Колонные головки

Назначение и конструкция колонных головок

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.

Рис. 4.2. Колонная головка

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 H2S, 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.

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. 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.

Источник

Вопрос 4.2. Назначение и конструкция колонных головок

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.

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:

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.

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.

Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесок и пакеров.

Источник

Оборудование устья скважин

Оборудование устья скважин состоит из двух частей:

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:

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

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: 13573 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

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.).

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:

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

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.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Назначение колонной головки. Требования к оборудованию

Колонная головка (рис. 6.1) 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.

Рис. 6.1. Колонная головка.

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.

Колонная головка для обвязки двух колонн (рис. 6.1.) 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.

Такими головками оборудуются скважины глубиной до 2000м с давлением до 25Мпа.

Требования к конструкции колонных обвязок (колонных головок).

Корпуса колонных головок, включая их боковые отводы, должны быть рассчитаны на опрессовку пробным давлением на полутора кратное в зависимости от рабочего давления верхнего фланца.

Корпус колонной головки должен быть рассчитан на сжимающую нагрузку от массы обсадной колонны.

Нижний присоединительный резьбовой конец корпуса колонной головки должен соответствовать резьбе обсадных труб.

На корпусах колонных головок должны быть по два соосных боковых отвода, имеющих присоединительные элементы в виде резьбы или виде фланцев.

Во фланцевых боковых отводах должна быть предусмотрена возможность подсоединения устройства для смены запорных устройств под давлением.

Способы измерения дебита.

При разработке месторождений нефти и газа обязателен высокий уровень организации контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводненностью, газовым фактором, приемистостью нагнетательных скважин.

Дебит скважины по жидкости измеряется с помощью автоматизированных групповых установок типа «Спутник». Пользование такими установками позволяет устанавливать отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В результате определяют обводненность продукции скважины, т.е. содержание воды в процентах во всей жидкости.

При недостаточно надежной работе системы «Спутник» обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка или центрифугированием.

Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, устанавливаемым на выходе из трапа.

Промысловый газовый фактор (в м 3 /т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.

Приемистость нагнетательной скважины (в м 3 /сут) измеряют счетчиком или расходомером, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует производить при остановке других скважин.

Дебиты скважин при добыче природного газа измеряют на групповых или газосборных пунктах с помощью расходомеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами.

При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины большое значение имеет определение рассмотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу решают, главным образом применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.

Для каждого объекта с учетом характера изменчивости показателей работы скважин должна быть установлена периодичность их замеров таким образом, чтобы количество определений было достаточным для получения в результате их статистической обработки надежных средних значений за отчетные периоды времени (месяц, квартал).

Источник