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.

Рассмотрим строение обвязки устья скважины на примере колонной головки для четырех обсадных труб (рис. 1.2).

В данной конструкции колонной головки первую обсадную трубу закрепляют в нижнем крестовике 1 (он в свою очередь закреплен на плите при помощи косынок).

Вторая обсадная труба подвешивается в клиновой подвеске 2. Первое межтрубное пространство герметизируют сварным швом 3 (конец обсадной колонны приваривают к промежуточной катушке 4).

Третью обсадную колонну закрепляют во втором крестовике 8 на клиновой подвеске 5. Герметичность второго межтрубного пространства обеспечивается сварным швом 6, которым обсадная колонна приваривается ко второй промежуточной катушке 7. Наконец, последняя четвертая обсадная колонна подвешивается в подвеске 9, расположенной в крестовике 10. Межтрубное пространство между третьей и четвертой обсадными трубами герметизируют при помощи манжеты 11. На последний крестовик устанавливают катушку 12, которую соединяют сварным швом 13 с последней обсадной колонной и устанавливают фонтанную арматуру.

Задвижки 14 устанавливают на отводах всех крестовиков колонной головки. Они служат для контроля состояния межтрубных пространств. Заглушенные отводы крестовиков 15 при необходимости могут быть использованы для подсоединения задвижек, либо другой арматуры.

Колонные головки аналогичных конструкций выпускают в Румынии, Франции, Италии и США.

Установлено, что теоретически возможное число сочетаний обвязок обсадных колонн для двухколонных скважин составляет 110, для трехколенных 273, для четырехколонных 280, всего 663 схем обвязок.

1, 8, 10 – крестовик; 2, 5 – клиновая подвеска; 3, 6, 13 – сварной шов;

7, 12 – катушка; 9 – подвеска; 11 – манжета; 14 – задвижка;

15 – заглушенный отвод крестовика

 

Рисунок 1.2 – Колонная головка для обвязки четырех колонн обсадных труб

На практике же применяют значительно меньшее число сочетаний, так как большая часть их исключается при детальном рассмотрении вопросов обеспечения цементирования, последующего бурения, разумного использования материалов и средств и многих других факторов.

 

1.5 Постановка цели и  задачи проектирования

 

Известно, что недостатками известных колонных головок являются большая металлоемкость, неоправданно большие габариты, сложность монтажа, недостаточная эксплуатационная надежность и ограниченные функциональные возможности. Ограниченные функциональные возможности увеличивают капитальные и эксплуатационные расходы, увеличивают непроизводительное время при монтаже и демонтаже устьевого оборудования. На основании анализа условий эксплуатации, а также причин отказов в курсовом проекте ставиться задача по поиску решения увеличения надежности колонных головок.

 

1.6 Патентные исследования

 

Технический уровень и тенденции развития колонных головок представлены в таблице 1.3.

 

1.7 Эскизная проработка  узла конструкции

 

Предлагаемое уплотнение разъемного соединения (рис. 1.3) предназначено для уплотнения фланцев 1 и 2 (исполнение семь по ГОСТ 12815–80) сосудов высокого давления, арматуры, трубопроводов, насосов, оборудования нефти и газодобычи и в других отраслях промышленности. Уплотнительная металлическая прокладка установлена в камере, образованной кольцевыми канавками 3 трапецеидального профиля на фланцах 1 и 2 и может быть выполнена в виде овального в сечении кольца 4, либо в виде восьмиугольного в сечении кольца 5 (во фланцевом соединении условно показаны два вида уплотнительной металлической прокладки). Обе уплотнительные металлические прокладки (рис. 1.4, 1.5) состоят из трех частей - базовой части 6, обладающей высокой стойкостью к деформации при нагрузках, возникающих при осевом сжатии прокладки между фланцами 1 и 2, и двух сменных частей 7, расположенных соответственно на противоположных торцевых поверхностях базовой части. Твердость материала базовой части 6, по крайней мере, не ниже твердости материала фланцев 1 и 2, а твердость материала каждой сменной части 7 ниже твердости материала фланцев 1 и 2 и базовой части 6. На рис. 1.6 изображена восьмиугольная уплотнительная металлическая прокладка трапецеидального сечения 8. Такая прокладка имеет схожий профиль с обычными прокладками восьмиугольного сечения, но она имеет различные углы скоса с внешней и внутренней стороны кольца. Это делает ее самоуплотняющей (рабочее давление среды обеспечивает лучшее прижатие прокладки к фланцу). Такая прокладка может применяться при давлении рабочей среды до 70 МПа. Уплотнительную восьмиугольную металлическую прокладку квадратного сечения 9 (рис. 1.7) получают из квадратного сечения путем снятия одинаковых фасок по четырем углам. Такая прокладка может применяться при давлении рабочей среды до 138 МПа.

Сменные части 7 могут располагаться как непосредственно на торцевых поверхностях базовой части 6, так и располагаться в проточках 10 базовой части 6 (рис. 1.8). Расположение сменных частей 7 в проточках базовой части позволяет вернуть в эксплуатацию, ранее использованную уплотнительную металлическую прокладку путем ее доработки с выполнением на ней проточки под сменные части 7, превращая ее, таким образом, в базовую часть уплотнительной металлической прокладки. Однако при этом необходимо выполнить обязательное условие - твердость сменной части 7 должна быть ниже твердости вновь образованной базовой части 6 и твердости фланцев 1 и 2, в результате чего при затяжке фланцевого соединение деформации будут подвергнуты только сменные части. На рис. 1.8 изображена уплотнительная металлическая прокладка в виде овального в сечении кольца 4, но вместо овального в сечении кольца 4 аналогичным образом сменная часть 7 может быть размещена в проточке базовой части уплотнительной металлической прокладки в виде восьмиугольного в сечении кольца 5. На рис. 1.9 представлен один из возможных вариантов крепления сменной части 6 на базовой части 5 уплотнительной металлической прокладки. Крепление происходит за счет защелкивания частично отогнутого концевого участка уса 11 сменной части в кольцеобразное углубление 12, выполненное на базовой части. При этом длина этого углубления должна обеспечить свободное скольжение уса по базовой части в процессе сжатия уплотнительной металлической прокладки при затяжке фланцевого соединения.

При герметизации фланцевого соединения, связанного с установкой новой или заменой поврежденной уплотнительной металлической прокладки, для получения надежного герметичного разъемного соединения, уплотнительную прокладку 3 или 4 необходимо выставить вдоль продольной оси фланцев 1 и 2 соединения. Центрирование уплотнительной металлической прокладки осуществляется за счет ее расположение в канавке трапецеидального профиля одного из фланцев. При затягивании болтов фланцевого соединения (не показаны) фланцы 1 и 2 сближаются до момента соприкосновения трапецеидальных поверхностей канавок фланцев с ответными поверхностями уплотнительной металлической прокладки. При дальнейшем затягивании болтов, под действием усилия затяжки, сменные части 7 деформируются с образованием контактных напряжений в местах контакта прокладки с трапецеидальными канавкам и фланцев, противодействующих внутреннему давлению рабочей среды. При этом деформации подвергаются только сменные части 7 как обладающие меньшей твердостью и большей текучестью по сравнению с твердостью и текучестью фланцев 1 и 2 и твердостью и текучестью базовой части 6 (8, 9) уплотнительной металлической прокладки.

Предлагаемая конструкция уплотнения фланцевого соединения повышает прочность и надежность фланцевого соединения, обеспечивает необходимую герметичность от воздействия рабочей среды, предотвращает открытые выбросы взрывопожароопасных жидкостей и газов при возникновении аварийных ситуаций (пожаров) на нефтяных и газовых скважинах и трубопроводах, позволяет использовать базовую часть уплотнительной металлической прокладки многократно. Кроме того, предлагаемая конструкция уплотнения позволяет вернуть в эксплуатацию ранее использованные прокладки путем выполнения на них проточек под сменные части.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1, 2 – фланец; 3 – кольцевые канавки; 4, 5 – кольцо

 

Рисунок 1.3 – Уплотнение разъемного соединения

6 – базовая часть; 7 –  сменная часть 

 

Рисунок 1.4 – Уплотнительная металлическая прокладка в виде овального в сечении кольца

 

6 – базовая часть; 7 –  сменная часть 

 

Рисунок 1.5 - Уплотнительная металлическая прокладка в виде восьмиугольника в сечении кольца

7 – сменная часть; 8 –  восьмиугольная уплотнительная металлическая прокладка трапецеидального сечения

 

Рисунок 1.6 - Уплотнительная восьмиугольная металлическая прокладка трапецеидального  сечения

 

7 – сменная часть; 9 –  восьмиугольную металлическая прокладка квадратного сечения

 

Рисунок 1.7 - Уплотнительная восьмиугольная металлическая прокладка квадратного  сечения

 

4 – кольцо; 6 (8, 9) – базовая  часть; 7 – сменная часть; 10 – проточки

 

Рисунок 1.8 - Уплотнительная металлическая прокладка со сменными частями, расположенными в проточках базовой части

7 – сменная часть; 6 (8, 9) – базовая часть; 11 – концевой участок уса; 12 – кольцеобразное углубление

 

Рисунок 1.9 – Один из возможных вариантов крепления сменной части на базовой части уплотнительной металлической прокладки

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.3 – Технический уровень и тенденция развития колонных головок

Основный тенденции развития данного вида техники и направления поиска ведущих организаций	Источники информации, подтверждающие тенденции и направления поиска	Средства реализации тенденции
		В объектах ведущих организаций	В объектах разработки
1	2	3	4
Уплотнение разъемного соединения	Российская федерация А.П. Епишов, И.П. Клепцов А.с. 2489633  15.06.12 – 10.08.13 [4]	Уплотнительная металлическая прокладка состоит из постоянной базовой части и сменных частей, расположенных соответственно на противоположных торцевых поверхностях базовой части, при этом твердость материала каждой сменной части ниже твердости материала фланцев и базовой части, а твердость базовой части, по крайней мере, не ниже твердости материала фланцев. Наличие сменных частей позволяет многократное использование базовой части при монтаже фланцевого соединения, за счет замены сменной части на новую часть при каждой разборке фланцевого соединения.	Уплотнительная металлическая прокладка состоит из постоянной базовой части и сменных частей, расположенных соответственно на противоположных торцевых поверхностях базовой части, при этом твердость материала каждой сменной части ниже твердости материала фланцев и базовой части, а твердость базовой части, по крайней мере, не ниже твердости материала фланцев. Наличие сменных частей позволяет многократное использование базовой части при монтаже фланцевого соединения, за счет замены сменной части на новую часть при каждой разборке фланцевого соединения.

Окончание таблицы 1.3

1	2	3	4
Корпус колонной головки	Российская федерация В.А. Чёлбин А.с. 2348791  28.04.07 – 10.03.09 [5]	Колонная головка содержит цилиндрический фланцевый корпус с внутренней конусной поверхностью и боковыми отверстиями с установленными в них патрубками, крышку с центральным осевым каналом, шпильки с гайками, вставленные в равномерно расположенные по окружности отверстия фланца корпуса и крышки, уплотнительные элементы.	Не используется
Корпус колонной головки	Российская федерация Э.М. Амиров, Н.А. Яковенко, А.Д. Сгибнев А.с. 2138614  10.02.98 – 27.09.99 [6]	Основной уплотняющий узел состоит из манжеты с кольцевой канавкой с размещенным в ней кольцом. Манжета установлена в кольцевой проточке колонного фланца. Грундбукса поджимает манжету и выполнена в форме стяжного фланца с кольцевым выступом. Стяжной фланец имеет круговую выточку для размещения дополнительного герметизатора. Использование изобретения обеспечивает надежную герметизацию соединения колонной головки и обсадной колонной и упрощает ее демонтаж	Не используется