1, 3, 7, 9 – Уплотнители; 2, 8 – кольцевая прокладка; 4, 11 – подвеска

клиньевая; 5 – фланец глухой; 6 – корпус 2-х фланцевый; 10 – корпус 1-о фланцевый; 12 – заглушка; 13 – кран запорный; 14 – задвижка; 15 – фланец

инструментальный

О – оборудование, К – колонное обсадных труб, К – с клиновым трубодержателем; 1-я цифра – количество корпусов колонных головок; 2-я – рабочее давление верхнего фланца, последующие – диаметры обсадных колонн.

Для закрепления в корпусе колонной головки верхней части обсадной трубы используются клиновые трубодержатели различных конструкций (рис.14.7). Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляется с помощью нижнего и верхнего пакеров из эластомеров (рис. 14.8). Межпакерное пространство заполняется уплотнительным составом ЛЗ-162 или Арматол-238.

Рис. 14.7 – Клиньевые трубодержатели колонных головок

а – бескорпусный конструкции ВНИИнефтемаша; б – сборный конструкции ЦКБ "Титан"; в – с принудительной распакеровкой;

1 – клин; 2 – сухарь; 3 – болт; 4, 5 – воротник; 6 – гайка; 7 – корпус подвески; 8 – корпус колонной головки; 9 –полукольцо; 10 – ручка; 11 – винт

ограничительный; 12 – уплотнитель трубодержателя; 13 –защелка;

14 – болт распакеровки

Рис. 14.8 – Пакер колонной головки

1 – кольцо опорное; 2 – уплотнитель; 3 – кольцо нажимное

4. Монтаж противовыбросового оборудования

На первую спущенную в скважину колонну устанавливают колонный фланец и крепят его к колонне при помощи резьбы или сварки. К фланцу шпильками присоединяют крестовину, на которой монтируют превенторы. Над превенторами ставят двухфланцевую катушку и разъемный желоб, через который устье скважины соединяют с циркуляционной системой.

При спуске последующей колонны для герметизации кольцевого пространства применяют секцию колонной головки, которую устанавливают на колонный фланец первой колонны. Секция колонной головки состоит из корпуса, клиновых захватов и уплотнительных манжет.

Клиновые захваты служат для подвески последующей колонны на устье предыдущей, а манжеты – для герметизации межтрубного кольцевого пространства. На колонную головку устанавливают крестовину, а затем превенторы в той же последовательности, как и на первую колонну.

После монтажа превенторов собирают манифольд по установленной схеме. Выкидные линии манифольда должны быть, как правило, прямолинейными, длиной не менее 30 м, а при возможности фонтанирования скважины газом – не менее 100 м. Повороты выкидных линий допускаются в исключительных случаях. Манифольд крепят к забетонированным металлическим стойкам хомутами. Стойки устанавливают через каждые 7…8 м.

Штурвалы ручного привода превенторов выводят за пределы габаритов основания под вышку на расстояние не менее 10 м от устья скважины. Для штурвалов делают передвижные металлические будки или щиты с навесом из досок толщиной не менее 40 мм. На стенке щита перед каждым ручным штурвалом водостойкой краской указывают направление и количество оборотов, обеспечивающее полное закрытие превентора, а также делают метки на штурвале и стенке при полном его открытии.

Монтаж противовыбросового оборудования должен обеспечивать высокую его надежность в эксплуатации. Перед монтажом на скважине прочность деталей оборудования, воспринимающих давление скважинкой среды, проверяют опрессовкой давлением. Для оборудования с рабочим давлением 35  Па пробное давление должно быть равно двукратному рабочему, а с рабочим давлением 70 и 105 МПа – полуторакратному. Для оборудования с рабочим давлением 14 и 21 МПа пробное давление зависит от условного прохода стволовой части: до 350 мм условного прохода пробное давление принимают равным двукратному рабочему, а свыше 350 мм – полуторакратному.