Способ герметизации эксплуатационной колонны добывающей скважины
METHOD FOR SEALING PRODUCTION STRING OF PRODUCTION WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу ремонта добывающей скважины при потере герметичности эксплуатационной колонны выше продуктивного пласта.
Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (RU № 2116432, опубл. 27.07.1998), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.
Также известен способ герметизации эксплуатационной колонны скважины (RU № 2381347, опубл. 10.02.2010), включающий закачивание в интервал негерметичности тампонажного состава на основе синтетической смолы, при этом закачивание тампонажного состава производят через термоизолированные трубы, после чего спускают термоизолированные трубы ниже интервала негерметичности эксплуатационной колонны, вымывают остатки тампонажного состава из эксплуатационной колонны и создают циркуляцию по межтрубному пространству и термоизолированным трубам разогретой технической воды с обеспечением подогрева последней на поверхности.
Недостатками способов являются:
- во-первых, закачка тампонажных смесей (состав на основе цемента и синтетической смолы) не обеспечивает достаточного восстановления герметичности эксплуатационной колонны, поэтому, при повышенной приемистости интервала нарушения эксплуатационной колонны скважины, успешность изоляционных работ не превышает 20%;
- во-вторых, высокие затраты на цемент, а также длительность реализации способа, связанная с приготовлением цементного раствора, его закачкой в скважину и продавкой в интервал негерметичности эксплуатационной колонны с последующим ожиданием затвердевания тампонажного раствора и смесей.
Также известен способ герметизации эксплуатационной колонны (RU № 2509873, опубл. 20.03.2014), включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины двух пакеров, соединенных между собой трубой, на посадочном инструменте, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента. До возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбором проб производят анализ химического состава пластовой жидкости, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, разделительный клапан, производят спуск компоновки на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее производят посадку пакеров, затем приводят в действие разделительный клапан, который гидравлически разделяет компоновку от посадочного инструмента и сообщает внутренние пространства посадочного инструмента с межколонным пространством скважины выше верхнего пакера, затем свабированием по посадочному инструменту снижают уровень жидкости в скважине над верхним пакером и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при негерметичной посадке верхнего пакера срывают пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником, извлекают посадочный инструмент с разделительным клапаном и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность, запускают скважину в эксплуатацию и отбором проб производят повторный анализ химического состава пластовой жидкости, сопоставлением результатов анализов химического состава пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера, при негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.
Недостатки способа:
- во-первых, низкая вероятность герметичной поочередной посадки пакеров за одну спуско-подъемную операцию (СПО), в связи с чем для достижения герметичной посадки пакеров необходимо проводить несколько СПО;
- во-вторых, невозможность эксплуатации скважины, т.е. невозможна добыча продукции из скважины сразу после герметизации эксплуатационной колонны, так как для этого необходимо спустить лифтовую колонну труб с насосом;
- в-третьих, сокращение межремонтного периода эксплуатации скважины, связанное с высокой вероятностью разгерметизации эксплуатационной колонны в процессе эксплуатации скважины, так как герметизацию обеспечивают два пакера. Кроме того, при разгерметизации пакера(ов) необходимо извлекать насосное оборудование;
- в-четвёртых, затраты на подготовительные работы перед герметизацией эксплуатационной колонны, связанные с шаблонированием эксплуатационной колонны и зачисткой в эксплуатационной колонне места посадки пакеров;
- в-пятых, длительность процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с одновременной посадкой двух пакеров, поочередной проверкой их на герметичность, а также работами по определению герметичности нижнего пакера (отбор проб пластовой жидкости перед проведением герметизации эксплуатационной колонны и после нее и проведение анализа химического состава пластовой жидкости).
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ герметизации эксплуатационной колонны (RU № 2669646, опубл. 12.10.2018), включающий выявление интервала нарушения эксплуатационной колонны, шаблонирование и очистку эксплуатационной колонны, герметизацию интервала нарушения, спуск в эксплуатационную колонну колонны лифтовых труб, оснащённой снизу вверх заглушкой, перфорированным патрубком, пакером и насосом, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала её нарушения, запуск насоса в работу.
Спуск компоновки производят на посадочном инструменте с шаблонированием эксплуатационной колонны до глубины на 50 м ниже интервала посадки пакера, после чего механическим скребком производят зачистку внутренних стенок эксплуатационной колонны на 15 м выше и на 15 м ниже интервала посадки пакера. Определяют герметичность посадки пакера свабированием жидкости по посадочному инструменту со снижением уровня жидкости до 1000 м с последующим снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, после чего отстыковывают разъединительное устройство и извлекают из эксплуатационной колонны ниппель разъединительного устройства, скребок, шаблон и посадочный инструмент, затем на устье скважины собирают и спускают компоновку снизу вверх: ниппель разъединительного устройства, опрессовочное седло, хвостовик из насосно-компрессорных труб (НКТ), сбрасывают шарик в хвостовик и опрессовывают хвостовик на 9,0 МПа, затем обратной промывкой жидкости в затрубное пространство вымывают шарик из хвостовика, далее дособирают и спускают компоновку снизу вверх: электроцентробежный насос с погружным электродвигателем в кожухе, лифтовая колонна НКТ до глубины, не доходя 1,5 м до корпуса разъединительного устройства, затем доспускают лифтовую колонну труб со скоростью 0,1 м/с, производят стыковку ниппеля с корпусом разъединительного устройства и запускают электроцентробежный насос в работу.
Недостатки способа:
3
- во-первых, низкое качество ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины при условии высокой удельной приемистости g > 1,5 м/(чМПа) нарушения. Так как при данном условии отсечение этого нарушения установкой пакера в эксплуатационной колонне имеет краткосрочный эффект и приводит к необходимости повторного ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины;
- во-вторых, низкая надёжность герметизации нарушения в эксплуатационной колонне, связанная с невозможностью определить герметичность посадки пакера снятием кривой восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, так как при наличии нарушения в эксплуатационной колонне уровень жидкости в затрубном пространстве может подняться как через негерметичный пакер, так и через незагерметизированное нарушение эксплуатационной колонны;
- в-третьих, высокая вероятность возникновения прихвата компоновки в скважине. Это обусловлено тем, что в составе компоновки на посадочном инструменте спускается заглушенный снизу контейнер с твердым реагентом, перфорированный патрубок, пакер, разъединительное устройство, механический скребок, шаблон. В процессе шаблонирования и/или скребкования интервала посадки пакера в эксплуатационной колонне высока вероятность прихвата пакера в эксплуатационной колонне скважины и, как следствие, всей компоновки. В результате, в скважине создается аварийная ситуация, ликвидация которой кратно дороже ремонта самой эксплуатационной колонны скважины;
- в-четвёртых, сложная технология ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины с применением пакера, связанная с проведением двух СПО с колоннами труб: посадочного инструмента и лифтовой колонны труб, обратной промывки, стыковки разъединительного устройства и т.д.
Техническими задачами изобретения являются повышение качества ремонта и надежности герметизации нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины выше продуктивного пласта, а также исключение возникновения аварийной ситуации в скважине и упрощение технологии ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины с применением пакера.
Поставленные технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны добывающей скважины, включающим выявление интервала нарушения эксплуатационной колонны, шаблонирование и очистку эксплуатационной колонны, герметизацию интервала нарушения, спуск в эксплуатационную колонну колонны лифтовых труб, оснащённой снизу вверх заглушкой, перфорированным патрубком, пакером и насосом, посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала её нарушения, запуск насоса в работу.
3
3
3
3
3
Новым является то, что определение интервала нарушения эксплуатационной колонны осуществляют поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны пакером сверху-вниз, после выявления интервала нарушения дополнительно производят опрессовку эксплуатационной колонны, если в процессе опрессовки эксплуатационной колонны давление не снижается до нуля в течение 15 мин, то после опрессовки на устье добывающей скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка, перфорированный патрубок, пакер, колонна лифтовых труб с насосом, производят посадку пакера в эксплуатационной колонне ниже интервала нарушения, но выше продуктивного пласта, после чего запускают насос в работу, если в процессе опрессовки эксплуатационной колонны давление снижается до нуля до истечения 15 мин, то отсекают продуктивный пласт от интервала нарушения, определяют удельную приемистость нарушения эксплуатационной колонны, если удельная приемистость нарушения g < 0,5 м/(чМПа), то производят предварительное дренирование нарушения кислотой в объёме 1,5 м до достижения удельной приемистости g > 0,5 м/(чМПа), если удельная приемистость нарушения g > 0,5 м/(чМПа), то на технологической колонне труб спускают и сажают разбуриваемый пакер выше интервала нарушения, герметизацию интервала нарушения осуществляют закачкой в интервал нарушения эксплуатационной колонны чередующимися порциями в равном объеме низкомодульного жидкого стекла и цементного раствора, причем объем каждой последующей порции закачиваемого низкомодульного жидкого стекла и цементного раствора на 0,5 мменьше объёма предыдущей порции, а объем первой порции не должен быть ниже 40% от общего объема закачки, продавливают низкомодульное жидкое стекло и цементный раствор в нарушение эксплуатационной колонны и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонирующих компонентов, извлекают из скважины технологическую колонну труб и пакер, затем спускают на колонне труб и сажают пакер ниже нарушения и по затрубному пространству скважины производят опрессовку эксплуатационной колонны избыточным давлением, допустимым на эксплуатационную колонну, определяют герметичность эксплуатационной колонны, оснащают её насосным оборудованием и запускают добывающую скважину в эксплуатацию.
На фиг. 1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны добывающей скважины.
Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны в добывающей скважине реализуют следующим образом.
Скважина обсаженная эксплуатационной колонной 1 (фиг. 1) имеет нарушение 2 эксплуатационной колонны. Например, скважина имеет эксплуатационную колонну 1 диаметром 168 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 632-80.
Сначала производят шаблонирование и очистку эксплуатационной колонны 1 спуском на колонне технологических труб (на фиг. 1-4 не показано), например, на колонне насосно-компрессорных труб наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80 шаблона и скребка  до продуктивного пласта 3 в интервале 1205-1207 м.
Шаблон должен иметь не менее трех центрирующих элементов (два по концам и один в середине). При этом предпочтительнее конструкция шаблона с подвижными центрирующими элементами, а проходной канал шаблона должен обеспечивать необходимый переток жидкости, чтобы не создавать сопротивление при спуске компоновки и проработке эксплуатационной колонны 1 (см. фиг. 1 и 2). Применяют шаблон любого известного производителя длиной 3 м.
В качестве механического скребка применяют любой известный механический скребок, предназначенный для механического удаления асфальтенопарафиновых отложений на внутренних поверхностях эксплуатационной колонны 1, например, СК-168, выпускаемый ООО «НиГМаш-Сервис» (г. Нефтекамск, Республика Башкортостан, Российская Федерация).
После чего извлекают шаблон и скребок из эксплуатационной колонны 1.
Далее поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны 1, например, с помощью пакера (на фиг. 1 и 4 не показано), спущенного в эксплуатационную колонну 1 (см. фиг. 1) на кабеле, определяют наличие нарушения 2 в эксплуатационной колонне 1.
В качестве пакера на кабеле, например, используют пакер, описанный в патенте RU № 2358089, опубл. 10.06.2009.
Поинтервальная опрессовка пакером основана на определении интервала нарушения эксплуатационной колонны 1 путем создания избыточного давления в эксплуатационной колонне 1 выше пакера с последующим поинтервальным перемещением пакера сверху-вниз и определением интервала нарушения эксплуатационной колонны 1. Например, с помощью пакера (поинтервальной опрессовкой, например на допустимое давление на эксплуатационную колонну, например 9,0 МПа) определяют наличие нарушения 2 в интервале 800 м эксплуатационной колонны 1, при этом продуктивный пласт 3, как указано выше находится в интервале 1205-1207 м.
После определения интервала нарушения 2 эксплуатационной колонны 1 осуществляют опрессовку эксплуатационной колонны 1 избыточным давлением, в интервале 800 м, например, как указано выше на 9,0 МПа, с выдержкой давления в эксплуатационной колонне в течение 15 мин. Фиксируют показание давление на манометре (на фиг. 1-4 не показано) насосного агрегат, например, равное 1,8 МПа, что составляет 20 % от давления опрессовки (9,0 МПа). Так как 1,8 МПа > 0, это значит, что после опрессовки избыточное давление не снизилось до нуля в течение 15 мин.
Тогда на устье добывающей скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка 4 (фиг. 2), перфорированный патрубок 5, пакер 6, колонна лифтовых труб 7 с насосом 8, например, электроцентробежным. В качестве пакера 6  для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм применяют, например, пакер марки ПРО-ЯМО2-142, выпускаемый НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Производят посадку пакера 6 в эксплуатационной колонне 1 ниже её нарушения 2, но выше продуктивного пласта 3, после чего запускают насос 8 в работу.
Если в процессе опрессовки как указано выше давление снижается до нуля до истечения 15 мин.
Например, после опрессовки эксплуатационной колонны 1 (см. фиг. 1) избыточным давлением, например на 9,0 МПа с выдержкой давления в эксплуатационной колонне в течение 15 мин показание давление на манометре (на фиг. 1-4 не показано) насосного агрегата упало до нуля в течение 10 мин. Так как 10 мин меньше 15 мин.
Тогда отсекают продуктивный пласт 3 от интервала нарушения 2, определяют удельную приемистость нарушения эксплуатационной колонны 1.
Для этого на технологической колонне труб (на фиг. 1-4 не показано) в эксплуатационную колонну 1 спускают глухой пакер 9 (фиг. 3) ниже нарушения 2 (800 м), например, на 10 м ниже, т.е.  в интервале 810 м, устанавливают и оставляют его в эксплуатационной колонне 1.
В качестве глухого пакера 9 применяют, например, извлекаемую пакер пробку марки ИПП-168 Россия, разработанную институтом «ТатНИПИнефть», Республика Татарстан, г. Бугульма. Для определения приемистости нарушения 2, например, используют портативный ультразвуковой расходомер жидкости марки TransPort PT878 производства «Промышленный импорт» (Российская Федерация, г. Москва).
При реализации способа используют подъемный агрегат для бурения и ремонта скважин, например, марки УПА 60 производства ООО «КЗНПО» (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г. Кумертау), имеющий допускаемую нагрузку на крюке без установки оттяжек на грунт – 60 т.
Производят определение приемистости нарушения 2 с помощью закачки жидкости и расходомера, спущенного в эксплуатационную колонну 1 (см. фиг. 2).
3
3
3
3
Если удельная приемистости нарушения 2 составляет g < 0,5 м/(чМПа), например g = 0,4 м/(чМПа), то производят предварительное дренирование нарушения 2 эксплуатационной колонны 1 закачкой  по колонне технологических труб (на фиг. 1-4 не показано), например, на колонне насосно-компрессорных труб наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80 кислоты в объёме 1,5 м до достижения удельной приемистости g > 0,5 м/(чМПа) с ожиданием реакции кислоты с породами нарушения 2, например в течение 12 часов и последующим свабированием продуктов реакции кислоты с породами нарушения 2 по технологической колонне труб ( на фиг. 1-4 не показано). После чего определение удельной приемистости повторяют.
В качестве кислоты применяют, например, кислоту соляную ингибированную 22-25% марки В по ТУ 2458-526-05763441-2010.
3
Если удельная приемистость имеет значение: g > 0,5 м3/(чМПа), например, g = 1,5 м/(чМПа), производят тампонирование нарушения 2 в эксплуатационной колонне 1 добывающей скважины.
В интервал нарушения 2 эксплуатационной колонны 1 спускают колонну технологических труб 10 (см. фиг. 3), например, колонну насосно-компрессорных труб наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80 с разбуриваемым пакером 11. Производят посадку разбуриваемого пакера 11  выше нарушения 2 в очищенном скребком интервале эксплуатационной колонны 1, например, 795 м. В качестве разбуриваемого пакера 11 применяют, например, разбуриваемый пакер марки ПР-168, выпускаемый научно-производственной фирмой «Пакер», Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский.
3
Затем производят тампонирование нарушения 2 эксплуатационной колонны 1, чередующейся циклической закачкой и продавкой равными порциями тампонирующих компонентов: низкомодульного жидкого стекла (НМЖС) и цементного раствора, со снижением объёма закачки и продавки с каждым циклом каждого компонента на 0,5 м, а объем первой порции не должен быть ниже 40% от общего объема закачки.
3
НМЖС применяют по ГОСТ 13078-81. Стекло натриевое жидкое. Технические условия (с Изменениями N 1, 2). Например, применяют НМЖС с силикатным модулем 4,1 и плотностью 1320 кг/м.
3
Для приготовления цементного раствора плотностью 1850 м/кг применяют цемент марки (ПЦТ-I-G-CC-1) портландцемент тампонажный, бездобавочный типа I-G высокой сульфатостойкости по ГОСТ 1581-96.
3
По колонне технологических труб 5 закачивают и продавливают в нарушение 2 эксплуатационной колонны 1 тампонирующие компоненты (в зависимости от объема тампонирующего состава). Например, общий объём тампонирующих компонентов, подлежащего закачке и продавке в нарушение 2 эксплуатационной колонны 1 составляет 10,0 м Производят закачку и продавку тампонирующих компонентов в четыре цикла следующим образом.
3
3
Первый  цикл: 2,0 м НМЖС 12' и 2,0 м цементный раствора 13'.
3
3
Второй цикл: 1,5 м НМЖС 12'' и 1,5 м цементный раствора 13''.
3
3
Третий цикл: 1,0 м НМЖС 12''' и 1,0 м цементный раствора 13'''.
3
3
Четвёртый цикл: 0,5 м НМЖС 12'''' и 0,5 м цементный раствора 13''''.
3
Далее продавливают закачкой технологической жидкости по колонне технологических труб 10, например, сточной водой плотностью 1150 м/кг остатки находящихся в технологической колонне труб 10 тампонирующих компонентов в нарушение 2  эксплуатационной колонны 1.
3
Чередующаяся циклическая закачка тампонирующих компонентов со снижением объёма закачки и продавки с каждым циклом каждого компонента на 0,5 м позволяет повысить качество герметизации нарушения 2 эксплуатационной колонны 1. Это объясняется тем, что сначала НМЖС закачивается и продавливается в нарушение 2, так как НМЖС легко фильтруется в отличии от цементного раствора и обладает хорошей адгезией с породой коллектора при любой её проницаемости, а образование тампонирующего материала (схватывание) происходит непосредственно в нарушении 2.  Это позволяет создать экран, герметизирующий переток воды из породы коллектора через нарушение 2 в добывающую скважину. В свою очередь последующая закачка цементного раствора предотвращает чрезмерную усадку (уменьшение в объеме) тампонажного камня при схватывании раствора, т.е. позволяет более полно заполнить пространство нарушения 2 тампонажным материалом.
Чередующаяся закачка позволяет более плотно (пачками) заизолировать нарушение 2 эксплуатационной колонны, а уменьшение объёма закачки с каждым циклом тампонирующих компонентов позволяет равномерно распределить тампонирующий состав по объёму внутри нарушения 2 эксплуатационной колонны.
После окончания тампонирования нарушения эксплуатационной колонны извлекают из эксплуатационной колонны 1 колонну технологических труб 10. Оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонирующих компонентов, после чего сначала фрезеровкой удаляют разбуриваемый пакер 11, а затем с помощью ловильного инструмента ( на фиг. 1-4 не показано) извлекают глухой пакер 9  из эксплуатационной колонны 1.
Спускают в скважину колонну труб 14 (см. фиг. 4) с пакером 15. В качестве пакера применяют, например, пакер марки ПРО-ЯМО2-142, выпускаемый НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Сажают пакер 15 ниже нарушения и производят опрессовку эксплуатационной колонны 1 по затрубному пространству 16. Для этого подсоединяют насосный агрегат 17 к боковому отводу 18 эксплуатационной колонны 1 скважины.
3
Закачкой с помощью насосного агрегата 17 (см. фиг. 4) технологической жидкости, например, пресной воды плотностью 1000 м/кг через боковой отвод 18 при открытой задвижке (на фиг. 4 показано условно) в затрубное пространство 16 производят опрессовку эксплуатационной колонны 1 на допустимое давление опрессовки для данной эксплуатационной колонны 1, например на 9,0 МПа с выдержкой в течение 15 мин, причём падение давления более 5% для герметичной эксплуатационной колонны 1 не допустимо.  По результатам опрессовки эксплуатационной колонны возможны два варианта:
Вариант 1. Эксплуатационная колонна 1 (см. фиг. 3) герметична.
Если после опрессовки эксплуатационной колонны по затрубному пространству 16 избыточным давлением, например на 9,0 МПа с выдержкой давления в эксплуатационной колонне в течение 15 мин показание давления на манометре (на фиг. 1-4 не показано) насосного агрегата составило 8,73 МПа, что соответствует 97 %. Так как давление упало на 3 %  < 5 %, то эксплуатационная колонна 1 (см. фиг. 3) герметична. Оснащают эксплуатационную колонну 1 насосным оборудованием (на фиг. 1-4 не показано), например, электроцентробежным насосом, спущенным на  технологической колонне труб, и запускают добывающую скважину в эксплуатацию.
Вариант 2. Если после опрессовки эксплуатационной колонны по затрубному пространству 16 избыточным давлением, например на 9,0 МПа с выдержкой давления в эксплуатационной колонне в течение 15 мин показание давления на манометре (на фиг. 1-4 не показано) насосного агрегата соответствовало, например, 6,0 МПа, потери давления составили 30% . Так как 30 %  > 5 %, то эксплуатационная колонна 1 (см. фиг. 3) не герметична.
Тогда, как описано выше на устье добывающей скважины собирают компоновку снизу вверх: заглушка 4 (фиг. 2), перфорированный патрубок 5, пакер 6, колонна лифтовых труб 7 с насосом 8, например, электроцентробежным. В качестве пакера 6  для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм применяют, например, пакер марки ПРО-ЯМО2-142, выпускаемый НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация). Производят посадку пакера 6 в эксплуатационной колонне 1 ниже её нарушения 2, но выше продуктивного пласта 3, после чего запускают насос 8 в работу.
Опрессовка эксплуатационной колонны добывающей скважины по затрубному пространству после изоляции нарушения тампонированием позволяет по результатам опрессовки принять решение о  последующей эксплуатации добывающей скважины без пакера  или же с внедрением пакера. Это позволяет повысить надежность ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины, минимизировав, при этом затраты на ремонт.
Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны добывающей скважины и последовательность выполнения операций исключают возникновение прихвата компоновки в эксплуатационной колонне добывающей скважине, так как шаблонирование и/или скребкование интервала посадки пакера в эксплуатационной колонне производят до спуска компоновки. Упрощают технологию ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины с применением пакера, так как спуск пакера и вставного ШГН производят за одну СПО, повышают надежность ремонта эксплуатационной колонны и качество герметизации нарушения эксплуатационной колонны, исключают возникновение аварийной ситуации в скважине, упрощают технологию ремонта с применением пакера.