Оборудование устья скважин

Манифольды

Предназначены для обвязки блока превенторов с целью управления скважиной в процессе ликвидации газонефтепроявлений.

В соответствии с ГОСТ 13862-90 предусмотрено 5 схем обвязки манифольдов. Простейшие схемы показаны на рис. 14.2.

Примеры обозначения: МПБ5-80х70К3, МПБ7-80Х70К2, где МПБ - манифольд противовыбросовый буровой, 1-я цифра номер схемы; 2-я – условный диаметр прохода, мм; 3-я – рабочее давление, МПа; К3, К2 – тип коррозионностойкого исполнения.

В состав манифольда может быть (по требованию заказчика) включён сепаратор бурового раствора или трапно-факельная установка.

Блок глушения смонтирован на транспортной раме, включает в себя: тройник; задвижки с ручным управлением; обратный клапан; показывающий манометр с разделителем сред и запорным устройством.

Блок дросселирования смонтирован на транспортной раме, включает в себя: 2-а или 3-и регулируемых дросселя (1-н или 2-а – с гидроуправлением); задвижки с ручным управлением; крестовины; тройники; гасители потока; датчики давления; манометры.

На устье скважины в процессе ее строительства устанавливают колонные головки двух типов – 1-о фланцевые и 2-х фланцевые (рис. 14.3).

Они предназначены для:

- подвески очередной обсадной колонны;

- герметизации и контроля давления между соседними колоннами труб;

- передачи веса превенторов и бурильной колонны при ее подвешивании на плашки превентора;

Рис. 14.2 – Схемы обвязки манифольдов противовыбросового оборудования по ГОСТ 13862-90

а – на давление до 14 МПа для ОП с ручным управлением; б – на давление

до 35 МПа для ОП с гидроуправлением;

1 – блок превенторов (устье скважины); 2 – задвижка с ручным управлением; 3 – линия глушения; 4 – манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 – дроссель регулируемый с ручным управлением;

6 – гаситель потока; 7 – прямой сброс; 8 – блок дросселирования; 9 – линия дросселирования; 10 – задвижка с гидроуправлением; 11 – обратный клапан; 12 – дроссель регулируемый с гидроуправлением; 14 – отвод к буровому

насосу или насосному агрегату; 15 – блок глушения; 17 – отвод к сепаратору или трапно-факельной установке

- передачи веса незацементированной части обсадной колонны и веса фонтанной арматуры с обвязкой.

Колонные головки выпускаются по ГОСТ 30196-94

Рис. 14.3 – Колонные головки по ГОСТ 30196-94

а – однофланцевая нижняя; б – двухфланцевая промежуточная или верхняя;

1 – корпус с верхним фланцем; 2 – верхний уплотнитель; 3 – трубодержатель клиньевой, 4 – боковой отвод; 5 – нижняя часть корпуса, соединяемая с

обсадной трубой на резьбе, сваркой или другим способом; 6 – нижний уплотнитель; 7 – нижний фланец

При бурении скважин с 2-х колонной конструкцией используется 1-о фланцевая колонная головка, которая присоединяется к кондуктору с помощью резьбы обсадных труб (рис. 14.4).

При просадочных грунтах нижняя часть колонной головки укрепляется стальной плитой с откосами (рис. 14.5)

При бурении скважин с многоколонной конструкцией используются 1-о фланцевые и 2-х фланцевые колонные головки (рис. 14.6).

Выпускаются Челябинским ОАО «Станкомаш», Чеховским заводом энергетического машиностроения, Воронежским механическим заводом.

Примеры обозначения: ОКК1-21-168х245; ОКК2-21-140х229х299; ОКК2-21-168х245х324; ОКК3-35-140х219х299х426; ОКК3-35-168х249х324х426.

Рис. 14.4 – Однофланцевая колонная головка типа ОКК1 конструкции

1 – корпус; 2 – клиньевой трубодержатель; 3, 4 – кольцо уплотнительное опорное; 5, 6 – кольцо уплотнительное нажимное; 7, 8 – уплотнитель;

9 – задвижка; 10 – манометр; 11 – вентиль; 12 – клапан нагнетательный;

13 – втулка направляющая; 14 – направление (кондуктор); 15 – фонтанная

арматура ВНИИнефтемаша:

Рис. 14.5 – Схема укрепления нижней части 1-о фланцевой колонной головки опорной плитой ВНИИнефтемаша

Рис. 14.6 – Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК2 ЦКБ "Титан"

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

Дата добавления: 2014-01-07