Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами.
Рис. 1.4. Трубная головка и фонтанная елка с тройниковой арматурой:
1, 11 - фланцы, 2, 9 - буферы,
3 - вентиль, 4 - манометр;
5 - задвижка; 6 - крестовина;
7, 10 - катушки; 8 - тройник;
12 - штуцер.
Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки и предназначена для:
• освоения скважины;
• закрытия скважины;
• контроля и регулирования технологического режима работы скважины.
Рис. 4.5. Трубная головка и фонтанная елка с крестовиковой арматурой:
1 - фланец, 2 - уплотнитель,
3, 8, 11 - буферы, 4 - вентиль;
5 - манометр; 6 - задвижка;
7, 9 - крестовины; 10 - тройник;
12 - штуцер; 13 - катушка;
14 - фланец
Рис. 1.6. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин:
1 - угловой регулирующий штуцер; 2 - автоматический отсекатель; 3 - стволовая пневматическая задвижка; 4 - трубная головка.
Подземное оборудование ствола газовых скважин.
Подземное оборудование позволяет осуществлять:
1) защиту скважины от открытого фонтанирования;
2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью;
3) воздействие на ПЗС;
4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;
5) замену колонны НКТ (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.
Рис. 4.7. Схема подземного оборудования:
1 - пакер эксплуатационный; 2 - циркуляцион-ный клапан; 3 - ниппель; 4 - забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 - разобщитель колонны НКТ; 6 - ингибиторный клапан; 7 - клапан аварийный, срезной; 8 - НКТ; 9 - жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 - хвостовик.
Пластовые газы содержат сероводород, углекислый газ, муравьиную, пропионовую, щавелевую и масляную кислоты, которые при наличии пластовой минерализованной и конденсационной воды, высоких давлений и температур вызывают коррозию обсадных колонн, НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования промыслов.
Рис. 1.8. Схема компоновки подземного оборудования скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении:
1 - хвостовик диаметром 127 или 114 мм и длиной 100 - 380 м;
2 - пакерное устройство с минимальным диаметром проходного сечения 57 мм;
3 - клапан-отсекатель с проходным сечением 33,4 мм;
4 - циркулярный клапан типа “скользящая втулка” с внутренним диаметром 73 мм;
5 - НКТ диаметром 127 или 114 мм
