Схема обвязки обсадных колонн, колонные головки, типы и конструкция
На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соединяются частью оборудования скважины называемой колонной головкой.
Колонная головка(рис.2) 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.
Рис. 2. Колонная головка
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 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 нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.
Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. 2.) 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 головке 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.
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. 3) состоит из нижней, промежуточной - первой, второй и третьей (верхней) колонн.
Рис.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.
Обвязка колонная типа ОКК1-14-168x245 К1 ХЛ, ОКК2-35-168x245x324 К1 ХЛ
· Коррозионностойкое исполнение К1 по ГОСТ 13846, для сред с содержанием H2S и СО2 до 6% каждого. Материальное исполнение - 30ХМЛ, 30ХМА.
· Температурный диапазон эксплуатации от минус 60°С до плюс 120°С
· Присоединительные размеры по ГОСТ 28919-91.
· Технические требования по ГОСТ Р 51365 (уровень качества УТЛ, УТР1), ГОСТ 30196.
· Запорная арматура - задвижки шиберные прямоточные с ручными управлением. Класс герметичности "А' по ГОСТ 9544.
Состояние фонда скважин
Эффект по дополнительной добыче с помощью одновременно-раздельной эксплуатации скважин, то есть разделения УЭЦН и УШГН пакером и получения двух объектов разработки и два насоса в одной скважине оказался несколько выше прогнозируемого. В первую очередь, для ее применения рассматриваются скважины эксплуатационного фонда на предмет возможности получения дополнительной добычи от вскрытия вышележащих и нижележащих объектов. В настоящее время бурение новых скважин на месторождениях ОАО «Белкамнефть» планируется с учетом применения данной технологии. Новая технология позволила исключить многократные проведения дорогостоящих ремонтно-изоляционных работ (РИР); максимально сократить время ремонта скважин; эффективно изолировать нарушения эксплуатационной колонны.. Также специалистами компании в 2009 г. была впервые внедрена эффективная технология в работе с осложненным фондом скважин, основанная на применении растворов, в состав которых входит подтоварная вода с добавлением деэмульгатора СНПХ 4114 или деэмульгатора РИК-1. Технологами ОАО «Белкамнефть» раствор используется для борьбы с эмульсией в скважинах. Особенностью выбранного метода является периодическая заливка данного раствора в затрубное пространство в объеме 3-5 м3. Раствор деэмульгатора позволяет значительно снизить нагрузки на голову балансира станка-качалки, стабильно работать установкам погружных центробежных насосов, увеличить межремонтный периоды, а также нормализовать работу нефтяных скважин. С помощью новых технологий ОАО «Белкамнефть» уменьшает бездействующий фонд скважин.
В настоящее время основная часть месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», находится на заключительной, четвёртой, стадии разработки. Общий фонд нефтяных скважин, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», на сегодняшний день составляет 3950 скважин, из них 1167 скважин оборудованы установками центробежных насосов (УЭЦН), 2706 скважин ‒ штанговыми глубинными насосами (ШГН), установками одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) оборудовано 68 скважин и 9 скважин ‒ электровинтовыми насосами (ЭВН), штанговыми винтовыми насосами (ШВН). Средний дебит скважин по нефти составляет 4,8 т/сут, по жидкости 48 м3 /сут, средняя обводнённость добываемой продукции составляет 90%. Средняя глубина скважин 1200 м.
