СПОСОБ РАСКОНСЕРВАЦИИ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ С НЕГЕРМЕТИЧНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННОЙ В УСЛОВИЯХ НАЛИЧИЯ В РАЗРЕЗЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД Российский патент 2010 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расконсервации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, расположенных в зоне повсеместного распространения в разрезе многолетнемерзлых пород, законсервированных методом установки цементных мостов с оставлением в стволе скважины бурового глинистого раствора и с наличием на устье фонтанной арматуры и колонной головки, длительное время находящихся в консервации и имеющих негерметичную эксплуатационную колонну и большую закольматированную зону, в частности к расконсервации разведочных скважин.

В процессе длительной консервации скважин установкой цементных мостов с оставлением в эксплуатационной колонне бурового глинистого раствора зачастую происходит кольматация призабойной зоны продуктивного пласта буровым глинистым и цементным растворами, причем радиус зоны кольматации зависит от продолжительности консервации: чем больше срок нахождения скважины в консервации, тем больше радиус этой зоны. В процессе длительной консервации скважин со временем происходит расслоение бурового глинистого раствора на глинистый осадок и техническую воду. При этом глинистый осадок оседает на цементный мост, установленный в эксплуатационной колонне над продуктивным пластом, а сам цементный мост со временем имеет тенденцию к разрушению, особенно в месте контакта с эксплуатационной колонной, и к сползанию по стенкам эксплуатационной колонны, вплоть до потери герметичности. Техническая вода в процессе расслоения занимает верхнюю часть эксплуатационной колонны и способствует смятию эксплуатационной колонны в процессе обратного промерзания горных пород, особенно в зоне повсеместного распространения в разрезе многолетнемерзлых пород.

Известен способ консервации скважин, законсервированных методом установки цементных мостов с наличием на устье фонтанной арматуры и колонной головки [РД 08-492-02 Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.- М.: ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России, 2002.- С.24], при котором расконсервацию скважины предполагается осуществлять путем разбуривания цементного моста и вызова притока.

Недостатком этого способа является недостаточная надежность расконсервации скважины, не учитывающая длительное нахождение скважины в консервации и возможное ухудшение технического состояния как самой скважины, так и фонтанной арматуры и колонной головки, установленных на устье скважины.

Известен способ расконсервации скважин, законсервированных методом установки цементных мостов, заполнением эксплуатационной колонны буровым глинистым раствором и наличием на устье фонтанной арматуры и колонной головки [РД 51.29-80 Инструкция по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных и специальных скважин при их ликвидации или консервации на континентальном шельфе СССР. - М.: Мингазпром, 1980. - С.13].

Недостатком этого способа является недостаточная надежность расконсервации скважин, длительное время находящихся в консервации и по этой причине имеющих большую закольматированную зону в призабойной зоне пласта буровым глинистым и цементным растворами, негерметичную эксплуатационную колонну в интервале многолетнемерзлых пород или в месте искривления скважины, обусловленную расслоением бурового глинистого раствора по стволу скважины, негерметичный цементный мост, вызванный нарушением контакта цементного камня со стенкой эксплуатационной колонны. Эти причины приводят к удлинению сроков расконсервации скважины или к невозможности ее освоения и пуска в эксплуатацию.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности расконсервации нефтегазовых скважин с негерметичной эксплуатационной колонной, расположенных в зоне повсеместного распространения многолетнемерзлых пород.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в восстановлении газодинамической связи скважины с продуктивным пластом при восстановлении технического состояния скважины.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород проводят визуальный осмотр устья скважины и прилегающей территории, заполняют приустьевую воронку грунтом, устанавливают на фонтанной арматуре и колонной головке штурвалы и манометры, разогревают фонтанную арматуру и колонную головку до положительной температуры в интервале 20-30°С, проверяют наличие давления в фонтанной арматуре и в межколонных пространствах скважины, проводят их опрессовку взрывобезопасной смесью с содержанием азота в пределах 92-95%, демонтируют фонтанную арматуру, монтируют противовыбросовое оборудование с комплексом оборудования для промывки скважины, проводят растепление эксплуатационной колонны скважины горячим солевым раствором с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, и с температурой 60-80°С до цементного моста, установленного в эксплуатационной колонне скважины над продуктивным пластом на период ее консервации, определяют фактическое местоположение цементного моста, шаблонируют и опрессовывают эксплуатационную колонну скважины поинтервально до цементного моста на солевом растворе с учетом его плотности, определяют интервалы и характер негерметичности эксплуатационной колонны скважины геофизическими методами, определяют приемистость созданием давления в стволе скважины и приток методом снижения уровня, устанавливают ниже интервала негерметичности изолирующего цементного моста и закачивают за эксплуатационную колонну тампонажный материал или герметизирующую композицию через интервал негерметичности эксплуатационной колонны скважины, докрепляют интервал негерметичности эксплуатационной колонны скважины методом наращивания изолирующего моста дополнительной порцией цементного раствора, оставляют скважину на период ожидания затвердения тампонажного материала или герметизирующей композиции за эксплуатационной колонной скважины и цемента в нарощенной части изолирующего цементного моста, разбуривают изолирующий цементный мост в интервале негерметичности эксплуатационной колонны скважины, проводят повторную опрессовку эксплуатационной колонны скважины, разбуривают цементный мост, установленный в эксплуатационной колонне скважины над продуктивным пластом, на солевом растворе, с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, и с температурой 20-30°С, промывают эксплуатационную колонну скважины до забоя, проводят разглинизацию закольматированной зоны продуктивного пласта установкой щелочной ванны с последующей промывкой и установкой кислотной ванны, осуществляют восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом перфорационными зарядами малой фугасности с глубоким проникновением и с образованием каналов, выходящих за пределы закольматированной зоны, проводят вызов притока из продуктивного пласта, при этом давление опрессовки эксплуатационной колонны солевым раствором на устье скважины определяют по уравнению:

Р_{оп у}=1,1·Р_{мах ожид},

где Р_{оп у} - давление опрессовки эксплуатационной колонны солевым раствором на устье скважины, кгс/см²;

Р_{мах ожид} - максимальное ожидаемое давление на устье скважины, кгс/см²,

а плотность солевого раствора для разбуривания цементного моста, установленного в эксплуатационной колонне скважины над продуктивным пластом, определяют по уравнению:

,

где ρ - плотность солевого раствора, кг/м³;

Р_пл - пластовое давление, кгс/см²;

k - коэффициент безопасности:

1,05 - для скважин глубиной менее 1200 м;

1,10 - для скважин глубиной более 1200 м;

h - глубина установки цементного моста, м;

g - ускорение свободного падения, м/с².

При этом в качестве солевого раствора для растепления эксплуатационной колонны скважины используют облегченный солевой раствор следующего состава, мас.%: хлорид калия 60-68, хлорид магния 4-9, хлорид натрия 12-24, хлорид кальция 0,7-1,4, дисольван 0,5-1,0, вода - остальное, а в качестве тампонажного материала используют цементный раствор на основе портландцемента или облегченную герметизирующую композицию следующего состава, мас.%: эпоксиполиуретановый полимер ЭПУ-01-Б - 45,0-47,0; портландцемент - 15,0-16,0; алюмосиликатные микросферы - 1,2-2,7; поливинилхлорид - 18,0-18,5; триметилхлорсилоксан - 0,1; смеси алифатических аминов - 5,4-5,5; латекс - 13,5-13,8, либо жидкое стекло на основе натрия или полимерную композицию АКОР-МГ, в качестве солевого раствора для разбуривания цементного моста, находящегося в эксплуатационной колонне над продуктивным пластом, используют солевой раствор следующего состава, мас.%: хлорид калия 60-68, хлорид магния 4-9, хлорид натрия 12-24, хлорид кальция 1,2-2,4, вода - остальное.

Кроме того, восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом осуществляют корпусными перфораторами или сверлящими перфораторами, либо методом пластической перфорации, либо методом гидропескоструйной перфорации, либо методом гидравлического разрыва пласта.

На фиг.1 показана конструкция скважины перед расконсервацией; на фиг.2 - то же, в процессе установки изолирующего цементного моста и закачивания тампонажного материала или герметизирующей композиции за эксплуатационную колонну через интервал негерметичности; на фиг.3 - то же, в процессе докрепления интервала негерметичности эксплуатационной колонны скважины; на фиг.4 - то же, в процессе разбуривания изолирующего цементного моста; на фиг.5 - то же, после расконсервации скважины и восстановления газодинамической связи скважины с продуктивным пластом.

Способ реализуется следующим образом.

Первоначально проводят визуальный осмотр устья скважины и прилегающей территории. Определяют состояние фонтанной арматуры 1 и колонной головки 2, наличие штурвалов 3 и глухих фланцев 4 на фонтанной арматуре 1 и колонной головке 2, наличие патрубков под манометры и термометры, пропусков газа и подтеков жидкости, наличие приустьевой воронки 5, определение ее размеров.

После этого проводят работы по заполнению приустьевой воронки 5 грунтом или привозным песком. На фонтанной арматуре 1 и колонной головке 2 устанавливают штурвалы 3, манометры 6 и термометры 7. Проводят разогрев фонтанной арматуры 1 и колонной головки 2 с помощью передвижной паронагревательной установки (ППУ) до положительной температуры металла, до 20-30°С, определяют наличие давления в фонтанной арматуре 1 и колонной головке 2.

При наличии давления в фонтанной арматуре 1 проводят выпуск газа в атмосферу через патрубки под манометры 6 либо через смонтированные для этой цели выкидные линии, подсоединяемые к отводам фонтанной арматуры 1. Давление в фонтанной арматуре 1 снижают до нуля. При невозможности снизить давление в фонтанной арматуре 1 до нуля по причине наличия притока газа через негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины в интервале многолетнемерзлых пород 10 или через негерметичный цементный мост 11, установленный в эксплуатационной колонне 9 выше продуктивного пласта 12, закрывают задвижки с помощью штурвалов 3 на фонтанной арматуре 1, демонтируют глухие фланцы 4, к отводам фонтанной арматуры 1 подсоединяют линии глушения и осуществляют глушение скважины.

При отсутствии давления в фонтанной арматуре 1 проводят ее опрессовку взрывобезопасной смесью с содержанием азота 92-95%. При подтверждении герметичности фонтанной арматуры 1 и после снижения давления в ней проводят демонтаж фонтанной арматуры 1 и монтаж противовыбросового оборудования (ПВО).

Затем проводят растепление эксплуатационной колонны 9 скважины облегченным солевым раствором с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, подогретым до температуры плюс 60-80°С с помощью ППУ, через спускаемые в эксплуатационную колонну 9 скважины промывочные трубы 13 до находящегося в эксплуатационной колонне 9 цементного моста 11, установленного над продуктивным пластом 12. Спуск промывочных труб 13 проводят через установленный на ПВО специальный комплекс оборудования для промывки скважины (КОПС). Закачивание облегченного солевого раствора в эксплуатационную колонну 9 осуществляют с помощью насосной установки (УН) и линий глушения, подсоединенных к отводам ПВО, через промывочные трубы 13, либо при помощи колтюбинговой установки через гибкую трубу. В качестве облегченного солевого раствора можно использовать облегченный солевой раствор следующего состава, мас.%: хлорид калия 60-68, хлорид магния 4-9, хлорид натрия 12-24, хлорид кальция 0,7-1,4, дисольван 0,5-1,0, вода - остальное.

Определяют фактическое местоположение цементного моста 11 спуском промывочных труб 13 до контакта с цементным мостом 11. Отсутствие цементного моста 11 в проектном интервале установки за счет его сползания по эксплуатационной колонне 9 вниз свидетельствует о высокой вероятности его негерметичности по причине разрушения цементного камня цементного моста 11 в месте контакта с эксплуатационной колонной 9 скважины.

С целью определения проходимости и целостности эксплуатационной колонны 9 скважины проводят ее шаблонирование и опрессовку. Шаблонирование и опрессовку эксплуатационной колонны 9 проводят до установленного над продуктивным пластом 12 цементного моста 11 облегченным солевым раствором с учетом его плотности. Опрессовку эксплуатационной колонны 9 скважины в связи с большой вероятностью негерметичности цементного моста 11 и невозможности по этой причине точного определения герметичности эксплуатационной колонны 9 проводят поинтервально с помощью сдвоенных изоляционных пакеров.

При этом давление опрессовки эксплуатационной колонны 9 солевым раствором на устье скважины определяется из уравнения:

Р_{оп у}=1,1·Р_{мах ожид},

где Р_{оп у} - давление опрессовки эксплуатационной колонны солевым раствором на устье скважины, кгс/см²;

Р_{мах ожид} - максимальное ожидаемое давление на устье скважины, кгс/см².

В случае обнаружения негерметичности эксплуатационной колонны 9 скважины определяют приемистость интервала негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины созданием давления и приток из интервала негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины снижением уровня солевого раствора. Геофизическими методами уточняют место и интервал негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины, характер повреждения эксплуатационной колонны 9 скважины. В случае наличия нескольких интервалов негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины проводят поинтервальную опрессовку эксплуатационной колонны 9 скважины с использованием сдвоенных изоляционных пакеров.

После определения интервала негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины и характера повреждения эксплуатационной колонны 9 скважины проводят замену облегченного солевого раствора на свежеприготовленный солевой раствор, например на солевой раствор хлоркалия электролита следующего состава, мас.%: хлорид калия 60-68, хлорид магния 4-9, хлорид натрия 12-24, хлорид кальция 1,2-2,4, вода - остальное, или водный раствор хлорида кальция с расчетной плотностью, обеспечивающей создание противодавления на пласт. Затем под интервалом негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины устанавливают висячий изолирующий цементный мост 14 и проводят закачивание через интервал негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины за эксплуатационную колонну 9 скважины тампонажного материала, например цементного раствора, или герметизирующей композиции.

В случае негерметичности эксплуатационной колонны 9 скважины по причине ее смятия работы по исправлению ее смятия проводят оправочным инструментом, а в качестве герметизирующей композиции при ликвидации негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины можно использовать полимерный состав, состоящий из, мас.%: эпоксиполиуретанового полимера ЭПУ-01-Б - 45,0-47,0; портландцемента - 15,0-16,0; алюмосиликатных микросфер - 1,2-2,7; поливинилхлорида - 18,0-18,5; триметилхлорсилоксана - 0,1; смеси алифатических аминов - 5,4-5,5; латекса - 13,5-13,8, либо жидкое стекло на основе натрия или полимерную композицию АКОР-МГ.

В случае негерметичности эксплуатационной колонны 9 скважины по резьбовым соединениям ликвидацию негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины проводят различными вязкоупругими системами, например формальдегидной смолой или полимерной композицией АКОР-МГ для скважин глубиной до 1200 м; АКОР Б-100 или АКОР-МГ для скважин глубиной свыше 1200 м.

После завершения закачивания за эксплуатационную колонну 9 скважины тампонажного материала или герметизирующей композиции осуществляют наращивание висячего изолирующего цементного моста 14 с целью докрепления интервала негерметичности 8 эксплуатационной колонны 9 скважины. Причем закачивание цементного раствора осуществляют под давлением с оставлением нарощенного участка под давлением, равным 0,8 конечной величины давления закачивания цементного раствора, а после затвердевания тампонажного материала или герметизирующей композиции за эксплуатационной колонной 9 скважины и цемента в нарощенном участке висячего изолирующего цементного моста 14 проводят разбуривание висячего изолирующего цементного моста 14 и повторную опрессовку эксплуатационной колонны 9 скважины.

Затем проводят разбуривание установленного в эксплуатационной колонне 9 над продуктивным пластом 12 цементного моста 11 и шаблонирование эксплуатационной колонны 9 скважины до забоя скважины на солевом растворе с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт. При этом плотность солевого раствора определяют по уравнению:

,

где ρ - плотность солевого раствора, кг/м³;

Р_пл - пластовое давление, кгс/см²;

k - коэффициент безопасности:

1,05 - для скважин глубиной менее 1200 м;

1,10 - для скважин глубиной более 1200 м;

h - глубина установки цементного моста, м;

g - ускорение свободного падения, м/с².

Иными словами разбуривание цементного моста осуществляют на солевом растворе, например хлоркалии-электролите или хлориде кальция, с плотностью, обеспечивающей репрессию на пласт до 15% для скважин глубиной до 1200 м и 5% для скважин глубиной более 1200 м, подогретом до температуры 20-30°С.

После этого проводят работы по восстановлению газодинамической связи скважины с продуктивным пластом 12 путем преодоления закольматированной зоны 15 одним из перечисленных методов, например методом «щадящей» перфорации, пластической перфорации, гидропескоструйной перфорации или гидравлическим разрывом пласта.

Перед проведением работ по восстановлению газодинамической связи скважины с продуктивным пластом 12 проводят работы по разглинизации закольматированной зоны 15 продуктивного пласта 12 установкой щелочной ванны с последующей промывкой ее технической водой и установкой кислотной ванны.

При проведении «щадящей» перфорации за счет использования мощных кумулятивных перфораторов с низкой фугасностью, например ПРК-42С, ПМИ-48, образовываются длинные каналы 16, глубоко проникающие в горную породу и преодолевающие закольматированную зону 15.

При проведении пластической перфорации за счет использования фрезерных дисков осуществляется «прорезание» эксплуатационной колонны 9 скважины без разрушения цементного камня за эксплуатационной колонной 9 скважины, а за счет гидромониторной насадки под воздействием жидкостных струй образовываются длинные каналы 16, глубоко проникающие в горную породу и преодолевающие закольматированную зону 15.

При проведении гидропескоструйной перфорации за счет использования гидромониторной насадки под воздействием песчаножидкостных струй образовываются длинные каналы 16, глубоко проникающие в горную породу и преодолевающие закольматированную зону 15.

При проведении гидравлического разрыва пласта под воздействием высоких давлений образовываются длинные каналы 16, глубоко проникающие в горную породу, преодолевающие закольматированную зону 15 и закрепляющиеся проппантом от повторного их смыкания.

После восстановления газодинамической связи продуктивного пласта 12 со скважиной в нее спускают лифтовую колонну 17, предназначенную для эксплуатации скважины, демонтируют ПВО и монтируют фонтанную арматуру 1. Скважину обвязывают задавочными и выкидными линиями, трубопроводами для вызова притока газа из пласта.

Затем проводят вызов притока из продуктивного пласта 12 путем замены солевого раствора на облегченную жидкость, например на газовый конденсат или другую углеводородную жидкость.

Предлагаемый способ расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород позволяет повысить надежность расконсервации скважины, длительное время находящейся в консервации, устраняет имеющую место в скважине негерметичность эксплуатационной колонны скважины, обеспечивает противофонтанную безопасность при разбуривании цементного моста, установленного в процессе консервации над продуктивным пластом и утратившим свою герметичность, обеспечивает восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом и облегчает вызов притока и освоение скважины.

Этот способ является наиболее эффективным при расконсервации такой категории скважин в осложненных условиях и со сложным техническим состоянием самих скважин. Он предусматривает возможность оперативного управления технологическим процессом при возникновении любой технической неисправности или технологической неожиданности, которые неизбежны при проведении такого сложного и фонтано- и пожароопасного вида капитального ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расконсервации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, расположенных в зоне повсеместного распространения в разрезе многолетнемерзлых пород, законсервированных методом установки цементных мостов с оставлением в стволе скважины бурового глинистого раствора и с наличием на устье фонтанной арматуры и колонной головки, длительное время находящихся в консервации и имеющих негерметичную эксплуатационную колонну и большую закольматированную зону, в частности к расконсервации разведочных скважин. Технический результат - восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом при восстановлении технического состояния скважины. При расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород проводят визуальный осмотр устья скважины и прилегающей территории, заполняют приустьевую воронку грунтом, устанавливают на фонтанной арматуре и колонной головке штурвалы и манометры, разогревают фонтанную арматуру и колонную головку до положительной температуры в интервале 20-30°С, проверяют наличие давления в фонтанной арматуре и в межколонных пространствах скважины, проводят их опрессовку взрывобезопасной смесью с содержанием азота в пределах 92-95%, демонтируют фонтанную арматуру, монтируют противовыбросовое оборудование с комплексом оборудования для промывки скважины, проводят растепление эксплуатационной колонны скважины горячим солевым раствором с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, и с температурой 60-80°С до цементного моста, установленного в эксплуатационной колонне скважины над продуктивным пластом на период ее консервации, определяют фактическое местоположение цементного моста, шаблонируют и опрессовывают эксплуатационную колонну скважины поинтервально до цементного моста на солевом растворе с учетом его плотности, определяют интервалы и характер негерметичности эксплуатационной колонны скважины геофизическими методами, определяют приемистость созданием давления в стволе скважины и приток методом снижения уровня, устанавливают ниже интервала негерметичности изолирующего цементного моста и закачивают за эксплуатационную колонну тампонажный материал или герметизирующую композицию через интервал негерметичности эксплуатационной колонны скважины, докрепляют интервал негерметичности эксплуатационной колонны скважины методом наращивания изолирующего моста дополнительной порцией цементного раствора, оставляют скважину на период ожидания затвердения тампонажного материала или герметизирующей композиции за эксплуатационной колонной скважины и цемента в нарощенной части изолирующего цементного моста, разбуривают изолирующий цементный мост в интервале негерметичности эксплуатационной колонны скважины, проводят повторную опрессовку эксплуатационной колонны скважины, разбуривают цементный мост, установленный в эксплуатационной колонне скважины над продуктивным пластом, на солевом растворе, с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, и с температурой 20-30°С, промывают эксплуатационную колонну скважины до забоя, проводят разглинизацию закольматированной зоны продуктивного пласта установкой щелочной ванны с последующей промывкой и установкой кислотной ванны, осуществляют восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом перфорационными зарядами малой фугасности с глубоким проникновением и с образованием каналов, выходящих за пределы закольматированной зоны, проводят вызов притока из продуктивного пласта, при этом давление опрессовки эксплуатационной колонны солевым раствором на устье скважины определяют по математической формуле. 7 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород, при котором проводят визуальный осмотр устья скважины и прилегающей территории, заполняют приустьевую воронку грунтом, устанавливают на фонтанной арматуре и колонной головке штурвалы и манометры, разогревают фонтанную арматуру и колонную головку до положительной температуры в интервале 20-30°С, проверяют наличие давления в фонтанной арматуре и в межколонных пространствах скважины, проводят их опрессовку взрывобезопасной смесью с содержанием азота в пределах 92-95%, демонтируют фонтанную арматуру, монтируют противовыбросовое оборудование с комплексом оборудования для промывки скважины, проводят растепление эксплуатационной колонны скважины горячим солевым раствором с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, и с температурой 60-80°С до цементного моста, установленного в эксплуатационной колонне скважины над продуктивным пластом на период ее консервации, определяют фактическое местоположение цементного моста, шаблонируют и опрессовывают эксплуатационную колонну скважины поинтервально до цементного моста на солевом растворе с учетом его плотности, определяют интервалы и характер негерметичности эксплуатационной колонны скважины геофизическими методами, определяют приемистость созданием давления в стволе скважины и приток методом снижения уровня, устанавливают ниже интервала негерметичности изолирующего цементного моста и закачивают за эксплуатационную колонну тампонажный материал или герметизирующую композицию через интервал негерметичности эксплуатационной колонны скважины, докрепляют интервал негерметичности эксплуатационной колонны скважины методом наращивания изолирующего моста дополнительной порцией цементного раствора, оставляют скважину на период ожидания затвердения тампонажного материала или герметизирующей композиции за эксплуатационной колонной скважины и цемента в нарощенной части изолирующего цементного моста, разбуривают изолирующий цементный мост в интервале негерметичности эксплуатационной колонны скважины, проводят повторную опрессовку эксплуатационной колонны скважины, разбуривают цементный мост, установленный в эксплуатационной колонне скважины над продуктивным пластом, на солевом растворе, с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, и с температурой 20-30°С, промывают эксплуатационную колонну скважины до забоя, проводят разглинизацию закольматированной зоны продуктивного пласта установкой щелочной ванны с последующей промывкой и установкой кислотной ванны, осуществляют восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом перфорационными зарядами малой фугасности с глубоким проникновением и с образованием каналов, выходящих за пределы закольматированной зоны, проводят вызов притока из продуктивного пласта, при этом давление опрессовки эксплуатационной колонны солевым раствором на устье скважины определяют по уравнению:
Р_{оп у}=1,1·Р_{мах ожид},
где Р_{оп у} - давление опрессовки эксплуатационной колонны солевым раствором на устье скважины, кгс/см²;
Р_{мах ожид} - максимальное ожидаемое давление на устье скважины, кгс/см²,
а плотность солевого раствора для разбуривания цементного моста, установленного в эксплуатационной колонне скважины над продуктивным пластом, определяют по уравнению:
,
где ρ - плотность солевого раствора, кг/м³;
Р_пл - пластовое давление, кгс/см²;
k - коэффициент безопасности:
1,05 - для скважин глубиной менее 1200 м;
1,10 - для скважин глубиной более 1200 м;
h - глубина установки цементного моста, м;
g - ускорение свободного падения, м/с².

2. Способ по п.1, в котором в качестве солевого раствора для растепления эксплуатационной колонны скважины используют облегченный солевой раствор следующего состава, мас.%: хлорид калия 60-68, хлорид магния 4-9, хлорид натрия 12-24, хлорид кальция 0,7-1,4, дисольван 0,5-1,0, вода - остальное.

3. Способ по п.1, в котором в качестве тампонажного материала используют цементный раствор на основе портландцемента или облегченную герметизирующую композицию следующего состава, мас.%: эпоксиполиуретановый полимер ЭПУ-01 Б - 45,0-47,0; портландцемент 15,0-16,0; алюмосиликатные микросферы 1,2-2,7; поливинилхлорид 18,0-18,5; триметилхлорсилоксан 0,1; смеси алифатических аминов 5,4-5,5; латекс 13,5-13,8, либо жидкое стекло на основе натрия или полимерной композиции АКОР-МГ.

4. Способ по п.1, в котором в качестве солевого раствора для разбуривания цементного моста, находящегося в эксплуатационной колонне над продуктивным пластом, используют солевой раствор следующего состава, мас.%: хлорид калия 60-68, хлорид магния 4-9, хлорид натрия 12-24, хлорид кальция 1,2-2,4, вода - остальное.

5. Способ по п.1, в котором восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом осуществляют корпусными перфораторами или сверлящими перфораторами.

6. Способ по п.1, в котором восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом осуществляют методом пластической перфорации.

7. Способ по п.1, в котором восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом осуществляют методом гидропескоструйной перфорации.

8. Способ по п.1, в котором восстановление газодинамической связи скважины с продуктивным пластом осуществляют методом гидравлического разрыва пласта.