Глава 2. Оборудование устья скважин

2.1 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 схем обвязки обсадных колонн (рис. 2.1. [3]).

Рис. 2.1.

Колонные головки изготавливают двух типов (рис. 2.2.):

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

- двухфланцевые промежуточные колонные головки, которые нижним фланцем корпуса устанавливают либо на колонный фланец кондуктора, либо на стоящую ниже колонную головку; на корпус и на фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую, промежуточную или эксплуатационную колонну.

Рис. 2.2. Колонные головки по ГОСТ 30196-94:

а - однофланцевая нижняя; б - двухфланцевая промежуточная или верхняя; I - 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

Основные параметры однофланцевых и двухфланцевых колонных го­ловок, установленные ГОСТ 30196-94, приведены в (таблицах 2.1. и 2.2.).

Таблица 2.1.

Основные параметры однофланцевых колонных головок

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

Таблица 2.2.

Основные параметры двухфланцевых колонных головок

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

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 2.3.).

Рис. 2.3. Схема укрепления нижней части колонной головки

Обсадные трубы подвешивают с использованием клиньевых и муфтовых колонных подвесок. Клиньевая подвеска состоит из корпуса и клиньев, которые в сборе устанавливают в конической расточке крестовины.

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

• ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб;

• ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ (рис. 2.4.) рассчитано на давление 14 МПа. Оно состоит из корпуса, муфтовой подвески, стопорных винтов, пробкового крана и манометра.

Рис. 2.4. Колонная головка муфтовая

4 - головка; 6 -головка колонная 350х35; 10 -гайка стопорная; 11 - корпус колонной головки 245х21; 12 - корпус колонной головки 324х21

Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц – колонных головок нижней, про­межуточной — первой, второй и третьей (верхней).

Нижнюю колонную головку (ГНК), присоединяемую к верхнему концу кондуктора, выпускают в трех исполнениях:

• присоединение к кондуктору с помощью внутренней резьбы на корпусе головки;

• присоединение к кондуктору с помощью наружной резьбы;

• присоединение к кондуктору с помощью сварки.

На (рис. 2.5. [4]) представлена одна из возможных схем колонных головок. Параметры колонных головок, их конструкции и размеры более подробно приведены в [5].

Рис. 2.5.

Грузоподъемность клинового трубодержателя должна быть не менее значений, приведенных в (таблице 2.3.).

Таблица 2.3

Максимальная грузоподъемность трубодержателя колонной головки

Условный диаметр колонной головки, мм	Осевая нагрузка, т
	дляОКК2	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

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, ХЛ- 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 СО₂ до 25%;

К2И-для колонных обвязок, изготовленных из малолегированной

и низкоуглеродистой стали с применением ингибитора в скважине.

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 СО₂ до 6%:

ОКК2-350-140х219х426К2.

Конструкция оборудования позволяет восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.

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.

Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров или уплотнений различной конструкции. Наибольшее распространение по­лучила конструкция пакера, приведенная на рис. Межпакерное пространство заполняется уплотнительным составом типа ЛЗ-162 по ТУ 38-101315-77 или Арматол-238 по ТУ 38-101812-83 через спе­циальное отверстие в нижнем фланце и спрессовывается на расчетное дав­ление, определяемое из условия предупреждения смятия верхней обсадной трубы, но не выше рабочего давления фланцев.