Конспект_ТС

сторождениях определяется зависимостью:

H ≥ 40m +5, м,

где m - мощность изолируемого угольного пласта, м,

40 – эмпирический коэффициент для условий Донбасса, учитывающий мощность зоны обрушения кровли горной выработки при выемке угля,

5 – расстояние от подошвы пласта до нижней разделительной пробки, м.

Если расстояние между смежными пластами менее 40 мощностей нижнего, то расстояние между пробками определяется как:

H ≥ 40(m1 + m2 ) +5 , м,

где m1 и m2 - мощность соответственно нижнего и верхнего угольного пласта, м.

Высота постановки пробки при изоляции призабойного угольного пласта определяется как:

H ≥ 40m + hз, м,

где hз - расстояние от забоя до подошвы угольного пласта, м. Для изоляции угольного пласта и водоносного горизонта в его

подошве расстояние между пробками определяется как:

H ≥ 40m + hв.г +5, м,

где hв.г - расстояние от забоя до подошвы угольного пласта, м.

Взонах исключительно катастрофического поглощения и неизолированных обрушенных горных выработок, пространство между пробками заполняется глиняными шариками, щебнем, шлаком. В остальных случаях по всему объему скважины применяется один и тот же тампонажный раствор.

Скважины, пересекающие водоносные горизонты, используемые для целей водоснабжения, тампонируются с учетом требований к са- нитарно-техническому тампонированию, устанавливаемых санитарной инспекцией и органами водного хозяйства.

Перед проведением ликвидационного тампонирования цементными смесями во всех случаях необходимо промыть скважину водой или глинистым раствором с низкой вязкостью.

Вкачестве наполнителей используют материалы близкие по свойствам к пересеченным породам.

Винтервалах возможного поглощения тампонирующего раствора после закачки его выдерживают в течение суток, берут пробу и лишь после этого продолжают работы по тампонированию.

Ликвидацию скважины завершает оборудование устья. Вокруг него проходят шурф размером 1х1х1 м. Обсадные трубы срезают на 0,8 м ниже уровня земли и закрывают металлической крышкой, на которой указан номер скважины, год ликвидации и краткое название геологоразведочной организации. Шурф засыпают землей.

51

11. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ТАМПОНИРОВАНИЯ

11.1 Тампонажные устройства

Тампонажные устройства используются либо для доставки в скважину тампонажного состава, приготовленного на поверхности, либо для приготовления тампонажного раствора непосредственно в скважине. Они представляют собой емкость-контейнер и вспомогательные устройства, обеспечивающие герметичность конструкции, извлечение и перемешивание компонентов состава.

Тампонажные устройства, используемые для доставки готового состава, несложны и обычно представляют собой колонковую трубуконтейнер с пробкой в нижней части. Для одновременного раздельного спуска в скважину исходных компонентов раствора используют погружные смесители, состоящие из двух концентрично расположенных труб, причем основной компонент может заполнять внутреннюю трубу, а ускоритель схватывания (отвердитель) – зазор и наоборот. Так как объем основного компонента больше, чем ускорителя схватывания (отвердителя), соответственно изменяются размеры внутренней трубы, что влечет изменение набора и конструкций вспомогательных устройств. Исходные компоненты могут выдавливаться с использованием эжекционного эффекта.

Тампонажные снаряды такого типа позволяют при подборе размера трубы строго выдерживать заданную рецептуру тампонажного состава и за счет этого повысить эффективность и надежность изоляционных работ. Однако общий разовый объем доставки тампонажного состава невелик. Он определяется длиной контейнера, которая обычно не превышает 9 –10 м. Это составляет 30, 45 и 70 л раствора при наружном диаметре тампонажного устройства соответственно 73, 89, 108 мм.

Тампонажные устройства часто конструируют и используют в виде комплекта: собственно тампонажное устройство – пакер. Имеются тампонажные устройства – смесители с пакерующими элементами, входящими в виде узла в состав конструкции.

Наиболее распространены погружные смесители типа ТУ, разработанные в СКБ ГПО «Геотехника». Нормальный ряд этих устройств охватывает диаметры от 57 до 127 мм.

Тампонажный снаряд ТУ-4 (рис. 13) опускают в скважину на бурильных трубах, присоединяемых к переходнику 1. Ускоритель схватывания заливают в трубу 5, преждевременное истечение его из полости контейнера исключается наличием в конструкции ползуна 11 с пружиной 17.

Для приведения смесителя в действие в колонну бурильных труб непосредственно перед нагнетанием основного компонента тампо-

52

телей. При этом жидкость выходит через отверстия в головке 19, перекрываемые клапаном 18. Объем контейнера регулируется длиной труб, которые соединяются ниппелями 7. В длинных контейнерах центральная труба фиксируется центраторами 6.

Универсальный тампонажный снаряд УТС-2М (рис. 14) раз-

работан в ПО «Укруглегеология».

Принцип действия снаряда заключается в следующем. Контейнер 8 на поверхности заполняется ускорителем срока схватывания тампонирующей смеси, а верхняя часть на 200-300 мм ниже отверстий фланцевой втулки 5 заполняется буферной жидкостью (машинное

53

тральной трубы 8, корпуса устройства 9, в нижнюю часть которого ввинчивают ниппель 4. В ниппель и на нижнюю часть центральной трубы вставляют и фиксируют болтами 2 уплотнительную манжету 12. Ниппель соединяют с корпусом смесительной камеры 1, на которую навинчивают нижний переходник 18 с обратным клапаном (шарик 14).

К переходнику 18 подсоединяют породоразрушающий инструмент. Затем контейнер 11 заполняют ускорителем (жидким стеклом), навинчивают верхний переходник 10 и устройство на бурильных трубах опускается в интервал тампонирования.

54

После закачивания цементного раствора (30% расчетного объема тампонирующей смеси) с целью предварительной обработки осложненного интервала, в бурильные трубы сбрасывается шарик 5, который задерживается на нижней шайбе 3 и перекрывает в ней отверстие. При дальнейшем прокачивании происходит срыв уплотнительной манжеты и перемещение ее в нижнюю часть камеры 13, после чего ускоритель из контейнера через отверстия в дозаторе вытекает в смесительную камеру, где он смешивается с основным компонентом тампонирующей смеси. При этом образуется БСС, которая через обратный клапан поступает в осложненный интервал.

Положительные результаты при тампонировании устройством ТСТ-1ГВ были достигнуты в 90% случаев.

Тампонажный снаряд ТУ-7 (рис. 16)

предназначен для борьбы с поглощениями промывочной жидкости и тампонирования трещиноватых неустойчивых пород. Он представляет собой комплект узлов: герметизатора устья скважины, пакера, скважинного контейнера. Узлы компонуются в зависимости от принятой схемы тампонирования.

Устройство рассчитано на использование БСС, составляемых на цементной и гипсовой основах и на основе синтетических смол.

Тампонажные составы можно нагнетать в скважину по колонне бурильных труб

или приготовлять в скважине с помощью Рисунок 15 – Тампонаж- контейнера-смесителя. При этом жидкий ное устройство ТСТ-1ГВ ускоритель схватывания смеси может на-

ходиться в контейнере или в полости бурильных труб. Тампонажное устройство обеспечивает принудительное вдавливание БСС в поры и трещины неустойчивых пород под давлением до 5 МПа.

Герметизатор устья снаряда ТУ-7 (рис. 16,а) предназначен для уплотнения устья скважины при тампонировании. В сборе с регулировочным вентилем 2 его устанавливают на устье скважины. Герметизация достигается манжетой 4, находящейся в обсадной трубе 6.

55

В процессе тампонирования хвостовик 5 герметизатора присоединяют к бурильным трубам. Перемещением рукоятки 1 вентиля поток нагнетаемой в скважину жидкости через трубу 3 можно направить как во внутреннюю полость бурильных труб, так и в межтрубное пространство для принудительного вдавливания тампонирующей смеси в трещины поглощающего горизонта.

Рисунок 16 - Тампонажный снаряд ТУ-7

56

Пакер снаряда ТУ-7 (рис. 16,б) герметизирует ствол скважины при разработке его по диаметру до 10 мм. Пакер опускают в скважину на бурильных трубах, с которыми он соединяется с помощью переходника 1, и устанавливают на заданной глубине. На штоке 2 пакера закреплены три самоуплотняющиеся манжеты 4, закрытые при спуске пакера кожухом 3. Манжеты опираются на шайбы 5 и упорную гайку 6. Винт 8 связывает кожух 3 с опорой 9. Для приведения пакера в рабочее положение необходимо через колонну бурильных труб бросить шар 7. Во время нагнетания жидкости по бурильным трубам во внутреннюю полость пакера кожух 3 смещается по хвостовику 10 в нижнее положение до упора в головку 11. Манжеты 4 при этом расправляются и перекрывают ствол скважины. По окончании тампонирования пакер поднимают без каких-либо дополнительных операций, что существенно упрощает его эксплуатацию.

Скважинный контейнер-смеситель снаряда ТУ-7 (рис. 16,в)

служит для спуска жидкого ускорителя схватывания в зону поглощения. Он состоит из концентрично расположенных труб 2 и 3, соединенных между собой переходниками 1 и 6. Перед спуском в скважину межтрубное пространство контейнера заполняют жидким ускорителем схватывания. Для предупреждения преждевременного истечения ускорителя служит втулка 7. БСС образуется при смешивании основного компонента смеси, нагнетаемого с поверхности, с жидким ускорителем схватывания, выдавливаемым из межтрубного пространства в полость 8 через отверстия 5. Отверстия открываются при смещении втулки 7 до ограничителя 9 за счет давления жидкости на шар 4.

Комплект средств тампонирования КСТ-1 предназначен для ликвидации поглощений промывочной жидкости в скважинах диаметром 76 мм, которые бурят традиционными методами и комплексами снарядов со съемными керноприемниками КССК-76, ССК-76. В комплект включены скважинный контейнер-смеситель ТУ-8 и гидравлические пакеры ПГЭ-1 и ПГК-1, которые используются в различных сочетаниях в зависимости от конкретных геолого-технических условий.

Скважинный контейнер-смеситель ТУ-8 предназначен для образования в скважине быстросхватывающейся (БСС) или быстротвердеющей (БСТ) тампонирующей смеси, составляемой на основе цемента и синтетических смол. Конструкция ТУ-8 аналогична конструкции скважинного контейнера-смесителя ТУ-7.

Гидравлические пакеры обеспечивают разобщение отдельных интервалов ствола скважины при значительных перепадах давления между ними. Пакера применяются для закачивания тампонирующей смеси под давлением, а также могут использоваться для определения местоположения зоны поглощения в стволе скважины.

Пакер ПГК-1 комплекта КСТ-1 (рис. 17,а) состоит из головки 1,

подвески 2, ствола 4, на котором монтируются резиновые цилиндрическая 5 и самоуплотняющаяся 6 манжеты, причем последняя может

57

Рисунок 17 – Пакеры ПГК-1 (а), ПГЭ-1 (б) и ПМ (в)

58

свободно перемещаться по стволу 4. В полости цилиндрической манжеты 5 расположен ограничитель 3, который лимитирует ее перемещение и деформацию. Опора 7 предохраняет самоуплотняющуюся манжету 6 от остаточной деформации при длительном хранении, а кожух 10 с пробкой 11 и шаровым фиксатором 12 от раскрепления и повреждения при спуске.

В нижней части ствола расположена втулка 9, зафиксированная штифтом 13. Наконечник 14 ограничивает перемещение втулки и кожуха с пробкой.

Собранный пакер спускают в скважину на колонне бурильных труб и сбрасывается шарик 8. При нагнетании промывочной жидкости (тампонирующей смеси) штифт 13 срезается, втулка перемещается до упора в наконечник 14. Одновременно открывается отверстие А, а фиксатор 12 освобождает пробку и кожух, который также смещается вниз. Самоуплотняющаяся манжета под давлением промывочной жидкости раскрывается, перекрывая скважину. За счет перепада давления в подпакерной зоне самоуплотняющаяся манжета поднимается по стволу, что приводит к деформации манжеты 5 и, следовательно, к более надежному перекрытию ствола скважины. Тампонирующая смесь через отверстия поступает в зону поглощения под давлением.

Пакер ПГЭ-1 комплекта КСТ-1 (рис. 17,б) имеет следующее устройство. На стволе 12 расположены подпружиненный (пружина 8) запорный клапан 7 с седлом 6 и эластичный рукав 11 с верхней и нижней заделкой 10 в виде штуцера и муфты. Верхняя заделка 10 рукава жестко связана посредством кожуха 9 с переходником 5, который в свою очередь навинчен на ствол 12. В отверстие переходника вставлена пробка 4, контактирующая верхней частью с кольцевым выступом штока 2, который соединен левой резьбой с переходником 5. Опора 3 с отверстиями ограничивает ход штока при вывинчивании из переходника. Для соединения с колонной бурильных труб имеется головка 1.

Для регламентирования перепада давления в нижней части ствола имеется втулка 14, зафиксированная штифтом 15, и наконечник 16 с отверстиями для прохода жидкости.

Перед спуском в скважину полость, образованная эластичным рукавом и стволом, заполняется технической водой при отсоединенном кожухе 9. Затем пакер на бурильных трубах опускают в заданный интервал скважины, забрасывают шар 6, включают насос. Давление в колонне бурильных труб повышают до величины, меньшей, чем требуется для разрушения штифта 15 и выдерживают 3–5 мин. При этом запорный клапан 7 открывается, давление внутри рукава 11 повышается, что приводит к его деформации и перекрытию скважины.

При дальнейшем повышении давления штифт 15 разрушается, втулка 14 с шаром 13 перемещается вниз, открываются отверстия А, что вызывает резкий сброс давления. Запорный клапан 7 под воздей-

59

ствием пружины 8 и перепада давления закрывается, фиксируя эластичный рукав в деформированном состоянии. Тампонирующая смесь через боковые отверстия Б нагнетается в скважину. Для освобождения пакера бурильные трубы вращают вправо на 8–10 оборотов. В результате шток 2 с левой резьбой вывинчивается из переходника 5 и открывает пробку 4. Давление в полости падает, рукав принимает транспортное положение и пакер извлекают на поверхность.

11.2 Пакерующие устройства

Кроме пакеров, входящих в комплект тампонажных снарядов широко используются ряд других конструкций.

Пакерующие устройства применяют при необходимости нагнетания тампонажных составов под давлением в заданный интервал скважины. По принципу действия пакеры делятся на механические, гидравлические, гидравлико-механические, взрывные. В практике разведочного бурения применяются в основном механические и гидравлические пакеры. По способу установки они подразделяются на упорные (снабжаемые стопорными механизмами) и безупорные, по условиям применения – на извлекаемые и стационарные (частично или полностью уничтожаемые при углублении скважины).

Пакеры могут быть одинарными и двойными. Основной узел их – уплотняющий элемент, выполненный из эластичной резины. Надежная изоляция возможна лишь в том случае, если пакер устанавливается в устойчивом интервале скважины с ровными стенками.

Механический пакер с разъемным стволом ПМ имеет сле-

дующее устройство (рис. 17,в). Переходник 1 с гайкой 2, оказывающей через цилиндрическую пружину 3 смещающее усилие на втулку 4 и закрепленную на ней цангу 5 с упорными плашками 12, соединен с патрубком 6, а через муфту 7 и ниппель 3, имеющих резьбовое соединение с крупным шагом,- с патрубком 10 и фланцем 15 уплотняющего элемента 14. Ниппель 8 имеет наружные направляющие ребра 9. Упорные плашки 12 прикреплены к цанге 5 винтами 11 и могут перемещаться по расклинивающему конусу 13. Последний свободно надет на патрубок 10 и находится над уплотняющим элементом 14. Перед спуском в скважину с помощью поджимной гайки 2 и пружины 3 упорные плашки 12 относительно расклинивающего конуса 13 устанавливаются так, чтобы при спуске пакера они едва касались стенок скважины.

Пакер ПМ спускают в скважину на бурильных трубах. При этом за счет трения о стенки скважины плашки перемещаются вверх по конусу и не препятствуют спуску пакера. На заданной глубине колонну бурильных труб приподнимают. При этом конус, расклинивая плашки, обеспечивает фиксацию пакера, а при дальнейшем натяжении труб с

60