.

Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Элементы конструкции скважин приведены на рис.1. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

 

Рисунок 1- Конструкция скважины: 1 - обсадные трубы; 2 - цементный  камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в  обсадной трубе и цементном  камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке.

В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины.

Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.).

При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.

Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород.

Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности.

Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки.

Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр.

Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачки воды, газа и т.д.).

Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.).

Кроме того при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие скважины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Сверхглубокие скважины

Первая американская нефтяная скважина дала нефть с глубины около 20 м. В России первые нефтяные скважины имели глубину менее 100 м. Очень быстро их глубина достигла нескольких сот метров. К концу 60-х годов в СССР средняя глубина скважин для добычи нефти и газа составляла 1710 м. Самая глубокая нефтяная залежь в нашей стране открыта в районе г. Грозного на глубине 5300 м, а промышленный газ получен в Прикаспийской впадине с глубины 5370 м.

Самый глубокозалегающий в Европе газоносный пласт на месторождении Магосса (Северная Италия) залегает на глубине 6100 м. Самая большая глубина в мире, с которой ведется промышленная добыча газа - 7460 м (шт. Техас, США).

Общая тенденция добычи нефти и газа со все более глубоко залегающих горизонтов может быть проиллюстрирована следующими цифрами. Еще 20 лет назад основная добыча нефти (66 %) осуществлялась из самых молодых кайнозойских пород. Из более древних мезозойских пород добывали 19 % нефти, а из самых древних палеозойских пород - 15 %. Сейчас ситуация изменилась: основными поставщиками нефти стали мезозойские породы, на втором месте - породы палеозоя.

Таким образом, одной из задач бурения сверхглубоких скважин является поиск нефтегазоносных горизонтов на больших глубинах. Только сверхглубокое бурение может поставить окончательную точку в споре между сторонниками органической и неорганической гипотез происхождения нефти. Наконец, сверхглубокое бурение необходимо для более детального изучения земных недр. Ведь сегодня мы знаем о далеком космосе во много раз больше, чем о том, что находится под нами в нескольких десятках километров.

Бурение сверхглубоких скважин связано с большими трудностями. С глубиной растет давление и температура. Так, на глубине 7000 м даже гидростатическое давление равно 70 МПа, 8000 м -80 МПа и т.д. А в пласте оно может быть в два раза больше. Как удержать в «бутылке» этого «джина»? Требуются высоконапорные насосы для подачи промывочной жидкости. Что собой должна представлять эта жидкость, если температура на забое скважин достигает 250 °С? Чем вращать многокилометровую колонну бурильных труб? Как вообще применять бурильные трубы, если стальные трубы выдерживают свой вес до глубины 10 км?

На часть поставленных вопросов ответы уже найдены. Для бурения сверхглубоких скважин используют утяжеленную промывочную жидкость, чтобы она «закупоривала» скважину собственным весом. Бурят сверхглубокие скважины с помощью забойных двигателей, а бурильные трубы делают из легкого и прочного алюминиевого сплава.

Эпоха глубокого бурения началась в 1961 г. реализацией американского проекта «Мохол». Скважину заложили на дне Тихого океана вблизи острова Гуаделупе под четырехкилометровым слоем воды. Предполагалось, что скважина, пройдя 150 м рыхлых донных пород и 5,5 км твердых нижележащих, погрузится в мантию - следующий после коры слой нашей планеты. Однако бурение остановилось после первых же 36 метров. Причина заключалась в том, что после извлечения первого керна устье уже начатой скважины отыскать не смогли, несмотря на применение самых современных средств поиска.

В 1968 г. со специально оборудованного бурового судна была предпринята вторая атака на мантию. Однако в 1975 г., когда были вскрыты верхние базальтовые слои океанского дна, бурение прекратили из-за технических сложностей.

В дальнейшем бурение сверхглубоких скважин осуществлялось на суше. В 1970 г. была пробурена скважина 1-СЛ-5407 в штате Луизиана глубиной 7803 м.

Наглядное представление о современной сверхглубокой скважине и ее оборудовании можно получить на примере одной из самых глубоких в мире скв. 1-Бейден, пробуренной в штате Оклахома. Глубина скважины 9159 м. Бурение началось в 1970 г. и продолжалось 1,5 года. Высота буровой вышки - 43,3 м, грузоподъемность - 908 т. Мощность буровой лебедки 2000 кВт, а каждого из двух буровых насосов - 1000 кВт. Общая емкость наземной циркуляционной системы для глинистого раствора 840 м3. Устье скважины оборудовано противовыбросовой арматурой, рассчитанной на давление 105,5 МПа.

Конструктивно скважина состоит из шахтного направления диаметром 0,9 м до глубины 18 м, кондуктора диаметром 0,5 м до глубины 1466 м, обсадных труб до глубины 7130 м и эксплуатационных колонн. Всего на скважину было израсходовано около 2200 т стальных обсадных труб, 1705 т цемента и 150 алмазных долот. Полная стоимость проводки скважины составила 6 млн. долларов.

В СССР на начало 1975 г. было десять скважин, глубина которых превысила 6 км. К ним относятся Арал-Сорская в Прикаспийской низменности глубиной 6,8 км, Биикжальская в Азербайджане глубиной - 6,7 км, Синевидная (7,0 км) и Шевченковская (7,52 км) в Западной Украине, Бурунная (7,5 км) на Северном Кавказе и др. Самая глубокая в мире Кольская скважина перешагнула рубеж 12 км.

 

 

 

 

 

3 Эксплуатационная скважина

 

В нефтегазодобывающей промышленности сооружаются скважины разных назначений, в зависимости от чего их принято называть структурно-поисковыми, разведочными, эксплуатационными, нагнетательными, специальными. ^

Эксплуатационными скважинами обычно называют скважины, с помощью которых осуществляется непосредственно добыча нефти, газа или газового конденсата; нагнетательными — через которые в пласт нагнетаются вода, газ, пар. Однако в ряде случаев в процессе разработки месторождения скважины, добывающие нефть, используются как нагнетательные, а иногда и наоборот. Поэтому ниже и те и другие скважины отнесены к эксплуатационным.

Скважины специального назначения используются на промыслах для контроля хода разработки месторождения, уточнения структуры, свойств коллектора, теплового воздействия на пласт и т. д.

Эксплуатационная скважина является основным — важнейшим видом сооружений, а их совокупность представляет собой эксплуатационный фонд скважин, стоимость которого составляет до 75—80 % стоимости всего технического оснащения современного промысла. Нарушение целостности, работоспособности эксплуатационной скважины приводит к прекращению ее эксплуатации, к неизбежному уменьшению добычи нефти или газа, что делает необходимым выполнение так называемого капитального ремонта скважины — процесса длительного, трудоемкого и весьма дорогого; стоимость ремонта скважины часто соизмерима, а иногда одинакова со стоимостью ее сооружения. Поэтому долговечность скважины должна соответствовать периоду разработки продуктивного пласта, т. е. равняется нескольким десятилетиям, как правило, не менее 30—40 годам. Отсюда и главное требование к качеству оборудования, используемого в эксплуатационной скважине, — его надежность.

Требования к сооружению скважины и к ее оборудованию определяются условиями ее эксплуатации, которые, в свою очередь, весьма различны, зависят прежде всего от геологических особенностей месторождений, режима эксплуатации скважины. Эксплуатационные скважины в зависимости от геометрической формы их ствола сооружаются двух основных типов: вертикальные и наклонные. Наклонная форма — результат необходимости   направления   ствола   скважины   в заданный   участок пласта; такие скважины обычно называются наклонно направленными. Профили этих скважин бывают разными в зависи-/ мости от требований технологии проводки скважины и способа ее эксплуатации. В любом случае профиль наклонной эксплуатационной скважины   должен   обеспечивать   возможность эксплуатации ее рациональным способом и исключать вероятность повреждения как самой скважины, так и спущенного в нее оборудования   для   ее   эксплуатации    выбранным    способом.  

 

рис.2

На рис. 2 показаны профили скважин: рис. 2, а — вертикальный, рис. 2, б — наклонный с наибольшим отклонением забоя от вертикали.   Как  видно,  он  состоит  из трех  участков:   вертикального,    переходного,    соответствующего    набору    максимально необходимого зенитного угла, и наклонно-прямолинейного  до забоя.   Профиль  на рис. 2, в  отличается   наличием участка   уменьшения   зенитного   угла.   Профиль   (рис. 2, г) имеет вертикальный   участок,  участок  набора   зенитного угла, наклонно-прямолинейный участок,  участок уменьшения  зенитного угла и нижний — вертикальный. Этот профиль более сложный, обеспечивает вертикальность ствола  скважины при проводке   ее   на   несколько   продуктивных   горизонтов.   Профиль (рис. 2, д) отличается отсутствием наклонно-прямолинейного участка. В профиле (рис. 2, е) нет наклонно-прямолинейного и нижнего вертикального участков. Каждый из показанных на схемах профилей эксплуатационной скважины предопределяет особенности последующей эксплуатации как самой скважины, так и спущенного в нее оборудования. В тех случаях, когда расстояния между устьями скважин малы и измеряются метрами, а скважины наклонные, группа таких скважин называется кустом скважин.

Для улучшения дренирования продуктивного пласта иногда из вертикальной части скважины в пласт бурятся несколько скважин, такие скважины называются многозабойными.

рис.3

На рис. 3 показана принципиальная схема эксплуатационной скважины и ее оборудования. Скважина состоит из трех основных участков — устьевого, стволового и фильтрового, каждый из которых оснащен соответствующим оборудованием: колонной головкой /, направлением 2, кондуктором 3, эксплуатационной колонной 4, фильтром 6. Дно скважины обычно называется забоем. Иногда скважина оснащается пакером и клапа-ном-отсекателем 5 пласта.

Стволовая часть эксплуатационной скважины образована, как видно из схемы, концентричными колоннами обсадных труб, зацементированных в горных породах.

Последняя, т. е. внутренняя, обсадная колонна скважины называется эксплуатационной и служит каналом, соединяющим объект эксплуатации — пласт с устьем скважины, т. е. фильтровую часть скважины с поверхностью. Диаметр труб, из которых она состоит, должен обеспечивать возможность размещения в ней оборудования для эксплуатации скважины заданным способом, а также возможность выполнения всех технологических процессов и операций, необходимость в которых может возникнуть в течение всего периода эксплуатации скважины. Долговечность колонны должна соответствовать сроку службы скважины.

Наружная обсадная колонна скважины направление — спускается на глубину нескольких метров, а ее затрубное пространство цементируется на всю длину.

Внутри направления размещается обсадная колонна, обычно называемая кондуктором и имеющая длину, как правило, от 200 до 600— 800 м. Кондуктор цементируется на всю длину.

Между кондуктором и эксплуатационной колонной могут спускаться обсадные, которые обычно называются техническими или промежуточными колоннами. Они выполняют технологические функции при сооружении скважины, число и глубины их спуска определяются геологическими особенностями проходимых пород, глубиной скважины, техникой и технологией ее проводки.

Колонная головка, монтируемая на кондукторе, обвязывает в единую систему кондуктор, технические, эксплуатационную колонны скважины и . служит базой для спускаемого в скважину эксплуатационного и установки на него устьевого оборудования.

Фильтровая часть эксплуатационной скважины обеспечивает ее связь с пластом как при извлечении пластовой жидкости или газа, так и при нагнетании в пласт воды, газа и других сред.

Ствол скважины, обсадные колонны находятся под постоянным давлением горных пород, а эксплуатационная колонна — под давлением пластов или закачиваемых жидкости или газа. Кроме внутреннего и наружного давлений обсадные колонны несут нагрузку от собственного веса, а кондуктор воспринимает вес или часть веса остальных колонн. Колонная головка воспринимает усилия от обсадных колонн, внутреннего давления, веса эксплуатационного, базирующегося на ней оборудования.

Как внутреннее давление, так и наружное в процессе эксплуатации скважины меняются. При эксплуатации скважины фонтанным способом пульсирующая работа подъемника приводит к появлению переменных нагрузок, аналогично и при эксплуатации скважины штанговым скважинным насосом, приводимым в действие механическим станком-качалкой, на систему обсадных труб и цементное кольцо действуют переменные нагрузки, расшатывающие эту систему.

При штанговой эксплуатации насосные трубы из-за переменных нагрузок постоянно перемещаются в эксплуатационной колонне и истирают ее. При больших дебитах и наличии в пластовых жидкости или газе абразива возникают условия, приводящие к гидроабразивному изнашиванию труб.

Нефтяные, газовые, газоконденсатные скважины либо с начала эксплуатации, либо на определенной стадии вместе с нефтью, газом, конденсатом дают пластовую, как правило, сильно минерализованную воду, являющуюся активно коррозионноагрессивной средой, а она разрушающе действует на обсадные трубы, колонную головку и цементное кольцо.

Во все больших количествах в разработку вводятся месторождения, в которых нефть или газ содержит углекислый газ и сероводород, причем если еще недавно наличие, например   4—5 % Н?5 считалось высоким, то в настоящее время в разработку вводятся месторождения с содержанием сероводорода до 20—25%. С увеличением глубин разрабатываемых месторождений повышаются не только давление, но и температура пластовой жидкости или газа, достигающая более 250 °С в районах с высоким геотермическим градиентом.

Закачка в скважину под большим давлением кислоты, рабочих жидкостей, газа, высокотемпературных теплоносителей также приводит к осложнению условий ее работы.

Таков комплекс факторов, из которых слагаются условия работы эксплуатационной скважины, факторов, определяющих требования к конструкции, характеристикам и параметрам оборудования каждой скважины. Упущение каких-либо из них, незнание их в процессе сооружения скважины и особенно последующего периода ее эксплуатации, при ее ремонтах неизбежно приводят к серьезным осложнениям, отрицательно сказываются на надежности скважины в целом, часто являются причиной аварий, нанесения ущерба окружающей среде и несчастных случаев.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Оборудование устья эксплуатационной скважины

 

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.

Колонная головка (рис. 4) жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются превенторы про-тивовыбросного оборудования, демонтируемые после окончания

бурения.

 

рис.4

Конструктивно колонная головка — это сочетание нескольких связанных между собой элементов •— катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.

Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе Н25, СОз или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозионному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150—250 °С, в условиях Севера могут охлаждаться до температур ниже минус 60 °С.

Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют большие массы и вертикальные габариты. Высокая их металлоемкость и большая потребность в них приводят к необходимости расхода на их изготовление больших количеств стали, причем легированной. С увеличением вертикального габарита колонной головки усложняется обслуживание скважины.

Перечисленные особенности условий работы колонных головок и особенности самих головок делают обязательными при их конструировании выполнение целого ряда требований, к главным из которых относятся обеспечение высокой надежности всех элементов и в целом колонной головки в течение всего срока службы скважины, в любых условиях ее эксплуатации и минимальных металлоемкости и вертикальных габаритов.

Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. 4) состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка /, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2~ На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500—550 кг.

Такими головками оборудуются скважины глубиной до 1500—2000 м с давлением до 25 МПа.

Изготовляют колонные головки для оборудования скважин и с большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пяти-колонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок аналогичны.

Головка для обвязки пяти колонн (рис. 11.4) предназначена для глубоких (более 5000 м) скважин с давлением до 70 МПа с вертикальным размером порядка 3 м. Основные узлы — пять крестовиков 1, 8, 9, 10, 11 для обсадных труб размером от 168 до 502 мм, клиньевые подвески 2, 4, 5, 7 и вентили 3. Обсадная колонна диаметром 168 мм — последняя, т. е. эксплуатационная. Крестовик / служит пьедесталом для фонтанной арматуры. Особенностью колонной головки является коническая форма тыльных поверхностей клиньев и ответных поверхностей в корпусе, а также конструкция уплотнительных элементов 6, применяемых в сочетании со смазкой, что способствует надежной герметизации зазоров.

Корпуса крестовины и катушки колонных головок изготовляются из литых стальных, реже из комбинированных заготовок с литым корпусом и приваренными коваными или штампованными горловинами и фланцами. Заготовки после сварки подвергаются термообработке для снятия напряжений и улучшения механических свойств металла. Предел текучести сталей для корпусов 5,0—5,5 МПа, относительное удлинение 14—15 % и ударная вязкость до 40 мН • м/м2. Для изготовления колонных головок, работающих в тяжелых условиях, используются низколегированные стали типа 35ХМЛ. Штампованные или кованые привариваемые фланцы или горловины изготовляются соответственно из сталей типа 35ХМ, 40Х.

В прошлом детали и колонные головки в целом изготовлялись нецентрализованно разными заводами, часто в кустарных условиях, что приводило к обилию конструкций и даже присоединительных размеров, единого стандарта на них не было. До сих пор десятки тысяч эксплуатационных скважин имеют колонные головки самых различных конструкций и размеров, в том числе и присоединительных.

Различие присоединительных размеров элементов колонных головок часто являлось причиной возникновения аварийных ситуаций.

В настоящее время за рубежом и в Советском Союзе изготовление и поставка колонных головок и их деталей осуществляются в строгом соответствии со стандартом.

В России действует стандарт (ОСТ 26-02-775—73) на колонные головки для нефтяных и газовых скважин, устья которых не расположены под водой. Стандартом регламентируются тип, способ присоединения к обсадной колонне и основные

рис.5 Конструкция колонной головки для глубокой                                                                     скважины с пятью колоннами

параметры, к которым, в частности, относятся максимальный внутренний диаметр, рабочее давление, условный диаметр обсадной колонны и др. Стандартом предусмотрены рабочие давления 14, 21, 35, 70, 105 МПа.

5 Прискважинные сооружения