7.6.1 Колонні головки

Газові, нафтові, газоконденсатні і всі розвідувальні свердловини незалежно від тиску, що очікується на гирлі, а також водяні свердловини з пластовими тисками більшими за гідростатичний, повинні обладнуватися колонними головками (виготов- ляються на спеціалізованих підприємствах), на яких монтується противикидне обладнання (ОП).

• Противикидне обладнання повинно бути зручним і надійним в експлуатації і повинно забезпечувати виконання таких операцій:

• герметизацію гирла свердловини при наявності або відсутності в ній колони труб;

• розходжування і прокручування бурильного ін­струменту при загерметизованому гирлі з метою недопущення прихвату;

• циркуляцію промивного агента за прямою або зворотною схемами;

• циркуляцію бурового розчину з регулюванням тиску на пласт;

• підтримання надлишкового тиску на гирлі при бурінні в умовах рівноваги вибійного і пластового тисків;

• розрядку свердловини шляхом випуску рідини чи газу через маніфольди;

• заміну газованої промивальної рідини на свіжу при прямій промивці з необхідним протитиском;

• закачування промивальної рідини в затрубний простір цементу­вальними агрегатами і буровими насосами;

• контроль за тис­ком у свердловині при закритих превенторах;

• контроль за станом свердловини в процесі глушіння;

• відведення флюїдів, пла­стової води і нафти, які надійшли із свердловини, на безпечну відстань (пла­стової води і нафти не менше 3О м і газу не менше 100 м від гирла свердловини);

• перерізування опущеної у свердловину колони труб та підвішування на гирлі частини, залишеної у свердловині;

• спорожнювання свердловини з регульованою витратою потоку на виході;

• установку додаткового проти викидного обладнання чи пристроїв для ліквідації ГНВП і відкритих фонтанів.

Основні параметри ОП повинні відповідати вимогам існуючих стандартів і нормативних документів.

► Противикидне обладнання складається із:

• стовбурної збірки превенторів (компоновки превенторів);

• маніфольда (лінії дроселювання і глушіння);

• станції керування;

• пульта дроселювання;

• трапно-факельної установки;

• інших елементів (гирлова хрестовина, перехідна котушка, т. ін.).

У випадку, якщо на гирлі свердловини не встановлено ОП, то воно являється «повністю відкритим ».

1-муфта; 2-втулка; 3- натискний фланець; 4-корпус

Рисунок 7.16 − Схема колонної головки муфтового типу для обв’язки двох обсадних колон

Кондуктор, проміжну (або проміжні колони) і експлуатаційну колони обв'язують між собою з допомогою колонних головок, які можуть випускатися в двох варіантах (рисунки 7.16, 7.17).

Монтаж різних колонних головок може бути початий після цементування кондуктора (в багатьох випадках після цементування першої проміжної колони), якщо внутрішній діаметр елементів противикидного обладнання забезпечує проходження бурового долота.

Розшифрування позначень колонних головок:

О− обладнання; К− колон; К− клинове; 3 − схема (модель); 70 − робочий тиск, МПа; 168− діаметр експлуатаційної колони, мм; 245− діаметр другої проміжної колони, мм; 324− діаметр першої проміжної колони, мм; 426− діаметр кондуктора, мм;

Але, монтаж колонних головок на гирлі свердловини завжди проводять поетапно під час поглиблення свердловини (після спуску обсадних колон), починаючи з встановлення на кондуктор або проміжну колону корпусу нижньої секції колонної головки (колонний фланець, рисунок 7.18), на якій монтують циркуляційну хрестовину та компоновку превенторів (згідно однієї із схем).

1,2 —крани; 3—засувка; 4,5,9,11,15,17—пакерні ущільнення; 6,12,18—клинові підвіски;

7,13 — вентелі; 8 —верхня секція головки; 10,16 —зворотні клапани; 14 —середня секція

головки;19 —нижня секція головки

Рисунок 7.17− Колонна головка клинового типу ОКК3-70-168 245 324 426

D

Рисунок 7.18− Схема корпусу нижньої секції колонної головки