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

Рис. 1. Тампонажный снаряд ТУ-2:
1 — наружная труба; 2 — внутренняя труба; 3 — переходник; 4 — подпружиненный ползун; 5 — уплотнительная манжета; 6 — отверстие

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 6 нагнетается в полость контейнера и способствует принудительному выдавливанию ускорителя в смесительную камеру. Для уменьшения возможности смешения компонентов в устройстве выше ускорителя заливается разделительная порция высоковязкого глинистого раствора. Устройство обеспечивает образование в скважине и задавливание БСС при значительных перепадах давлений, что повышает надежность тампонирования.

Тампонажное устройство ТУ-7, разработанное СКВ ВПО «Союзгеотехника», предназначено для борьбы с поглощением промывочной жидкости в буровых скважинах.

Тампонажное устройство представляет собой комплект узлов, которые компонуют в зависимости от различных схем тампонирования скважин. Устройство рассчитано на использование БСС, составляемых на цементной и гипсовой основах и на основе синтетических смол.

Смеси можно нагнетать в скважину по колонне бурильных труб или приготовлять в непосредственной близости от поглощающего горизонта в смесительных приспособлениях. При этом жидкий ускоритель схватывания смеси может находиться в специальном контейнере или в полости бурильных труб.

Тампонажное устройство обеспечивает принудительное вдавливание БСС в поры и трещины неустойчивых пород под давлением до 0,5 МПа.

Герметизатор устья скважины предназначен для уплотнения устья скважины при тампонировании. В сборе с регулировочным вентилем его устанавливают на устье скважины. Герметизация достигается манжетой, находящейся в обсадной трубе. В процессе тампонирования хвостовик герметизатора присоединяют к бурильным трубам. Перемещением рукоятки вентиля поток нагнетаемой насосом в скважину жидкости через трубу можно направлять как во внутреннюю полость бурильных труб, так и в межтрубное пространство для принудительного вдавливания тампонирующей смеси в породы поглощающего горизонта.

Рис. 2. Тампонажное устройство ТУ-7:
а — герметизатор устья скважины; б — пакер; в — скважинный контейнер

Пакерами герметизируют ствол скважины при его разработке по диаметру 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.

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

Рис. 3. Скважинный смеситель СС-89:
1, 2, 6, 15 — труба; 3 — центратор; 4, 5 — ниппель; 7 — муфта; 8, 20 — шарик; 9 — уплотнительное кольцо; 10 — штуцер; 11, 17, 21 — переходник; 12 — шток; 13, 19 — пружины; 14 — гильза; 16 — винт; 18 — заглушка

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 шара.

Контейнер и пакер обычно используются совместно, что повышает надежность тампонирования дренажных каналов БСС.

Инструмент состоит из контейнера, дозатора и смесительного устройства.

Контейнер включает верхний переходник с обратными клапанами, две колонковые трубы диаметром 89 мм, соединительный ниппель, две внутренние трубы диаметром 35 мм, соединительную муфту 7 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 (труба), шарика и переходника.

Шарик служит для перекрытия отверстия в штоке, благодаря чему создается перепад давления, сдвигающий шток и открывающий отверстия, через которые ускоритель схватывания цемента поступает в камеру смешения. Диаметр отверстий подбирается в зависимости от необходимой скорости поступления ускорителя.

Гильза состоит из штока с уплотнительными кольцами, пружины и переходника с центральным проходным отверстием для поступления БСС под пакер.

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 пакеров ПМ-89 и ИМ-108 диаметр скважины в месте их установки не должен превышать соответственно 116 и 134 мм.

Перед спуском смесители 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, сверху которого добавляют около 2 л вязкого глинистого раствора. В процессе цементирования скважины раствор служит разделителем между жидким стеклом и цементным раствором, поступающим в межтрубное пространство.

После навинчивания переходника смеситель 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 20 000 Н для ПМ-89 и 30 000 Н 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 5000—6000 Н и при ее правом вращении отвинчивают пакер, что сопровождается снятием натяга. Опусканием колонны бурильных труб смещают конус вниз, после чего упорные плашки устанавливаются в положение, препятствующее извлечению устройства из скважины.

Рис. 4. Механический пакер с разъемным стволом ПМ-89 и ПМ-108:
1 — переходник; 2 — поджимная гайка; 3— пружина; 4 — втулка; 5 —цанга; 6. 10— патрубок; 7 —муфта; 8 — ниппель; 9 — направляющие ребра; 11 — винт; 12 — упорные плашки; 13 — конус; 14 — уплотняющий элемент; 15 — нажимной фланец

Если в процессе углубки скважины зона поглощения вскрылась на значительном удалении от забоя, необходимо на 15— 20 м ниже почвы поглощающего горизонта установить разделительный мост. Это позволяет избежать цементирования интервала скважины от поглощающего горизонта до забоя и тем самым сократить, главным образом, 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 уплотнения 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 переходника представлена цанговым фиксатором, сердечником, нажимным фланцем и упорным и резиновым уплотнением.

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 0,25—0,30 МПа, благодаря чему поршень перемещается в крайнее нижнее положение и передает усилие фланцу. Резиновый элемент сжимается и перекрывает ствол скважины. При этом фиксатор 8 надежно удерживает уплотняющий элемент в сжатом состоянии.

Для поднятия из скважины извлекаемого узла снижают гидравлическое давление внутри колонны бурильных труб, прикладывая к ней натягивающее усилие 8000—12 000 Н с одновременным правым вращением на 1-й скорости бурового станка. После разъединения двух узлов инструмента извлекаемый поднимают из скважины на колонне бурильных труб.

Рис. 5. Механизм постановки пакерного уплотнения типа МПУ:
1 — переходник; 2 — цилиндр; 3 — поршень; 4 — упор; 5 —отверстие; 6 – гайка; 7 — сердечник; 8 — цанговый фиксатор; 9 — нажимной фланец; 10—резиновое уплотнение; 11 — упорный фланец

Разделительный мост, созданный с помощью МПУ, обеспечивает герметичное перекрытие ствола скважины при перепаде давления до 10 МПа.