колонная головка скважины устьевая предназначена для чего
Вопрос 4.2. Назначение и конструкция колонных головок
На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.
Колонная головка (рис. 4.2) 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 противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.
Колонные обвязки устанавливаются на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Они подбираются с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.
Конструкция колонных обвязок позволяет восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.
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, СО2 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.
Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. 4.2.) 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 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней.
Рис. 4.3. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК:
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.
Изготавливают колонные головки для оборудования скважин и с большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пятиколонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок аналогичны.
Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК рассчитано на давление 21, 35 и 70 МПа. Оно предназначено для подвешивания двух и более обсадных колонн кондуктора (на резьбе или на сварке), технических и эксплуатационной, а также для герметизации и разобщения межколонных пространств с помощью упругих уплотнений.
Колонные головки устанавливают на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Их подбирают с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.
Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесок и пакеров.
Вопрос 4.3. Конструкция трубных головок
Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной, а также для замера затрубного давления и проведения исследовательских и ремонтных работ в скважине. При оборудовании скважины двумя концентричными колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего
диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовины), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником. При однорядной конструкции подъемника нижний тройник не ставится и трубы, подвешиваемые к нему, не спускаются. Применяется также муфтовая подвеска труб.
Легко ли добыть нефть. Устройство нефтяной скважины. Часть 1.
В этой статье я хочу вкратце написать про устройство нефтяной скважины. Про это я уже упоминал в предыдущих статьях, но не было цельного изложения.
При проектировании конструкции нефтяной скважины исходят из следующих основных требований:
• конструкция скважины должна обеспечивать свободный доступ к забою глубинного оборудования и геофизических приборов;
• конструкция скважины должна предотвращать обрушение стенок скважины;
• конструкция скважины должна обеспечивать надежное разобщение всех пластов друг от друга, то есть она должна предотвращать перетекание флюидов (пластовое содержимое, нефть, газ, вода) из одного пласта в другой;
• кроме того, она должна обеспечивать возможность герметизации устья скважины при необходимости.
Бурят скважину с помощью буровых установок. Для этого на буровую трубу устанавливают породоразрушающий инструмент (долото), его вращают вместе с трубой с помощью ротора или системы верхнего привода. Либо с помощью турбины, которая также закреплена на трубе. Выбуренная порода (шлам), вымывается на поверхность глинистым раствором, который закачивают мощными насосами.
При этом скважина имеет ступенчатую конструкцию, и ее диаметр уменьшается от устья к забою. После бурения каждой ступени в скважину спускают трубу определенного диаметра для закрепления стен скважины. После пространство между стенками трубы и горной породой цементируют.
Первая труба, самого большого диаметра, например 324 мм называется направление. Она нужна для защиты устья и верхнего слоя почвы от размывания.
Затем идет колонна еще меньшего диаметра, которая заходит в нефтеносный пласт. Она называется эксплуатационной. Если скважина глубокая, то между кондуктором и колонной спускается еще промежуточная (техническая) колонна.
Обсадная труба. 168 мм
В зависимости от геологических и технологических условий, скважина может быть пробурена различным образом:
Вертикальная скважина – это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°.
Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.
Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Но здесь есть один нюанс. Пласты не пролегают в недрах по идеальной горизонтали. Поэтому смысла бурить скважину под углом в 90% нет смысла, да и эксплуатировать ее труднее. Поэтому горизонтальной считается скважина, которая пробурена в азимутальном направлении пласта (внутри пласта по углу наклона пласта)
После того, как скважина пробурена и ее стенки зацементированы, на устье обсадные колонны обвязываются колонной головкой. Точнее сказать, что она устанавливается во время бурения и на ней устанавливают противовыбросовое оборудование. Она 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.
На верхний фланец катушки колонной головки монтируется фонтанная арматура. Она необходима для обвязки и герметизации устья, а также для:
• перекрытия добываемой нефти и газа и направления их в трубопровод;
• подвески колонны (подъемной) насосно-компрессорных труб;
• осуществления на скважине различных технологических процедур;
• регулирования и контроля работы скважины;
• монтажа глубинного насоса
Она состоит из двух частей – трубной головки (обвязки) и фонтанной елки. Бывает несколько типов фонтанных арматур, они делятся на тройниковые и крестовые, с кранами и задвижками, однорядные и двурядные (используются редко).
Верхняя часть колонной головки и трубная головка
Фонтанная елка тройникового типа
Планировал написать одну статью, но материала хватит на две. В следующей части рассмотрю подземное оборудование, типы скважин, может еще что вспомню.
PS. Вспомнил забавную историю. В одной из КРС-бригад был мастер, которого звали Фидан Андреевич (сам в ахуе, мама башкирка, папа русский). Инициалы были ФА, как аббревиатура фонтанной арматуры. Так в бригаде, да и везде его за глаза звали Фонтан Арматурыч. Куда поехал? Да к Фонтан Арматурычу
Наука | Научпоп
6.1K поста 68.8K подписчика
Правила сообщества
ВНИМАНИЕ! В связи с новой волной пандемии и шумом вокруг вакцинации агрессивные антивакцинаторы банятся без предупреждения, а их особенно мракобесные комментарии — скрываются.
Основные условия публикации
— Посты должны иметь отношение к науке, актуальным открытиям или жизни научного сообщества и содержать ссылки на авторитетный источник.
— Посты должны по возможности избегать кликбейта и броских фраз, вводящих в заблуждение.
— Научные статьи должны сопровождаться описанием исследования, доступным на популярном уровне. Слишком профессиональный материал может быть отклонён.
— Видеоматериалы должны иметь описание.
— Названия должны отражать суть исследования.
— Если пост содержит материал, оригинал которого написан или снят на иностранном языке, русская версия должна содержать все основные положения.
Не принимаются к публикации
— Точные или урезанные копии журнальных и газетных статей. Посты о последних достижениях науки должны содержать ваш разъясняющий комментарий или представлять обзоры нескольких статей.
— Юмористические посты, представляющие также точные и урезанные копии из популярных источников, цитаты сборников. Научный юмор приветствуется, но должен публиковаться большими порциями, а не набивать рейтинг единичными цитатами огромного сборника.
— Посты с вопросами околонаучного, но базового уровня, просьбы о помощи в решении задач и проведении исследований отправляются в общую ленту. По возможности модерация сообщества даст свой ответ.
— Оскорбления, выраженные лично пользователю или категории пользователей.
— Попытки использовать сообщество для рекламы.
— Многократные попытки публикации материалов, не удовлетворяющих правилам.
— Нарушение правил сайта в целом.
Окончательное решение по соответствию поста или комментария правилам принимается модерацией сообщества. Просьбы о разбане и жалобы на модерацию принимает администратор сообщества. Жалобы на администратора принимает @SupportComunity и общество пикабу.
С вертикальной понятно, а как бурят остальные?
Курс молодого нефтяника за 3 минуты. )Очень годно написано! Спасибо.
А каким образом происходит цементирование на глубине?
Почему для вымывания шлама используют глинистый раствор, а не простую воду?
Ну кондукторов по 500м я давно не видел. 900-1300 самое оно.
сейчас хорошо понабрались в интернете и пишут а есть собственные мысли на вещи?
Достояние России, но не россиян.
Оборудование для добычи нефти)
Вобщем это УЭЦН (установка электро центробежного насоса).
Если можно так выразиться,это модульная конструкция,которая позволяет добывать от 16 до 1800 тон жидкости в сутки.(в зависимости от конфигурации,параметров скважины и пожеланий заказчиков).
Сравнительно ШГН (Штанговый Глубинный Насос,та самая «качалка» вдоль дороги,добывает не более 15 тон в сутки.)
Автор пишет, что от писем с рацпредложениями в нефтяные компании нет никакой реакции. Вполне возможно, что в Татнефти письма таки читают. =)
Следом идет патентная заявка от АО Татнефть от 28.02.2019 ( https://i.moscow/patents/RU2713287C1_20200204 ).
Я технически в этом ничего не понимаю, но разделы Реферат и Формула изобретения совпадают слово в слово.
Интересно услушать комментарии юристов по патентному праву.
Правда ли, что нефть образовалась из останков динозавров?
Нередко пишут о том, что в образовании «чёрного золота» важнейшую роль сыграли продукты разложения древних обитателей нашей планеты — динозавров. Мы проверили, так ли это.
(Для ЛЛ: существуют разные теории, но. нет)
Об этом занимательном факте можно прочитать на экономическом портале «Кто в курсе», в учебном курсе для начальных классов «Рыбы, ископаемые и топливо» от Общества инженеров-нефтяников, в повести Виктора Пелевина «Македонская критика французской мысли» и многих других источниках. Распространено подобное мнение и на Западе, где упоминается в образовательных блогах. И в российских, и в зарубежных источниках приводятся свидетельства того, что эта информация долгое время преподавалась в средних школах.
Также в Сети распространён мем:
Учёные до сих пор не пришли к единому мнению о том, как образовалась нефть. Существуют две принципиально разные теории её происхождения. Согласно первой — органической, или биогенной, — основой для нефти стали останки древних организмов и растений, которые на протяжении миллионов лет осаждались на дне морей или покрывались слоями на континенте. Затем, после переработки микроорганизмами и под воздействием температуры и давления, они сформировали богатые органическим веществом нефтематеринские (способные рождать нефть) породы.
Породы эти могут стать основой для нефти в так называемом нефтяном окне — зоне на глубине 1,6–4,6 км с температурой от 60 до 150 °C. В верхней его части температура недостаточно высока, и нефть получается «тяжёлой»: вязкой, густой, с высоким содержанием смол и асфальтенов. Внизу же температура пластов поднимается настолько, что молекулы органического вещества дробятся на самые простые углеводороды — образуется природный газ. Затем под воздействием различных сил углеводороды мигрируют из нефтематеринского пласта в выше- или нижележащие породы.
Из этого короткого описания может сложиться ложное ощущение скоротечности процесса образования нефти из органических останков. На самом деле он, по расчётам учёных, занимает в среднем от 10 до 60 млн лет.
❗️ Другое дело — искусственные условия: если для органического вещества создать соответствующий температурный режим, то на его переход в растворимое состояние с образованием всех основных классов углеводородов достаточно часа. Подобные опыты сторонники органической гипотезы толкуют в свою пользу: преобразование органики в нефть налицо.
В пользу биогенного происхождения нефти есть и другие аргументы. Так, большинство промышленных скоплений нефти соседствуют с осадочными породами. Мало того, живая материя и нефть сходны по элементному и изотопному составу. В частности, в большинстве нефтяных месторождений обнаруживаются биомаркеры — например, пигменты хлорофилла, широко распространённые в живой природе. Ещё более убедительным можно считать совпадение изотопного состава углерода в биомаркерах и других углеводородах нефти. Всё это делает органическую теорию происхождения вещи значительно более популярной в современной науке.
Однако и сторонники неорганической теории приводят ряд аргументов в пользу своей точки зрения. Версий неорганического происхождения нефти в недрах земли и других космических тел много, но все они опираются на одни и те же факты.
Во-первых, многие (хотя и не все) месторождения связаны с зонами разломов. Через эти разломы, по мнению сторонников неорганической концепции, нефть и поднимается с больших глубин ближе к поверхности Земли. Во-вторых, месторождения нефти встречаются не только в осадочных, но и в магматических и метаморфических горных породах (хотя они могли оказаться там и в результате миграции). Кроме того, углеводороды встречаются в веществе, извергающемся из вулканов. Наконец, третий, наиболее весомый аргумент в пользу неорганической теории состоит в том, что углеводороды есть не только на Земле, но и в метеоритах, хвостах комет, атмосферах других планет и рассеянном космическом веществе. Так, присутствие метана отмечено на Юпитере, Сатурне, Уране и Нептуне. На Титане, спутнике Сатурна, есть реки и озёра из смеси метана, этана, пропана, этилена и ацетилена. А поскольку считается, что за пределами Земли на данный момент нет жизни, сторонники неорганической теории этим доказывают, что углеводороды вполне обходятся и без органики.
Очевидно, что посильный вклад динозавров в образование нефти может рассматриваться только в рамках первой теории — органической. Однако против этого есть два серьёзных аргумента.
1. Согласно господствующей сегодня концепции, нефть существовала в течение львиной доли времени существования нашей планеты (4 млрд лет). В пользу этого, помимо технических выкладок, говорят многочисленные находки. Например, в 1998 году в Австралии крошечные капли нефти были обнаружены внутри скальных пород, возраст окончательного образования которых доходит до 3,8 млрд лет. В то же время динозавры (кроме так называемых птичьих) просуществовали с отметки примерно в 250 млн лет назад до отметки в 66 млн лет назад. Иными словами, если всю историю существования нефти разбить на 16 равных отрезков, то динозавры попадут в последний, 16-й. Без них нефть вполне удачно образовывалась, хотя немалая часть существующих запасов нефти и появилась в последний отрезок.
2. Животные не составляют и 1% от общей биомассы Земли. Таков расклад сейчас, таким он был, если верить специалистам, и миллионы лет назад. По мнению ученых, исходным материалом для образования нефти служили и продолжают служить микроорганизмы, населяющие прибрежные морские воды, — планктон, 90% которого составляет фитопланктон. Иными словами, нефть — это в первую очередь результат разложения растений, а во вторую (или даже десятую) — животных, и то преимущественно мелких, но почти обязательно морских.
Таким образом, официальная наука не позволяет говорить о каком-то мало-мальски заметном участии динозавров в образовании нефти. В то же время опровергнуть наличие хотя бы микроскопической роли этих животных в процессе тоже невозможно.
Откуда же вообще возникло всеобщее заблуждение «нефть — из динозавров»? Современные исследования говорят о том, что оно могло стать результатом обширной рекламной кампании нефтяной корпорации Sinclair Oil, начавшейся в 1930-е годы в США. Корпорация спонсировала археологические раскопки динозавров, отправляла гигантские модели этих созданий на Всемирные выставки в Чикаго и Нью-Йорке, не говоря о всевозможной символике и сувенирах.
И по сей день динозавр Дино украшает логотип корпорации, в чём-то способствуя жизни этого мифа.
Документы
21 УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГЛАВА БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИН
Устьевое оборудование — это комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины при возникновении проявлений в процессе бурения, капитального ремонта, герметизации устья и регулирования режима работы скважины в процессе ее эксплуатации. Условно все устьевое оборудование делят на оборудование, применяемое при бурении скважины и при ее эксплуатации. В состав устьевого оборудования, участвующего в обвязке устья в процессе бурения скважины, входят колонная головка и противовыбросовое оборудование, состоящее из следующих основных узлов: крестовины, превенторов, над-превенторной катушки, разъемного желоба, манифольда, гидроуправления превенторами и задвижками, ручных приводов.
Колонная головка, с помощью которой обвязываются обсадные колонны в процессе бурения, служит также основанием для установки фонтанной арматуры; она остается на скважине на весь период эксплуатации. В состав эксплуатационного устьевого оборудования также входят: фонтанная арматура; манифольд фонтанной арматуры; приспособление для замены задвижек под давлением; лубрикатор, применяемый при исследованиях скважин; комплект задвижек, переводников и других деталей, необходимых для монтажа и обвязки устьевого оборудования.
21.1. КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ
Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн газовых и нефтяных скважин. Они обеспечивают подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств и контроль давления в них, проведение таких технологических операций, как снижение давления в межколонном пространстве, закачка цемента или других тампонажных материалов в межколонное пространство и т.п.
Конструкция колонной головки должна обеспечивать: 1) надежную герметизацию межколонных пространств; 2) контроль за давлением в межколонном пространстве; 3) быстрое и надежное закрепление обсадных колонн; 4) универсальность, т.е. возможность крепления к одной колонной головке обсадных колонн разных диаметров; 5) предохранение устьевой части обсадных колонн от повышенного изнашивания при работе бурильным инструментом; 6) возможность вертикального перемещения обсадных колонн при высоких температурах в скважине; 7) высокую надежность работы подвесок и узлов уплотнений во время бурения и длительной эксплуатации скважины; 8) минимально возможную высоту; 9) достаточную прочность с учетом действия различных нагрузок.
Кроме того, для осложненных условий бурения отдельные детали колонной головки должны быть коррозионно-стойкими, если в продукции скважины предполагаются корродирующие вещества; при бурении на Севере головка должна быть приспособлена для работы в условиях, где возможно понижение температуры до —60 °С; при морском бурении должна обеспечиваться возможность ее установки на дне моря при глубинах более 200 м.
В настоящее время отечественные заводы выпускают колонные головки двух типов — КГ и ОКК. В эксплуатации имеются колонные головки типа ООЕ и ОКМ. Рассмотрим колонные головки типа КГ на примере колонной головки КГ-4х70.
КОЛОННАЯ ГОЛОВКА КГ-4х70
Головка КГ-4х70 предназначена для обвязки между собой четырех обсадных колонн, герметизации и контроля межколонных пространств, регулирования режима работы при бурении и эксплуатации неф-
тяных и газовых скважин глубиной 4000 м и более с рабочим давлением до 70 МПа в отсутствие в продукции коррозийных составляющих. Модель КГ-4х70 расшифровывается следующим образом: К — колонная; Г — головка; 4 — число обвязываемых обсадных колонн; 70 — рабочее давление, МПа.
Колонная головка (рис. 21.1) состоит из следующих основных частей: тройника 13 с клиновой подвеской 12 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 324 мм, пакерного устройства 10, крестовины 9 с подвеской 7 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 245 мм, пакерного устройства 6, крестовины 5 с подвеской 3 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 168 мм, пакерного устройства 2, фланца 1, обратных клапанов 11, разрядных пробок 17. Тройник 13 включает корпус и отвод. Корпус тройника — отливка из стали марки 35ХМЛ (ГОСТ 977 — 88), в средней части которой имеется отверстие для присоединения отвода, а в верхней части выполнены расточки диаметром 415 мм под подвеску 12 диаметром 425 мм для установки крышки подвески пакерного устройства. Отвод представляет собой патрубок с краном 14 высокого давления. Отвод присоединяется к корпусу тройника на резьбе и служит для технологических работ при бурении.
Крестовина 9 — отливка из стали 35ХМЛ (ГОСТ 977 — 88). Ее нижний фланец имеет расточку диаметром 415 мм под пакерное устройство 10. Верхний фланец имеет расточку диаметром 345 мм под подвеску 7 и расточку диаметром 355 мм под пакерное устройство 6. В средней части к корпусу крестовины с одной стороны с помощью шпилек присоединена заглушка 15 с патрубком и краном высокого давления, с другой стороны — заглушка 8 с вентилем 4. При затяжке крестовины 9 пакерное устройство
10, деформируясь, герметизирует пространство между корпусом крестовины и колонной диаметром 324 мм. Крестовина 5 — это отливка из стали 35ХМЛ (ГОСТ 977 — 88). Нижний фланец имеет расточку диаметром 345 мм под пакерное устройство 6. Верхний фланец имеет расточку диаметром 227 мм под подвеску 3 и расточку диаметром 237 мм под пакерное устройство 2. В средней части к корпусу крестовины присоединяется заглушка 8 с вентилем 4, с другой стороны — задвижка 16. При затяжке крестовины 5 пакер устройства 6, деформируясь, герметизирует пространство между корпусом крестовины и колонной диаметром 245 мм. Герметизация колонны диаметром 168 мм происходит при затяжке фланца 1 деформирующимся при этом пакерным устройством 2.
Подвеска (рис. 21.2), применяемая для установки в колонной головке, — клиновая одноступенчатая, состоит из корпусов 4, плашек 1, полуколец 5, серег 7, винтов 2 и 8, ручек 3, штифтов 6.
Пакерное устройство (рис. 21.3) служит для герметизации затрубного пространства в колонной головке. Оно состоит из крышки подвески 3, нажимного кольца 1, уплотнительного кольца 4 и пакера 2.
КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ ТИПА ОКК
Головки типа ОКК изготовляют на давление 35 МПа трех типов: ОКК1, ОКК2, ОКК3. Головки типа ОКК1 применяют для обвязки двух колонн (кондуктор, эксплуатационная), типа ОКК2 — для обвязки трех колонн (кондуктор, промежуточная, эксплуатационная), типа ОКК3 — для обвязки четырех колонн.
Модель ОКК1-35-146х219 расшифровывается следующим образом:
О — оборудование; К — колонны; К — клиновое; 1 — схема (модель); 35 — рабочее давление, МПа; 146 — диаметр эксплуатационной колонны, мм; 219 — диаметр кондуктора, мм.
Колонная головка типа ОКК1 (рис. 21.4) состоит из корпуса 4, клиновой подвески 3, двухъярусного пакерного устройства 2. Корпус имеет цилиндрическую расточку, в которую устанавливают нижний ярус пакерного устройства. Во фланце корпуса имеется отверстие, в которое ввинчивают нагнетательный клапан 6. Отверстия в нижней части корпуса служат для установки манифольда колонной головки 5. Пакерное устройство 2 состоит из двух ярусов, каждый из которых включает два металлических кольца и одно Н-образное резиновое уплотнение. Клиновая подвеска состоит из трех клиньев, связанных между собой шарнирами и имеющих возможность синхронного перемещения.
Предохранительная втулка 1 защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от механических повреждений при спускоподъемных операциях.
Порядок монтажа колонной головки. После спуска и цементирования кондуктора на него навинчивают корпус колонной головки. Обвязывают устье противовыбросовым оборудованием согласно утвержденной схеме и продолжают бурение под эксплуатационную колонну. После окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны собирают клиновую подвеску на последней трубе колонны, подвешенной на талевой системе, и опускают. Под собственным весом клиновая подвеска свободно скользит по трубе и занимает свое место в корпусе колонной головки, колонну сажают на клинья. Эксплуатационную колонну цементируют, затем внутреннюю
Рис. 21.4. Колонная головка ОКК1
полость корпуса колонной головки промывают водой на свободной слив через манифольд колонной головки.
После ОЗЦ снимают противовыбросовое оборудование, труборезкой отрезают трубу на высоте 120 мм от верхнего фланца корпуса. Устанавливают пакерное устройство, предварительно смазав резиновый уплотнитель смазочным материалом ЛЗ-162. Далее монтируют крестовину фонтанной арматуры 7 (см. рис. 21.4). Нагнетательный клапан 8 на фланце крестовины фонтанной арматуры до затяжки шпилек должен быть отвинченным (после затяжки ввинтить). Опрессовывают колонную головку вместе с эксплуатационной колонной на давление, соответствующее максимально допустимому внутреннему давлению колонны. Затем опрессовывают колонную головку на герметичность уплотнений смазочным материалом ЛЗ-162. Для этого отвинчивают колпак нагнетательного клапана 8, вставляют в отверстие клапана толкатель и завинчивают колпак до упора, при этом толкатель отведет шарик клапана от посадочного места и создаст зазор. Отвинчивают колпак клапана 6 и вместо него ввинчивают наконечник нагнетателя смазочного материала НС-6х350. Закачивают СМ до того момента, пока он не появится из клапана 8. Вынимают толкатель из клапана 8 и поднимают давление до допустимого наружного давления колонны. По окончании опрессовки давление сбрасывают. В обоих случаях давление опрессовки не должно превышать давление, указанное в паспорте.
КОЛОННАЯ ГОЛОВКА ТИПА ОКМ
Головка типа ОКМ (рис. 21.5) состоит из корпуса 1, специальной муфты 4, фланца 3 под фонтанную арматуру, патрубка 7 с фланцем, проходного крана 8, стопорных винтов 2, резиновых уплотнительных колец 5 и манжеты 6.
Специальную муфту навинчивают на последнюю трубу эксплуатационной колонны и устанавливают в корпусе, навернутом на кондуктор. Уплотнение пространства между корпусом и специальной муфтой осуществляют с помощью двух резиновых колец и одной самоуплотняющейся резинотканевой манжеты. Шесть стопорных винтов в верхнем фланце корпуса предназначены для фиксации специальной муфты и подвешенной на ней эксплуатационной колонны от осевого смещения вверх, вызванного температурным удлинением колонны при эксплуатации скважины. Фланец под фонтанную арматуру укреплен на муфте с помощью резьбы.
В корпусе колонной головки имеются два боковых отверстия, одно из которых заглушают пробкой, а в другое ввинчивают патрубок с фланцем, к которому подсоединяют кран и свободный фланец. Во фланце патрубка устанавливают вентиль с манометром для контроля давления в межтрубном пространстве.
Порядок монтажа. Корпус колонной головки навинчивают на резьбу верхней трубы кондуктора. Для предотвращения механических повреждений внутренней корпусной поверхности корпуса при спускоподъемных операциях в корпусе устанавливают предохранительную втулку, которая фиксируется шестью стопорными винтами. На корпусе головки монтируют
противовыбросовое оборудование и продолжают бурение под эксплуатационную колонну.
Перед спуском эксплуатационной колонны предохранительную втулку извлекают с помощью труболовки. При спуске эксплуатационную колонну не доводят до проектной глубины на 4 — 8 м и сажают на спайдер или элеватор. После этого на последнюю трубу навинчивают специальную муфту без фланца под фонтанную арматуру. С помощью допускной трубы, которую ввинчивают в верхнюю резьбу специальной муфты, последнюю сажают на коническую поверхность корпуса колонной головки и фиксируют там стопорными болтами.
После окончания цементирования эксплуатационной колонны и ОЗЦ колонную головку на устье скважины опрессовывают на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.
После опрессовки демонтируют противовыбросовое оборудование и на верхний конец муфты специальной навинчивают фланец под фонтанную арматуру.
Техническая характеристика колонных головок тина ОКМ
Шифр оборудования. ОКМ1-140— 146×219;
Условный диаметр прохода, мм:
КОЛОННАЯ ГОЛОВКА ТИПА ООК
В эксплуатации находятся колонные головки ООК1, ООК2, ООК3. Головки ООК1 применяют для обвязки двух колонн (кондуктор, эксплуатационная), ООК2 — для обвязки трех колонн (кондуктор, промежуточная, эксплуатационная), ООК3 — для обвязки четырех колонн.
Модель ООК-1-21-146х219 расшифровывается следующим образом:
О — оборудование; О — обсадных; К — колонн; 1 — схема (модель); 21 — рабочее давление, МПа; 146 — диаметр эксплуатационной колонны, мм; 219 — диаметр кондуктора, мм.
Рассмотрим устройство и порядок монтажа колонной головки ООК2 (рис. 21.6). Колонная головка состоит из двух секций: нижней и верхней. Основные детали нижней секции: корпус 8; клиновая подвеска 7, состоящая из трех клиньев, связанных между собой шарнирами; катушка 6. В корпусе имеются два отверстия, в одно из которых ввинчивают манифольд для контроля межколонного пространства, другое заглушено пробкой. Основными деталями верхней секции являются корпус 4, который навинчивают на патрубок 5, клиновая подвеска 3, пакер 2 для герметизации меж-трубного пространства промежуточной и эксплуатационной колонн, катушка 1.
Корпус 8 приварен к кондуктору ручным электродуговым способом на постоянном токе электродами ОММ5 или СМ типа Э-42 изнутри и снаружи плотным швом 12×12 в два-три прохода. Промежуточная колонна посажена на клиновую подвеску 7 и приварена к катушке 6 сплошным швом 10×10 в два-три прохода. Эксплуатационную колонну после подвески на клинья 3 и монтажа пакера 2 приваривают к катушке 1.
ВОДООТДЕЛЯЮЩЕЙ КОЛОННЫ И КОНДУКТОРА ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН С САМОПОДЪЕМНЫХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
При бурении скважин с самоподъемных буровых установок (СПБУ) на шельфе холодных морей возникает необходимость планового покидания точки бурения (зимний отстой), а также экстремального (шторм, тяжелая ледовая обстановка) и последующего возврата на точку бурения в целях завершения работ на скважине. Для этого при бурении скважин с СПБУ колонны обвязывают на уровне дна моря и на специальной палубе установки, а межколонное пространство от донной до палубной подвески не цементируют. При необходимости ухода установки с точки устье скважины герметизируют, колонны отсоединяют от донной подвески и поднимают на СПБУ. Из-за отсутствия цементного камня в межколонном пространстве возникает проблема неравномерного теплового удлинения колонн. Водоотделяющая колонна охлаждается холодной водой моря, а кондуктор при бурении под техническую колонну нагревается выходящим из скважины буровым промывочным раствором и, удлиняясь, поднимает ОП, отрывая его от опорного торца водоотделяющей колонны, что приводит к разрушению устья. Эту проблему решают с помощью колонной головки фирмы «Камерон». Но при бурении при глубинах моря свыше 70 м кондуктор в интервале от донной до палубной подвески под собственным весом и весом ОП становится полностью неустойчивым и, изгибаясь по спирали, ложится внутри водоотделяющей колонны. Тепловое удлинение приводит к разрушению кондуктора внутри водоотделяющей колонны. Возникает необходи-
Рис. 21.7. Узел обвязки водоотделяющей колонны и кондуктора
мость посадки кондуктора с натягом на водоотделяющую колонну.
Решение этой проблемы с помощью колонной головки фирмы «Камертон» не предусмотрено.
В Украинской военизированной части разработана, а на заводе «Красный молот» изготовлена колонная головка, которая обеспечивает свободное поднятие кондуктора при тепловом удлинении, а также позволяет с натягом посадить кондуктор на клиньях на водоотделяющую колонну.
Обвязку водоотделяющей колонны и кондуктора выполняют в следующем порядке (рис. 21.7):
после спуска кондуктора 2 и цементирования его до донной подвески водоотделяющую колонну 6 отрезают на необходимой высоте;
подвеску 5 устанавливают на водоотделяющую колонну; после натяжения кондуктор сажают на клинья 4; отрезают кондуктор и монтируют крестовину 1; приваривают ребра 3 к крестовине 1 и подвеске 5;
на крестовину 1 устанавливают ОП и осуществляют бурение под техническую колонну.
Основные параметры одно- и двухфланцевых колонных головок, установленные ГОСТ 30196 — 94, приведены в табл. 21.1 и 21.2.
Фланцевые соединения колонных головок соответствуют требованиям ГОСТ 28919 — 91. Они обеспечивают соединение между собой, установку блока превенторов противовыбросового оборудования или фонтанной арматуры без дополнительных переходных деталей.
Основные нараметры однофланцевых колонных головок
Условный диаметр прохода верхнего фланца, мм
Рабочее давление, МПа
Условный диаметр обсадных труб, на которые устанавливается колонная головка, мм
Условный диаметр обсадных труб, закрепляемых в трубодержателе, мм