Колонна головка

Колонна головка — при бурінні свердловин — пристрій для з'єднання верхніх частин обсадних колон — кондуктора, проміжної та експлуатаційної обсадної колони після закінчення буріння свердловини, спуску експлуатаційної колони і її цементування.

Загальний опис

Для нафтових, газових і газоконденсатних свердловин вибір типу колонної головки залежить від пластового тиску. У промисловій практиці застосовують колонні головки двох типів: клинову (рис. 1) та муфтову.

Найбільш поширена клинова колонна головка. Вона призначена для обв'язки двох колон — проміжної та експлуатаційної або експлуатаційної та кондуктора.

Колонні головки призначені для обв'язки між собою обсадних колон газових свердловин. В кінці ХХ — на початку ХХІ ст. нормалізовано шість типових схем обв'язки обсадних колон, які відрізняються між собою типом колонних головок (однофланцеві, двофланцеві), їх кількістю (одна, дві, три) й наявністю чи відсутністю фланцевої котушки. Однофланцеві колонні головки нижньою частиною корпусу закріплюються на кондукторі, а на фланець верхньої частини корпусу підвішують і герметизують технічну чи експлуатаційну колони.

Залежно від кількості обсадних колон, спущених у свердловину, випускаються одно-, дво-, три-, чотири- і п'ятиколонні головки, які повинні задовольняти наступним вимогам:

надійна герметизація міжтрубних просторів;
можливість контролю за тиском у всіх міжтрубних просторах;
швидке та надійне кріплення підвіски обсадних колон;
універсальність (можливість використання різних обсадних колон);
швидкий та зручний монтаж;
мінімально можлива висота;
висока надійність (у процесі експлуатації свердловини колонна головка не підлягає ремонту).

Колонні головки випускаються на різний тиск від одиниць МПа до десятків МПа. У процесі буріння на колонній головці монтуються превентори. Перед експлуатацією свердловини превентори демонтують і на колонну головку встановлюють фонтанну арматуру.