Колонные головки

ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН

ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН

По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования, верхние части обсадных колонн (кондуктора, промежуточной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки.

Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:

1. герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства;

2. жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину;

3. возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.

4. восстанавливать на­рушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.

Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации.

Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления.

В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую

(рис. 11.1.1) ГКК и муфтовую ГКМ (рис. 11.2.).

Наиболее распространена колонная головка клиновая. Она предназначена для обвязки двух колонн - промежуточной и эксплуатационной или эксплуатационной и кондуктора

(табл. 11.1).

Колонные головки испытывают на герметичность опрессовкой на рабочее давление согласно паспортным данным, а также на прочность корпуса на пробное давление согласно приведенным ниже данным.

Рис.11.1. Колонная головка клиновая типа ГКК

1-фланец; 2-пробка; 3-корпус головки; 4-резиновые уплотнители; 5-пакер; 6-клинья; 7-патрубок; 8-эксплуатационная колонна; 9-фланец для установки головки на устье; 10-фланец промежуточной колонны.

Рисунок 11.2. Головка колонная муфтовая типа ГКМ.

1-корпус головки; 2-металлическая манжета; 3-резиновые кольца; 4,6-фланцы; 5-полукольцо; 7-муфта для подвески эксплуатационной колонны; 8-манометр; 9-патрубок с фланцем; 10-кран.

Рабочее давление, МПа 7; 14; 21; 35; 70; 103

Пробное давление при условном диаметре проходного сечения фланца головки, который присоединяется к обсадной колонне:

< 350 мм 2 Р_раб

>350 мм 1,5 Р_раб

После установки колонной головки на устье газовой скважины ее опрессовывают газообразными агентами в следующем порядке:

1) Через межколонное пространство на устье опрессовывают на давление, отвечающее допустимому внутреннему давлению промежуточной колонны, но не выше давления, которое может вызвать поглощение жидкости;

2) устанавливают на колонну трубную головку фонтанной арматуры, снижают уровень жидкости в колонне и вторично спрессовывают газом (воздухом) колонную головку на максимальное рабочее давление обсадной колонны, на которой установлена колонная головка, и дают выдержку давле­ния не менее 5 мин.

При опрессовках колонной головки не должно быть утечки газа.

Техническая характеристика колонных головок

Таблица 11.1

Типоразмер колонной головки	Максимальный размер расточки под колонную подвеску, мм	Рабочее давление, МПа	Условный диаметр труб, на которых устанавливается головка, мм	Высота корпуса колонной головки, мм	Диаметр, мм
Проходного отверстия корпуса головки	Внешний корпуса подвески	Условный колонны труб, подвешиваемой на колонной головке
230х140-219							114, 127, 140, 146
230х210-219							114, 127, 140, 146

230х350-219							114, 127, 140, 146
280х140-245							114, 127, 140, 146, 168
280х210-245							114, 127, 140, 146, 168
280х350-245							114, 127, 140, 146, 168
280х140-273							114, 127, 140, 146, 168, 194
280х210-273							114, 127, 140, 146, 168, 194
280х350-273							114, 127, 140, 146, 168, 194
350х140-299							140, 146, 168, 194, 219
350х210-299							140, 146, 168, 194, 219
350х350-299							140, 146, 168, 194, 219
350х140-324							140, 146, 168, 194, 219, 245
350х210-324							140, 146, 168, 194, 219, 245
350х350-324							140, 146, 168, 194, 219, 245
425х140-377							168, 194, 219, 245, 273 299
425х210-377							168, 194, 219, 245, 273 299
425х350-377							168, 194, 219, 245, 273 299

По условиям эксплуатации оборудование подразделяется на три группы:

для умеренного макроклиматического района

1) не коррозионной среды;

2) коррозионной сред;

3) для холодного макроклиматического района и не коррозионной среды.

В шифре колонных головок приняты следующие обозначе­ния: Г—головка, К—колонна, К или М—способ подвешива­ния колонн (соответственно на клиньях или на муфте), 1, 2, 3 и т. д.—число подвешиваемых колонн (без учета колонны кон­дуктора), первое число—рабочее давление, второе число— диаметр эксплуатационной колонны в мм, третье число—диа­метр технической колонны, четвертое число—диаметр ко­лонны кондуктора в мм, ХЛ—климатическое исполнение для холодного района, исполнение по коррозионной стойкости:

К1—для сред, содержащих СО₂ до 6 %;

К2—для сред, содержащих H₂S иСО₂ до 6 %;

КЗ—для сред, содержащих H₂S и СО₂ до 25%;

К2И—для колонных обвязок, изготовленных из малолеги­рованной и низкоуглеродистой стали с применением ингибитора в скважине.

Например, оборудование обвязки обсадных колонн с клиновой подвеской двух колонн (без учета колонны кондуктора) диаметром 140 и 219 мм на рабочее давление 35 МПа в коррозионностойком исполнении для сред, содержащих H₂S и CO₂до 6%: ГКК2-350-140Х219Х426К2.

Дата добавления: 2015-04-24