91. Трубная и колонная головка.

Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб. Обычно она представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами с установленной на ней переходной катушкой, в которую вворачивается верхний резьбовой конец фонтанных труб. При применении двух рядов труб устанавливаются две крестовины с переходными катушками. На нижней катушке подвешивается первый ряд труб (большого диаметра), а на верхней катушке - второй ряд труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки укрепляется собственно фонтанная ёлка.

Колонная головка предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки; требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие: надежная герметизация межтрубных пространств; возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах; быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн; возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных колонн, т. е. универсальность; быстрый и удобный монтаж; минимально возможная высота. После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру. Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора. Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.

92. Скважинные пакеры и якори.

Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем. Пакеры предназначены для разобщения пластов и изоляции эксплуатационной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, а также при проведении ремонтно-профилактических работ в них. По способу посадки пакеры подразделяют на механические «М» (рисунок 3, а, б), гидравлические «Г» (рисунок 3, в, г) и гидромеханические «ГМ». Механический пакер расширяется при воздействии осевой нагрузки (масса НКТ), оболочка гидравлического пакер расширяется при подаче в нее жидкости. Различают следующие виды пакеров: ПВ — пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вверх; ПН — тоже, направленного вниз; ПД — то же, направленного как вниз, так и вверх. Заякоривающие устройства (якорь) могут быть: «Г» — гидравлические (по способу посадки); «М» — механические; «ГМ» — гидромеханические. Якори предназначены для предотвращения скольжения скважинного оборудования внутри эксплуатационной колонны труб. На ствол якоря ЯГ установлен конус, имеющий направляющий для плашек. Якорь спускается в скважину на колонне подъемных труб. Заякоривание происходит при подаче жидкости в трубы под давлением. Якорь освобождается при подъеме колонны труб. Якорь ЯГ1 состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки. Пружина удерживает плашки в утопленном положении. Планки ограничивают ход плашек. Заякоривание происходит в результате подачи давления в колонну подъемных труб. Плашки выдвигаются наружу в радиальном направлении и внедряются в стенку эксплуатационной колонны. При отсутствии давления происходит освобождения якоря. 1 — НКТ; 2 — обсадная колонна; 3 — пакер механический; 4 — пакер гидравлический; 5 — заглушка.