Колонная головка-ОКК2М-35-146-219-324-Текст на украинском языке-Комплекс оборудования для обвязки и герметизации обсадных колонн с модернизацией оснащения для гидравлических испытаний-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Текст на украинском языке-Комплекс оборудования для обвязки и герметизации обсадных колонн с модернизацией оснащения для гидравлических испытаний-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Аннотация

 Данный дипломный проект выполнен по теме: «Комплекс оборудования для обвязки и герметизации обсадных колонн с модернизацией оснащения для гидравлических испытаний»
В первых двух разделах приведено назначение и комплектность колонных головок.
Проведен сравнительный анализ прототипов модернизованной конструкции. Описано техническое предложение.
В пятом разделе проведены необходимые расчеты трудоспособности.
В следующих разделах полностью приведен комплекс организационно-технических и ремонтных мероприятий, а также мероприятий по охране труда и охране окружающей среды.
В разделе экономика показана экономическая целесообразность серийного производства модернизованных колонных головок.
Уважаемые члены комиссии вашему вниманию предлагается дипломный проект на тему «Комплекс оборудования для обвязки и герметизации обсадных колонн с модернизацией оснащения для гидравлических испытаний».
Пояснительная записка содержит 101 стр. 28 рис., 7 табл.
Колонные головки являются очень специфическим оборудованием которое устанавливается на скважине не сразу а частями с большим промежутком времени, который может достигать почти целого года. Кроме того колонная головка находится частично в углублении под уровнем земной поверхности и полностью под полом буровой площадки.
Основное назначение колонной головки – обвязка между собой міжтрубних пространств обсадных колонн, а также обеспечение визуального контроля давления который может возникать из-за негерметичности цементного камня, или же обсадных колонн. На колонную головку во время бурения скважины устанавливается противовыбросовое оборудование и катушка с патрубком для слива циркулирующего в скважине бурового раствора, а также в них подвешиваются и герметизируются обсадные трубы. При цементировании скважин через колонные головки осуществляется прямая или обратная циркуляцию цементного раствора. После окончания бурения на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру.
На чертеже No 1 показан общий вид колонной головки ОКК2М-35-146х219х324 с установленной на ней фонтанною арматурой АФ-80/50х35.
ОКК2М-35-146х219х324 расшифровываются следующим образом: О-оборудование; К - колонны, К - клиновое; 2 - схема (модель), М – модернизированная; 35 - рабочее давление, МПа; 324 –диаметр кондуктора; 219 – диаметр техническая колонна, мм. 146 – диаметр эксплуатационной колонны, мм.
В среднем колонная головка весит 1,5 – 2 тонны. в них используются дорогие, высококачественные легированные стали. До последнего времени колонные головки являлись разовым изделием, но учитывая их большую стоимость и металлоемкость на Украине в системы Укргаздобыча на Андреевском ремонтном заводе налажен ремонт колонных головок, которые демонтируются (срезаются) с ликвидируемых или бездіючих скважин. Для этого в УкрДНІгазі разработаны ремонтные чертежи и по ним проводят восстановление колонных головок.
Выбор той или иной колонной головки зависит от конструкции скважины, числа обсадных труб, спускающихся в скважину и от давления на устье скважины.
Наиболее известными конструкциями являются колонные головки типа ВУМ, КГ и ОКК.
Колонные головки типа ВУМ
Муфта специальная навинчивается на последнюю трубу эксплуатационной колонны и устанавливается в корпусе, новообращенному на кондуктор. Уплотнения пространства между корпусом и специальной муфтой осуществляется с помощью двух резиновых колец и одной гумовотканинної манжеты, самоуплотняющееся
Фланец под арматуру фонтана укрепленный на муфте с помощью специальной резьбы.
Основным недостатком конструкции колонных головок типа ВУМ является то, что невозможно изменить резиновые уплотнения, которые имеют ограниченный срок годности (не более 10 лет), в процессе эксплуатации скважины
Колонная головка КГ
Колонная головка КГ изготавливалась в Российской федерации, ее конструкция устарела. В Конструкции уплотнений применялись самоуплотняющиеся манжеты которые при негерметичности нельзя было демонтировать и она была снята с производства
Колонная головка типа ОКК
Колонные головки типа ОКК изготавливают на давление 21, 35 МПа трех типов: ОКК1, ОКК2, ОКК3. Колонные головки типа ОКК1 применяют для обвязки двух колонн (кондуктор + эксплуатационная), типа ОКК2 для обвязки трех колонн (кондуктор + промежуточная + эксплуатационная), типа ОКК3 - для обвязки четырех колонн.

Сделав обзор литературы, мы пришли к выводу, что в Украине для глубоких высокодебитных скважин чаще всего используются колонные головки типа ОКК.
В настоящее время появилась необходимость работать с большими давлениями, осевыми нагрузками и глубинами, поэтому актуальной стала проблема разработки колонной головки, которая могла бы работать с большими давлениями и большим весом обсадных колонн.
Этим требованиям полностью отвечают колонные головки типа ОКК2.
Рассмотрим более детально ее конструкцию и методику гидравлических испытаний на примере колонной головки ОКК2-35.
ОПИСАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ПРЕДЛОЖЕНИЯ
Наиболее ответственным узлом колонной головки ОКК2М-35-146219324 является узел подвески колонн и работа пакерних уплотнителей. Есть необходимость модернизировать эту колонную головку таким образом, чтобы ее легче было испытать во время гидравлических испытаний, предусмотренных техническими условиями. Для этого мы предлагаем модернизировать колонную головку в трех направлениях:
- модернизировать узел клиновой подвески;
- обеспечить дополнительную герметичность, создав радиальный канал во фланцах для подкачки уплотнительного масла;
- доработать торцевую поверхность колонной головки для возможности оптимизации гидравлических испытаний и обеспечив многократность испытаний.
1 Замена узла клиновой подвески

На плакате No 2 показан узел клиновой подвески к модернизации, который представлял собой труботримач клиновой, одноступенчатый, который состоял из корпуса труботримача, плашек, ручки 4. Также составными частями были на полукольцо 3, серьга 5, винт 6, винт 7 и ограничительный штифт 8 (рисунок 4.1).
Во время установки клиновой подвески в корпус колонной головки время происходила неравномерная посадка клиньев.
Мы предлагаем изменить узел клиновой подвески таким образом, чтобы контактная поверхность в корпусе была меньшей, чем в известном труботримачі. Вместе с тем оптимальный угол наклона плашек надо увеличить для того, чтобы легче происходил процесс заклинивания. Одновременно, при необходимости, процесс извлечения трубоутримача намного упрощается. Модернизированный узел клиновой подвески изображен на плакате 2 в верхней ее части.
Одновременно корпус подвески 2 своим нижним торцом опирается в выточку в корпусе головки и усилие обжима трубы передается только на корпус 2.
.
Рисунок 4.2 – Модернизированный узел клиновой подвески

Модернизированный узел клиновой подвески состоит из следующих частей
1 - плашка; 2 - корпус; 3 – полукольцо; 5 - серьга; 6 - винт; 7 - ограничительный винт; 8 - штифт.
На плакате 3 показана деталировка плашек клиньевой подвески.
В левом нижнем углу в увеличенном виде показано зубчика плашки.

2 Модернизация верхних фланцев корпусов колонных головок

Как показано на плакате 5 в верхней части нижнего и верхнего корпуса колонной головки установлен пакерні уплотнители, которые герметизируют кольцевое пространство между трубой и корпусом колонной головки. После сборки головки с обсадной трубой, в случае негерметичности невозможно дополнительно резиновый пакер (позиция 7,8,9 10 ) поджать.
Поэтому нами предложено, как это сделано в последних конструкциях колонных головок американского производства в верхнем фланце обоих корпускних частей сделать радиальные сверления (плакат No 6), которые сообщаются с внутренней полостью головок и с помощью которых можно закачать во пакерну манжету масло, которое дополнительно обеспечит надежную герметизацию пакерного элемента.
Нами показана эта доработка. Она выполнена по диаметру и в отверстиях установлены обратные шариковые клапаны, которые обеспечат одностороннее сообщение с наружи в середину колонной головки.


Рисунок 4.3 – Технологическое отверстие для смазки

3 Модернизация торцевой поверхности колонной головки

Нижние секция колонной головки, которые выпускаются в текущее время Конотопским арматурным заводом, имеют резьбу обсадных труб для присоединения ее к соответствующей обсадной колонны.
Испытания этой секции требовало накручивать в резьбу технологический фланец, что требовало создания больших крутящих моментов и способствовало нарушению герметичности конусной резьбы.
Раньше для испытаний на прочность и плотность материала нижней секции колонной головки создавался давление в 1,2 раза больше, чем рабочий, а нижняя часть корпуса заглушувалася глухим фланцем, в котором была выполнена конусная обсадная резьба.
Для устранения этих недостатков нами разработана другая конструкция торцевой части нижней секции. В торце секции выполнена Гостовская канавка под металлическое кольцо 6 (плакат No 4). Подобранные ближайшие размеры уплотнительных колец, что позволило во время гидравлических испытаний сохранять в неприкосновенности конусную резьбу. Нами предложено применять технологические заглушки, которые соединяются с помощью специальных шпилек и металлических уплотнений.
Разработаны технологические заглушки для испытаний стягиваются между собой специальными шпильками длиной 650 мм, выполненных из закаленной стали 45Х.
Модернизированная нижняя секция колонной головки изображена на плакате 4 с уплотняющим Гостівським металлическим кольцом (позиция 6).

Рисунок 4.4 – Модернизированная нижняя секция колонной головки
1 - верхний технологический фланец, 2 - корпус, 3 - шпилька, 4 - гайка, 5-манометр, 6 - уплотнительное металлическое кольцо, 7 - подвод давления, 8 - пробки.

При проведении гидравлических испытаний нижней секции колонной головки снизу и сверху присоединяются технологические заглушки, которые уплотняются металлическими прокладками и соединяются между собой. Благодаря предложенном техническом решении имеем выигрыш в ускорении времени испытаний и защите резьбового соединения.
В 5 разделе проведены расчеты работоспособности клиньевой подвески, расчет фланцев и шпилек и подобрано количество и диаметр шпилек.
В разделе 6 приведено содержание технологического обслуживания, типичные виды и причины износа элементов оборудования, технология капитального ремонта колоних головок, технология восстановления деталей, приведены расчеты припусков и расчет режимов резания.
В разделе 7 показаны ОРГАНИЗАЦИОННО – ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ по Организация работ по монтажу колонных головок
В разделе 8 "ОХРАНА ТРУДА" дана Характеристика технологического оборудования по опасности и вредности, Охрана труда при выполнении работ
В разделе 9 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Охрана воздушной среды, Предупреждение загрязнения горизонтов с пресными водами
В разделе 10 приведены ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ целесообразности проекта
В данной работе произведена модернизация наиболее ответственного узла колонной головки - узла подвески обсадных колонн. Кроме того, разработана новая схема гидравлических испытаний нижней секции колонной головки.
Были проведены расчеты работоспособности деталей модернизированной колонной головки, а именно узла клиновой подвески, расчет фланцев, шпилек, и была учтена геометрия поверхности контакта плашек. Было