Размещено на http://www.allbest.ru/

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

МОДЕРНИЗАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ КОМБИНИРОВАННОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Содержание

Введение

Сведенья о цементировании и технологии крепления стенок скважины хвостовиками

1.1 Цементирование его цели и задачи

1.2 Подготовительные работы

1.3 Технология крепления хвостовика с цементированием через башмак (сплошное цементирование)

1.4 Технология крепления хвостовика с цементированием через фильтр-заглушку

1.5 Технология крепления хвостовика через цементировочную муфту (манжетное цементирование)

Оборудование применяемое при манжетном цементировании

2.1 Пробка продавочная

2.2 Комплекс технических средств для головы хвостовика

2.3 Муфта цементировочная

2.4 Пакер заколоный

2.5 Клапан обратный

2.6 Башмак хвостовика

2.7 Центраторы

Патентно-информационый обзор

Описание предлагаемой конструкции

4.1 Общие сведенья

4.2 Транспортирование

4.3 Монтаж и принцип работы

Расчет составных частей

5.1 Расчет переводника верхнего

5.2 Расчет резьбы переводника

5.3 Расчёт цементировочной муфты

5.4 Оценка трудоёмкости изделия

5.5 Расчет опасного сечения

5.6 Расчёт диаметра срезной части винта

6. Расчет цементирования скважины

6.1 Расчет количества материалов и реагентов

6.2 Определение количества цементировочных агрегатов

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1 Общая характеристика проектируемого объекта

7.2 Объёмно-планировочные решения проектируемой площадки под оборудование

7.3 Производственная санитария

7.3.1 Гигиенические требования к микроклимату

7.3.2 Гигиенические требования к освещению

7.3.3 Гигиенические требования к шуму

7.3.4 Гигиенические требования к вибрации

7.3.5 Гигиенические требования к выделению паров и газов

7.4 Травмобезопасность проектируемого объекта

7.4.1 Опасность травмирования движущимися частями машин и механизмов

7.4.2 Опасность поражения электрическим током

7.4.3 Опасность атмосферного электричества

7.5 Безопасность и защита в чрезвычайных ситуациях

7.6 Экологичность проекта

8. Экономическое боснование

8.1 Обоснование технического решения

8.2 Расчёт дополнительных затрат

8.3 Расчёт экономического эффекта

Зключение

Список использованной литературы

Приложение А

Приложение Б

Введение

Современное состояние нефтяной промышленности России характеризуется низким уровнем использования текущих запасов углеводородов. Это объясняется значительной степенью выработанности крупных и высокодебитных эксплуатируемых месторождений, и вводом большого числа месторождений с низкопроницаемыми пластами, нефтью повышенной вязкости, сложным геологическим строением. Основной метод разработки месторождений страны - заводнение, не обеспечивает высокой эффективности выработки запасов. Постоянно увеличивается количество нефти, содержащейся в полностью обводненных пластах. Доразработка их традиционными методами неэффективна. Не вызывают оптимизма и перспективы геологоразведочных работ. Сокращение финансирования геологоразведочных работ привело к тому, что степень освоения прогнозных ресурсов составляет около 35 процентов, финансирование геологических работ, начиная с 1989 года, сократилось на 30 процентов. На столько же уменьшились объемы разведочного бурения. Прирост запасов не компенсирует добычу. Качество новых запасов не стимулирует быстрый их ввод в разработку.

Заканчивание и эксплуатация скважин горизонтальным или пологим забоем в последние 5--7 лет находит все большее применение на выработанных месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Опыт ОАО «Сургутнефтегаз» подтверждает, что этот метод один из наиболее перспективных по совершенствованию технологии разработки месторождений, повышению темпов добычи и КИН. Целенаправленное бурение ГС и БГС позволяет сменить место забоя скважин из выработанных участков на участки с невыработанными запасами (БГС) и охватить разработкой низкопродуктивные и застойные зоны нефтяных залежей (ГС). Применение этого метода в сравнении с вертикальными скважинами в 1,5--3,0 раза повышает основные показатели разработки месторождений (текущий дебит, дополнительная добыча, КИН, низкая обводненность добываемой продукции и себестоимость нефти).

Большие перспективы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти связаны со строительством многоствольных скважин, боковых стволов и скважин с горизонтальным забоем. В настоящее время на месторождениях пробурено и эксплуатируется 106 скважин с боковыми стволами в основном в аварийных или высокообводненных скважинах.

При этом отрабатываются три технологии первичного вскрытия продуктивного пласта: вертикальным или слабонаклонным стволом, пологим (до 60°) и горизонтальным. Отход забоя бокового ствола от основного изменяется от нескольких десятков до 550 м, длина горизонтальной части ствола -- от 48 до 256 м.

На 01.2001 г. в эксплуатации находится 101 скважина с боковым стволом. Оценка эффективности метода проводилась как по каждой скважине, так и по взаимодействующим с ней окружающим скважинам. В результате зарезки боковых стволов отмечается повышение дебитов по нефти и снижение обводненности продукции по всем скважинам сформированной локальной площадной системы. Прирост суточной добычи нефти по этим скважинам составил 929,5 т/с. со средним дебитом 9,9 т/с., что позволило за анализируемый период (1998--2000 гг.) дополнительно добыть из боковых стволов 276,8 тыс, тонн нефти, что составило 2,74 тыс, тонн на скважину. При этом дополнительная добыча нефти в 1998 г. составила 9,6 тыс, тонн, в 1999 -- 59,4 тыс, тонн., а в 2000 г. -- 195,8 тыс, тонн. Максимальный начальный дебит боковых стволов с горизонтальным забоем 88--132 м отмечен в скважинах. Восточно-Сургутского месторождения (пласт БО) и составил в среднем 48,1 т/с.

Так как зарезка боковых и горизонтальных стволов скважин всё больше востребована, то становится актуальным и вопрос по креплению горизонтальных боковых стволов хвостовиками, а значит и требуется специальное цементировочное оборудование для крепления для крепления таких скважин. В последние годы всё больше и больше применяется манжетное цементирование хвостовиков с помощью цементировочной муфты.

1. Сведения о цементировании и технологии крепления стенок скважины хвостовиком

1.1 Цементирование его цели и задачи

Все способы цементирования имеют одну цель -- вытеснить буровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять последний на заданную высоту. В результате этого предотвращается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой через заколонное пространство, обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна (хвостовик) предохраняется от коррозии пластовыми водами и повышается ее несущая способность.

Весь комплекс работ, связанных с замещением бурового раствора цементным (тампонажным), называется цементированием скважины или обсадной колонны (хвостовика); сюда же входят ожидание затвердения цементного раствора (ОЗЦ) и период формирования цементного камня. Существует несколько методов цементирования (крепления) обсадных колон (хвостовиков):

цементирование хвостовика через башмак (сплошное цементирование);

цементирование хвостовика через фильтр заглушку;

цементирование хвостовика через цементировочную муфту (манжетное цементирование);

крепление скважины хвостовиком без цементирования последнего.

Важность качественного цементирования обусловлена тем, что это заключительный этап строительства скважин, поэтому неудачи при его вы полнении могут свести к минимуму ожидаемый эффект, стать причиной неправильной оценки перспективности разведываемых площадей, появления «новых» залежей нефти и, особенно, газа в коллекторах, перетоков флюидов, грифонообразования, газопроявлений и т.д. Стоимость скважин, особенно глубоких, высока, а ущерб от некачественного их крепления может быть еще большим. Процесс цементирования скважин -- операция необратимая, ремонт и восстановление их связаны со значительными затратами средств и времени.

Цементный раствор поступает в заколонное пространство, замещая находящийся там буровой раствор, и затвердевает в камень.

Назначение и функции, выполняемые цементным камнем, многообразны:

разобщение пластов, их изоляции, т.е. образование в стволе безусадочного тампона, внутреннюю часть которого составляет колонна обсадных труб. Важным условием является равномерная толщина цементного камня со всех сторон. Размеры кольцевого зазора (т.е. толщина цементного кольца) не определяют качества разобщения пластов, однако влияют на формирование цементного камня или предопределяют его отсутствие;

удержание обсадной колонны от всевозможных перемещений; проседания под действием собственного веса, температурных деформаций, деформаций вследствие возникновения перепадов давления в колонне, ударных нагрузок, вращений и т.д.;

защита обсадной колонны от действия коррозионной среды.

повышение работоспособности обсадной колонны с увеличением сопротивляемости повышенным (против паспортных данных) внешнему и внутреннему давлениям. Естественно, цементное кольцо должно быть сплошным и иметь при этом определенную физико-механическую характеристику;

сплошное цементное кольцо, приобретая в процессе формирования камня способность к адгезии (цементный камень сцепляется с металлом труб, образуя интерметаллический слой), создает предпосылки к еще большему повышению сопротивляемости высоким внешним и внутренним давлениям.

Краткосрочность операции цементирования скважин не делает ее менее значимой, хотя может быть причиной недостаточного внимания к ее выполнению.

Эксплуатация скважин требует устойчивой работы крепи, что обеспечивается формированием цементного камня вдоль ствола и заполнением им всего заколонного пространства, соответствием свойств камня (и всей крепи) требованиям, обусловленным внешними воздействиями (нагрузки, коррозия и т.д.). Количественно оценить все факторы сложно, что объясняется скудностью исследовательского материала, сложностью моделирования процессов и сложностью получения достоверных результатов. Основные трудности при этом заключаются в отсутствии информации (почти полное) об условиях, в которых предстоит формироваться цементному камню, и о свойствах материала, который образуется в скважине в результате замещения им бурового раствора.

Профиль ствола в азимут каждой его точки, расположение, глубина, форма и перемежаемость горных пород, состояние бурового раствора, степень его «защемленности», размеры зон «защемленности», возникновение «центров» движения бурового раствора, толщина фильтрационной корки, размеры зон смешения бурового и тампонажного растворов, концентрация растворов по сечениям, а также события на границах -- у стенок скважины и обсадной колонны -- явления случайные. Случайным является и сам факт качественного или некачественного разобщения пластов.

Необходимо с начала бурения управлять процессами формирования ствола скважины, приближать его конфигурацию к «идеальному» цилиндру, создавать будущие условия работы цементного камня с учетом максимального срока безаварийной эксплуатации скважин и обеспечения охраны недр.

Высокое качество цементирования любых скважин включает два понятия:

герметичность обсадной колонны;

герметичность цементного кольца за колонной.

Качество цементирования скважин в настоящее время определяется неоднозначно, а соответствующие методы оценки порой дают противоречивые и взаимоисключающие результаты.

Высокое качество цементирования скважин (результат работы) следует отличать от успешного проведения процесса цементирования. Этот процесс может быть выполнен успешно, а качество цементирования останется низким. Известны случаи, когда операция завершалась при чрезмерно больших давлениях или в ходе ее отмечались поглощения либо другие осложнения, однако качество цементирования было высоким.

Для обеспечения герметичности при наличии тампонажных растворов высокого качества необходимо создать контакт безусадочного цементного камня, обсадной трубы и стенки скважины. В процессе цементирования не должно быть гидроразрыва пластов.

В обеспечении герметичности скважин одно из центральных мест занимает технология цементирования.

Под технологией цементирования нефтяных и газовых скважин следует понимать соблюдение выработанных норм и правил работы с целью наиболее полного заполнения заколонного пространства скважины тампонажным раствором определенного качества (взамен бурового) на заданном участке и обеспечения контакта цементного раствора-камня с поверхностью обсадной колонны и стенкой скважины при сохранении целостности пластов.

Технологический процесс цементирования определяется геологическими, технологическими и субъективными факторами. При анализе влияния различных факторов на качество цементирования скважин субъективный фактор может не рассматриваться, так как предполагается, что операторы имеют необходимую квалификацию, и нарушений в проведении технологического процесса нет.

Технологические факторы необходимо совершенствовать, однако не все из них могут быть изменены. Геологические факторы следует тщательно изучать и учитывать при назначении определенных параметров технологического процесса. Например, склонность пород к гидроразрыву необходимо брать за основу при назначении высоты подъема тампонажного раствора, изменении его плотности и обеспечении скорости движения растворов в заколонном пространстве.

Большинство технико-технологических факторов управляемые. Во всех случаях следует стремиться к тому, чтобы все режимные параметры оказывали воздействие на процесс цементирования и обеспечения полного замещения бурового раствора тампонажным. Важное значение при этом имеют состояние ствола скважины, его чистота, конструкция скважины, геометрия заколонного пространства и его гидродинамическая характеристика. На практике качественное цементирование скважин достигается с большим трудом, если ему не уделено должное внимание еще в процессе бурения, т.е. при формировании ствола. Ускоренная проводка скважин без одновременного учета требований для последующего качественного цементирования приводит к заведомо некачественному разобщению пластов.

К отличительным особенностям цементирования скважин относятся:

использование техники, которая позволяет цементировать скважины на достаточно высоком уровне;

разнообразие применяемых способов цементирования;

широкий ассортимент специальных тампонажных цементов, позволяющий охватить практически все геолого-физические условия скважин.

В настоящее время изучено значительное число факторов, определяющих качество цементирования скважин. К основным из них относятся те, которые обеспечивают контактирование тампонажного раствора с породами и обсадной колонной при наиболее полном вытеснении бурового раствора тампонажным с заданными свойствами и наименьших затратах средств и времени:

сроки схватывания и время загустевания тампонажного раствора, его реологическая характеристика, седиментационная устойчивость, водоотдача и другие свойства;

совместимость и взаимосвязь свойств буровых и тампонажных растворов;

режим движения буровых и тампонажных растворов в заколонном пространстве;

объем закачиваемого тампонажного раствора, время его контакта со стенкой скважины;

качество и количество буферной жидкости;

режим расхаживания колонны в процессе цементирования;

центрирование колонны;

использование элементов автоматизации, приспособлений и устройств для повышения качества цементирования.

Таким образом, технологические факторы, способствующие повышению качества цементировочных работ, взаимосвязаны и взаимозависимы.

Технологические свойства буровых и тампонажных растворов -- это комплекс свойств указанных жидкостей, влияющих на наиболее полное замещение одной жидкости другой без нарушения процесса цементирования.

К ним относятся реологические параметры, показатель фильтрации, абразивные свойства, седиментационная устойчивость, способность незагустевать при взаимном перемешивании, сохранять подвижность в течение процесса цементирования и т.д.

На качество цементировочных работ влияют статическое и динамическое напряжение сдвига бурового раствора, его вязкость и показатель фильтрации, а также толщина, механические свойства и проницаемость фильтрационной корки.

Даже при удовлетворительных характеристиках бурового раствора он не может быть вытеснен в полном объеме из-за наличия застойных зон и каверн. Глинистая корка остается на стенках скважины.

Успех работы по цементированию скважин часто определяется показателем фильтрации тампонажных растворов. В результате отфильтровывания воды раствор становится вязким, труднопрокачиваемым, сроки схватывания его ускоряются. Если процесс цементирования осуществляется с очищением стенок скважины от глинистой корки, необходимо принимать эффективные меры ля резкого снижения показателя фильтрации цементного раствора.

Реологические характеристики тампонажных и буровых растворов определяются природой базисных материалов и наполнителей, зависят от их соотношения, количества и природы введенных реагентов, температуры, давления, конструктивных особенностей аппаратуры, методики определения параметров.

Существует несколько способов цементирования обсадных КОЛОНН. Все они могут быть разделены на две большие группы -- первичные и вторичные (ремонтные, повторные, восстановительные) способы цементирования нефтяных и газовых скважин. Первичные процессы цементирования проводятся после бурения (первичные), вторичные (ремонтные) -- после первичных, обычно после некоторого периода работ в скважинах и нарушения герметичности затрубного пространства или колонны, появления посторонних вод, прохождения газа по зацементированному затрубному пространству и т.д.

1.2 Подготовительные работы

После окончания бурения производится промывка в течение 2.5 часов для полного выноса шлама и очистки забоя.

После промывки производится шаблонирование пробуренного ствола, при затруднительном прохождении шаблона (с посадками и натяжками) производят дополнительную проработку ствола, после проработки производят повторную промывку ствола. После промывки проводят повторное шаблонирование, с попутным проведением различных параметрических исследований открытого ствола:

выявления и измерения кавернозности ствола;

выявления зон обвалов и искривлений открытого ствола и т.д.

Спуск хвостовика и последующее его крепление (цементирование) очень важная и ответственная операция, поэтому перед началом сборки и спуском хвостовика проверяют все ответственные узлы и механизмы:

проверяется состояние канатов талевой системы, производится визуальный осмотр;

производится осмотр лебёдки, если требуется производится замена ответственных узлов и регулировка тормозной системы, это вызвано большим весом хвостовика и оборудования хвостовика, а также весом колоны буровых труб на которых хвостовик спускается к месту установки;

проверяется наличие и исправность ключей и оборудования необходимого для монтажа хвостовика;

производится осмотр и проверяется на наличие составные части самого хвостовика.

производится расчет времени требуемого для спуска хвостовика до окна и мастером буровой бригады заказывается цементировочная и другая техника необходимая для проведения цементирования (крепления);

обсадные трубы и фильтра раскладывают на приёмные мостки.

1.3 Технология крепления хвоставика с цементированием через башмак (сплошным цементированием)

Типичная компоновка потайной обсадной колонны показана на рисунок1. Колонна 8 спускается в скважину на инструменте З (равнопроходных трубах внутренним диаметром 73 мм), который соединен на устье с цементировочной головкой 1. В головке установлена продавочная пробка для инструмента (верхняя часть секционной пробки) 2. Инструмент и колонна соединены разъединителем 4, в котором размещается продавочная пробка для колонны (нижняя часть секционной пробки) 5. Далее установлены якорь 6, межколонный пакер 7, центраторы 9, кольцо “стон” 10, обратный клапан 11, башмак 12. Для конкретной скважины компоновка может сокращаться или дополняться оснасткой. Длина колонны должна равняться длине БС плюс 50--100 м, т.е. головная часть хвостовика должна находиться выше места зарезки БС (при наличии заколонного пакера на 30--50 м). Центраторы на колон устанавливаются исходя из конкретных геологических условий.

Для предотвращения нарушения стенок скважин (поглощения раствора) и снижения давления на продуктивный пласт в связи с малыми кольцевыми зазорами скорость спуска колонны должна быть ограничена следующими значениями:

О,2--О,8 м/с при спуске в обсаженном стволе;

О,1--О,5 м/с в открытом стволе.

При спуске необходимо шаблонировать колонну шаблоном диаметром 98 мм и инструмент шаблоном диаметром 48 мм. Кроме того, требуется шаблонировать все переводники. В процессе спуска колонны, после установки трубы в муфту, первые три нитки резьбы навинчивают вручную цепным или специальным ключом. Дальнейшее завинчивание трубы производится ключом АКБ-З или АПР. При недовинчивании более трех ниток или полном несвинчивании трубы заменяются. Если резьбовые соединения не свинчены натри нитки, то трубы докрепляют с использованием УМК-1. Допускается после докрепления УМК-1 недовинчивание на одну нитку.

Крутящий момент докрепления резьбового соединения труб ключом УМК должен соответствовать указанным ниже. Докрепление ключом УМК допускается только при наличии моментомеров.

Крутящий момент докрепления резьб:

Условный диаметр, мм 73 89 102 104

Крутящий момент, Пм

минимальный 900 1260 1725 1940

максимальный 1500 2110 2880 3240

Порядок дальнейших работ сводится к следующим операциям:

1. Спускают хвостовик, подсоединяют разъединитель колонн, доливают колонну промывочной жидкостью и фиксируют по индикатору ГИВ вес хвостовика. Под разъединителем на первой трубе хвостовика должен быть установлен центратор.

2. Соединяют хвостовик с инструментом (колонной бурильных труб) и продолжают спуск колонны. При обнаружении посадки производят промывку колонны с расхаживанием, в случае не прохождения колонны ее поднимают и подготавливают ствол скважины заново, в том числе с его расширением (полным при длине порядка 50--1ОО м, и местным при большой длине ствола).

З. При спуске обсадной колонны в БС запрещается ее вращение. В аварийных ситуациях допускается вращение колонны с цанговым разъединителем вправо частотой 2 об/мин при нагрузке на разъединитель не более 80 кН.

4. При подходе хвостовика к забою давление промывки не должно превышать давления открытия промывочных окон разъединителя минус 2,0

5. Обеспечивают подгонку колонны из расчета, что верхний срез колонны над столом ротора должен быть не более 0,5-- 1,2 м. Производят посадку колонны на стол ротора с помощью элеватора.

После промывки скважины закрепить цементировочную головку с переходным квадратом. Установить в ней верхнюю продавочную пробку.

Порядок цементирования хвостовика сводится к следующему:

- закачивают в колонну буферную жидкость (БЖ) соответствующей рецептуры в расчетном объеме. По имеющимся рекомендациям буферная жидкость должна занимать не менее 10 % длины цементируемого заколонного пространства.

- затворяют тампонажный цемент в количестве, необходимом для цементирования хвостовика, согласно рецептурам. Нельзя допускать приготовление и закачивание цементного раствора свыше расчетного, так это может привести к прежде временному загустеванию раствора с избыточным объемом и проникновению его в продуктивный пласт при продавливании.

- по окончании закачивания цементного раствора в скважину освобождают из цементировочной головки верхнюю пробку и производят нагнетание продавочной жидкости. При стыковке верхней пробки с нижней подвесной (подвешенной в разъединителе) отмечают скачок давления 3МПа, срезаются шпильки, удерживающие пробку в корпусе разъединителя, и далее движение их происходит в состыкованном виде (продавочной и прочистной пробки). Продавливание цементного раствора продолжается до получения сигнала “стоп”.

- для повышения качества цементирования при кривизне ствола не более 2° на 10 м и небольшой длине (не более 300 м) колонну в процессе продавливания тампонажного раствора допускается расхаживать на высоту 1,5--З,0 м при минимальной скорости движения инструмента.

- в случае цементирования хвостовика с расхаживанием центраторы устанавливают в нижней части колонны не выше 50 м от башмака. При этом расхаживание прекращают при дохождении продавочной пробки не менее 100 м от башмака (недопродавливание 0,1 м продавочной жидкости в 102-мм трубах и 0,8--1,З м в 114-мм колонне).

- при отсутствии специального оборудования для расхаживания при цементировании колонны (специальной цементироночной головки, гибкого стального рукава) расхаживание проводят с помощью ведущей трубы. В этом случае порядок работ следующий: после затворения цемента и нагнетания тампонажного раствора в колонну закрывают устье скважины с помощью превентора (для предотвращения преждевременного движения столба раствора вниз), отвинчивают заливочную головку, в трубы вставляют продавочную пробку, навинчивают ведущую трубу на инструмент и после открытия превентора произвести продавку тампонажного раствора с расхаживанием колонны. После этого проверяют работу обратного клапана и герметичность колонны.

Подвеску хвостовика производят поднятием давления, в этом случае срезаются штифты и подвижные клинья начинают двигаться в верх и наезжают на неподвижные клинья, что приводит к заклиниванию. После проведения заклинивания производят разгрузку на вес колоны буровых труб, тем самым происходит дополнительное заклинивание и проверяется подвешен ли хвостовик.

Затем производят отворот инструмента посадочного путем вращения по часовой стрелке, потом приподнимают колону буровых труб до выхода сухарей. Подом путём разгрузки производится пакеровка межколонного пространства.

Затем производится подъём оборудования в безопасную зону на 10-15 свечей и выжидается время ОЗЦ.

Заключительные работы проводятся по следующей схеме:

1. После ОЗЦ (в течение 1 сут) разбуривают цементный стакан, оставшийся после срезки цементного раствора в “голове” хвостовика, и промывают скважину до забоя.

2. Производят геофизические работы по определению качества цементирования хвостовика с определением плотности тампонажного материала и характера сцепления его сколонной и выдачей заключения по качеству цементирования.

З. Производят работы по вторичному вскрытию пласта и освоению скважины по отдельному плану.

4. По окончании работ составляют акт, включающий характеристику объекта (по фактическим данным), характер спуска колонны (наблюдавшиеся осложнения, т.е. посадки, затяжки колонны и др.), описание выполненных работ, свойства тампонажного материала, рецептуру и объем буферной жидкости, наблюдаемые давления при разъединении колонн, проведение операции цементирования. Акт подписывают ответственный за проведение работ технолог и буровой мастер и инженером по сопровождению цементировочного оборудования и супервайзером заказчика. В сложных случаях акт должен быть подписан также геологом и утвержден главным инженером бурового предприятия.

1.4 Технология крепления хвоставика с цементированием через фильтр-заглушку

схема компоновки хвостовика для цементирования через фильтр-заглушку состоящая из: 1 - бурильные трубы; 2 - адаптер; 3 - пакер межколонный; 4 - клиновая подвеска; 5 - обсадные трубы; 6 - стоп кольцо; 7 - клапана обратные; 8 - заливочный патрубок; 9 - манжета с алюминиевой заглушкой; 10 - скважинные фильтры; 11 - башмак.

Технология крепления практически полностью совпадает с цементированием колоны через башмак (сплошным цементированием). Отличие данного хвостовика состоит в том, что продуктивные пласты обсажены скважинными фильтрами и не подвергаются цементированию, что не приводит к засорению пор коллектора и не требует перфорации обсадных труб в продуктивном горизонте, что цементирование ведётся через фильтр- заглушку. Заглушка выполняется из алюминия и после ОЗЦ разбуривается.

1.5 Технология крепления хвостовика с помощью цементировочной муфты ( манжетное цементирование)

Модернизируемое оборудование цементировочная муфта относится к этому виду цементирования поэтому подробно рассмотрим данный вид крепления хвостовика.

Манжетное цементирование приобретает всё более распостранёный характер так как при данном виде крепления продуктивный пласт отделяется от цементируемого участка хвостовика пакером заколоным что полностью исключает возможность попадания тампонажного раствора в продуктивный пласт и забивание коллектора тампонажным раствором. Исключает необходимость в перфорации обсадной колоны в зоне продуктивного пласта, и гидроразрыв пласта тампонажным раствором.

Ответственные за спуск хвостовика по прибытию на куст проходят инструктаж по технике безопасности на территории данного куста, потом проводится совещание по ходу проведения работ и их последовательности. Инструктируется буровая бригада о характере и методике проведения спуска буровым мастером.

Ответственным сотрудником от фирмы заказчика и инженером по сопровождению оборудования хвостовика производится контрольный обмер обсадных труб и фильтров хвостовика с их нумерацией, подбивается мера согласно глубинам установки оборудования (в соответствие с планом программой), в ходе этого выполняется визуальный осмотр обсадных труб (порывов, трещин, смятий тела трубы не допускается, смятий и сколов на резьбовой части также не допустимо). После данной операции лишние и забракованные трубы снимаются с приёмных мостков, а необходимые раскладывают на приёмных мостках в соответствии с очерёдностью их спуска в скважину.

После чего приступают к подъёму обсадных труб и фильтров с приёмных мостков с попутным их шаблонированием внутренним шаблоном соответствующего диаметра (БН-73: 51 мм; БК-89, ОТТМ-102: 85.6 мм; ОТТМ-114х7,4: 97 мм; ОТТМ-114х8,6: 95 мм). Подъём труб "хвостовика" со стеллажей выполняется с помощью вспомогательной лебёдки и элеватор. Перед подъёмом труб ослабляются транспортировочные защитные колпачки, а перед их скручиванием очищается резьба металлической щёткой и производится смазка резьбы смазкой Р-402 или Р-416.

Свинчивание труб «хвостовика» выполняется с помощью гидравлического ключа. Момент докрепления должен составлять для труб: НКТ-89 - 250 кг·м (+/- 1 нитка), ОТТМ-102 - 300 кг·м (+/- 1 нитка), ОТТМ-114 - 300 кг·м (+/- 1 нитка).

При спуске "хвостовика" на инструменте, производится долив через каждые 300 м. Категорически запрещается наворачивать верхний привод, ведущую трубу (квадрат) при доливе инструмента и "хвостовика". При спуске «хвостовика» ведётся контроль за количеством свечей спускаемых в скважину. Спуск «хвостовика» производится плавно без резких рывков и торможений. При спуске не допускается вращения колонны.

Пропускается установочный инструмент через превентор с соблюдением мер предосторожности. Скорость спуска «хвостовика» не более 1 м/с в Э/К. В открытом стволе не более 0.5 м/с.

При посадке компоновки «хвостовика» (допустимая разгрузка не более 2 тонн в эксплуатационной колонне, в открытом стволе не более 9 тонн собственного веса), производится расхаживание, после чего повторяется спуск. При невозможности дальнейшего спуска (посадка, подклинивание и т.п.) выполнятся подъем оборудования «хвостовика» из скважины и производится повторная проработка ствола.

В просе спуска компоновки запрещается оставлять компановку без движения во избежания прихватов и заклинивания.

По достижении башмака «хвостовика» интервала «окна» производится промывка в течение одного цикла, выполняются замеры веса «хвостовика» на крюке при ходе «вверх», «вниз» (майна, вира). После промывки продолжают спуск до заданной глубины. При выходе из окна на куст прибывает цементировочное оборудование ЦА- 320М, цементосмесительные машины, ППУ, цементовоз.

Не доходя 10 - 15 метров до проектной глубины установки башмака выполняется замер веса спускаемого "хвостовика" с бурильными трубами при ходе "вверх" на длину вытяжки инструмента, "вниз" и записывают данные. Производится промывка давлением 60 атм. при помощи штатных насосов находящихся в комплекте буровой.

Попутно промывке производится обвязка цементировочного оборудования и монтаж нагнетательной линии состоящей из труб с быстроразъемными соединениями. Производится опресовка нагнетательной линии давлением превышающим рабочее на 10%.

После выполнения промывки компоновку спускают на проектную глубину и производят подвешивание хвостовика в эксплуатационной колоне. Для чего производят расхаживание компоновки бросается шарик и начинается нагнетание промывочной жидкости до получения сигнала «стоп», который означает что шарик сел в седло в пакаре заколоном. В колоне создают давление 100-120 атм. при таком давлении происходит срезка штифтов гидравлической подвески и подвижные клинья начинают двигаться по направляющим и набегают на неподвижные клинья тем самым заклинивая хвостовик в старом обсаженном стволе, для проверки подвешивания хвостовика разгружают компоновку на вес колоны буровых труб и производят замер веса при помощи ГИВ.

Затем производят пакеровку затрубного пространства путем повышения давления до 150 атм., что приводит к перемещению посадочного седла шара в низ и открытию системы каналов пакера заколоного, выдерживают такое давление в течении 10 минут для раздутия пакера, после чего давление сбрасывают для закрытия клапанов пакера.

После давление повышают до 170 атм., что приводит к срезу нижних винтов цементировочной муфты и открытию цементировочных окон. Момент полного открытия цементировочных окон фиксируется манометром в виде уменьшения давления. Восстанавливается циркуляция в колоном и заколоном пространстве.

Производится отворот инструмента посадочного по левой резьбе путем вращения в правую сторону на 6-8 оборотов проверяется наличие пружины, если она отсутствует продолжают вращение в правую сторону до 20 свободных оборотов, инструмент при этом не поднимают.

Наворачивают к БН-73 цементировочную головку с установленной в ней вехней продавочной пробки, с помощью крана переводят поток по байпасной линии, минуя верхнюю пробку.

Опрессовывают на 25,0 МПа нагнетательную линию в течении 2-х минут. Падение давления не допускается. Набрирают необходимое количество пресной воды в емкость цементировочного агрегата согласно расчета. Прокачивают буферную жидкость в скважину в объеме согласно расчета. Начинают затворение цемента с добавками согласно технологии. До затворения цементного раствора отбирают 2-е (две) пробы воды затворения и сухого цемента, а также используемых химреагентов. При затворении отобрают не менее 3-х (трех) проб цементного раствора с составлением акта на фактические сроки схватывания по каждой из проб. Перед цементированием имеют все разрешения, сертификаты и санитарно-эпидемиологические заключения на применяемые химреагенты.

Закачивют цементный раствор в скважину. Выполняют переключение байпасной линии цементировочной головки и производят продавку цементировочной пробки расчетным количеством продавочной жидкости. За 200 литров до откачки первого расчетного объёма продавки, снижают производительность цементировочного агрегата (если после прокачки первого расчетного количества продавочной жидкости не произойдет увеличения давления, то продолжают прокачивание второго расчётного количества продавочной жидкости). Фиксируют момент срезки штифтов подвесной пробки и продолжают продавку до получения сигнала «стоп» с превышением рабочего давления на 30-40 атм. и выдержкой в течение 5 минут, убеждаются в герметичности «хвостовика».

После получения сигнала «стоп» сбросавыют давление в трубах до нуля, открывают выкидную задвижку и в течение 5 мин убеждаются в герметичности обратных клапанов. Отсутствие обратного перетока бурового раствора свидетельствует о герметичности обратных клапанов и элементов «хвостовика».

После этого поднимают бурильный инструмент на 1,5-2,5 м, для выхода из воронки сухарей (торцевых упоров), убеждаются в отсутсвии веса "хвостовика". Приводят в действие пакер межколоный, путем разгрузки бурильной колонны на верхний торец пакера (пакер перекрывает межтрубное пространство).

Поднимают колонну на 1-1,5 м. Производят «срезку» излишков цементного раствора над воронкой до полного выноса цементного раствора на поверхность в расчетном объеме. Составляют совместный акт визуального контроля срезки объёма цементного раствора.

Производят промывку скважины в 2-х кратном объеме. Поднимают бурильный инструмент на 20 "свечей" в безопасную зону. Оставляют скважину на ОЗЦ.

После ОЗЦ не позже чем через сутки разбуривают цементный стакан и внутриности цементировочной муфты и шарик с посадочным седлом пакера, а также обратные клапана, для 102 хвостовика диаметром 89 мм. И приступают к исследованию и диагностированию цементного камня в затрубьи. Дальнейшие работы ведут в соответствии с планом по интенсификации притока и разработки скваженны.

2. Оборудование, применяемое при манжетном цементировании

Оборудование для манжетного цементирования в данное время на рынке России представлено такими производителями: ТОКС томская компания; Baker; Smith; и нашим Красноярским производителем ЗАО «ОКБ Зенит».

Рассмотрим оборудование предлагаемого красноярским производителем, так как оно на данный момент самое востребованное и всё больше и больше приобретает востребованность на территории России а в частности широко применяется при капитальных ремонтах старого фонда скважен в Западной Сибири, и на севере нашего края.

2.1 Пробка продавочная

Предназначена для разделения бурового и цементного растворов в бурильной колонне, перекрывания проходного отверстия в прочистной пробке и перемещения вместе с ней к посадочной муфте в процессе выдавливания цементного раствора в затрубное пространство “хвостовика”. Технические характеристики данной пробки представлены в таблице 1.

Таблица 2.1.1 - Технические характеристики пробки продавочной.

№ п/п	Наименование	Обозначения
		ЗХБ14.00.00.000
1	Диаметр манжет верхнего яруса D, мм	65
2	Диаметр манжет нижнего яруса D1, мм	46
3	Очищаемый диаметр, мм	44 - 51
4	Посадочный диаметр наконечника D2, мм	30
5	Длина L, мм	295
6	Масса, кг	0,5
7	Максимальная рабочая температура, К (С)	273 (100)

2.2 Комплекс технических средств, предназнасенных для головы хвостовика

Комплекс технических средств типа ПХЦЗ изображенный на рисунке 2.2.1 предназначен для подвески и цементирования хвостовиков диаметром 102, 114 и 127 мм в обсадных колоннах диаметром 146, 168 мм в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных стволах диаметром соответственно 120,6--124, 139,7--142,9 и 149,2--152,4 мм.

ПХЦЗ (подвеска хвостовика цементируемая защищенная) состоит из четырех функционально законченных и работающих независимо друг от друга узлов, размещенных на общем корпусе:

узла гидравлической подвески, обеспечивающего подвеску хвостовика в технической колонне;

узла гидромеханического пакера, обеспечивающего герметизацию межтрубного пространства;

узла разъединителя, обеспечивающего спуск узлов устройства в скважину вместе с хвостовиком, проведение технологических операций, связанных с проведением промывок, приведение в действие всех устройств с последующим автоматическим разъединением транспортировочной колонны от устройства.

узла аварийного разъединения в случае невозможности создания внутреннего давления. Предусмотрено два варианта применения ПХЦ, каждый из которых отличается комплектностью и набором выполняемых операций.

Рассмотрим технические характеристики оборудования входящего в состав комплекса технических средств:

Инструмент посадочный предназначен для спуска "хвостовика" в скважину, привидения в действие технологической оснастки «хвостовика».

Пакер верхний предназначен для уплотнения межтрубного пространства между верхом “хвостовика” и обсадной колонной, вытеснения цементного раствора через верх колонны от давления задавливания, исключающий миграцию газа в процессе ОЗЦ и смещение “хвостовика” из установленного положения.

Рисунок 2.2.2 - Инструмент посадочный

Таблица 2.2.1 - Технические характеристики инструмента посадочного

№ п/п	Наименование	Обозначение
		ЗХБ 10.01.00.000
1	Условный диаметр потайной обсадной колонны ("хвостовика"), мм	102
2	Внутренний диаметр промежуточной обсадной колонны, мм	126 - 135
3	Наружный диаметр переводника верхнего D, мм	105
4	Наружный диаметр головки D1, мм	114,0
5	Наружный диаметр по упорным сухарям D2, мм	118,0
6	Диаметр проходного канала d, мм	44
7	Длина, мм	3822
8	Масса, кг	128
9	Мах осевая нагрузка при растяжении, воспринимаемая инструментом, кгс	70000
10	Тип присоединительной резьбы:
	переводник верхний	З-86 ГОСТ 5286-75
	переводник нижний	В-48 ГОСТ 633-80
11	Максимальная рабочая температура, (С)	273 (100)



Рисунок 2.2.3 - Пакер верхний

Таблица 2.2.2. - Технические характеристики пакера верхнего

№ п/п	Наименование	Обозначения
		ЗХБ 10.02.00.000
1	Условный диаметр потайной обсадной колонны ("хвостовика"), мм	102
2	Внутренний диаметр промежуточной обсадной колонны, мм	126 - 135
3	Наружный диаметр пакера верхнего D, мм	121,5
4	Диаметр проходного канала d, мм	89
5	Внутренний диаметр штанги d1, мм	104,8
6	Длина пакера L, мм	2095
7	Масса пакера верхнего, кг	48
8	Присоединительная резьба	ОТТМ 102 ТУ 14-161-163-96 Спец. трап. 94Ч8 (РЧ) LH - 8Н
9	Осевая нагрузка среза винтов пакера, кгс	4320 43
10	Перемещение штанги при пакеровке, мм	505
11	Максимальный перепад давления, воспринимаемый манжетой , МПа	20
12	Максимальная рабочая температура, (С)	273 (100)

Подвеска гидравлическая предназначена для подвешивания “хвостовика” в промежуточной обсадной колонне



Рисунок 2.2.4 - Подвеска гидравлическая

характеристики гидравлической подвески

№ п/п	Наименование	Обозначения
		ЗХБ 10.03.00.000
1	Условный диаметр потайной обсадной колонны ("хвостовика"), мм	102
2	Внутренний диаметр промежуточной обсадной колонны, мм	126 - 135
3	Диаметр подвески по неподвижным клиньям D, мм	125
4	Диаметр гильзы D1, мм	121
5	Диаметр гайки D2, мм	124,5
6	Диаметр проходного канала d, мм	89
7	Длина подвески L, мм	1835
8	Присоединительная резьба	ОТТМ 102 ТУ 14-161-163-96
9	Масса подвески, кг	44
10	Давление среза стопорных винтов, кгс/см2	1027,5
11	Рабочий ход клиньев подвески, мм	200
12	Осевая нагрузка, воспринимаемая подвеской в рабочем положении, кгс	20000
13	Максимальная рабочая температура, К (С)	273 (100)

Ниппель уплотняющий Предназначен для герметизации внутреннего пространства труб и "хвостовика" 102 мм



Рисунок 2.2.5 - Ниппель уплотняющий

Таблица

пп/п	Наименование	Значение
1	Условный диаметр потайной обсадной колонны ("хвостовика"), мм	102
2	Внутренний диаметр промежуточной обсадной колонны, мм	126 - 135
3	Диаметр манжет D, мм	90,3
4	Уплотняемый диаметр, мм	88,5
5	Max. диаметр штока D1, мм	74
6	Диаметр проходного канала d, мм	44
7	Длина L, мм	1080
8	Присоединительная резьба	В-48 ГОСТ 633-80
9	Масса, кг	21
10	Максимальная рабочая температура, К (С)	273 (100)

Пробка прочистная предназначена для посадки продавочной пробки, разделения цементного раствора от бурового, выдавливания цементного раствора из “хвостовика” в затрубное пространство, очистки внутренних стенок “хвостовика” от цементного раствора в процессе перемещения от установочного инструмента до посадочной муфты внутри муфты цементиророчной.



Рисунок 2.2.6 - Пробка прочистная

Таблица 2.2.5 - Технические характеристики ниппеля уплотняющего

1	Условный диаметр потайной обсадной колонны ("хвостовика"), мм	102
2	Внутренний диаметр промежуточной обсадной колонны, мм	126 - 135
3	Диаметр сердечника D, мм	65
4	Диаметр манжет, мм	92
5	Очищаемый диаметр, мм	88
6	Посадочный диаметр наконечника D1, мм	52
7	Посадочный диаметр под продавочную пробку d1, мм	30
8	Диаметр проходного канала d, мм	26
9	Длина L, мм	658
10	Присоединительная резьба	В-48 ГОСТ 633-80
11	Масса, кг	4,5
12	Давление среза, МПа	8 ± 0,5
13	Максимальная рабочая температура, К (С)	273 (100)

2.3 Муфта ценентировочная

Муфта цементировочная предназначена для цементирования потайных обсадных колонн "хвостовиков". Применяется при манжетном цементировании вместе с пакером заколоным, внутренние механизмы после цементирования разбуриваются под диаметр 89 мм.



Рисунок 2.3.1 - Муфта цементировочная

Таблица 2.3. 1	Внутренний диаметр промежуточной обсадной колонны, мм	126 - 135
2	Наружный диаметр D, мм	115
3	Посадочный диаметр под пробку продавочную d, мм	35 +0,062
4	Диаметр проходного канала d1, мм	22
5	Длина L, мм	1051
6	Присоединительная резьба	ОТТМ 102 ТУ 14-161-163-96
7	Масса, кг	30
8	Максимальная рабочая температура, К (С)	273 (100)

2.4 Пакер заколонный

Предназначен для перекрытия затрубного пространства в результате раздутия, для повышения качества изоляции продуктивных пластов при креплении скважин с целью предотвращения межпластовых перетоков и затрубных проявлений пластовых флюидов в период твердения цементного раствора, освоения и эксплуатации скважин.

Пакер спускается в скважину в составе эксплуатационной колонны и устанавливается в заданном интервале. В полость уплотнительного элемента пакера в заводских условиях закачивается отверждаемый гидрофобный полимерный состав (ОГПС), полимеризация которого происходит только в присутствии продавочной жидкости, попадающей в пакер из внутреннего колонного пространства при его срабатывании. Таким образом, существенно повышается долговечность и надежность работы пакера.

Рисунок 2.4.1 - Пакер заколоный

Пакер срабатывает при посадке алюминиевого шарика в посадочное седло, входящее в состав пакера, при повышении давления до 17 МПа внутри колоны шар вместе с седлом смещается вниз и открывает штуцер в который начинает поступать промывочная жидкость и по системе каналов и мелких клапанов начинается заполнение манжеты. После выдержки 10 минут давление в колоне сбрасывают дав возможность закрыться системе клапанов.

2.5 Клапан обратный

Предназначен для предотвращения самопроизвольного заполнения “хвостовика” буровым раствором или пластовой жидкостью, исключения возвратного перетекания раствора и пластовой жидкости из затрубного пространства внутрь “хвостовика”.

Рисунок 2.5.1 - Клапан обратный

В состав центральным отверстием под цилиндрический конец штока и пятью радиальными отверстиями для прохождения жидкости. Гайка установлена таким образом что нижний конец штока всегда находится в радиальном отверстии.

Клапан работает следующим образом: находясь в составе оснастки хвостовика жидкость давит на грибковую часть штока шток смещается вниз сжимая пружину и жидкость свободно перемещается вниз компоновки, но не позволяет перемещения жидкости вверх выше клапана так как грибковая часть штока под действием жесткости пружины и давления созданного жидкостью с забойной стороны пласта плотно прижимается к гнезду клапана тем самым перекрывая трубное пространство.

Оба клапана после проведения цементирования и затвердевания цементного камня разбуриваются по диаметр обсадной колоны и выполняют функции обсадной колоны.

Таблица 2.5.1 - Технические характеристики клапана обратного

пп/п	Наименование	ЗХБ 10.05.00.000
1	Условный диаметр потайной обсадной колонны ("хвостовика"), мм	102
2	Внутренний диаметр промежуточной обсадной колонны, мм	126 - 135
3	Наружный диаметр клапана D, мм	110
4	Внутренний диаметр корпуса d, мм	88
5	Длина клапана L, мм	275
6	Присоединительная резьба	ОТТМ 102 ТУ 14-161-163-96
7	Масса, кг	8,4
8	Класс герметичности по ГОСТ 9544-93	D
9	Максимальная рабочая температура, К (С)	283 (100)

2.6 Башмак хвостовика

Предназначен для направления обсадной колонны при спуске, промывки забоя и затрубного пространства, выхода бурового раствора в процессе спуска "хвостовика".



Рисунок 2.6.1 - Башмак.

Башмак колонный состоит из корпуса и неразъёмной головы в которой выполнены радиальные отверстия для дополнительной проходки промывочной жидкости. Голова башмака выполняется из легко разбуриваемых материалов.

Таблица 2.6 - Технические характеристики клапана обратного

№ п/п	Наименование	ЗХБ 10.08.00.00
1	Условный диаметр потайной обсадной колонны ("хвостовика"), мм	102
2	Внутренний диаметр промежуточной обсадной колонны, мм	126 - 135
3	Наружный диаметр D, мм	110
4	Наружный диаметр наконечника, мм	114
5	Диаметр проходного канала d, мм	58
6	Длина L, мм	340
7	Присоединительная резьба	ОТТМ 102 ТУ14-161-163-96
8	Масса, кг	7,2

2.7 Центраторы

Центраторы предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, центраторы способствуют

Данный центратор состоит из: 1 - петлевые проушины; 2 - гвозди; 3 - спиральные клинья; 4 - ограничительные кольца; 5 - пружинные планки; 6 -пазы сегментов.

Цетраторы устанавливают в местах на обсадной колоне согласно плану программы но обязательно устанавливают в ответственных местах это перед пакерами и после них , чтоб при прохождении технологического окна в старой обсадной колоне не повредить резиновую манжету пакера.

3. Информационно-патентный обзор

Для манжетного цементирования с целью создания прочного цементного камня в заколоном пространстве выше продуктивного пласта, и прочного крепления хвостовик создано множество устройств. В данном патентном обзоре рассмотрено шесть конструкций цементировочных муфт.

Рассмотрим подробнее каждый из них.

Недостатком муфты является отсутствие надежной фиксации и защиты перекрывающих циркуляционные отверстия втулок от возможности сдвига вверх при подъеме из скважины труб с оборудованием.

Основной недостаток указанной конструкции - возможность случайного, неуправляемого открытия ее циркуляционных отверстий при цементировании первой ступени, поскольку втулка 3 зафиксирована относительно корпуса 1 ненадежно - не срезными винтами, а подпружиненными упорами 17, которые установлены во втулке, но не зафиксированы в корпусе.

Авторское свидетельство №2122222



Рисунок 3.1.1 - Муфта для ступенчатого цементирования скважин

В муфте затруднена также надежная фиксация золотниковой втулки в нижнем положении. И, наконец, затруднено, падение на забой контейнера муфты из-за манжеты 12 на его наружной поверхности, поскольку наружный диаметр манжеты большого внутреннего диаметра колонны и при осевом перемещении контейнера манжета не переводится в транспортное положение.

Изобретение направлено на решение задачи, заключающейся в повышении надежности работы муфты. Задача решается за счет исключения возможности преждевременного неуправляемого открытия радиальных каналов муфты при цементировании первой ступени, обеспечения надежного их закрытия в момент окончания цементирования второй ступени, а также удаления контейнера с пробками из центрального канала корпуса муфты.

Поставленная задача решается тем, что в муфте, содержащей полый корпус с центральным и радиальными каналами, золотниковую втулку с радиальными отверстиями и элементами ее фиксации, установленную с возможностью осевого перемещения относительно корпуса, контейнер с радиальными отверстиями, посадочным седлом и кольцевыми уплотнениями, установленный на срезных элементах, перекрывающую и разделительную пробки, выполненные под посадочные седла контейнера. Для достижения поставленной задачи устройство снабжено верхней и нижней защитными втулками, жестко закрепленными на корпусе и образующими с ним и золотниковой втулкой верхнюю и нижнюю кольцевые камеры. Кольцевая камера заполнена несжимаемой жидкостью, золотниковая втулка выполнена ступенчатой в верхней и нижней частях и установлена снаружи корпуса меньшей ступенью вверх. Корпус выполнен с дополнительными радиальными каналами для гидравлической связи верхней и нижней кольцевых камер с центральным каналом корпуса и размещенными в дополнительных радиальных каналах верхними подвижными и нижними подвижными и подпружиненными пробками, а контейнер выполнен с наружными кольцевыми канавками под кольцевые уплотнения и установлен с возможностью взаимодействия с подвижными пробками, нижняя защитная втулка выполнена с радиальными отверстиями и установленными в них втулками со сквозными ступенчатыми цилиндрическими каналами и заглушками, герметично перекрывающими последние с возможностью их радиального перемещения, золотниковая втулка выполнена со ступенью в верхней части, имеющей наружный диаметр, больший чем наружный диаметр ступени в нижней части.