1.8. Колонные головки

Устье скважин после окончания бурения оборудуется колонной головкой, на которую устанавливается фонтанная арматура. В зависимости от условий бурения скважина может иметь одну или несколько обсадных колонн. Соответственно этому меняется и конструкция колонной головки [1].

Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

Колонная головка при эксплуатации скважины должна не только герметизировать межтрубное пространство, но и позволять замерять в них давление, отводить из них газ или заполнять их тяжелой жидкостью при газопроявлении. Для этого в колонных головках имеются отверстия, закрытые пробками. Вместо пробок можно подсоединять трубки манометров или технологические трубопроводы, В некоторых случаях должно быть обеспечено передвижение колонн относительно друг друга без потери герметичности затрубного пространства (например, в случае подачи в скважину теплоносителя). Тогда колонная головка оснащается сальником, который позволяет эксплуатационной колонне перемещаться в вертикальном направлении без нарушения герметичности затрубного пространства [2].

При бурении скважин на колонных головках размещают превентор, в процессе эксплуатации - фонтанную арматуру. Существуют шесть стандартных схем обвязки обсадных колонн (рис. 1.16 [3]).

Колонные головки изготавливают двух типов (рис. 1.17.):

- однофланцевые колонные головки, которые нижней частью корпуса крепят к кондуктору; на корпус и на фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую или эксплуа-тационную колонну;

- двухфланцевые промежуточные колонные головки, которые нижним фланцем корпуса устанавливают либо на колонный фла¬нец кондуктора, либо на стоящую ниже колонную головку; на кор¬пус и на фланец верхней части корпуса подвешивают и гермети¬зируют техническую, промежуточную или эксплуатационную колонну

Основные параметры однофланцевых и двухфланцевых колон¬ных головок, установленные ГОСТ 30196-94, приведены в таблицах 1.10 и 1.11.

Таблица 1.10 Основные параметры однофланцевых колонных головок

Условный диаметр про-хода верхнего фланца, мм Рабочее давление, МПа Условный диаметр обсадных труб, иа ко-торые устанавливается колониая головка, мм Условный диаметр обсад¬ных труб, закрепляемых в трубодержателе, мм

Условный диаметр про­хода верхнего фланца, мм	Рабочее давление, МПа	Условный диаметр обсадных труб, иа ко­торые устанавливается колониая головка, мм	Условный диаметр обсад­ных труб, закрепляемых в трубодержателе, мм
180	14; 21;35	От 168 до 194	От 114 до 127
230	14; 21; 35	От 219 до 245	От 114 до 146
280	14; 21,35	От 219 до 273	От 114 до 194
350	14; 21;35	От 299 до 351	От 114 до 273
425	14; 21;35	От 377 до 426	От 194 до 340
(480)	35	От 406 до 473	От 219 до 377
540	14; 21	От 473 до 530	От 273 до 426
680	7; 14; 21	От 560 до 720	От 406 до 630

В случаях, когда устье скважины располагается в слабых или склонных к просадке грунтах, во избежание изгиба устьевой части обсадной колонны под действием сжимающей нагрузки, нижняя часть колонной головки укрепляется стальной плитой с откосами (рис 1.18).

Обсадные трубы подвешивают с использованием клиньевых и муфтовых колонных подвесок. Клиньевая подвеска состоит из кор¬пуса и клиньев, которые в сборе устанавливают в конической рас¬точке крестовины.

Клиньевые подвески - три-шесть наборов клиньев с зубчатой насечкой; муфтовые - с использованием резьбовых соединений. Оборудование обвязки обсадных колонн с использованием одно-фланцевых колонных головок выпускают двух типов:

- ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб;

- ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб

Верхний фланец		Нижний фланец
слоеный	Рабочее	Условный	Рабочее	Условный диаметр труб.
диаметр прохода, мм	давление, МПа	диаметр прохода, мм	давление, МПа	закрепляемых в трубодсржателе, мм
280	14; 21	280	14; 21	От 114 до 140
		350	14; 21	От 114 до 194
		425	14:21	От 114 до 194
	35	280	21; 35	От 114 до 140
		350	21; 35	От 114 до 194
		425	21:35	От 114 до 194
	70	280	35; 70	От 114 до 127
		350	35; 70	От 114 до 178
		425	35	От 114 до 194
	105	280	70;105	От 114 до 127
		350	70; 105	От 114 до 168
		425	70	От 114 до 194
	140	280 350	105; 140 105	От 114 до 127 От 114 до 168
350	21	350	14; 21	От 127 до 194
		425	14:21	От 140 до 245
		540	14:21	От 140 до 245
	35	350	35	От 127 до 178
		425	21	От 140 до 245
		540	21	От 140 до 245
	70; 105	350	70; 105 35;70	От 140 до 178
		425	35	От 140 до 194
		540		От 140 до 245
	21	540	14; 35	От 194 до 340
		680	14	От 194 до 324
425	35	540	35	От 194 до 324
	70	540	35	От 194 до 299
480	35	540	21	От 219 до 340
		680	21	От 219 до 377
	70	540	35	От 219до340
540	21	680	14	От 273 до 426
680	35	680	21	От 273 до 426
	14; 21	760	14	От 340 до 530

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ (рис. 1.19) рассчитано на давление 14 МПа. Оно состоит из корпуса, муфтовой подвески, стопорных винтов, пробкового крана и манометра.

На рис. 1.20 представлена одна из возможных схем колонных головок. Параметры колонных головок, их конструкции и размеры более подробно приведены в [5].

Грузоподъемность клинового трубодержателя должна быть не менее значений, приведенных в таблице 1.12.

В шифре колонных обвязок приняты следующие обозначения: О - обвязка, 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, XJI - климатическое исполнение Для холодного района, исполнение по коррозионной стойкости:

К1 - не коррозионностойкая (обычное исполнение);

К2 - для сред, содержащих H₂S и СО₂ до 6%;

КЗ - для сред, содержащих H₂S и С0₂ до 25%;

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

Таблица 1.12- Максимальная грузоподъемность трубодержателя колонной головки

Условный диаметр колонной головки, мм	Осевая нагрузка, т
	для ОКК2	для ОККЗ	для ОКК4
140	200	260	260
168	200	260	260
178	200	200	-
194	200	-	-
219	-	250	300
245	250	310	300
273	250	300	300
299	200	250	150
324	200	260	150
340	-	260	200
426	-	-	200
508	-	-	200

Например, оборудование обвязки обсадных колонн с клиньевой 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 ССЬ до 6%:

ОКК2-350- 140х219х426К2.

Конструкция оборудования позволяет восстанавливать нару¬шенную герметизацию межколонного кольцевого пространства пу¬тем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.

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.

Герметизация межколонного пространства и фланцевого соеди-нения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров или уплотнений различной конструкции. Межпакерное пространство заполняется уплотнительным составом типа JI3-162 по ТУ 38-101315-77 или Арматол-238 по ТУ 38-101812-83 через спе¬циальное отверстие в нижнем фланце и опрессовывается на расчет¬ное давление, определяемое из условия предупреждения смятия верхней обсадной трубы, но не выше рабочего давления фланцев.