Тампонажные снаряды

Тампонирование осложненных зон обычно производят по четырем схемам.

1. Беструбным способом – путем закачивания тампонажной смеси через устье скважины. Для создания напора при тампонировании сверху на тампонажную смесь закачивают продавочную жидкость. Для предупреждения перемешивания тампонажной смеси с промывочной жидкостью под объемом тампонажной смеси и над ней устанавливают разделительные пробки.

В случае необходимости (при продавливании тампонажной смеси в трещины под давлением) на верхний конец обсадных труб устанавливают герметизатор.

2. Наиболее распространено тампонирование по второй схеме - путем закачивания тампонажной смеси через бурильные трубы как с герметизатором, устанавливаемом в устье скважины, так и без него.

3. В слабопроницаемых поглощающих горизонтах при тампонировании однорастворными смесями получил распространение третий способ тампонирования – с помощью пакеров: одного – при тампонировании призабойной зоны поглощения и двух – при тампонировании зоны поглощения в средней части скважины. При тампонировании макротрещиноватых пород пастообразными БСС над пакером устанавливается смеситель.

4. Четвертый способ предназначен для тампонирования зон осложнений дефицитными смесями. Для тампонирования БСС в этом случае применяют контейнер, а ускоритель нагнетают через затрубье.

СКБ ВПО «Союзгеотехника» для тампонирования скважин диаметром 59 и 76 мм по второй и третьей схеме разработало комплект тампонажного инструмента ТУ-7, состоящего из герметизатора (для тампонирования по второй схеме), пакера и смесителя (для тампонирования по третьей схеме).

Герметизатор устья скважины предназначен для уплотнения устья скважины при тампонировании. Герметизация достигается манжетой, находящейся в обсадной трубе. В процессе тампонирования хвостовик герметизатора присоединяют к бурильным трубам. Перемещением рукоятки вентиля поток жидкости, нагнетаемой насосом в скважину, можно направлять как во внутреннюю полость бурильных труб (поток тампонажной смеси), так и в межтрубное пространство (поток промывочной жидкости для принудительного вдавливания тампонирующей смеси в трещины поглощающего горизонта. Если в зону поглощения вместо продавочной жидкости нагнетать ускоритель схватывания, образуется пастообразная БСС.

Пакерами герметизируется ствол скважины при разработке по диметру до 10 мм. Пакеры опускают в скважину на бурильных трубах и устанавливают на заданной глубине.

На штоке пакера закреплены три самоуплотняющиеся манжеты, закрытые при спуске пакера кожухом. во время нагнетания жидкости по бурильной колонне во внутреннюю полость пакера кожух смещается в нижнее положение до упора в головку. Манжеты при этом расправляются и перекрывают ствол скважины.

По окончании тампонирования пакер поднимают без каких-либо дополнительных операций, что существенно упрощает его эксплуатацию.

Скважинный смеситель служит для спуска жидкого ускорителя схватывания в зону поглощения и приготовления пастообразного БСС в зоне поглощения. Он состоит из двух концентрично расположенных труб, соединенных между собой переходниками. Перед спуском в скважину межтрубное пространство контейнера заполняют жидким ускорителем схватывания смеси, удерживаемым от преждевременного истечения втулкой.

Образование БСС происходит при обогащении основного компонента смеси, нагнетаемого с поверхности, жидким ускорителем, выдавливаемым из межтрубного пространства в смесительную полость через отверстия, которые открываются при смещении втулки в нижнее положение, за счет давления на нее фиксаторного шарика.

Часто в зонах водопоглощений и в зонах водопроявлений наблюдается неравномерная разработка ствола скважины по диаметру от нескольких мм до 35 мм и более. При значительной разработке ствола в скважине (более 10 мм) тампонажный комплект ТУ-7 становится непригодным. Для этих условий предлагается комплект средств тампонирования КСТ.

Помимо смесителей, в комплект входят два типа пакеров: пакер гидравлический с комбинированным элементом (ПГК) для герметизации скважин диаметром 76 мм, с разработкой ствола до 12 мм и пакер гидравлический с эластичным элементом (ПГЭ) для скважин диаметром 76 мм, с разработкой ствола до 34 мм.

Смеситель ТУ-8 по конструкции аналогичен смесителю ТУ-7.

Пакер ПГК также схож с пакером ТУ-7. Отличается тем, что вместо трех самоуплотняющихся манжет в нем имеется одна самоуплотняющаяся и одна эластичная (цилиндрическая) манжета.

Несколько усовершенствован и нижний узел пакера: добавлены фиксатор в кожухе и запорная втулка, перекрывающая окно в штоке (в стволе пакера).

Работает пакер следующим образом. После промывки скважины от шлама через бурильную колонну сбрасывают шарик и нагнетают тампонажную смесь. Под давлением тампонажной смеси втулка опускается вниз (срезая штифт), фиксаторный шарик, перекатываясь в кольцевую проточку втулки, освобождает кожух. Кожух также смещается вниз до упора в наконечник. Самоуплотняющаяся манжета перекрывает ствол скважины и под давлением тампонажной смеси сжимает эластичную манжету, надежно герметизируя таким образом зазор между пакером и стенками скважины, тампонажную смесь продавливают в трещины ниже пакера.

При тампонировании скважины быстросхватывающейся смесью сверху к пакеру подсоединяют смеситель.

Пакер ПГЭ представляет собой трубу (ствол) с одетым на него эластичным рукавом (элементом), способным под давлением жидкости растягиваться на значительную величину.

Ствол с помощью переходника и штока с одной стороны соединен с головкой (муфтой замка), с другой – через обойму с наконечником. Внутри обоймы при помощи шпильки зафиксирована втулка. Наружной резьбой переходник сверху соединен с опорой, а снизу – с кожухом. Эластичный элемент закреплен сверху при помощи муфты на штуцере, соединенным резьбой с кожухом. В нижней части эластичный элемент муфтой закреплен на ползуне, способном перемещаться вдоль ствола. В верхней части ствола просверлены три отверстия для направления жидкости при ее нагнетании в кольцевую полость между стволом и эластичным элементом. Отверстия изолированы от зазора седлом и подпружиненным клапаном. Внутри переходника просверлен канал, связывающий кольцевую полость эластичного элемента с затрубным пространством. Канал перекрыт пробкой, зафиксированной буртиком штока (с левой резьбой).

Принцип действия пакера таков. После промывки скважины от шлама через бурильную колонну в ствол пакера сбрасывается шарик. Под давлением жидкости запорный клапан открывается, жидкость поступает в кольцевую полость, эластичный элемент перекрывает зазор между пакером и стенками скважины.

Давление жидкости увеличивают до тех пор, пока втулка не срежет штифт и не опустится вниз до упора. В крайнем нижнем положении втулки боковые окна наконечника окажутся открытыми, давление жидкости в стволе упадет и под действием пружины запорный клапан изолирует связь между полостями ствола и эластичного элемента, что позволит сохранить давление жидкости в полости эластичного элемента.

После перекрытия ствола скважины под пакер закачивают тампонажную смесь. При необходимости под пакером устанавливается смеситель.

Для извлечения пакера достаточно (вращая бурильную колонну вправо) вывернуть шток до упора. Вследствие перемещения буртика штока вверх пробка под давлением жидкости будет вытолкнута из гнезда, давление в полости эластичного элемента упадет и пакер примет первоначальное положение.

Для тампонирования скважин диаметром 89 и 108 мм может быть использован тампонажный комплект, разработанный ВИР, состоящий из скважинного смесителя СС-89 и механических пакеров ПМ-89 и ПМ-108.

Смеситель состоит из контейнера, дозатора и смесительного устройства.

Контейнер включает верхний переходник с обратным клапаном, две колонковые трубы диаметром 89 мм, соединительный ниппель, две внутренние трубы диаметром 35 мм, соединительную муфту и центратор. Обратные клапаны, состоящие из шарика, пружины и заглушки, служат для предотвращения создания вакуума в инструменте.

Дозирующее и смесительное устройство состоит из переходника со сменными штуцерами, штока, гильзы, пружины, кожуха (трубы), шарика и переходника. Шарик служит для перекрытия отверстия в штоке, благодаря чему создается перепад давлений, сдвигающий шток и открывающий отверстия, через которые ускоритель схватывания цемента поступает в камеру смешения. Диаметр отверстия подбирают в зависимости от необходимой скорости поступления ускорителя.

Механический пакер с разъемным стволом типа ПМ-89 и ПМ-108 состоит из следующих частей: корпуса пакера, выполненного патрубками с соединительными муфтой и ниппелем, имеющими левую резьбу с крупным шагом, с направляющими ребрами; фиксирующего узла, включающего цангу, упорные плашки и конус; резинового уплотняющего элемента с нажимным фланцем..

Интервал для установки пакера должен быть представлен монолитными породами, не имеющими каверн. Для пакера ПМ-89 и ПМ-108 диаметр скважины в месте их установки не должен превышать, соответственно, 116 и 134 мм.

Перед спуском смесителя СС-89 в скважину в свинченные колонковые вставляют центральные трубы, соединенные ниппелем с центратором. Переходник при помощи внутренней резьбы соединяют с центральной трубой, а наружной резьбой – с колонковой. В гильзу вставляют пружину с трубчатым штоком, верхний конец которого входит в осевой канал переходника. Последний с помощью трубы жестко соединяют с переходником.

С помощью этого переходника смеситель соединяют с пакером и в межтрубное пространство тампонажного устройства заливают жидкое стекло, сверх которого добавляют около двух литров вязкого глинистого раствора. В процессе цементирования скважины раствор служит разделителем между жидким стеклом и цементным раствором, поступающим в межтрубное пространство.

После навинчивания переходника смеситель, соединенный с пакером (тампонажное устройство), опускают в скважину на 10-20 м выше поглощающего интервала пород. Приподниманием колонны бурильных труб пакер фиксируется в скважине и происходит сжатие уплотняющего элемента, который перекрывает ствол скважины. Величина осевого усилия, прикладываемого к уплотняющему элементу, зависит от диаметра скважины и не должна превышать 200 МПа для ПМ-89 и 300 МПа для ПМ-108.

После закачивания и выдерживания БСС под давлением тампонажное устройство поднимают на поверхность.

Для снятия и извлечения механического пакера натяг бурильной колонны уменьшают, пакер смещают вниз по стволу скважины с тем, чтобы упорные плашки заняли новое положение. Затем вновь увеличивают натяг колонны до 500-600 кгс и при ее правом вращении отвинчивают пакер, что сопровождается снятием натяга.

Опусканием колонны бурильных труб смещают конус вниз, после чего упорные плашки устанавливают в положение, не препятствующее извлечению устройства из скважины.

Если в процессе углубки скважины зона поглощения вскрылась на значительном удалении от забоя, необходимо на 15-20 м ниже поглощающего горизонта установить разделительный мост. Это позволяет избежать цементирования интервала скважины от поглощающего горизонта до забоя и тем самым сократить время на последующее разбуривание цементного камня.

Существуют различные способы и технические средства установки разделительных мостов (для этой цели могут быть использованы приспособления для создания искусственных забоев).

В ВИТР ВПО «Союзгеотехника» разработан механизм постановки пакерного уполотнения МПУ-89, МПУ-108.

Приспособление МПУ состоит из двух основных узлов – извлекаемого и неизвлекаемого. Извлекаемый узел имеет переходник, цилиндр, поршень, упор и гайку. Разбираемая часть представлена цанговым фиксатором, сердечником, нажимным фланцем и упорным и резиновыми уплотнителями.

Приспособление МПУ без вращения опускают в скважину на заданную глубину. По индикатору веса станка определяют массу инструмента, и в колонну бурильных труб закачивают насосом промывочную жидкость до создания давления 25-30 кгс/см², благодаря чему поршень перемещается в крайнее нижнее положение и передает усилие фланцу. Резиновый элемент сжимается и перекрывает ствол скважины. При этом фиксатор надежно удерживает элемент в сжатом состоянии. Для поднятия из скважины извлекаемого узла снижают гидравлическое давление внутри колонны бурильных труб, прикладывая к ней натягивающее усилие 800-1200 кгс с одновременно правым вращением на 1-й скорости бурового станка. после разъединения узлов верхний узел поднимают из скважины на колонне бурильных труб.

Разделительный мост, созданный с помощью МПУ, обеспечивает герметичное перекрытие ствола скважины при перепаде давления до 100 кгс/см².

После ликвидации поглощения промывочной жидкости разделительный мост разбуривают и продолжают углубку скважины. Вместо комплектов смесителя и пакера для тампонирования скважины диаметра 59-132 мм по третьей схеме могут быть использованы снаряды ТУ-2, состоящие из двух концентрично расположенных ниппельных труб. Межтрубная полость служит для размещения жидкого ускорителя схватывания БСС.

Заполненное ускорителем схватывания и цементной смесью устройство опускается в скважину на бурильных трубах, присоединяемых к переходнику, и устанавливается выше кровли поглощающего горизонта. При этом возможность преждевременного истечения ускорителя из полости контейнера исключается вследствие наличия в конструкции подпружиненного полауна, перекрывающего выходные отверстия контейнера.

Закачиваемая цементная смесь, оказывая давление на заброшенный в устройство шарик, смещает подпружиненный полаун в нижнее положение, после чего смесь, обогащенная ускорителем, сдвигает кожух с уплотнительной манжеты и наливается в скважину.

В снаряде эжекция ускорителя осуществляется за счет разделения потока основного компонента БСС (цементной смеси) в верхней части контейнера. Большая часть смеси направляется по центральному каналу в скважину, в то время как некоторое количество жидкости через отверстие нагнетается в полость контейнера и способствует принудительному выдавливанию ускорителя в смесительную камеру. Для уменьшения возможности смешения компонентов в устройство выше ускорителя заливается разделительная порция высоковязкого глинистого раствора. Устройство обеспечивает образование в скважине и задавливание БСС при значительных перепадах давления, что повышает надежность тампонирования.

Дата добавления: 2015-09-05