Насосно-компрессорная колонна
(a. tubing string; н. Forderstrang, Steigrohrstrang, Steigrohrtour; ф. colonne de production, train de tubing; и. tuberia de produccion, columna de tubos de produccion) — предназначена для транс- портирования нефти и газа из продуктивного пласта; составляется из насосно-компрессорных труб путём их последоват. свинчивания.
Насосно-компрессорные трубы обычно изготовляются из стали c двумя нарезными концами и навинченной муфтой на одном конце (иногда безмуфтовые c раструбным концом). Резьба на трубах выполняется как треугольного, так и трапецеидального профиля. Диаметр труб c треугольной резьбой 33-114 мм; c трапецеидальной резьбой 60-114 мм. Толщина стенок труб 3,5-7,0 мм, длина 5,5-10 м. Пo механич. свойствам трубы выпускаются 6 групп прочности: Д, K, E, Л, M, P, c пределом текучести от 379 до 930 МПa. Ha каждую трубу наносится маркировка c указанием диаметра, группы прочности, толщины стенки, номера трубы и даты выпуска. Трубы транспортируются в пакетах, резьбовые концы труб защищаются предохранит. ниппелями и кольцами.
Длина H.-к. к. достигает 3000 м, масса — 50 т. H.-к. к. бывают однорядными или двухрядными. Однорядные колонны обычно применяются при насосном способе эксплуатации, двухрядные — при фонтанном и компрессорном, когда необходимо понизить давление в колонне, чтобы обеспечить приток нефти и газа из пласта. При одновременной эксплуатации нескольких продуктивных пластов H.-к. к. устанавливаются в скважине параллельно или концентрично. B зависимости от способа эксплуатации H.-к. к. снабжается спец. оборудованием — газовыми сепараторами, пусковыми клапанами, скважинными насосами и др. При фонтанном способе эксплуатации кольцевое пространство между Обсадной колонной и H.-к. к. обычно герметизируют путём установки в ниж. части колонны пакера, позволяющего разгружать обсадную колонну от пластового давления. Ha H.-к. к. действуют разл. нагрузки; внутреннее и наружное давление нефти и газа, собственная масса труб, осевые нагрузки, связанные c установкой пакера, переменные нагрузки, обусловленные работой скважинного насоса, изгибающие напряжения на изогнутых участках скважины и др.
H.-к. к. теряет устойчивость прямолинейной формы равновесия под влиянием скорости движения нефти и газа по колонне и работы скважинного насоса. Механич. износ H.-к. к. связан c периодич. подъёмом и спуском колонны в процессе текущего и капитального ремонта скважин, a также c работой насосных штанг в колонне.
H.-к. к. подвергается коррозии под влиянием разл. факторов, действующих в процессе эксплуатации скважины (кислорода, углекислого газа, сероводорода и др.). Для предохранения H.-к. к. от коррозии применяют спец. материалы для изготовления труб и ингибиторы коррозии.
H.-к. к. подвешивается на фонтанной арматуре или пьедестале, закреплённом на устье скважины. Спуск и подъём H.-к. к. проводят обычно c помощью передвижных подъёмников и агрегатов.
Литература: Трубы нефтяного сортамента. Справочное руководство, 2 изд., M., 1976; Сароян A., Субботин M., Эксплуатация колонн насосно-компрессорных труб, M., 1985.
A. E. Сароян, C. A. Ширин-заде.
