Архив метки: головка

ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Заключительные работы после цементирования скважины включают: 1) ожидание затвердения цементного раствора, закачанного в затрубное пространство скважины (ОЗЦ); 2) терморадиометрию для установления границ цементного камня за колонной (ОЦК); 3) оборудование устья сква­жины для ее эксплуатации; 4) разбуривание обратного клапана и цемент­ного стакана; 5) опрессовку и испытание колонны на герметичность; 6) перфорацию колонны; 7) спуск насосно-компрессорных труб и основа­ние скважины.

После того, как цементный раствор закачан в колонну и поднят на за­данную высоту в затрубном пространстве, скважину оставляют в покое для твердения цементного раствора.

Колонну держат под давлением, которое было в ней к концу продавки, для чего перекрывают краны на цементировочной головке.

Длительность времени твердения цементного раствора (ОЗЦ) в прак­тике бурения нефтяных и Читать далее

УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Для проведения работ с трубными испытателями устье скважины обвязывается по схеме, изображенной на рис. 11.17. В частности, такая схема включает монтаж устьевой головки и ее обвязку с насосными агрегатами и может применяться в случае, когда условия испытания позволяют продол­жительно (>1 ч) выдерживать испытательное оборудование в скважине при запакерованном стволе. Это в первую очередь относится к условиям про­ведения работ в обсаженных скважинах, а также в открытом стволе пер­спективных горизонтов, когда допускается длительное стояние на притоке и поставлена цель исследовать испытуемый пласт при разных режимах его работы. Устьевая головка устроена следующим образом: в корпусе разме­щен пробковый кран, служащий для соединения или разобщения устьевого манифольда с трубами. Герметичность труб в закрытом состоянии обеспе­чивается уплотняющими резиновыми кольцами. На торцах пробки выпол­нено углубление под шестигранный ключ, которым закрывают или откры­вают кран. Шайба, закрепленная на корпусе винтами, позволяет устанав­ливать пробку в необходимом положении (открыто-закрыто). В нижней части корпуса ввинчен ствол, на который надета крестовина с резьбами Читать далее

Головки цементировочные

Головки цементировочные относятся к оснастке обсадных колонн и предназначены для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов. В зависимости от конструктивного исполнения они могут применяться при цементировании различными способами.

В настоящее время серийно выпускаются головки типов ГЦК, ГУЦ по ТУ 39-1021-85 и ГЦУ по ТУ 39-921-84. Высота цементировочных головок обоих типов позволяет размещать их в подъемных стропах талевой систе-

Головки цементировочные

Головки цементировочные

Рис. 13.6. Головки цементировочные:

а — типа ГУЦ; б — типа ГЦК

Таблица   13.6

Параметры цементировочных головок типа ГУЦ

 

 

Шифр головки

Рраб, МПа

Диаметр колонны, мм

Габаритные размеры, мм

Масса, кг

длина

ширина

высота

ГУЦ 140-168×400

ГУЦ 178-194×320 ГУЦ 219-245×320 ГУЦ 273-299×250 ГУЦ 324-340×100

40,0

32,0 32,0 25,0 10,0

140 146 168 178 194 219 245 273 299 324 340

1148

1190 1225 1270 110

1148

1190 1225 1270 110

875

935 970 1060 1100

305

325 365 375 410

Таблица   13.7

Параметры головок типа ГЦУ

 

Параметр

Шифр головки

 

ÃÖÓ-140-146

ÃÖÓ-168

ÃÖÓ-245

ГЦУ-273

ÃÖÓ-324

ÃÖÓ-340

Условный параметр, мм

140-146

168

245

273

324

340

Максимальное   рабочее

40

40

32

25

10

10

давление, МПа

 

 

 

 

 

 

Максимальная       длина

430

430

515

647

655

665

пробок,     устанавливае-

 

 

 

 

 

 

мых в головку, мм

 

 

 

 

 

 

Внутренний       диаметр

130

144

209

245

295

305

головки, мм

 

 

 

 

 

 

Число   присоединитель-

3

3

3

3

3

3

ных боковых отводов

 

 

 

 

 

 

Высота головки, мм

865

870

1050

1145

1180

1190

Монтажная     база    на-

1100

1150

1205

1220

1285

1285

порных  трубопроводов,

 

 

 

 

 

 

мм

 

 

 

 

 

 

Масса, кг

188

237

337

353

462

446

мы и при соответствующем оснащении использовать при цементировании с расхаживанием обсадной колонны.

Головки цементировочные типа ГУЦ (рис. 13.6, а) (табл. 13.6) постав­ляются с кранами высокого давления. При установке на устье скважины верхние разделительные пробки в эти головки закладываются заранее, так что отпадает необходимость разборки этой головки после закачивания там-понажного раствора, как это делается в случае применения цементировоч­ных головок типа ПДК (рис. 13.6, б).

Последние изготавливаются размерами 377 и 426 мм на давление соот­ветственно 6,4 и 5,0 МПа. При цементировании с применением цементиро­вочной головки типа ГЦК после окончания нагнетания тампонажного рас­твора и промывки линии отвинчивают крышку, опускают в корпус головки ниже патрубков цементировочную пробку, завинчивают крышку и начи­нают продавливать тампонажный раствор.

Универсальные Читать далее

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 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

Основные параметры однофланцевых колонных головок

Основные параметры однофланцевых колонных головок

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

Основные параметры однофланцевых колонных головок

 

Основные параметры однофланцевых колонных головок

Основные параметры однофланцевых колонных головок

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

Основные параметры однофланцевых колонных головок

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.

Основные параметры однофланцевых колонных головок

Основные параметры однофланцевых колонных головок

в

Основные параметры однофланцевых колонных головокОсновные параметры однофланцевых колонных головокОсновные параметры однофланцевых колонных головокОсновные параметры однофланцевых колонных головокОсновные параметры однофланцевых колонных головокОсновные параметры однофланцевых колонных головокОсновные параметры однофланцевых колонных головокОсновные параметры однофланцевых колонных головок2/1

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

Основные параметры однофланцевых колонных головок

Арматура фонтанная

Рис. 9.6. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК2:

Основные параметры однофланцевых колонных головок

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

Основные параметры однофланцевых колонных головок

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

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

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

4.ОКК1-35-146/168×245      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

Основные параметры однофланцевых колонных головок

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.

Основные параметры однофланцевых колонных головок

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

Параметры колонных головок АО "ФМС-Сибнефтегазмаш"

 

 

 

Однофланцевые i

солонные головки С-122*

Двухфланцевые колонные головки С-22 и С-122*

(J —22 и

Dy, мм

Dy, мм

верхнего фланца™

обсадных труб

верхнего фланца"

обсадных труб

229 279 346 425 527/540

114-140 114-219 140-273 245-299 273-406

279 346 425 527/540

114-219 140-273 245-299 273-406

Колонные головки типа С —122 рассчитаны на тяжелые условия работы (рабочее давление более 35 МПа, в том числе в средах, содержа­щих сероводород). ** Предусматривается изготовление колонных головок на рабочее давление от 21  до  105 МПа, которые оснащаются трубодержателями с принудительной герметизацией кольцевого пространства. Боковые отводы могут быть резьбовые, фланцевые или с приварным фланцем. Резьбы для замены задвижки под давлением — на всех отводах с фланцем.

Основные параметры колонных головок АО "ФМСИ —Сибнефтегазмаш" при­ведены в табл. 9.10.

При заказе следует указать тип колонной головки и фланцев, диаметры, массу и группу прочности стали обсадных колонн.

Колонные головки на рабочее давление 21 и 35 МПа в обычном исполнении, соответствующие требованиям ГОСТ 30196—94, изготавливают в России на ряде заводов.

На нефтяных месторождениях, где максимальное устьевое давление не пре­вышает 14 МПа, используют колонные головки, изготавливаемые по техническим условиям, имеющим отступления от требований ГОСТ 30196-94. Некоторые из конструкций колонных головок приведены на рис. 9.11.