Условный диа­метр прохода верхнего флан­ца, мм	Рабочее давле­ние, МПа	Условный диаметр об­садных труб, на которые устанавливается колонная головка, мм	Условный диаметр об — сад — ных труб, закреп­ляемых в трубодержате— ле, мм
180 230 280 350 425 (480) 540 680	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 219 до 245 От 219 до 273 От 299 до 351 От 377 до 426 От 406 до 473 От 473 до 530 От 560 до 720	От 114 до 127 От 114 до 146 От 114 до 194 От 114 до 273 От 194 до 340 От 219 до 377 От 273 до 426 От 406 до 630

Основные параметры двухфланцевых колонных головок

Таблица  9.2

 

Верхний фланец	Нижний фланец
Условный диаметр прохода, мм	Рабочее давление, МПа	Условный диаметр прохода, мм	Рабочее давление, МПа	Условный диаметр труб, за­крепляемых в трубодержа — теле, 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 219 до 340
540 680	21	680	14	От 273 до 426
35	680	21	От 273 до 426
14; 21	760	14	От 340 до 530

Рис. 9.2. Однофланцевая колонная головка типа ОКК1 конструкции ВНИИ­нефтемаша:

1 — корпус; 2 — клиньевой трубодержатель; 3, 4 — кольцо уплотнительное опорное; 5, 6 — кольцо уплотнительное нажимное; 7,8- уплотнитель; 9 — за­движка; 10 — манометр; 11 — вентиль; 12 — клапан нагнетательный; 13 — втулка направляющая; 14 — направление (кондуктор); 15 — фонтанная арматура

Рис. 9.3. Схема укрепления нижней части однофланцевой колонной головки опорной плитой ВНИИнефтемаша

А-А

 

п 12

15 Сегмент плавающий  сегмента)

Сегмент плавающий (4 сегмента)

Рис. 9.4. Клиньевые трубодержатели колонных головок:

а — бескорпусный конструкции ВНИИнефтемаша; 6 — сборный конструкции ЦКБ "Титан"; в, г, д, е — I, II, III и IV типа соответственно конструкции Воронежского мехзавода; ж — конст­рукции ОАО "ФМС —Сибнефтегазмаш" с принудительной распакеровкои; 1 — клин; 2 — су­харь; 3 — болт; 4, 5 — воротник; 6 — гайка; 7 — корпус подвески; 8 — корпус колонной головки; 9 — полукольцо; 10 — ручка; 11 — винт ограничительный; 12 — уплотнитель трубодержателя; 13 — защелка; 14 — болт распакеровки; 15 — пакер; 16 — фиксатор клина

Сегмент плавающий (4 сегмента)

Сегмент плавающий 14 сегмента)

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

При бурении скважин с двухколонной конструкцией используется однофланцевая колонная головка, которая присоединяется к кондуктору с помощью муфтовой или ниппельной резьбы обсадных труб по ГОСТ 632-80. Общий вид однофланцевой колонной головки типа ОКК1 конструкции ВНИИнефтемаша приведен на рис. 9.2.

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 го — ловки укрепляется стальной плитой с откосами (рис. 9.3).

Боковые отводы колонной головки должны быть оборудованы флан­цевыми соединениями по ГОСТ 28919-91 на рабочее давление, соответст­вующее рабочему давлению верхнего фланца. При давлении до 14 МПа допускается использование резьбового соединения насосно —компрессор­ных труб диаметром 60,3 мм
по ГОСТ 633-80.

в

2/1

Рис. 9.5. Пакер колонных голо­вок:

1 — уплотнитель; 2 — кольцо уплотнительное (опорное); 3 — кольцо уплотнительное (на­жимное)

Для закрепления в корпусе колонной головки верхней части обсадной колонны используется клиновой (без резьбы) или муфтовый (с резьбами) трубодержатель (подвеска). Наиболее распространены клиновые трубо — держатели, показанные на рис. 9.4. Грузоподъемность клинового трубо — держателя должна быть не менее значений, приведенных в табл. 9.3.

Таблица  9.3 Максимальная грузоподъемность трубодержателя колонной головки

 

Условный диаметр	Осевая нагрузка,	тс
колонной головки, мм	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
Примечание. Продолжительность испытания — 3 мин.

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. 9.5. Основные размеры таких пакеров приведены в табл. 9.4. Для размещения пакеров в колонных головках предусмотрены проточки, диаметры которых приведены в табл. 9.5 и 9.6. 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 опрессовывается на расчетное давление, определяемое из условия предупреждения смятия верхней обсадной трубы, но не выше рабочего давления фланцев.

Таблица  9.4

Основные характеристики пакеров колонных головок

 

Шифр	Обозначе —	Основные размеры, мм	Масса,
пакера	ние	D	А		D3	D4	D5	D&	D7	кг
У-140×230 У-140×280 У-146×230 У-146×280	ОКК.00.003-00 -01 -02 -03	236 292 236 292	230 285 230 285	140 146	134 140	146 152	156 162	214 270 214 270	224 280 224 280	2,0 3,5 1,2 1,8

Продолжение  табл. 9.4

 

Шифр	Обозначе —	Основные размеры, мм	Масса,
пакера	ние	D	А	D2		D4		D6	D-j	кг
У-168×230	-04	236	230	168	162	174	184	214	224	0,9
У-168×280	-05	292	280					270	280	1,5
У-178×230	-06	236	230	178	172	184	194	214	224	0,8
У-178×280	-07	292	285					270	280	1,5
У-219×280	-08			219	213	225	235	270	280	2,1
У-219×350	-09	356	350					334	344	4,4
У-245×350	-12	356	350	245	239	251	261	334	344	3,8
У-273×350	-13	356	350	273	267	279	289	334	344	3,5
У-273×425	-14	356	350	273	267	279	289	409	419	8,1
У-299×390	-15	396	390	299	293	305	315	374	384	4,3
У-299×425	-16	431	425					409	419	7,0
У-324×390	-17	396	390	324	318	330	340	374	384	3,0
У-324×425	-18	431	425					409	419	5,7
Примечание. D — максимальный диаметр уплотнителя; Di	— номинальный наружный
диаметр; D2	— номинальный внутренний диаметр;	Z>3 — минимальный	внутренний диаметр;
D4 и Dj — минимальный и максимальный	щаметры основании	опорных колец; D$	и D6 —
максимальный и минимальный диаметры вершины	опорных колец.

Таблица  9.5

Диаметры расточки верхнего фланца

 

Условный диаметр прохода Dy, мм	Рабочее давление, МПа	Наибольший диаметр расточки фланца Di, мм	Мак — сималь———- ный на­ ружный диаметр трубо — держателя D2, мм
180 230	14; 21; 35 14; 21; 35; 70	181,8 229,4	178,05 226,90
280             14; 21; 35 70; 105; 140	280,2	277,32
350	14; 21; 35; 70; 105	346,9	343,48
425	14; 21; 35; 70	426,2	422,28
480 527	35; 70 21	477,0 527,8	473,08 523,88
540 680 760	14; 35 14; 21 14	540,5 680,2 762,8	536,58 676,28 758,88

Таблица  9.6 Диаметры расточки нижнего фланца

 

 

 

Условный диаметр прохода Dy, мм	Рабочее давление, МПа	Макси — мальный диаметр расточки D3, мм
280 350 425 480 527 540	14; 21 35 70; 105; (140) 14; 21 35; 70; (105) 14; 21 35; 70 35; 70 (21) 14; 21; (35) (14; 21) (14)	242,8 231,8 217,5 296,9 283,5 354,0 346,1 425,5 431,8 443,0 558,8 635
680 760

Арматура фонтанная

Рис. 9.6. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК2:

280*70

52×70

а — ЦКБ "Титан"; 6 — Воронежского мехзавода; 1, 3, 7, 9 — уплотнители; 2, 8 — кольцевая прокладка; 4, 11 — подвеска клиньевая; 5 — фланец глухой; б -корпус двухфланцевый; 10 — корпус однофланцевый; 12 — заглушка; 13 — кран запорный; 14 — задвижка; 15 — фланец инструментальный

При бурении скважин с многоколонной конструкцией (количество колонн более двух) используется оборудование обвязки обсадных колонн, состоящее из однофланцевой и двухфланцевых колонных головок.

Ведущие заводы — изготовители устьевого оборудования поставляют колонные головки, в которых клиновые трубодержатели совмещены с верхним пакером. Распакеровка в них может происходить автоматически под действием веса обсад­ной колонны или принудительно путем ввинчивания специальных болтов (см. рис. 9.4, в и др.).

Установлена система обозначения оборудования обвязки обсадных колонн с клиновым трубодержателем. Например, ОКК1— 21 — 168×245 обозначает: О — обо­рудование; К — колонны обсадных труб; К — с клиновым трубодержателем; 1 — ко — личество корпусов колонных головок; 21 — рабочее давление верхнего фланца, МПа; 168×245 — диаметры обсадных колонн, мм, по ГОСТ 632—80.

Двухкорпусное оборудование устья скважины на рабочее давление 35 МПа для обвязки обсадных колонн диаметром 168, 245 и 324 мм в обычном исполнении обозначается шифром ОКК2-35-168х245х324.

То же в коррозионноОстойком исполнении типа К2 имеет шифр ОКК2-35-168х245х324К2.

Трехкорпусное оборудование устья скважины на рабочее давление 70 МПа для обвязки обсадных колонн диаметром 168, 245, 324 и 426 мм в коррозионно-стой­ком исполнении типа КЗ (рис. 9.7) обозначается шифром ОККЗ—70— 168х245х324х426КЗ и изготовляется на Воронежском механическом заводе.

Основные характеристики оборудования устья скважин типа ОКК на рабочее давление 21 и 35 МПа по ТУ 26-02-1146-93 для обвязки обсадных колонн по ГОСТ 632 — 80 приведены в табл. 9.7. По этим же Техническим условиям изготавливает устьевое оборудование ряд заводов: ПО "Севмашпредприятие (г. Северодвинск), Электромеханический завод "Буревестник" (г. Гатчина Ленинградской области), ОАО "Станкомаш" (г. Челябинск). Ниже приведены перечни типоразмеров усть­евого оборудования, выпускаемого ОАО "Станкомаш" и Чеховским заводом энер­гетического машиностроения.

Таблица  9.7

Основные технические характеристики оборудования устья скважин типов ОКК1,

ОКК2 и ОККЗ на давление 21 и 35 МПа по ТУ 26-02-1146-93 конструкции ВНИИнефтемаша

 

 

 

 

Тип обо — ру— дова — ния	Типоразмер оборудования	Давление в секции, МПа	Макси — мальная темпе — ратура скваж — среды, "С	Ориен­тиро­вочная масса, кг
ниж — ней	сред­ней	верх­ней
ОКК1	ОКК1-21-140×219 ОКК1 -21-140×245 ОКК1-21-140×273 ОКК1-21-146×219 ОКК1-21-146×245 ОКК1-21-146×273 ОКК1-21-168×245 ОКК1-21-168×273				100	560
ОКК1-35-140×219 ОКК1-35-140×245	35 35	—	—	630

280×70 50*70

 

Рис. 9.7. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОККЗ-70-168x245x324x426 КЗ на рабо­чее давление 70 МПа в коррозионностойком исполнении Воронежского механического заво­да

Продолжение  табл. 9.7

 

		Давление в секции, МПа	Макси —
Тип					мальная темпе —	Ориен —
обо — ру- дова — ния	Типоразмер оборудования	ниж — ней	сред­ней	верх­ней	ра —тура скваж — среды, "С	тиро — воч — ная масса, кг
	ОКК1-35-140×273	35	_	_
	ОКК1-35-146×219	35	_	_
	ОКК1-35-146×245	35	_	_
	ОКК1-35-146×273	35	_	_
	ОКК1-35-168×245	35	_	_
	ОКК1-35-168×273	35	—	—
ОКК2	ОКК2-21-140x219x299	21	_	21	120	1230
	ОКК2-21-146x219x299	21	_	21		1210
	ОКК2 — 21-168x245x324	21	_	21		1150
	ОКК2 — 21-178x245x324	21	_	21		ИЗО
	ОКК2-35-140x219x299	21	_	35		1770
	ОКК2-35-140x219x324	21	—	35		1750
	ОКК2-35-140x219x351	21	_	35		2050
	ОКК2-35-140x219x377	21	_	35		2030
	ОКК2-35-140x219x426	21	_	35		2010
	ОКК2 — 35-140x245x324	21	_	35		1630
	ОКК2 — 35-140x245x377	21	—	35		1950
	ОКК2 — 35-140x245x426	21	_	35		1930
	ОКК2 — 35-140x273x377	21	_	35		1900
	ОКК2 — 35-140x273x426	21	_	35		1880
	ОКК2 -35-146x219x299	21	_	35		1780
	ОКК2-35-146x219x324	21	_	35		1750
	ОКК2 — 35-146x245x324	21	_	35		1680
	ОКК2 — 35-146x245x340	21	_	35		1650
	ОКК2 — 35-146x245x377	21	—	35		1950
	ОКК2 — 35-146x245x426	21	_	35		1930
	ОКК2 — 35-168x245x324	21	_	35		1600
	ОКК2 — 35-168x245x340	21	_	35		1580
	ОКК2 — 35-168x245x377	21	_	35		1950
	ОКК2 — 35-168x245x426	21	_	35		1930
	ОКК2 — 35-168x273x377	21	_	35		1800
	ОКК2 — 35-168x273x426	21	—	35		1780
ОККЗ	ОККЗ-35-140x219x299x426	21	35	35	120	2800
	ОККЗ-35-140x219x324x426	21	35	35
	ОККЗ — 35-140x245x324x426	21	35	35
	ОККЗ — 35-146x245x324x426	21	35	35
	ОККЗ — 35-146x245x340x426	21	35	35
	ОККЗ — 35-168x245x324x426	21	35	35
	ОККЗ — 35-168x245x340x426	21	35	35
	ОККЗ — 35-168x273x340x426	21	35	35		2700
	ОККЗ — 35-178x245x324x426	21	35	35
	ОККЗ — 35-178x245x340x426	21	35	35
	ОККЗ — 35-178x273x340x426	21	35	35

Перечень устьевого оборудования, выпускаемого Челябинским ОАО "Станкомаш"

1.ОКК1 -21-146/168x245     6. ОКК1 -21-140/146/168×219/245 К1

2.ОКК2-21-140x245x324     7. ОКК2-21-146/168х219/245х324 К1

3.ОКК2-21-146/168x245      8. ОКК1-35-146/168×219/245 К1

4.ОКК1-35-146/168x245      9. ОКК2-35-146/168х219/245х324 К1

5.ОКК2-35-140х219/245х324

Перечень типоразмеров устьевого оборудования, выпускаемого Чеховским заводом энергетического машиностроения

1.ОКК1-21-146×245

2.ОКК1-21-168×245

3.ОКК1-35-168×245

4.ОКК2-35-140х219х299

5.ОКК2-35-140х219х324

6.ОКК2-35-140x245x299

7.ОКК2- 35-140x245x324

8.ОКК2-35-146х219х299

9.ОКК2-35-146х219х324

10.     ОКК2-35 -146x245x299

И. ОКК2-35-146x245x324

12.ОКК2-35-168x245x299

13.ОКК2-35-168x245x324

14.ОКК2-35-178x245x299

15.ОКК2-35-178x245x324

Рис. 9.8. Однофланцевые колонные головки Воронежского механического завода:

а — типа 1а; 6 — типа 16; в — типа 2

Из колонных головок Воронежского механического завода (табл. 9.8, 9.9, рис. 9.8, 9.9) по заказам потребителей собирают комплекты оборудования обвязки об­садных колонн. Отличительной особенностью колонных головок этого завода яв­ляется то, что они изготавливаются в соответствии с требованиями стандарта API 6А (17 —я редакция) с тремя уровнями контроля качества — PSL1, PSL2 и PSL3. Ко­лонные головки комплектуются задвижками (см. табл. 8.15), клиновыми трубодер — жателями и уплотнителями (см. рис. 9.4, в, г, д, е). При изготовлении деталей из поковки, штамповки, сортового проката заготовки труб после гибки подвергаются термообработке в соответствии с ГОСТ 22790-89. Каждая деталь, работающая под давлением, проходит гидравлические испытания, а затем подвергается магнитопо — рошковой и цветной дефектоскопии.

Рис. 9.9. Двухфланцевые колонные головки Воронежского механического завода:

а — I типа (с одинарным уплотнением); б — I типа (с двойным уплотнением); в — II типа (с оди — нарным уплотнением); г — II типа (с двойным уплотнением); 1 — подвеска клиновая (тип I и II); 2 — резьба К = 1,5" ГОСТ 6111-52

Таблица  9.8

Обратите внимание: