Резервуары, емкости, резервуарное оборудование Neft-rus.ru

• 
• 
• 

Обвязка колонная ОКК1, ОКК2, ОКК3, ОКО

Обвязка колонная ОКК1, ОКК2, ОКК3, ОКО (колонная головка) предназначена для обвязки верхних концов смежных обсадных колонн, выступающих над устьем скважины, с целью герметизации кольцевого пространства между ними в климатических условиях от -60 С до +121 С и состоит из нижнего корпуса колонной головки с подвеской обсадной колонны и соответствующих колонных головок, и подвесок последующих обсадных колонн. Скважинная среда — нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 25 мг/л, пластовой воды до 80% по объему.

• API 6А
• условный проход, мм (in): 280-508 (11-20)
• рабочее давление, MPa (PSI): 5000-15 000
• рабочая среда: нефть, газ, раствор, вода
• рабочая температура: -60оС +121оС
• класс материала: АА, ВВ, СС, DD, ЕЕ, FF, НН
• техническое исполнение: РSL1 – РSL4
• класс прочности: РR1, РR2

Конструкция колонной обвязки предусматривает возможность:

• -восстановления герметичности межколонных пространств подачей в межпакерную полость консистентного смазочного материала;
• -опрессовки фланцевых соединений;
• -контроля и разрядки давления среды в межколонных пространствах;
• -проведения цементирования скважин.

Обвязка колонная ОКК1 предназначена для обвязывания 2-х обсадных колонн, выступающих над устьем скважины для герметизации межколонного пространства между ними, контроля давления в нем.

Обвязка колонная оснащена трубодержателем клиновым для подвешивания колонны эксплуатационной. Для герметизации межколонного пространства предусмотрены пакеры, размещенные между верхними и нижними кольцами пакеров.

Наличие двух пакеров позволяет произвести опрессовку фланцевого соединения корпуса головки трубной с корпусом обвязки колонной.

Обвязка колонная ОКК2 предназначена для обвязывания 3-х обсадных колонн, выступающих над устьем скважины, с целью герметизации межколонного пространства и контроля давления в нем.

Обвязка колонная ОКК3 предназначена для обвязывания 4-х обсадных колонн, выступающих над устьем скважины, с целью герметизации межколонного пространства и контроля давления в нем.

Изготавливаем следующую колонную обвязку:

1	ОКК1-21-146/168х245 ХЛ
2	ОКК1-21-178х245 ХЛ К2
3	ОКК1-21-168х245
4	ОКК1-35-168х245 К1 ХЛ
5	ОКК2-21-168х245х324 ОТТМ
6	ОКК2-21-140х219х299 К1
7	ОКК2-35-146х219х324 ХЛ
8	ОКК2-35-168х245х324 ОТТМ ХЛ
9	ОКК2-35-168(178)х245х324 ХЛ К2
10	ОКК3-35-168х245х324х426 К2
11	ОКК3-35-168х245х324х426 BTC
12	ОКО 21-145х168 БТС
13	ОКО 21-168х245 ОТТМ
14	ОКО 35-245х146
15	ОКО 35-245х168

Для заказа оборудования — обвязка колонная (колонная головка)или получения необходимой информации, свяжитесь с нами по телефону или по электронной почте. Персональный менеджер ответит на все интересующие Вас вопросы и будет информировать о статусе Вашего заказа на всех этапах его выполнения.

Источник

Обвязка колонная типа ОКК

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК

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 разобщения межколонных пространств с помощью упругих уплотнений.

Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц — колонных головок. Нижняя колонная головка (ГНК), присоединяемая непосредственно к верхнему концу обсадной колонны (кондуктору), выпускается в трех исполнениях.

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 .

Оборудование типа ОКК ( рис. 4.3 ) состоит из нижней, промежуточной — первой, второй и третьей (верхней) колонн.

Рис. 4.3. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК: 1 — крестовина; 2, 4, 5, 8 и 9 — пакеры; 3, 6 и 10 — подвески; 7 — манифольд нижней (средней) промежуточной колонной головки; 11 — манифольд нижней колонной головки; 12 — нижняя колонная головка; 13, 15 и 16 — нагнетательные клапаны; 14 — промежуточная (средняя) колонная головка; 17 — манифольд промежуточной (верхней) колонной головки; 18 — промежуточная (верхняя) колонная головка

Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесок и пакеров.

Источник

Оборудование обвязки обсадных колонн ОКК1, ОКК2, ОКК3

Оборудование обвязки обсадных колонн ОКК1, ОКК2, ОКК3, выпускаемое заводом, предназначено для подвешивания обсадных колонн 426(16.3/4’’), 324(.4/5’’), 245(9.3/8’’), 178(7’’). 168(6.3/8’’), 146(6’’), 140(5.1/2’’) и разобщения межколонных пространств, проведения ряда технологических операций, установки противовыбросового оборудования ( в процессе бурения) и фонтанной арматуры (в процессе эксплуатации) на рабочее дав-ление 14, 21, 35, 70, 105 МПа (2000, 3000, 5000, 10000, 15000psi).

Верхний фланец, если не оговорено заказчиком Ду280 (11’’).

Класс материалов корпусной группы и элементов запорных органов задвижек по спец. 6А API.

Температура рабочей среды до +121°С. Температура окружающей среды от минус 60°С до +40°С. Оборудование выпускаемое согласно спецификации 6А API на температурный класс от L (-46°C до +82°С) до V (+2°С до +121°С).

Наименование типового представителя

Диаметр обсадной колонны

Диаметр обсадной колонны, закрепляемой в подвеске

Диаметр обсадной колонны, закрепляемой в подвеске

Диаметр обсадной колонны, закрепляемой в подвеске

Схемы вариантов обвязки обсадных колонн

Основные конструктивные особенности и преимущества

· В конструкции оборудования обвязки обсадных колонн подвешивание обсадных труб предусмотрено на клиновой подвеске.

· Уплотнение производится специальным пакерным устройством, крестовины имеют боковые отводы с запорной арматурой (краны или задвижки) с одной стороны и фланцы с вентилем для присоединения манометра с другой стороны.

· Корпусные детали изготовлены ковкой, что обеспечивает их высокую прочность и надежность.

· Оборудование обвязки обсадных колонн комплектуется обратными клапанами и разрядными пробками, необходи-мым технологическим инструментом для сборки и эксплуатации.

· По требованию заказчика оборудование поставляется как в комплекте, так и отдельными узлами (клиновая подвеска, пакерное уплотнение, катушки обвязок).

Изготовитель: Конотопский арматурный завод, ОАО

Поставщик: Конотопский арматурный завод, ОАО

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Устьевая колонная обвязка

Устьевая колонная обвязка

Устьевая колонная обвязка предназначена для обвязывания двух и более колонн, контроля давления в межколонном пространстве и проведения ряда технологических операций.

В процессе бурения на устьевую колонную обвязку устанавливается превенторный блок, а в процессе освоения и эксплуатации скважин – фонтанная или нагнетательная арматура.

По условиям эксплуатации в зависимости от макроклиматического района колонные обвязки изготовляются для умеренного макроклиматического района.

По условиям эксплуатации в зависимости от состава скважинной среды колонные обвязки изготовляются в двух исполнениях: для нефти, газа, газоконденсата и глиняных растворов с содержанием Н₂ S и СО₂ до 0,003% по объему каждого; Н₂ S и СО₂ до 6% по объему каждого.

• основные параметры и технические требования к конструкции,
• изготовлению,
• контролю,
• приемо-сдаточным испытаниям и другие – оговорены в ТУ 26-02-579-74 «Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК» и ТУ 26-16-183-85 «Оборудование обвязки обсадных колонн на рабочее давление 70 МПа (700 кгс/см 2 )».

Установлена следующая система обозначения (схема шифров) устьевой колонной обвязки.

Пример условного обозначения устьевой колонной обвязки для обвязывания трех обсадных колонн диаметром 168, 245 и 324 мм на рабочее давление 35 МПа (350 кгс/см 2 ), для среды нефти, газа, газоконденсата и глинистого раствора с содержанием Н₂ S и СО₂ до 6% по объему каждого для умеренного макроклиматического района : ОКК2-35-168х245х324К2 .

Устьевая колонная обвязка может быть двух-, трех-, четырех и пятиколонной. В зависимости от количества обвязываемых колонн колонные обвязки могут быть однокорпусными и многокорпусными.

Однокорпусная колонная обвязка состоит из колонной головки, содержащей трубодержатель и уплотнитель для одной обсадной колонны, запорных устройств и манометров на боковых отводах. Для обвязки двух обсадных колонн применяется однофланцевая колонная головка с одним верхним стволовым присоединительным фланцем. В нижней части корпуса обвязывается (на резьбе или сварке) техническая колонна большого диаметра, а в верхней части на трубодержателе подвешивается эксплуатационная колонна меньшего диаметра. Обвязка каждой последующей колонны осуществляется в двухфланцевой колонной головке, устанавливаемой на однофланцевую. В серийно выпускаемых колонных головках крепление обсадной колонны производится на клиньевом трубодержателе. В качестве запорных устройств применяются прямоточные задвижки и краны.

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 нагнетения специальных паст или самотвердеющих пластиков.

Техническая характеристика представлена в табл. 7

условный диаметр обвязываемых обсадных колонн, мм

Источник

Документы

21 УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГЛАВА БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИН

Устьевое оборудование — это комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины при возникновении проявлений в процессе бурения, капитального ремонта, герметизации устья и регулирования режима работы скважины в процессе ее эксплуатации. Условно все устьевое оборудование делят на оборудование, применяемое при бурении скважины и при ее эксплуатации. В состав устьевого оборудования, участвующего в обвязке устья в процессе бурения скважины, входят колонная головка и противовыбросовое оборудование, состоящее из следующих основных узлов: крестовины, превенторов, над-превенторной катушки, разъемного желоба, манифольда, гидроуправления превенторами и задвижками, ручных приводов.

Колонная головка, с помощью которой обвязываются обсадные колонны в процессе бурения, служит также основанием для установки фонтанной арматуры; она остается на скважине на весь период эксплуатации. В состав эксплуатационного устьевого оборудования также входят: фонтанная арматура; манифольд фонтанной арматуры; приспособление для замены задвижек под давлением; лубрикатор, применяемый при исследованиях скважин; комплект задвижек, переводников и других деталей, необходимых для монтажа и обвязки устьевого оборудования.

21.1. КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ

Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн газовых и нефтяных скважин. Они обеспечивают подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств и контроль давления в них, проведение таких технологических операций, как снижение давления в межколонном пространстве, закачка цемента или других тампонажных материалов в межколонное пространство и т.п.

Конструкция колонной головки должна обеспечивать: 1) надежную герметизацию межколонных пространств; 2) контроль за давлением в межколонном пространстве; 3) быстрое и надежное закрепление обсадных колонн; 4) универсальность, т.е. возможность крепления к одной колонной головке обсадных колонн разных диаметров; 5) предохранение устьевой части обсадных колонн от повышенного изнашивания при работе бурильным инструментом; 6) возможность вертикального перемещения обсадных колонн при высоких температурах в скважине; 7) высокую надежность работы подвесок и узлов уплотнений во время бурения и длительной эксплуатации скважины; 8) минимально возможную высоту; 9) достаточную прочность с учетом действия различных нагрузок.

Кроме того, для осложненных условий бурения отдельные детали колонной головки должны быть коррозионно-стойкими, если в продукции скважины предполагаются корродирующие вещества; при бурении на Севере головка должна быть приспособлена для работы в условиях, где возможно понижение температуры до —60 °С; при морском бурении должна обеспечиваться возможность ее установки на дне моря при глубинах более 200 м.

В настоящее время отечественные заводы выпускают колонные головки двух типов — КГ и ОКК. В эксплуатации имеются колонные головки типа ООЕ и ОКМ. Рассмотрим колонные головки типа КГ на примере колонной головки КГ-4х70.

КОЛОННАЯ ГОЛОВКА КГ-4х70

Головка КГ-4х70 предназначена для обвязки между собой четырех обсадных колонн, герметизации и контроля межколонных пространств, регулирования режима работы при бурении и эксплуатации неф-

тяных и газовых скважин глубиной 4000 м и более с рабочим давлением до 70 МПа в отсутствие в продукции коррозийных составляющих. Модель КГ-4х70 расшифровывается следующим образом: К — колонная; Г — головка; 4 — число обвязываемых обсадных колонн; 70 — рабочее давление, МПа.

Колонная головка (рис. 21.1) состоит из следующих основных частей: тройника 13 с клиновой подвеской 12 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 324 мм, пакерного устройства 10, крестовины 9 с подвеской 7 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 245 мм, пакерного устройства 6, крестовины 5 с подвеской 3 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 168 мм, пакерного устройства 2, фланца 1, обратных клапанов 11, разрядных пробок 17. Тройник 13 включает корпус и отвод. Корпус тройника — отливка из стали марки 35ХМЛ (ГОСТ 977 — 88), в средней части которой имеется отверстие для присоединения отвода, а в верхней части выполнены расточки диаметром 415 мм под подвеску 12 диаметром 425 мм для установки крышки подвески пакерного устройства. Отвод представляет собой патрубок с краном 14 высокого давления. Отвод присоединяется к корпусу тройника на резьбе и служит для технологических работ при бурении.

Крестовина 9 — отливка из стали 35ХМЛ (ГОСТ 977 — 88). Ее нижний фланец имеет расточку диаметром 415 мм под пакерное устройство 10. Верхний фланец имеет расточку диаметром 345 мм под подвеску 7 и расточку диаметром 355 мм под пакерное устройство 6. В средней части к корпусу крестовины с одной стороны с помощью шпилек присоединена заглушка 15 с патрубком и краном высокого давления, с другой стороны — заглушка 8 с вентилем 4. При затяжке крестовины 9 пакерное устройство

10, деформируясь, герметизирует пространство между корпусом крестовины и колонной диаметром 324 мм. Крестовина 5 — это отливка из стали 35ХМЛ (ГОСТ 977 — 88). Нижний фланец имеет расточку диаметром 345 мм под пакерное устройство 6. Верхний фланец имеет расточку диаметром 227 мм под подвеску 3 и расточку диаметром 237 мм под пакерное устройство 2. В средней части к корпусу крестовины присоединяется заглушка 8 с вентилем 4, с другой стороны — задвижка 16. При затяжке крестовины 5 пакер устройства 6, деформируясь, герметизирует пространство между корпусом крестовины и колонной диаметром 245 мм. Герметизация колонны диаметром 168 мм происходит при затяжке фланца 1 деформирующимся при этом пакерным устройством 2.

Подвеска (рис. 21.2), применяемая для установки в колонной головке, — клиновая одноступенчатая, состоит из корпусов 4, плашек 1, полуколец 5, серег 7, винтов 2 и 8, ручек 3, штифтов 6.

Пакерное устройство (рис. 21.3) служит для герметизации затрубного пространства в колонной головке. Оно состоит из крышки подвески 3, нажимного кольца 1, уплотнительного кольца 4 и пакера 2.

КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ ТИПА ОКК

Головки типа ОКК изготовляют на давление 35 МПа трех типов: ОКК1, ОКК2, ОКК3. Головки типа ОКК1 применяют для обвязки двух колонн (кондуктор, эксплуатационная), типа ОКК2 — для обвязки трех колонн (кондуктор, промежуточная, эксплуатационная), типа ОКК3 — для обвязки четырех колонн.

Модель ОКК1-35-146х219 расшифровывается следующим образом:

О — оборудование; К — колонны; К — клиновое; 1 — схема (модель); 35 — рабочее давление, МПа; 146 — диаметр эксплуатационной колонны, мм; 219 — диаметр кондуктора, мм.

Колонная головка типа ОКК1 (рис. 21.4) состоит из корпуса 4, клиновой подвески 3, двухъярусного пакерного устройства 2. Корпус имеет цилиндрическую расточку, в которую устанавливают нижний ярус пакерного устройства. Во фланце корпуса имеется отверстие, в которое ввинчивают нагнетательный клапан 6. Отверстия в нижней части корпуса служат для установки манифольда колонной головки 5. Пакерное устройство 2 состоит из двух ярусов, каждый из которых включает два металлических кольца и одно Н-образное резиновое уплотнение. Клиновая подвеска состоит из трех клиньев, связанных между собой шарнирами и имеющих возможность синхронного перемещения.

Предохранительная втулка 1 защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от механических повреждений при спускоподъемных операциях.

Порядок монтажа колонной головки. После спуска и цементирования кондуктора на него навинчивают корпус колонной головки. Обвязывают устье противовыбросовым оборудованием согласно утвержденной схеме и продолжают бурение под эксплуатационную колонну. После окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны собирают клиновую подвеску на последней трубе колонны, подвешенной на талевой системе, и опускают. Под собственным весом клиновая подвеска свободно скользит по трубе и занимает свое место в корпусе колонной головки, колонну сажают на клинья. Эксплуатационную колонну цементируют, затем внутреннюю

Рис. 21.4. Колонная головка ОКК1

полость корпуса колонной головки промывают водой на свободной слив через манифольд колонной головки.

После ОЗЦ снимают противовыбросовое оборудование, труборезкой отрезают трубу на высоте 120 мм от верхнего фланца корпуса. Устанавливают пакерное устройство, предварительно смазав резиновый уплотнитель смазочным материалом ЛЗ-162. Далее монтируют крестовину фонтанной арматуры 7 (см. рис. 21.4). Нагнетательный клапан 8 на фланце крестовины фонтанной арматуры до затяжки шпилек должен быть отвинченным (после затяжки ввинтить). Опрессовывают колонную головку вместе с эксплуатационной колонной на давление, соответствующее максимально допустимому внутреннему давлению колонны. Затем опрессовывают колонную головку на герметичность уплотнений смазочным материалом ЛЗ-162. Для этого отвинчивают колпак нагнетательного клапана 8, вставляют в отверстие клапана толкатель и завинчивают колпак до упора, при этом толкатель отведет шарик клапана от посадочного места и создаст зазор. Отвинчивают колпак клапана 6 и вместо него ввинчивают наконечник нагнетателя смазочного материала НС-6х350. Закачивают СМ до того момента, пока он не появится из клапана 8. Вынимают толкатель из клапана 8 и поднимают давление до допустимого наружного давления колонны. По окончании опрессовки давление сбрасывают. В обоих случаях давление опрессовки не должно превышать давление, указанное в паспорте.

КОЛОННАЯ ГОЛОВКА ТИПА ОКМ

Головка типа ОКМ (рис. 21.5) состоит из корпуса 1, специальной муфты 4, фланца 3 под фонтанную арматуру, патрубка 7 с фланцем, проходного крана 8, стопорных винтов 2, резиновых уплотнительных колец 5 и манжеты 6.

Специальную муфту навинчивают на последнюю трубу эксплуатационной колонны и устанавливают в корпусе, навернутом на кондуктор. Уплотнение пространства между корпусом и специальной муфтой осуществляют с помощью двух резиновых колец и одной самоуплотняющейся резинотканевой манжеты. Шесть стопорных винтов в верхнем фланце корпуса предназначены для фиксации специальной муфты и подвешенной на ней эксплуатационной колонны от осевого смещения вверх, вызванного температурным удлинением колонны при эксплуатации скважины. Фланец под фонтанную арматуру укреплен на муфте с помощью резьбы.

В корпусе колонной головки имеются два боковых отверстия, одно из которых заглушают пробкой, а в другое ввинчивают патрубок с фланцем, к которому подсоединяют кран и свободный фланец. Во фланце патрубка устанавливают вентиль с манометром для контроля давления в межтрубном пространстве.

Порядок монтажа. Корпус колонной головки навинчивают на резьбу верхней трубы кондуктора. Для предотвращения механических повреждений внутренней корпусной поверхности корпуса при спускоподъемных операциях в корпусе устанавливают предохранительную втулку, которая фиксируется шестью стопорными винтами. На корпусе головки монтируют

противовыбросовое оборудование и продолжают бурение под эксплуатационную колонну.

Перед спуском эксплуатационной колонны предохранительную втулку извлекают с помощью труболовки. При спуске эксплуатационную колонну не доводят до проектной глубины на 4 — 8 м и сажают на спайдер или элеватор. После этого на последнюю трубу навинчивают специальную муфту без фланца под фонтанную арматуру. С помощью допускной трубы, которую ввинчивают в верхнюю резьбу специальной муфты, последнюю сажают на коническую поверхность корпуса колонной головки и фиксируют там стопорными болтами.

После окончания цементирования эксплуатационной колонны и ОЗЦ колонную головку на устье скважины опрессовывают на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.

После опрессовки демонтируют противовыбросовое оборудование и на верхний конец муфты специальной навинчивают фланец под фонтанную арматуру.

Техническая характеристика колонных головок тина ОКМ

Шифр оборудования. ОКМ1-140— 146×219;

Условный диаметр прохода, мм:

КОЛОННАЯ ГОЛОВКА ТИПА ООК

В эксплуатации находятся колонные головки ООК1, ООК2, ООК3. Головки ООК1 применяют для обвязки двух колонн (кондуктор, эксплуатационная), ООК2 — для обвязки трех колонн (кондуктор, промежуточная, эксплуатационная), ООК3 — для обвязки четырех колонн.

Модель ООК-1-21-146х219 расшифровывается следующим образом:

О — оборудование; О — обсадных; К — колонн; 1 — схема (модель); 21 — рабочее давление, МПа; 146 — диаметр эксплуатационной колонны, мм; 219 — диаметр кондуктора, мм.

Рассмотрим устройство и порядок монтажа колонной головки ООК2 (рис. 21.6). Колонная головка состоит из двух секций: нижней и верхней. Основные детали нижней секции: корпус 8; клиновая подвеска 7, состоящая из трех клиньев, связанных между собой шарнирами; катушка 6. В корпусе имеются два отверстия, в одно из которых ввинчивают манифольд для контроля межколонного пространства, другое заглушено пробкой. Основными деталями верхней секции являются корпус 4, который навинчивают на патрубок 5, клиновая подвеска 3, пакер 2 для герметизации меж-трубного пространства промежуточной и эксплуатационной колонн, катушка 1.

Корпус 8 приварен к кондуктору ручным электродуговым способом на постоянном токе электродами ОММ5 или СМ типа Э-42 изнутри и снаружи плотным швом 12×12 в два-три прохода. Промежуточная колонна посажена на клиновую подвеску 7 и приварена к катушке 6 сплошным швом 10×10 в два-три прохода. Эксплуатационную колонну после подвески на клинья 3 и монтажа пакера 2 приваривают к катушке 1.

ВОДООТДЕЛЯЮЩЕЙ КОЛОННЫ И КОНДУКТОРА ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН С САМОПОДЪЕМНЫХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК

При бурении скважин с самоподъемных буровых установок (СПБУ) на шельфе холодных морей возникает необходимость планового покидания точки бурения (зимний отстой), а также экстремального (шторм, тяжелая ледовая обстановка) и последующего возврата на точку бурения в целях завершения работ на скважине. Для этого при бурении скважин с СПБУ колонны обвязывают на уровне дна моря и на специальной палубе установки, а межколонное пространство от донной до палубной подвески не цементируют. При необходимости ухода установки с точки устье скважины герметизируют, колонны отсоединяют от донной подвески и поднимают на СПБУ. Из-за отсутствия цементного камня в межколонном пространстве возникает проблема неравномерного теплового удлинения колонн. Водоотделяющая колонна охлаждается холодной водой моря, а кондуктор при бурении под техническую колонну нагревается выходящим из скважины буровым промывочным раствором и, удлиняясь, поднимает ОП, отрывая его от опорного торца водоотделяющей колонны, что приводит к разрушению устья. Эту проблему решают с помощью колонной головки фирмы «Камерон». Но при бурении при глубинах моря свыше 70 м кондуктор в интервале от донной до палубной подвески под собственным весом и весом ОП становится полностью неустойчивым и, изгибаясь по спирали, ложится внутри водоотделяющей колонны. Тепловое удлинение приводит к разрушению кондуктора внутри водоотделяющей колонны. Возникает необходи-

Рис. 21.7. Узел обвязки водоотделяющей колонны и кондуктора

мость посадки кондуктора с натягом на водоотделяющую колонну.

Решение этой проблемы с помощью колонной головки фирмы «Камертон» не предусмотрено.

В Украинской военизированной части разработана, а на заводе «Красный молот» изготовлена колонная головка, которая обеспечивает свободное поднятие кондуктора при тепловом удлинении, а также позволяет с натягом посадить кондуктор на клиньях на водоотделяющую колонну.

Обвязку водоотделяющей колонны и кондуктора выполняют в следующем порядке (рис. 21.7):

после спуска кондуктора 2 и цементирования его до донной подвески водоотделяющую колонну 6 отрезают на необходимой высоте;

подвеску 5 устанавливают на водоотделяющую колонну; после натяжения кондуктор сажают на клинья 4; отрезают кондуктор и монтируют крестовину 1; приваривают ребра 3 к крестовине 1 и подвеске 5;

на крестовину 1 устанавливают ОП и осуществляют бурение под техническую колонну.

Основные параметры одно- и двухфланцевых колонных головок, установленные ГОСТ 30196 — 94, приведены в табл. 21.1 и 21.2.

Фланцевые соединения колонных головок соответствуют требованиям ГОСТ 28919 — 91. Они обеспечивают соединение между собой, установку блока превенторов противовыбросового оборудования или фонтанной арматуры без дополнительных переходных деталей.

Основные нараметры 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

Источник