Способ разобщения межтрубного пространства скважины

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУБЛИК ОПИСАН К АВТОРСКОМ ЕТЕН У САЙИДЕ Л равлениенного объ СССР1930,166-250,(54) СП ПРОСТРА(57) Из бывающе эффекти простра ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯПРИ ГКНТ СССР(56) Патент СССР Р 15663,кл, Е 21 В 33/14, 1928,Авторское свидетельствоР 30231, кл, Е 21 В 33/14,Патент США Р 43 14608, к1982,СОБ РАЗОБ 1 пЕНИЯ КЕЖТРУЕНОГОСТВА СКВАЖИНЫбретение относится к нефтедопром-сти, Цель - повышениености разобщения межтрубногоства скважины. В скважину заИзобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно кспособам разобщения межтрубного пространства скважины при ее эксплуатации с использованием пакера,Цель изобретения - повьппение эффективности разобщения межтрубногопространства скважины пакером засчет использования уплотнительногоэлемента из нефтецементного раствора,На фиг,1 схематично изображеназакачка в скважину, обсаженную колонной 1, глинистого раствора 2 черезколонну насосно-компрессорных труб3, оборудованных наконечником 4;на фиг,2 - схема установки на глинистый раствор 2 пробки 5 из нефтеце 801479615 4 Е 21 В 33/12, 33/14 качивают против изолируемого пластаглинистый раствор. Спускают и устанавливают в скважине ствол пакера суплотнительным элементом и осевым каналом, закрытым снизу, В интервалустановки ствола пакера доставляютцементный раствор, Последний продавливают между стволом пакера и стенкойскважины путем спуска ствола пакерав скважину на кабеле и погруженияего в цементный раствор, Ствол пакеравыдерживают на весу в течение временисхватывания цементного раствора, Затем освобождают от кабеля перед соединением его с колонной труб, Пляповышения коррозионной стойкости уплотнительного элемента пакера в качестве материала для него используютнефтецементный раствор с добавкойнефти до 3/, который доставляют вскважину желонкой, 1 з,п. ф-лы, 4 ил. ментного раствора из спущенной в 4 ь скважину желонки 6 на кабеле 7; на л 1 фиг.3 - спуск и установка в скважине ствола пакера 8, оборудованного раз- р рушаемой диафрагмой 9 с пиропатроном 10 и центраторами 11; на фиг.4СЛ спуск в скважину через пакер колонны насосно-компрессорных труб 12 с хвостовиком 13 для вымывания глинистого раствора 2 из подпакерной зоны скважины.Способ осуществляют следуюпдм сб-,В эксплуатационную обсадную колон ну 1 спускают колонну насосно-комп- рессорных труб 3 с наконечником 4 и производят закачку и срезку глинис 1479615того раствора 2, плотность которогоравна плотности нефтецементного раствора 5. После подъема колонны НКТ 3в эксплуатационную колонну 1 на каротажном кабеле 7 спускают желонку 6 с5с расчетным количеством нефтецементного раствора 5, который выливаютна глинистый раствор 2 (фиг,2). Послеэтого желонка 6 поднимается и на томже каротажном кабеле 7 с тем же промером в эксплуатационную колоннуспускают ствол пакера 8, оборудованный центраторами 11 на такую глубину,чтобы верхний и нижний концы оказались вне нефтецементного раствора 5(фиг.З). При этом диафрагма 9 предназначена для предотвращения попадания нефтецементного раствора в полость ствола пакера 8,После затвердевания нефтецементного раствора 5 разрушением диафрагмы9 пиропатроном 10 освобождают и извлекают каротажный кабель 7, Затем1 спускают колонну насосно-компрессорных труб 12 с хвостовиком 13 из трубменьшего диаметра, чем внутреннийдиаметр ствола пакера 8, вымываютглинистый раствор 2 из подпакернойзоны, промывают забой скважины ипроводят при необходимости обработку30призабойной зоны пласта (фиг.4).После этого колонну 12 с хвостовиком 13поднимают на поверхность и производятспуск рабочей колонны насосно-компрессорных труб, которую соединяют 35со стволом пакера 8 (не показано),В нагнетательных скважинах закачку воды производят по рабочей колонне насосно-компрессорных труб. В нефтяных скважинах (не Фонтанирующих) "0подъем скважинной жидкости производятспуском вставных штанговых насосов,Перед извлечением из скважиныствол пакера 8 освобождается из цементного камня фрезерованием корончатым фрезером.Таким образом применение предлагаемого способа позволяет повысить надежность герметизации мЕжтрубного пространства скважины и продлить тем самым эксплуатационный период скважины за счет применения цементного камня из нефтецементного раствора с добавкой до 37, нефти в качестве материала для уплотнительного элемента, позволяющего выдерживать перепады давления до 30 МПа в течение 4-5 лет и увеличить его коррозионную стойкость.Формула изобретения1. Способ разобщения межтрубногопространства скважины, включающийзакачку в нее против изолируемогопласта глинистого раствора, спуск иустановку в скважине ствола пакерас уплотнительным элементом и осевымканалом, закрытым снизу, доставкуцементного раствора в интервал установки ствола пакера, продавливаниеего в пространство между ним и стенкой скважины и создание гидравлического сообщения пространства скважиныпод.пакером с полостью спущенной внее колонны труб через осевой каналпакера, о т л и ч а ю щ и й с ятем, что, с целью повышения эффективности разобщения межтрубного пространства скважины, продавливание цементного раствора между стволом пакера и стенкой скважины осуществляетсяпутем спуска ствола пакера в скважинуна кабеле и погружения его в цементный раствор, при этом ствол пакеравыдерживают на весу на кабеле в течение времени схватывания цементногораствора, а затем освобождают от кабеля перед соединением его с колоннойтруб,2, Способ по п.1, о т л и ч а ю -щ и й с я тем, что, с целью повышения коррозионной стойкости уплотнительного элемента пакера, в качествематериала для него используют нефтецементный раствор с добавкой нефтидо ЗХ, который доставляют в скважинужелонкой, 1479615