SU1479615A1 - Способ разобщени межтрубного пространства скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к нефтедобывающей пром-сти. Цель - повышение эффективности разобщени  межтрубного пространства скважины. В скважину закачивают против изолируемого пласта глинистый раствор. Спускают и устанавливают в скважине ствол пакера с уплотнительным элементом и осевым каналом, закрытым снизу. В интервал установки ствола пакера доставл ют цементный раствор. Последний продавливают между стволом пакера и стенкой скважины путем спуска ствола пакера в скважину на кабеле и погружени  его в цементный раствор. Ствол пакера выдерживают на весу в течение времени схватывани  цементного раствора. Затем освобождают от кабел  перед соединением его с колонной труб. Дл  повышени  коррозионной стойкости уплотнительного элемента пакера в качестве материала дл  него используют нефтецементный раствор с добавкой нефти до 3%, который доставл ют в скважину желонкой. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Description

1

Изобретение относитс  к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разобщени  межтрубного пространства скважины при ее эксплуатации с использованием пакера.

Цель изобретени  - повышение эффективности разобщени  межтрубного пространства скважины пакером за счет использовани  уплотнительного элемента из нефтецементного раствора.

На фиг.1 схематично изображена закачка в скважину, обсаженную колонной 1, глинистого раствора 2 через колонну насосно-компрессорных труб 3, оборудованных наконечником 4; на фиг.2 - схема установки на глинистый раствор 2 пробки 5 из нефтецементного раствора из спущенной в скважину желонки 6 на кабеле 7; на фиг.З - спуск и установка в скважине ствола пакера 8, оборудованного разрушаемой диафрагмой 9 с пиропатроном 10 и центраторами 11; на фиг,4 - спуск в скважину через пакер колонны насосно-компрессорных труб 12 с хвостовиком 13 дл  вымывани  глинистого раствора 2 из подпакерной зоны скважины .

Способ осуществл ют следующим разом.

В эксплуатационную обсадную колонну 1 спускают колонну насосно-компрессорных труб 3 с наконечником 4 и производ т закачку и срезку глинисЈь

со о

ел

того раствора 2, плотность которого равна плотности нефтецементного раствора 5, После подъема колонны НКТ 3 в эксплуатационную колонну 1 на каротажном кабеле 7 спускают желонку 6 с с расчетным количеством нефтецементного раствора 5, который выливают на глинистый раствор 2 (фиг,2). После этого желонка 6 поднимаетс  и на том же каротажном кабеле 7 с тем же промером в эксплуатационную колонну спускают 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 дл  предотвращени  попадани  нефтецементного раствора в полость ствола пакера 8«

После затвердевани  нефтецементного раствора 5 разрушением диафрагмы 9 пиропатроном 10 освобождают и извлекают каротажный кабель 7. Затем спускают колонну насосно-компрессор- ных труб 12 с хвостовиком 13 из труб меньшего диаметра, чем внутренний диаметр ствола пакера 8, вымывают глинистый раствор 2 из подпакерной зоны, промывают забой скважины и провод т при необходимости обработку призабойной зоны пласта (фиг.4).После этого колонну 12 с хвостовиком 13 поднимают на поверхность и производ т спуск рабочей колонны насосно-комп- рессорных труб, которую соедин ют со стволом пакера 8 (не показано).

В нагнетательных скважинах закачку воды производ т по рабочей колонне насосно-компрессорных труб. В нефт ных скважинах (не фонтанирующих) подъем скважинкой жидкости производ т спуском вставных штанговых насосов.

Перед извлечением из скважины ствол пакера 8 освобождаетс  из цементного камн  фрезерованием корончатым фрезером.

Таким образом применение предлагаемого способа позвол ет повысить надежность герметизации межтрубного

0

5

0

5

0

5

пространства скважины и продлить тем самым эксплуатационный период скважины за счет применени  цементного камн  из нефтецементного раствора с добавкой до 3% нефти в качестве материала дл  уплотнительного элемента, позвол ющего выдерживать перепады давлени  до 30 МПа в течение 4-5 лет и увеличить его коррозионную стойкость .

Claims (1)

1.Способ разобщени  межтрубного пространства скважины, включающий закачку в нее против изолируемого пласта глинистого раствора, спуск и установку в скважине ствола пакера с уплотнительным элементом и осевым каналом, закрытым снизу, доставку цементного раствора в интервал установки ствола пакера, продавливание его в пространство между ним и стенкой скважины и создание гидравлического сообщени  пространства скважины под пакером с полостью спущенной в нее колонны труб через осевой канал пакера, отличающийс 

тем, что, с целью повышени  эффективности разобщени  межтрубного пространства скважины, продавливание цементного раствора между стволом пакера и стенкой скважины осуществл етс  путем спуска ствола пакера в скважину на кабеле и погружени  его в цементный раствор, при этом ствол пакера выдерживают на весу на кабеле в течение времени схватывани  цементного раствора, а затем освобождают от кабел  перед соединением его с колонной труб.

2,Способ по п.1, отличающийс  тем, что, с целью повышени  коррозионной стойкости уплотнительного элемента пакера, в качестве материала дл  него используют нефте- цементный раствор с добавкой нефти до 3%, который доставл ют в скважину желонкой.

/

х-

-$

фие.2

сриг1

12I

V

11

9

/

Г

фиг.З

фигЛ