Реферат на тему колонная головка

Обновлено: 02.07.2024

· проведение цементирования скважины после очередного спуска обсадной колонны (технической или эксплуатационной).

По способу монтажа колонные головки подразделяются на:

· монтаж фланца на внутренней резьбе (с применением или без подгоночного патрубка);

· монтаж колонного фланца на наружной резьбе;

· монтаж колонного фланца на сварке.

По количеству обвязываемых колонн колонные головки имеют одно, - двух, - трёх, - четырёх, - пяти колонную конструкцию. Технические характеристики колонных головок представлены в таблице 6.

№ п/п	Условные обозначения Параметры	ОКК1 - 21- 140×245	ОКК2 – 35 - 140×245×324	ОКК3 – 35 - 140×245×324-426	КГ – 4×70	ГК – 599	ОКК4 – 70 - 168× 245×324×426×630
Условный диаметр обвязываемых колонн	140,	140, 245,	140, 245, 324,	426, 324, 245,	140, 245, 324,	168, 245, 324, 426,
Рабочее давление колонных обвязок, не более МПа верхней – средней – нижней –	─ ─	─
Тип колонной подвески	Клиньевая	Клиньевая	Клиньевая	Клиньевая	Клиньевая, сварка	Клиньевая
Температура скважинной среды	+ 120
Габаритные размеры, мм длина, L ширина, B высота͵ H
Масса в собранном виде, кг
Уплотнение затрубного пространства	Пакеры	Пакеры	Пакеры	Пакеры	Сварка, пакеры	Пакеры

Шифр колонной головки содержит следующую информацию, к примеру: ОКК2 – 35 – 140×245×324:

· ОКК – оборудование колонной головки клиновое, ᴛ.ᴇ. технические и эксплуатационные колонны подвешиваются на клиньях;

· 2 – количество колонн, подвешиваемых на клиньях, в данной конструкции техническая колонна диаметром 245 мм и эксплуатационная колонна диаметром 140 мм;

· 35 – рабочее давление колонных обвязок в МПа, в данном случае – верхнее 35 МПа, нижнее тоже 35 МПа;

· 140×245×324 – диаметры обвязываемых колонн, мм (кондуктор Ø324 мм).

Рассмотрим устройство и порядок монтажа обвязки обсадных колонн на примере однофланцевой колонной головки ОКК1 – 21 – 140×245 (см. рис. 39).

После цементирования кондуктора 2 диаметром 245 мм, на него наворачивается корпус 1 колонной головки. В соответствии с заводским исполнением, в "юбке" колонной головки нарезана резьба обсадных труб диаметром 245 мм. Перед наворотом корпуса, на резьбу обсадных труб и корпуса, следует нанести смазочный материал: МГА5 или Р – 402, Р – 406. Наворот можно производить с использованием ведущей трубы (квадрат) и специального разъёмного фланца, соединённого с фланцем колонной головки шпильками.

Момент затяжки определяется в соответствии с планом работ, обращая при этом внимание на осевую линию фланцевых отверстий под крепление задвижек 4, чтобы в дальнейшем был бы возможен свободный монтаж сбросовых линий.

Перед бурением из–под кондуктора на фланец колонной головки монтируется стволовая часть превенторной установки: монтажные катушки, устьевая крестовина с гидрозадвижками, превентора плашечные и кольцевой, надпревенторная катушка, разъёмная воронка и т.д.

После спуска эксплуатационной колонны диаметром 140 мм, её цементажа, ОЗЦ приступают к её обвязке в следующей последовательности:

1. Демонтируют стволовую часть противовыбросового оборудования с разъёмной воронкой.

2. В случае если цемент поднялся до устья, то устанавливают клиньевой трубодержатель 5 между эксплуатационной колонной и корпусом 1 колонной головки без натяжки эксплуатационной колонны. Клинья в данном случае будут выполнять роль центратора колонны.

3. В случае если цемент поднялся не до устья, то в данном случае, при крайне важно сти, проводят натяжку эксплуатационной колонны усилием равным весу незацементированной части колонны. Один из простых способов натяжки - ϶ᴛᴏ использование талевой системы, элеватора и ложной муфты, прихваченной к эксплуатационной колонне электросваркой на электрозаклёпках. Клинья устанавливаются после предварительной натяжки эксплуатационной колонны с расчётной нагрузкой. При разгрузке колонны труба должна сесть на клинья, проскальзывание недопустимо (крайне важно заменить клинья).

4. Производится обрезка верхней части трубы эксплуатационной колонны на расстояние 130 мм от торцевой поверхности фланца корпуса колонной головки. Конец трубы обрабатывается напильником, чтобы образовалась фаска 25 град. и не было острых выступов. На обработанный конец трубы наносится консистентная смазка.

5. На обрезок трубы монтируется нижний пакер, предварительно обработанный смазочным материалом Л3 – 162 или "Арматол – 238". Сначала устанавливается нижнее стальное кольцо 6, затем резиновый уплотнитель 7 и далее верхнее стальное кольцо. Далее в этой же последовательности монтируется верхний пакер – два металлических кольца с резиновым уплотнителем между ними. Над верхним пакером устанавливается направляющая втулка 9.

6. В канавку колонного фланца устанавливается металлическое уплотнительное кольцо и монтируется крестовина (тройник) фонтанной арматуры на полный комплект шпилек заводского исполнения.

7. Опрессовка пакеров и фланцевого соединения производится в следующей последовательности:

· отворачивается колпачок нагнетательного клапана 12, расположенного на боковой поверхности колонного фланца, и на его место наворачивается наконечник специального нагнетателя смазки с контрольным манометром;

· открывается перепускной клапан 10 на нижнем фланце крестовины;

· производится закачка смазки Л3 – 162 или "Арматол – 238" до тех пор пока смазка не будет выходить через перепускной клапан 10;

· перепускной клапан закрывается;

· поднимается давление нагнетателем до величины указанной в плане работ;

· даётся выдержка времени в течении 15 минут, падение давления не допускается;

· давление сбрасывается через перепускной клапан, отворачивается нагнетатель, заворачивается колпачок на нагнетательный клапан.

Колонные головки - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Колонные головки" 2017, 2018.

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.
Колонная головка (рис. 4.2) жестко соединяет в единую систему всеобсадные 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 состояниястволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на неймонтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.

Рис. 4.2. Колонная головка
Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных междусобой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.
Колонные обвязки устанавливаются на устье скважины последовательно по мереспуска и цементирования обсадных колонн. Они подбираются с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.
Конструкция колонных обвязок позволяетвосстанавливать 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 пластовойжидкости 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 головкинагреваются до 150-250°С, в условиях Севера могут охлаждаться до температур ниже минус 60°С.
Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям.

Для герметизации межтрубного пространства, а также обвязки верхней части спущенных в скважину труб, устанавливают колонные головки.

Колонная головка состоит из фланцев, патрубков и пьедесталов, соединенных между собой в определенной последовательности. Надежное и тщательное их соединение, исключающее пропускание газа и жидкости, гарантирует безаварийную работу скважины бурений и эксплуатации.

Верхний устьевой фланец головки служит основанием, на котором монтируют арматуру скважины. Колонные головки рассчитывают на пробное давление 75, 150, 250, 400 и 600 кГ/см 2 и собирают для скважин разных конструкций.

Основные технические данные клиновой колонной головки

Рабочее давление (в кГ/см 2 )

Пробное давление (в кГ/см 2 )

Диаметр эксплуатационной колонны

Диаметр технической колонны

Общий с деталями

ГКК 125-

ГКК 300-

ГКК 600-

Собранная колонная головка подвергается опрессовке на двойное рабочее давление. Для опресовки в боковое отверстие катушки ввинчивают приспособление, состоящее из крестовика с манометром, крана высокого давления и обратного клапана. Опрессовывают головку ручным насосом, накачивая в нее воду через обратный клапан. Колонная головка считается принятой, если в течение 10 мин не падает давление и не потеет сварной шов. После опрессовки вода спускается, а отверстие закрывается пробкой.

После окончания монтажа клиновой колонной головки шахту заливают цементным раствором до фланца ее корпуса.

В очень глубоких скважинах техническую колонну подвешивают на клиньях. Для этого на резьбу кондуктора навинчивают лафетное кольцо и при помощи шести клиньев на нем подвешивают техническую колонну. Кольцевое пространство между кондуктором и технической колонной заливается цементным раствором через трубы Ø 1”. Пропущенные через просвет 50 мм между клиньями лафетного коьца. Описанная колонная головка рассчитана на пробное давление 600 кГ/см 2 .

Пьедестал имеет размеры, зависящие от диаметров подвешиваемых колонн труб. Пьедесталы изготовляются литыми из стали марки 40Г2 -Л. Флинцы изготавливаются из стали марки 35ХА.

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 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.

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.

13) Классификация труб НКТ ( по способу соединения, по материалу).

НКТ имеют классификацию, основой которой является их подразделение по способу соединения и по материалу.

· По способу изготовления НКТ бывают разборные (муфтовые и безмуфтовые) и неразборные (наматываемые).

· По материалу – металлические (легкосплавные и стальные) и неметаллические (стекловолоконные, полимерные, комбинированные).

· Муфтовые НКТ: с гладкими концами, с высадкой наружу, с приваренными концами

· Безмуфтовые НКТ: с высадкой наружу, с высадкой внутрь

· Стальные НКТ: с покрытием, без покрытия

Маркировочный код, наносимый на трубу НКТ содержит информацию о ее типе, наружном диаметре и толщине стенки (в мм), виде трубы и группе прочности стали.

Согласно ГОСТу, размеры изделия варьируются от 6 до 10.5 метров. При эксплуатационной потребности возможно удлинение изделия до 11.5 метров. Размеры их условного наружного диаметра составляют 60; 73; 89; 114 мм. Размеры толщины стенок изделия могут колебаться в пределах 5,0; 5,5; 6,5; 7,0 мм.

Принципиальная схема и назначение основных элементов ШСНУ.

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.

Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1

Станок-качалка, является индивидуальным приводом скважинного насоса. На электродвигатель станка-качалки подается электричество.

Электродвигатель через клиноременную передачу и редуктор придает двум массивным кривошипам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам и через них плунжеру ШГН.

1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 — противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска.

15)

© 2014-2022 — Студопедия.Нет — Информационный студенческий ресурс. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав (0.003)

Читайте также: