Головка колонная КГ-5х700 с усовершенствованием уплотнительного соединения фланцев

 

1 АНАЛИЗ ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ  И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ КУРСОВОГО  ПРОЕКТИРОВАНИЯ

 

1. Анализ функционального назначения колонных головок

 

Колонная головка часть однокорпусной или многокорпусной колонной обвязки без запорных устройств на боковых отводах, содержащая трубодержатель и уплотнитель для одной обсадной колонны.

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.

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.

Колонная головка для обвязки двух колонн (рис. 1.1) состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной голов-

 

 

 

ке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500...550 кг.

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.

Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют большие массы и вертикальные габариты. Высокая их металлоемкость и большая потребность в них приводят к необходимости расхода на их изготовление больших количеств стали, причем легированной. С увеличением вертикального габарита колонной головки усложняется обслуживание скважины.

Такими головками оборудуются скважины глубиной до 1500...2000 м с давлением до 25 МПа.

Изготавливают колонные головки для оборудования скважин и с большим числом обсадных колонн: трех–, четырех– и пятиколонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок аналогичны.

Однофланцевая колонная головка (Ндп. нижняя колонная головка; двухрядная колонная головка): Устьевая колонная головка с одним верхним присоединительным стволовым фланцем, устанавливаемая на обсадной колонне.

Двухфланцевая колонная головка (Ндп. промежуточная колонная головка; однорядная колонная головка): Устьевая колонная головка с двумя соосными присоединительными стволовыми фланцами, устанавливаемая на фланец устьевого оборудования.

Клиньевая колонная головка: Устьевая колонная головка, в которой обвязываемая колонна закрепляется на клиньевом трубодержателе.

Резьбовая колонная головка: Устьевая колонная головка, в которой обвязываемая колонна закрепляется на резьбовом трубодержателе.

 

 

1 – катушка; 2 – уплотнения; 3 –  клинья; 4 – корпус; 5 – задвижка;

6,7 – обсадная труба

 

Рисунок 1.1 - Колонная головка

 

 

2. Анализ условий эксплуатации и причин отказов колонных головок

 

Колонная головка воспринимает значительные осевые напряжения от веса обсадных труб. Каждый крестовик находится под действием внутреннего давления продукта скважины. Это давление постоянно. Оно создается при опрессовке колонной головки и различных технологических операциях в процессе бурения скважины. После цементирования обсадных колонн напряжение, обусловленное внутренним давлением, снижается до нуля.

Колонная головка воспринимает значительные температурные напряжения. На высокодебитных нефтяных и газовых скважинах глубиной 4500–5500 м зарегистрированы устьевые температуры 135–150° С. Продукт, проходя по эксплуатационным трубам, нагревает обсадные колонны, крестовики и другие детали колонной головки. Было установлено, что максимальная температура крестовиков колонной головки составляет 100–120° С. Под действием таких температур структура металла существенно не изменяется, поэтому и прочность деталей корпуса изменяется мало. Повышение температуры отрицательно влияет на работу уплотнительных манжет - снижается прочность металлических прокладок и шпилек, что приводит к ослаблению затяжки фланцевых соединений с течением времени.

Кроме того, температурные удлинения незацементированной части обсадных колонн, особенно внутренних диаметрами 219 и 168 мм, вызывают растягивающие усилия в колонной головке.

В период строительства скважины на внутренние поверхности колонной головки действуют различные абразивные и коррозионно-активные растворы: глинистый и цементный растворы, сульфит- спиртовой бурды (ССБ), вода и др. При освоении скважины и ее эксплуатации колонная головка внутри омывается глинистым раствором, водой, нефтью и газом (часто с примесями коррозионнодействующих составляющих), растворами различных кислот и т. д. Под действием различных жидкостей внутренние поверхности колонной головки вследствие значительного давления и больших завихрений изнашиваются, причем зачастую неравномерно, создавая тем самым опасные узлы концентрации напряжений.

Поэтому при конструировании колонной головки коэффициент запаса прочности ее деталей и узлов принимается равным не менее 2,5–3. При бурении скважины на крестовики колонной головки действует вес установленного противовыбросового оборудования и обвязки (превентора, катушек, узлов манифольда). Кроме того, при проявлениях скважины эти крестовики вместе с превенторными установками воспринимают динамические и статические нагрузки. Колонная головка при бурении воспринимает нагрузку от бурильного инструмента.

Для осложненных условий бурения необходимо, чтобы отдельные детали колонной головки были коррозионностойкими при бурении скважин, в продукции которых ожидаются корродирующие вещества; при бурении на Севере она должна быть приспособлена для работы в условиях, где возможно понижение температуры до минус 60° С; при морском бурении ее можно было устанавливать на дне моря при глубинах 200 м и более.

При вращении бурильного инструмента в процессе бурения сверхглубоких скважин необходимо предохранять устьевую часть обсадных труб от повышенного износа. Самым эффективным методом предохранения от износа считается правильное центрирование устья скважины с бурильным инструментом, вышкой и т. д. Однако в процессе бурения возникают дополнительные динамические нагрузки, при которых со временем изменяется соосность, что незамедлительно вызывает повышенный износ устьевой части обсадных труб, превенторной установки и другого устьевого оборудования.

Поэтому во избежание ослабления стволовой части обсадных труб используют специальную трубную заготовку с толщиной стенки 25–35 мм. Однако изготовление и применение толстостенной трубной заготовки вызывает определенные трудности, поэтому ее пока широко не применяют.

При бурении сверхглубоких скважин с повышенными забойными температурами, доходящими до 200–250° С, создается дополнительная температурная нагрузка на обсадные трубы, требующая компенсации вертикального перемещения груб, что может быть предусмотрено в колонной головке.

Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

 

3. Анализ основных параметров колонных головок

 

Однофланцевые колонные головки

Предназначены для обвязывания кондуктора и технической колонны, закрепления (подвешивания) верхнего конца технической колонны в трубодержателе.

Клиновые трубодержатели обеспечивают надежное закрепление колонны обсадных труб отечественного и зарубежного производства.

Монтаж трубодержателей производится до обрезки верхнего конца подвешиваемой колонны.  Надежность первичного уплотнения кольцевого зазора между корпусом головки и подвешиваемой колонной обеспечивается эластичной манжетой, работоспособной при давлениях до 70 МПа (10 000 psi) и в рабочих средах с содержанием H2S и С02 до 25 % по объему каждого.

Герметизация кольцевого зазора осуществляется за счет сжатия разрезной эластичной манжеты при завинчивании винтов в трубодержателях, за счет наклонных наружных и внутренних кромок неразрезных манжет в трубодержателях.

Головки поставляются с эксплуатационной документацией, содержащей описание конструкций, методики монтажа, правила эксплуатации, протокол гидростатических испытаний на заводе-изготовителе и сведения о материалах.

Технические характеристики представлены в таблице 1.1.

Двухфланцевые колонные головки

Предназначены для обвязывания технических или технической и эксплуатационной колонн, закрепления (подвешивания) верхнего конца технической (эксплуатационной) колонны в трубодержателе и герметизации межфланцевых пространств с помощью вторичных и первичных уплотнений.

Особенности конструкции и преимущества:

Корпуса головок – поковки из материалов по классификации API6A.

Верхнее и нижнее соединения (стволовые фланцы) по API6A.

Боковые (выходные) фланцевые соединения с конической резьбой. К 1 1/2″ по ГОСТ 6111-52 и НК-60, НК-73 по  ГОСТ 633-80, для давлений до 10000 psi (70 МПа) и цилиндрической резьбой 2″ HP VR для давления 15000 psi, для установки пробки при замене задвижек по API6A.

Два варианта клиновидных подвесок трубодержателя обеспечивают надежное закрепление колонны обсадных труб отечественного и зарубежного производства.

Надежность вторичного уплотнения технической колонны обеспечивается П-образными эластичными манжетами, расположенными в нижнем стволовом фланце, где имеются каналы для подачи уплотнительной пасты, поджимающей манжеты к обсадной трубе. Манжеты работоспособны при давлении до 105 МПа (15 000 psi) и в рабочих средах, содержащих H2S и С02 до 25 % по объему каждого.

Два варианта вторичных уплотнений:

а) одинарные;

б) двойные.

Для контроля герметичности вторичных уплотнений межфланцевого пространства в нижнем фланце есть канал с запорным клапаном и резьбой на входе К 3/4″ по ГОСТ 6111-52.

Головки поставляются с эксплуатационной документацией, содержащей описание конструкции, методики монтажа, правила эксплуатации, протокол гидростатических испытаний на заводе-изготовителе и сведения о материалах.

Технические характеристики представлены в таблице 1.2.

 

Таблица 1.1 - Технические характеристики однофланцевых колонных головок

Наименование	Однофланцевые  колонные головки
Номинальные размеры фланца, дюйм	от 11″ до 21 1/4″
Рабочее давление, psi (МПа)	от 2000 (14) до 10000 (70)
Размеры подвешиваемых колон, мм (дюйм)	от 140 (5 1/2″) до 426 (16 25/32″)
Размеры кондукторов, мм (дюйм)	от 219 (8 5/8″) до 508 (20″)
Резьба кондуктора	ВС (Buttres), обе. резьбы по ГОСТ 632-80
Сварное соединение с кондуктором	Сварка по ГОСТ 5264-80
Материальное исполнение по API	АА, ВВ, DD, ЕЕ
Температурные классы по API (ГОСТ)	К, L, U (УХЛ, ХЛ, У)
Уровень качества по API	PSL1, PSL2, PSL3

 

Таблица 1.2 - Технические характеристики двухфланцевых колонных головок

Наименование	Двухфланцевые колонные головки
Номинальные размеры нижнего фланца, дюйм	от 13 5/8 до 21 3/4
Номинальные размеры верхнего фланца, дюйм	от 9 до 16 3/4
Номинальные размеры бокового фланца, дюйм	2 1/16,2 9/16,3 1/8
Рабочее давление, psi (МПа)	от 2000 (14) до 15000 (105)
Размеры подвешиваемых колон, мм (дюйм)	от 140 (5 1/2) до 340 (13 3/8)
Размеры уплотняемых колон, мм (дюйм)	от 219 (8 5/8) до 426 (16 25/32)
Материальное исполнение по API	АА, ВВ, DD, ЕЕ
Температурные классы по API (ГОСТ)	К, L, U (УХЛ, ХЛ, У)
Уровень качества по API	PSL1, PSL2, PSL3

 

1.4 Анализ конструктивного исполнения колонных головок

 

В зависимости от глубины и условий бурения скважину обвязывают одной–пятью колоннами обсадных труб. Колонные головки также применяют для обвязки одной, двух, трех, четырех и пяти обсадных труб.