8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Колонная головка скважины


Оборудование устьевой зоны скважины - колонные головки нефтяных, газовых и нагнетательных скважин; схемы и конструкции.

Устье скважины оснащают колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка- служит для подвески колонных труб (кондуктора, технических и эксплуатационных труб) и герметизации межколонного пространства, а также служит опорой для фонтанной арматуры. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте.

Конструкция колонной обвязки предусматривает возможность:

- восстановления герметичности межколонных пространств подачей в межпакерную полость консистентного смазочного материала;

- опрессовки фланцевых соединений;

- контроля и разведки давления среды в межколонных пространствах;

- проведение цементирования скважины.

Иногда колонная головка может иметь сальник, чтобы эксплуатационная колонна могла перемещаться в вертикальном направлении (например, при закачке теплоносителя).

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.

Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления предъявляются высокие требования. Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.

После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. 8.8). Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.

Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен



Рис. 8.8. Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной колонны

боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.

 

Рис. 2. Колонная головка

Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. 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. 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.

Оборудование типа ОКК (рис. 3) состоит из нижней, промежуточной - первой, второй и третьей (верхней) колонн.

Рис.3. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК: 1 — крестовина; 2, 4, 5, 8 и 9 — пакеры; 3, 6 и 10 — подвески; 7 — манифольд нижней (средней) промежуточной колонной головки; 11 — манифольд нижней колонной головки; 12 — нижняя колонная головка; 13, 15 и 16 — нагнетательные клапаны; 14 — промежуточная (средняя) колонная головка; 17 — манифольд промежуточной (верхней) колонной головки; 18 — промежуточная (верхняя) колонная головка

Основные параметры колонных обвязок: число обвязываемых колонн; их диаметры; давления, на которые рассчитаны корпуса колонных обвязок, в умеренном и холодном макроклиматических районах; исполнение коррозионно-стойкое К2, К2И, КЗ для скважин, продукция которых содержит (по объему) сероводород и углекислый газ соответственно до 6 % без ингибирования рабочей среды и с ингибированием до 25 %.

Для обозначения колонных обвязок принята система шифрования. Полный шифр оборудования обвязки обсадных колонн условно представляется в виде ОККХ—X1—X2X3X4X5, где ОК — оборудование обвязки колонн; К — подвеска клиньевая; Х — число колонн, подвешиваемых на клиньях; X1 — рабочее давление; X2 — диаметр эксплуатационной колонны; X3 — диаметр первой промежуточной колонны; X4 — диаметр направления; X5 — исполнение по коррозионной стойкости.

Например, оборудование обвязки колонн с клиньевой подвеской двух колонн, диаметром эксплуатационной колонны 168 мм, диаметром эксплуатационной колонны направления 324 мм для сред, содержащих Н2 и СО2 до 6 %, обозначается ОКК2—350—168x245х324хК2.

 


Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

4.2. Назначение и конструкция колонных головок

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.

Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку верхнему концу обсадной колонны (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.

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов, катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.

Колонные головки 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 самоотвердевающих 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 сероводорода, углекислого газа или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается коррозии. При закачке теплоносителей стволы глубоких скважин и колонные головки нагреваются до 150 - 250 °С, в условиях Севера они 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, поэтому на их изготовление требуется большое количество легированной стали. С увеличением вертикальных габаритов колонной головки усложняется обслуживание скважины.

Колонная головка для обвязки двух колонн (рис. 4.2.) состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно приваренная к ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа жидкости 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.

Рис. 4.2. Колонная головка

Изготовляют 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 уплотнении.

Оборудование типа ОКК (рис. 4.3.) состоит из отдельных сборочных единиц - колонных головок.

Нижняя колонная головка (ГНК), присоединяемая непосредственно к верхнему концу обсадной колонны, выпускается в трех исполнениях.

Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесок и пакеров.

Рис. 4.3. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК:

1 — крестовина, 2. 4, 5, 8, 9—пакеры; 3, 6, 10—подвески; 7 манифопьднижней

(средней) промежуточной колонной головки; 11 - манифольп нижней колонной

головки; 12 - нижняя колонная головка; 13, 15, 16 нагнетательные клапаны;

14- промежуточная (средняя) колонная головка; П'- ыанифольд промежуточной

(верхней) колонной головки; 18 - промежуточная (верхняя) колонная головка

studfile.net

Вопрос 2. Назначение и конструкция колонных головок

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 8Следующая ⇒

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.

Колонная головка (рис. 4.2)

1) Служит:

· для жесткого соединения в единую систему всех обсадных колонн скважины,

· для восприятия усилия от веса обсадных колонн и передачи всей нагрузки кондуктору;

· пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину, во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования (демонтируемые после окончания бурения).

2) Обеспечивает:

· изоляцию и герметизацию межколонных пространств;

· одновременно доступ к межколонным пространствам для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций.

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.

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:

1) нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов.

2)  Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними.

3) При наличии в пластовой жидкости или газе H2S, C02 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозионному воздействию (агрессивная среда).

4) 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 (сложные климатические условия).

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.

 

 

Рисунок 4.2 - К о л о н н а я   г о л о в к а

1 - катушка;  2 - пакеры; 3- клинья; 4 - корпус колонной головки; 5 - манифольд колонной головки; 6 – обсадная труба; 7 – колонна обсадных труб

 

 

Рисунок 4.3 -  Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК:

1 - крестовина; 2, 4, 5, 8, и 9 - пакеры; 3, 6, и 10- подвески; 7 – манифольд нижней (средней) промежуточной колонной головки; 11 - манифольд нижней колонной головки; 12 - нижняя колонная головка; 13, 15 и 16 - нагнетательные клапаны; 14 - промежуточная (средняя) колонная головка; 17 - манифольд промежуточной (верхней) колонной головки; 18 - промежуточная (верхняя) колонная головка

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.

Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц - колонных головок. Нижняя колонная головка (ГНК), присоединяемая непосредственно к верхнему концу обсадной колонны (кондуктору), выпускается в трех исполнениях.

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.

Оборудование типа ОКК (рис. 4.3) состоит из нижней, промежуточной - первой, второй и третьей (верхней) колонн.

Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесок и пакеров.

 




infopedia.su

Вопрос 4.2. Назначение и конструкция колонных головок — Мегаобучалка

 

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соеди­ няются частью оборудования скважины, называемой колонной голов­ кой.

 

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 выпол­ нения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются пре-венторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.

 

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких свя­ занных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.

 

- 1 2 4 -


Колонные обвязки устанав­  
ливаются на устье скважины  
последовательно по мере спус­  
ка и цементирования обсадных  
колонн. Они подбираются  
с учетом максимального пласто­  
вого давления, ожидаемого при  
бурении следующего за обса­  
женным интервала скважины.  
Конструкция колонных об­  
вязок позволяет восстанавли­  
вать нарушенную герметиза­  
цию межколонного кольцевого  
пространства путем нагнетания  
специальных паст или само­  
твердеющих пластиков.  
Условия работы колонной  
головки достаточно сложны:  
нагрузка от веса обсадных ко­  
лонн может превышать в глубо- Р и с 4 ' 2 ' К о л о н н а я г о л о в к а

ких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе H2S, C 0 2 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка под­ вергается 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 от­ дельных 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 усложня­ ется обслуживание скважины.

 

Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. 4.2.) состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя повер­ хность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удержива­ ющие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса ус­ тановлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней.

 

 

Рис. 4.3. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК:

 

1 - крестовина; 2, 4, 5, 8, и 9 - пакеры; 3, 6, и 10- подвески; 7 - манифольд нижней(средней) промежуточной колонной головки; 11 - манифольд нижней колонной головки; 12 - нижняя колонная головка; 13, 15 и 16 - нагнетательные клапаны; 14 - промежуточная (средняя) колонная головка; 17 - манифольд промежуточной(верхней) колонной головки; 18 - промежуточная (верхняя) колонная головка

 

Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вер­ тикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зави­ симости 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 разоб­ щения межколонных пространств с помощью упругих уплотнений.

 

Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных еди­ ниц - колонных головок. Нижняя колонная головка (ГНК), присое­ диняемая непосредственно к верхнему концу обсадной колонны (кон­ дуктору), выпускается в трех исполнениях.

 

Колонные головки устанавливают на устье скважины последова­ тельно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Их под­ бирают с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.

 

Оборудование типа ОКК (рис. 4.3) состоит из нижней, промежу­ точной - первой, второй и третьей (верхней) колонн.

 

Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесок и пакеров.

 

megaobuchalka.ru

колонная головка для герметизации устья скважины - патент РФ 2254440

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для герметизации устья скважин, в частности, при ликвидации межколонных газопроявлений или открытых газовых фонтанов. Колонная головка для герметизации устья скважины включает корпус с фланцами, клиновую подвеску и пакерующий узел, состоящий из верхнего и нижнего нажимных колец, между которыми размещен уплотнитель. Колонная головка дополнительно снабжена двумя опорными полукольцами и стяжными шпильками. Опорные полукольца размещены под нижним нажимным кольцом с опорой на клиновую подвеску. Верхнее и нижнее нажимные кольца выполнены в виде двух симметричных друг относительно друга разъемных полуколец. В полукольцах нижнего нажимного кольца жестко крепятся стяжные шпильки. В полукольцах верхнего нажимного кольца выполнены сквозные отверстия для прохождения через них стяжных шпилек. Уплотнитель выполнен со сквозными отверстиями, аналогичными сквозным отверстиям верхнего нажимного кольца, и разрезан в одном месте по всей высоте под углом 45 градусов. Места соединения полуколец верхнего и нижнего нажимных колец смещены друг относительно друга на 90 градусов, а место разреза уплотнителя - на 45 градусов относительно любого из нажимных колец. Технический результат состоит в возможности замены пакерующего узла при открытом фонтане и в снижении трудоемкости монтажа-демонтажа колонной головки. 3 ил.

Рисунки к патенту РФ 2254440

Колонная головка относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для герметизации устья скважин, в частности, при ликвидации межколонных газопроявлений или открытых газовых фонтанов.

При ликвидации межколонных газопроявлений, связанных с негерметичностью пакерующего узла колонных головок, и, особенно, при ликвидации открытых фонтанов из-за невозможности замены негерметичного пакерующего узла через вырывающуюся из ствола скважины струю газа или пламени производится полный демонтаж устьевого оборудования с отрезкой всех колонн. На эксплуатационной колонне устанавливается базовый разъемный фланец типа ФР, на котором монтируется противовыбросовое оборудование. После глушения скважины производится демонтаж противовыбросового оборудования и установка на устье новой колонной головки с последующей обвязкой всех колонн.

Известна колонная головка для герметизации устья скважины, включающая корпус с фланцами, клиновую подвеску и пакерующий узел, состоящий из верхнего и нижнего нажимных колец, между которыми размещен уплотнитель [Радковский В.И. и др. Оборудование и инструмент для предупреждения и ликвидации фонтанов: Справочник. - М.: Недра, 1996. - С.83-84].

Недостатком колонной головки является невозможность замены пакерующего узла при открытом фонтане и большая трудоемкость монтажа-демонтажа колонной головки.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в возможности замены пакерующего узла при открытом фонтане и в снижении трудоемкости монтажа-демонтажа колонной головки.

Технический результат достигается тем, что в известной колонной головке для герметизации устья скважины, включающей корпус с фланцами, клиновую подвеску и пакерующий узел, состоящий из верхнего и нижнего нажимных колец, между которыми размещен уплотнитель, в отличие от прототипа она дополнительно снабжена двумя опорными полукольцами и стяжными шпильками, опорные полукольца размещены под нижним нажимным кольцом с опорой на клиновую подвеску, верхнее и нижнее нажимные кольца выполнены в виде двух симметричных друг относительно друга разъемных полуколец, в полукольцах нижнего нажимного кольца жестко крепятся стяжные шпильки, в полукольцах верхнего нажимного кольца выполнены сквозные отверстия для прохождения через них стяжных шпилек, уплотнитель выполнен со сквозными отверстиями, аналогичными сквозным отверстиям верхнего нажимного кольца, и разрезан в одном месте по всей высоте под углом 45 градусов, при этом места соединения полуколец верхнего и нижнего нажимных колец смещены друг относительно друга на 90 градусов, а место разреза уплотнителя - на 45 градусов относительно любого из нажимных колец.

На фиг.1 показана заявляемая колонная головка, на фиг.2 - пакерующий узел в собранном виде, на фиг.3 - пакерующий узел, вид сверху.

Колонная головка состоит из корпуса 1 с фланцами, клиновой подвески 2, пакерующего узла, состоящего из резинового Н-образного уплотнителя 3, верхнего 4 и нижнего 5 нажимных колец, двух опорных полуколец 6, стяжных шпилек 7 с гайками 8. Верхнее 4 и нижнее 5 нажимные кольца выполнены в виде двух симметричных друг относительно друга разъемных полуколец. В полукольцах нижнего нажимного кольца 5 жестко, например сваркой или иным способом, крепятся стяжные шпильки 7. В полукольцах верхнего нажимного кольца 4 выполнены сквозные отверстия для прохождения через них стяжных шпилек 7. Уплотнитель 3 выполнен со сквозными отверстиями, аналогичными сквозным отверстиям верхнего нажимного кольца 4 и для обеспечения сборки разрезан в одном месте по всей высоте под углом 45 градусов.

Монтаж колонной головки осуществляется следующим образом.

После спуска и цементирования кондуктора на него навинчивают корпус 1 колонной головки. После окончания бурения под эксплуатационную колонну и спуска в скважину обсадной колонны 9 на ее верхней трубе, подвешенной на талевой системе, собирают клиновую подвеску 2 и опускают ее во внутреннюю полость колонной головки. Клиновая подвеска 2 состоит из трех клиньев, соединенных между собой шарнирами и имеющих синхронное перемещение. Клиновая подвеска 2 под собственным весом скользит по обсадной колонне 9 и занимает свое место в корпусе 1 колонной головки. Обсадную колонну 9 сажают на клинья клиновой подвески 2. Верхнюю трубу обсадной колонны 9 отрезают на высоте 120 мм от верхнего фланца корпуса 1 колонной головки.

Во внутреннюю полость колонной головки в расточку под пакерующий узел с обеих сторон обсадной колонны 9 устанавливают с опорой на клиновую подвеску 2 два опорных полукольца 6 с закрепленными на них двумя полукольцами нижнего нажимного кольца 5. При этом толщину опорных полуколец выбирают в зависимости от глубины расположения клиновой подвески 2 в корпусе 1 колонной головки, что обеспечивает более надежную опору пакерующего узла в колонной головке и облегчает его сборку.

Затем, пропуская через стяжные шпильки 7, устанавливают на нижнем нажимном кольце 5 уплотнитель 3 и два полукольца верхнего нажимного кольца 4. При этом места соединения 10 полуколец верхнего 4 и нижнего 5 нажимных колец смещены друг относительно друга на 90 градусов, а место разреза уплотнителя 11 - на 45 градусов относительно любого из нажимных колец.

Стягивают смонтированное устройство гайками 8 с помощью специального ключа, так как пакерующий узел размещается ниже фланца корпуса 1 колонной головки и не выступает над ним.

После установки в колонной головке уплотнительного узла на ней монтируют фонтанную арматуру, производят опрессовку колонной головки вместе с эксплуатационной колонной и передают ее в дальнейшую эксплуатацию. В случае ликвидации газопроявлений или открытого фонтана на колонной головке монтируют необходимое устьевое оборудование и приступают к работам по глушению скважины или ликвидации газопроявлений.

Предлагаемая колонная головка более надежна по сравнению с аналогичными устройствами, так как обеспечивает замену пакерующего узла при открытом фонтане, что позволяет снизить степень загрязнения окружающей природной среды газообразными и жидкими углеводородами при их выбросе через негерметичное устье скважины, который может достигать более 10 млн.м3 /сут, уменьшить невосполнимый материальный ущерб от потери природного сырья.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Колонная головка для герметизации устья скважины, включающая корпус с фланцами, клиновую подвеску и пакерующий узел, состоящий из верхнего и нижнего нажимных колец, между которыми размещен уплотнитель, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена двумя опорными полукольцами и стяжными шпильками, опорные полукольца размещены под нижним нажимным кольцом с опорой на клиновую подвеску, верхнее и нижнее нажимные кольца выполнены в виде двух симметричных относительно друг друга разъемных полуколец, в полукольцах нижнего нажимного кольца жестко крепятся стяжные шпильки, в полукольцах верхнего нажимного кольца выполнены сквозные отверстия для прохождения через них стяжных шпилек, уплотнитель выполнен со сквозными отверстиями, аналогичными сквозным отверстиям верхнего нажимного кольца, и разрезан в одном месте по всей высоте под углом 45°, при этом места соединения полуколец верхнего и нижнего нажимных колец смещены относительно друг друга на 90°, а место разреза уплотнителя - на 45° относительно любого из нажимных колец.

www.freepatent.ru

Оборудование устья скважин

Оборудование устья скважин состоит из двух частей:

Колонная головка 2) - Фонтанная арматура

Колонная головка- служит для подвески колонных труб (кондуктора, технических и эксплуатационных труб) и герметизации межколонного пространства, а также служит опорой для фонтанной арматуры. Применяют колонные головки для одно-, двух- и трехколонных конструкций скважин. Подвеску колонн на КГ обычно делают на резьбе. Колонные головки оборудуют специальными отводами. На одном устанавливают вентиль с манометром для измерения межколонных давлений, на втором — постоянно открытую задвижку. Через второй отвод при необходимости закачивают спецжидкости в межколонное пространство.

Колонная головка

 

После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру. Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора. Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры.

 

 

Фонтанная арматура

ФА – предназначена для герметизации кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и НКТ, создание давления на устье и направление газожидкостной смеси в выкидную линию.

ФА– представляет собой набор стальных толстостенных тройников и крестовин, задвижек, соединяющихся между собой с помощью фланцевых соединений.

Фонтанная арматура состоит из:

1)- трубной головки. 2)- фонтанной елки.

Трубная головка предназначена для герметизации межтрубного пространства, и подвески НКТ, проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Боковые отводы на трубной головке позволяют закачивать в затрубное пространство воду, глинистый раствор (при глушении скважины), ингибиторы гидратообразования и коррозии, а также измерять затрубное давление, и отбирать газ из затрубного пространства. Подвеска фонтанных труб (НКТ) осуществляется на резьбе или шлипсах (клиньях). Второй способ предпочтительнее, так как в этом случае возможно перемещение колонны труб под действием температурных и динамических напряжений. Устанавливают трубную головку непосредственно на колонную головку. А на трубную головку устанавливают фонтанную елку.

Фонтанные елки бывают 2 типов:

- тройниковые (АФТ)

- крестовые (АФК)

Фонтанная елка служит для направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования и контроля технологического режима работы скважины.

Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов. На стволе установлены: коренная (главная, центральная), надкоренная (межструнная). Коренная задвижка может открываться или закрываться только с разрешения главного инженера. Ствол заканчивается буферной задвижкой и буфером с манометром. На каждом отводе (струне) устанавливают по две задвижки: рабочую и контрольную (ближайшую к стволу). На струнах также имеются штуцеры для манометров. Если отводы присоединены к крестовине, фонтанную арматуру называют крестовой, если к тройнику то тройниковой. Елки крестового типа меньше по высоте, устойчивее к вибрации, удобнее в обслуживании. Тройниковая Ф.Ёлка применяется при интенсивном выносе из скважины песка и опасности промыва песком рабочего тройника. Это связано с тем, что в случае разрыва крестовой арматуры необходимо полностью отключать скважину для его замены, а тройниковая арматура позволяет заменить верхний рабочий тройник без остановки скважины путем перевода потоков флюидов на нижний тройник. Поэтому у тройниковой арматуры рабочим является верхний тройник, а нижний – резервным.

Выбор фонтанной арматуры и ее компоновка зависят от условий эксплуатации скважины и ее технологического режима. При работе скважины коренная, межструнная, надкоренная и контрольные задвижки должны быть полностью открыты. Пуск и остановка скважин, осуществляются при помощи рабочих задвижек. При выходе их из строя закрывают контрольные задвижки и меняют рабочие. Если требуется ремонт или замена рабочей струны, закрывают надкоренную задвижку. Режим работы фонтанных скважин регулируется с помощью штуцера регулируемого (игольчатый клапан), и нерегулируемого (шайбы).

Арматура изготовляется в обычном и хладостойком исполнении, а отдельные ее типоразмеры—в углекислотостойком и сероводородостойком исполнениях. Соединения узлов арматуры фланцевые.

Фонтанные елки выпускаются на следующие давления: 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа, а так же трубные головки. Диаметр проходного канала (ствола) от 50 до 150 мм. Диаметр боковых отводов (струн) 50-100 мм. В фонтанной арматуре на р.=14 МПа применяются крановые запорные устройства, а остальная арматура укомплектована прямоточными задвижками с уплотнением «металл по металлу» с принудительной или автоматической подачей смазки.



Дата добавления: 2016-07-29; просмотров: 11777;


Похожие статьи:

poznayka.org

Колонная головка, применяемые при герметизации эксплуатационных технических колон.

Колонная головка предназначена для обвязки спущеных обсадных колонн и герметизации межтрубного пространства. На колоной головке устанавливают ФА либо план шайбу с подвешеными насосными трубами. Существуют одно, двух, трёх-, 4-ех и 5-ти колонные головки, предусмотреные на рабочее давление, равное 14,21.35, 50, 70 мПА. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колоные головки, рассчитанные на давление до 150 мпа.

ОКК-1 65×210(65X350)

Клиновая колонная головка состоит из корпуса, катушки, на которую устанавливают фонтанную арматуру, клиньев для подвешивания колонны труб, пакера, обеспечивающего герметичность скважины, и нажимной гайки с винтами и. Катушка соединяется с корпусом шпильками и гайками. Корпус пакера имеет уплотнительные резиновые кольца и кольца пакера. Пакер прижимается нажимной гайкой и винтами. Высота промежуточного патрубка подбирается при монтаже в зависимости от высоты пола в буровой. Патрубок изготовляют из новых обсадных труб марок «Е» или «Д» с толщиной стенок 12 мм. Резьба на концах патрубканарезается под соответствующий диаметр обсадной трубы. Муфтовая колоннах головка ГКМ 125-146 X 219-245 рассчитанная на давление 125 кгс/см2. состоит из двух основных узлов: корпуса для обвязки технической и эксплуатационной колонн и муфты специальной для подвески эксплуатационной колонны.

Герметичность соединения корпуса головки и муфты достигается манжетой и двумя резиновыми кольцами.Плотность посадки муфты в корпусе достигается за счет прижатия ее фланцем через полукольца.Фланец навинчивается на верхний конец муфты. Колонная головка комплектуется фланцами двух размеров с наружным диаметром 395 мм иди 350 мм. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубое пространство предусмотрено приспособление, состоящее из крана типа ЗКФПЛ-40-125, патрубка, фланцем, манометра, вентиля ВИ-15 и ответного фланца на конце.

24
Июл

oilman.by

Вопрос 2. Назначение и конструкция колонных головок — КиберПедия

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.

Колонная головка (рис. 4.2)

1) Служит:

· для жесткого соединения в единую систему всех обсадных колонн скважины,

· для восприятия усилия от веса обсадных колонн и передачи всей нагрузки кондуктору;

· пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину, во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования (демонтируемые после окончания бурения).

2) Обеспечивает:

· изоляцию и герметизацию межколонных пространств;

· одновременно доступ к межколонным пространствам для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций.

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.

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:

1) нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов.

2) Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними.

3) При наличии в пластовой жидкости или газе H2S, C02 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозионному воздействию (агрессивная среда).

4) 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 (сложные климатические условия).

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.

 

 

Рисунок 4.2 - К о л о н н а я г о л о в к а

1 - катушка; 2 - пакеры; 3- клинья; 4- корпус колонной головки; 5 - манифольд колонной головки; 6 – обсадная труба; 7 – колонна обсадных труб

 

 

Рисунок 4.3 - Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК:

1 - крестовина; 2, 4, 5, 8, и 9 - пакеры; 3, 6, и 10- подвески; 7 – манифольд нижней (средней) промежуточной колонной головки; 11 - манифольд нижней колонной головки; 12 - нижняя колонная головка; 13, 15 и 16 - нагнетательные клапаны; 14 - промежуточная (средняя) колонная головка; 17 - манифольд промежуточной (верхней) колонной головки; 18 - промежуточная (верхняя) колонная головка

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.



Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц - колонных головок. Нижняя колонная головка (ГНК), присоединяемая непосредственно к верхнему концу обсадной колонны (кондуктору), выпускается в трех исполнениях.

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.

Оборудование типа ОКК (рис. 4.3) состоит из нижней, промежуточной - первой, второй и третьей (верхней) колонн.

Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесок и пакеров.

cyberpedia.su

Конструкция - колонная головка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Конструкция - колонная головка

Cтраница 1

Конструкция колонной головки представлена на фиг.  [1]

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.  [2]

Конструкция колонной головки должна обеспечивать: а) надежную герметизацию межколонных пространств; б) контроль - за давлением в межколонном пространстве; в) быстрое и надежное закрепление обсадных колонн; г) универсальность, т.е. возможность крепления к одной колонной головке обсадных колонн различных диаметров; д) предохранение устьевой части обсадных колонн от повышенного износа при работе бурильным инструментом; е) возможность вертикального перемещения обсадных колонн при высоких температурах в скважине; ж) высокую надежность работы подвесок и узлов уплотнений во время бурения и длительной эксплуатации скважины; з) минимально возможную высоту; и) абсолютную прочность с учетом действия различных нагрузок.  [3]

Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.  [4]

Конструкция колонной головки очень проста: это фланец, навинченный на резьбу конца эксплуатационной колонны.  [6]

Конструкция простейшей колонной головки для обсадной колонны и быстросменный штуцер представлены на рисунках 4.1.1. и 4.1.2. соответственно.  [7]

Конструкция колонной головки ГКМ для обвязки трех, четырех и более колонн отличается от приведенной на рис. XIII.  [9]

Конструкция колонной головки ГКМ для обвязки трех, четырех и более колонн отличается от приведенной на рис. 2.9 числом секций.  [11]

Конструкция колонной головки ГКМ для обвязки трех, четырех и более колонн отличается от приведенной на рис. 66 числом секций.  [12]

Конструкция колонной головки ГКМ для обвязки трех, четырех и более колонн отличается от приведенной на рис. 17.1 числом секций.  [14]

Конструкция колонной головки типа ГКМ для обвязки трех, четырех и более колонн отличается от приведенной ( см. рис. 17.1) числом секций.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ монтажа колонных головок на устье скважины с использованием эксцентриковой муфты

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для переоборудования устья нефтяных и газовых скважин в случаях, когда их обсадные колонны расположены эксцентрично относительно вертикальной оси скважины. Устранение эксцентриситета осей обсадных колонн осуществляется посредством специальной эксцентриковой муфты с нарезанными на ее концах резьбами, выполненными эксцентрично относительно друг друга с величиной эксцентриситета, равной величине смещения осей обсадных колонн скважины. Позволяет исключить влияние эксцентриситета обсадных колонн на монтируемый колонный фланец и совместить ось монтируемой колонной головки с осью скважины, а также упростить осуществление монтажа колонных головок при выявленном экцентриситете обсадных колонн без принудительного натяжения обсадной колонны в горизонтальной плоскости, с сохранением ее целостности и герметичности. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей и геологоразведочной отраслям промышленности и предназначено для переоборудования устья нефтяных и газовых скважин в случаях, когда их обсадные колонны расположены эксцентрично относительно друг друга.

Известно устройство для центрирования обсадных колонн в устьевой арматуре (1), состоящее из двух центраторов, ввернутых в противоположно расположенные резьбовые отверстия в корпусе колонной головки, навернутой на кондукторную колонну скважины.

Недостатком данного устройства является невозможность центрирования эксцентрично расположенных кондукторной и эксплуатационной колонн при наличии между ними цементного камня, удаление которого в межтрубном пространстве на глубину, достаточную для безопасного натяжения (изгиба) эксплуатационной колонны с целью совмещения ее оси с осью кондукторной колонны, требует значительных трудовых и временных затрат. При этом принудительное совмещение осей изгибом трубы не гарантирует сохранность ее целостности и герметичности.

Целью изобретения является осуществление монтажа колонной головки на устье скважины с эксцентрично расположенными обсадными колоннами после устранения эксцентриситета их осей.

Поставленная цель может быть достигнута способом монтажа колонной головки на устье скважины, согласно которому устраняют эксцентриситет осей обсадных колонн посредством использования эксцентриковой муфты с нарезанными на ее концах резьбами, выполненными эксцентрично относительно друг друга с величиной эксцентриситета, равной величине смещения осей обсадных колонн скважины.

Конструкция скважины с эксцентрично расположенными обсадными колоннами (при демонтированном устьевом оборудовании) приведена на фиг.1, на фиг.2 - конструкция скважины со смонтированной колонной головкой после устранения эксцентриситета, на фиг.3 - конструкция эксцентриковой муфты.

Способ монтажа колонных головок на устье скважины посредством использования эксцентриковой муфты осуществляется следующим образом.

После демонтажа устьевого оборудования с колонной головки 1, навернутой на кондукторную колонну 2 скважины, и обнаружения эксцентричности расположения эксплуатационной колонны 3 относительно кондукторной с нее свинчивают колонную головку и измерительным инструментом замеряют величину эксцентриситета «Е» между осями А и Б колонн 2 и 3 соответственно (фиг.1).

Из материала с соответствующими механическими характеристиками и свойствами изготавливается эксцентриковая муфта 5 с резьбами по ГОСТ 632-80, соответствующими условному диаметру труб колонны 3 (фиг.3). Оси верхней и нижней резьб в муфте выполняются с эксцентриситетом, равным величине «Е».

На верхней части колонны 3 (фиг.2) нарезается соответствующая диаметру трубы резьба В по ГОСТ 632-80, на которую герметично навинчивается изготовленная муфта до положения, при котором ось ее верхней резьбы совмещается с осью кондукторной колонны 2. Затем в эту муфту вворачивается патрубок 6, изготовленный из трубы соответствующего колонне 3 типоразмера.

На кондукторную колонну, вместо демонтированной колонной головки 1, по резьбе Г навинчивается муфта ГОСТ 632-80 соответствующего диаметру трубы типоразмера, в которую затем вворачивается изготовленный из трубы того же диаметра патрубок 7, на верхнюю резьбовую часть которого наворачивается колонная головка 1 с последующей установкой в ней клиновой подвески труб 8 и герметизатора 9.

После контроля герметичности образованных резьбовых соединений осуществляется последующий монтаж устьевого оборудования скважины.

Предлагаемый способ монтажа колонных головок может быть применен на скважинах с двумя и более эксцентрично расположенными промежуточными обсадными колоннами.

Источники информации

1. Патент RU №2109914 С1, 27.04.1998,

«Устройство для центрирования эксплуатационных колонн в устьевой арматуре».

Способ монтажа колонной головки на устье скважины, согласно которому устраняют эксцентриситет осей обсадных колонн посредством использования эксцентриковой муфты с нарезанными на ее концах резьбами, выполненными эксцентрично относительно друг друга с величиной эксцентриситета, равной величине смещения осей обсадных колонн скважины.

findpatent.ru

Монтаж - колонная головка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Монтаж - колонная головка

Cтраница 1

Монтаж колонных головок ГКК и ООК более длительный из-за необходимости сварочных работ, которые трудно выполнить качественно, в полевых условиях; не предусмотрена опрессовка нижней секции; возможно проседание клиньев относительно друг друга; что приводит к местным напряжениям на корпус от веса колонны.  [1]

Схемы монтажа колонной головки и фонтанной арматуры должны обеспечивать герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространств, возможность отбора проб нефти и газа, проведения исследований и глушения скважины.  [2]

При монтаже легированных колонных головок, колонных фланцев и труб импортного производства из стали марок С-75 и С-95 сварочные работы проводятся сварщиком, имеющим право на проведение ручной электродуговой сварки труб, с соблюдением соответствующих условий сварки легированных металлов. Пакерное пространство и сварной шов спрессовывают воздухом на давление 6 МПа, но не выше давления опрессовки предыдущей колонны.  [3]

Чем засыпается шахта после монтажа колонной головки при оборудовании ею устья скважины.  [4]

Эффективность герметизации устья зависит от типа и качества монтажа колонной головки, типа противовыбросового оборудования, установленного на устье скважины, детального разграничения пластовых давлений по продуктивным горизонтам и мероприятий по недопущению выбросов.  [5]

В газовых и нефтяных скважинах с высоким давлением после монтажа колонной головки приустьевую часть эксплуатационных колонн и устьевое оборудование дополнительно оп-рессовывают газом или воздухом. Испытание проводят с использованием компрессора, обеспечивающего необходимое давление. При отсутствии такого компрессора в скважину опускают насосно-ко мпрессорные трубы, промывают ее водой с одновременной аэрацией имеющимся компрессором. Этим же компрессором создают максимальное давление в пространстве между опущенными трубами и обсадной колонной. Затем в трубы нагнетают воду до необходимого давления опрессовки. Для эксплуатационных колонн может быть проведено только одно испытание тазом или воздухом.  [6]

Опорную плиту и косынки приваривают к крестовине в процессе монтажа крестовины на устье скважины согласно инструкции по эксплуатации и монтажу колонной головки.  [7]

Для резки насосно-компрессорных, бурильных и обсадных труб на устье скважины при ликвидации открытых фонтанов, а также при монтаже колонных головок применяются различные типы труборезок.  [8]

В газовых скважинах, а по решению объединений и в ответственных нефтяных скважинах после установления герметичности эксплуатационной колонны водой и монтажа колонной головки производится дополнительная опрессовка приустьевой части колонны и оборудования устья скважины воздухом или газом на то же давление, что и при гидравлическом испытании.  [9]

Вместо двух испытаний на герметичность ( водой, а затем сжатым воздухом или газом) допускается проводить испытание сразу сжатым воздухом после монтажа колонной головки.  [10]

Так оборудуют разведочные и морские скважины на новых площадях. Последовательность монтажа колонной головки и превенторной установки на различных ее крестовиках, обвязывающих соответствующие колонны обсадных труб, превенторов и другого устьевого оборудования показана на р с. Мои - таж и эксплуатация превенторных установок должны вестись в соответствии с правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.  [11]

После завершения бурения, спуска и цементирования эксплуатационной колонны выполняются работы по монтажу колонной головки.  [12]

Несомненным преимуществом последней колонной головки является ее малая высота и относительная простота конструкции. К недостаткам ее относятся неполная герметичность резьбовых соединений и необходимость применения подгоночного патрубка при монтаже колонной головки.  [13]

Трубу, зажатую в клиновых подвесках колонной головки, рассматривают как тонкостенный цилиндр, на который действует внутреннее р и внешнее р2 давления, а также кольцевая нагрузка интенсивностью - q, возникающая от обжатия трубы плашками на участке а. Наиболее опасный случай для рассматриваемой трубы возникает, когда внутреннее давление в трубе равно нулю. Это часто встречается на практике при установке обсадных труб и монтаже колонных головок.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru


Смотрите также