Способ ремонта обсадной колонны в незацементированной части (варианты)
METHOD OF REPAIRING CASING STRING IN NON-CEMENTED PART (EMBODIMENTS)

Изобретение относится к капитальному ремонту скважин, в частности к технологиям восстановления герметичности при возникновении нарушений целостности обсадной колонны в незацементированной части.
Известен способ ремонта обсадных колонн в скважине профильными перекрывателями с цилиндрическими участками (SU № 976020, МПК Е21В 29/10, опубл. 23.11.1982), включающий спуск перекрывателя в зону нарушения герметичности колонны с использованием установочной головки, расширение профильных участков перекрывателя созданием в нем гидравлического давления, раздачу цилиндрических и калибровку профильных участков с помощью дорна.
Основными недостатками этого способа являются низкие качество и надежность ремонта обсадных колонн, особенно, когда интервал нарушения герметичности достигает нескольких сотен метров. Это является следствием того, что при расширении профильных труб гидравлическим давлением происходит заякоривание перекрывателя в колонне обсадных труб выше и ниже интервала нарушения, и при дальнейшей раздаче профильных и цилиндрических участков, в том числе резьбовых соединений, происходит укорачивание средней части перекрывателя от 5 до 10 процентов (в зависимости от степени раздачи), поскольку профильные, резьбовые и цилиндрические участки при гидравлическом расширении профильных труб остаются неприжатыми к стенкам обсадной колонны из-за коррозионного разрушения ее стенок. Вследствие этого создаются значительные растягивающие усилия, нарушающие герметичность резьбовых соединений.
Известен способ ремонта обсадных колонн в скважине (RU № 2010945, МПК Е21В 29/00, опубл. 15.04.1994), включающий установку в зонах нарушения герметичности металлических пластырей, расширяемых дорном, перемещаемым гидродомкратом.
Недостатками известного способа являются:
- во-первых, сборка и спуск в скважину гофрированной трубы длиной несколько сот метров совместно с центральным штоком практически невозможны из-за сложности соединения на сварке гофрированных труб с одновременной сборкой центрального штока;
- во-вторых, ненадежное крепление нижнего якоря, который образуется при первом шаге дорнирования всего на длину хода поршней гидродомкрата, т.к. гофрированная труба в этом месте не может прижаться к обсадной колонне с достаточным натягом из-за остаточной упругой деформации.
Также известны способы восстановления герметичности дефектных интервалов обсадных колонн большой протяженности методами глубинной подвески спускаемых дополнительных обсадных колонн (летучей колонны) на опорных поверхностях в обсаженном стволе скважины с последующим их цементированием (А.И. Булатов «Теория и практика заканчивания скважин» М., ДАО «Недра», 1998 г., 3-й том, стр. 332-333). Упорами, на которых устанавливают спускаемую летучую колонну, могут быть внутренние проточки в толстостенных трубах, устанавливаемых на нижнем участке предыдущей колонны перед ее спуском в скважину, верхняя часть ранее спущенного хвостовика, зона перехода от большего диаметра к меньшему при двухразмерной промежуточной колонне. Каждому виду опорной поверхности соответствует подвесное устройство, которым оборудуют спускаемую летучую колонну.
Недостатками данных способов являются:
- во-первых, обсадная колонна не защищена от последующего смятия, так как не снимается напряжение со стороны сминающих обсадную колонну пород (кыновских глин);
- во-вторых, невозможно использовать скважинное оборудование при значительных сужениях внутреннего диаметра.
Наиболее близким по технической сущности является способ ремонта обсадных колонн в скважине с большой протяженностью дефектного участка колонны (патент RU № 2273718, МПК Е21В 29/10, опубл. 10.04.2006), включающий выявление интервала нарушения обсадной колонны геофизическими исследованиями, спуск дополнительной обсадной колонны и её соединение с обсадной колонной.
После определения места дефектного участка ниже его спускают и распрессовывают наружный продольно-гофрированный пластырь, после этого спускают внутренний продольно-гофрированный пластырь и распрессовывают его внахлест с наружным. В качестве дополнительной колонны спускают летучую колонну, фиксируют упором ее башмака на верхние торцы двойного продольно-гофрированного пластыря.
Недостатками известного способа являются:
- во-первых, низкая надёжность ремонта обсадной колонны в незацементированной части путём установки на концах продольно-гофрированного пластыря. Это связано с тем, что продольно-гофрированный пластырь распрессовывают внахлест внутри ремонтируемой обсадной колонны с созданием механического радиального усилия наружу, поэтому высока вероятность радиального продавливания ремонтируемой обсадной колонны и, как следствие, негерметичной посадки пластыря в ремонтируемой обсадной колонне;
- во-вторых, низкое качество ремонта нарушения обсадной колонны в не зацементированной части путём установки на концах продольно-гофрированного пластыря.  Это обусловлено тем, что обсадная колонна в незацементированной части, как элемент конструкции скважины воспринимает наибольшие механические нагрузки, как при ремонте, так и в процессе эксплуатации скважины, что приводит к циклам растяжения-сжатия, что приводит к потере герметичности герметизирующих элементов пластыря, т.е. резкому сокращению межремонтного периода работы скважины. Также возможна потеря герметичности обсадной колонны в интервале установки пластыря из-за механического воздействия оборудования во время проведения спуско-подъёмных операций (СПО) о торцы пластыря;
- в-третьих, сужается проходное сечение отремонтированной обсадной колонны в незацементированной части (внутреннее проходное сечение отремонтированной обсадной колонны получается ступенчатым). Это усложняет последующие ремонтные работы в скважине: шаблонирование, скребкование, спуск оборудования различного диаметра, также это вынуждает сокращать скорость СПО в отремонтированной обсадной колонне в интервале установки внутреннего продольно-гофрированного пластыря. Всё это увеличивает продолжительность последующих ремонтных работ в скважине;
- в-четвёртых, ограниченные функциональные возможности использования технологий при последующей эксплуатации отремонтированной обсадной колонны. Это обусловлено суженным проходным сечением отремонтированной обсадной колонны ограничивающим её эксплуатационные возможности, например: одновременно-раздельную эксплуатацию скважины и/или одновременно раздельную закачку жидкости в скважину, т.е. технологии эксплуатации скважины, связанные со спуком двухрядной колонны труб с оборудованием в отремонтированную обсадную колонну скважины.
Техническими задачами являются повышение надежности и качества ремонта обсадных колонн в незацементированной части, а также выполнение ремонта без сужения проходного сечения отремонтированной обсадной колонны и без ограничения функциональных возможностей использования технологий при последующей эксплуатации отремонтированной обсадной колонны.
Поставленные технические задачи решаются способом ремонта обсадной колонны в незацементированной части, включающим выявление интервала нарушения обсадной колонны геофизическими исследованиями, спуск дополнительной обсадной колонны и её соединение с обсадной колонной.
3
3
Новым является то, что акустической цементометрией определяют незацементированный интервал обсадной колонны, затем поинтервальной опрессовкой обсадной колонны выявляют нарушение в незацементированной части, далее натяжением обсадной колонны определяют наличие или отсутствие её перемещения, если движение обсадной колонны при натяжении есть, а удельная приемистость нарушения составляет g < 0,5 м/(чМПа), то ремонт обсадной колонны производят доворотом резьбовых соединений с моментом свинчивания 4300-6000 Н/м в зависимости от наружного диаметра обсадной колонны, если удельная  приемистость нарушения g > 0,5 м/(чМПа) и/или давление гидроразрыва окружающих горных пород в интервале нарушения обсадной колонны составляет менее 50% от давления опрессовки обсадной колонны, то производят герметизацию обсадной колонны отворотом верхней части обсадной колонны с нарушениями и заменой её на дополнительную колонну аналогичной конструкции и длины с последующей фиксацией дополнительной колонны с оставшейся в скважине обсадной колонной резьбовым соединением, для этого производят натяжку эксплуатационной колонны с усилием, равным весу отворачиваемой части колонны, и вращением влево производят отворот колонны, поддерживая постоянную нагрузку вверх, после чего приподнимают колонну на 0,5-1,0 м и опускают вниз.
3
3
3
3
3
3
3
Также новым является то, что акустической цементометрией определяют незацементированный интервал обсадной колонны, затем поинтервальной опрессовкой обсадной колонны выявляют нарушение в незацементированной части, далее натяжением обсадной колонны определяют наличие или отсутствие её перемещения, если перемещение обсадной колонны при натяжении отсутствует, то независимо от приемистости производят тампонирование обсадной колонны под давлением через нарушение, причём 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), в случае не достижении вышеуказанной удельной приемистости выполняют специальные отверстия в обсадной колонне в интервале нарушения, если удельная приёмистости нарушений g > 2,0 м/(чМПа), одновременно с  тампонированием под давлением закачивают наполнитель, а при удельной приёмистости g > 3,0 м/(чМПа) до тампонирования  производят предварительную закачку водонабухающего полимера до достижения приемистости от 0,5 м/(чМПа) до 2 м/(чМПа), после тампонирования  в обсадную колонну нагнетательной скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером, а в обсадной колонне добывающей скважины после тампонирования определяют приток жидкости из нарушения снижением уровня в обсадной колонне, если приток жидкости из нарушения составляет  не более 10% от дебита скважины, то обсадная колонна считается отремонтированный, если более 10%, то проводят повторное тампонирование.
На фиг. 1-8 показан процесс реализации способа ремонта обсадной колонны в незацементированной части.
Способ ремонта обсадной колонны 1' (фиг. 1) включает выявление нарушения 2', 2", 2'" (см. фиг. 1, 2, 5-7) в незацементированной части 3 геофизическими исследованиями.
Для этого сначала определяют незацементированную часть 3 обсадной колонны 1' по всей её длине. С этой целью в обсадной колонне 1' проводят геофизическое исследование - акустическую цементометрию (АКЦ) и определяют наличие или отсутствие цементного кольца (незацементированную часть 3) обсадной колонны 1' по всей  её длине от устья до пласта (на фиг. 1-8 не показано).
По результатам АКЦ выявляют незацементированную часть 3 (фиг. 1) обсадной колонны 1', например, в интервале 25-375 м. После чего поинтервальной опрессовкой обсадной колонны, например, с помощью пакера, спущенного в обсадную колонну 1' на кабеле, определяют нарушения (см. фиг. 1, 2, 5)   в обсадной колонне 1'.
Например, скважина имеет обсадную колонну 1' диаметром 146 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 632-80.
В качестве пакера на кабеле, например, используют пакер, описанный в патенте RU № 2358039, опубл. 10.06.2009.
Поинтервальная опрессовка пакером основана на определении интервала нарушения обсадной колонны 1' путем создания избыточного давления в обсадной колонне 1' выше пакера с последующим поинтервальным перемещением пакера снизу вверх и определением интервала нарушения обсадной колонны 1'. Например, с помощью пакера определяют нарушение 2', 2", 2'" (см. фиг. 1, 2, 5)  в  обсадной колонне 1' в незацементированной части 3.
После определения интервала нарушения 2', 2", 2'" (см. фиг. 1, 2, 5)  обсадной колонны 1' производят определение приемистости нарушения  2', 2", 2'" (см. фиг. 1, 2, 5) обсадной колонны 1' с помощью закачки жидкости и расходомера, спущенного в обсадную колонну 1, причём перед этим предварительно отсекают пласт, любым известным устройством, например, установкой глухого пакера. Для определения приемистости нарушения 2', 2", 2'" (см. фиг. 1, 2, 5), 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.
По первому варианту сущность способа ремонта обсадной колонны в незацементированной части заключается в следующем.
Определяют, что имеется натяжение обсадной колонны 1' с нарушением 2' в незацементированной части 3.
Пример 1.1 (фиг. 1).
3
3
3
Приемистость нарушения 2' в интервале 90 м обсадной колонны 1 в её незацементированной части составляет g = 0,4 м/(чМПа). Так как 0,4 м/(чМПа) < 0,5 м/(чМПа), то герметизацию обсадной колонны 1 производят доворотом 4 резьбовых соединений 5' с моментом свинчивания 4300-6000 Н/м, например, с моментом свинчивания 4300Н/м для обсадной колонны наружным диаметром 146 мм.
Доворот 4 обсадной колонны 1' производят на устье скважины, например, машинным ключом с использованием колонного патрубка из трубы того же диаметра (146 мм), что и ремонтируемая обсадная колонна 1' поворотом машинного ключа вправо. Доворот 4 начинают при полностью разгруженной обсадной колонне 1', затем, в процессе доворота 4, нагрузку на крюке постепенно доводят до собственного веса свободной части обсадной колонны, например, 3000 Н.
По мере доворота 4 резьбового соединения 5' обсадной колонны 1', вследствие укорочения обсадной колонне 1', происходит рост нагрузки, следовательно, и смещение нейтрального сечения вниз. Поэтому через каждые 0,5-1 оборота резьбового соединения 5' обсадную колонну 1' необходимо разгружать до нуля, обеспечивая постоянство показаний индикатора веса (на фиг. 1-8 не показано).
Доворот 4 завершают докреплением обсадной колонны 1'  импульсными поворотами машинного ключа до тех пор, пока при снятии крутящего момента ( как указано выше 4300 Н/м) колонный патрубок, который был повернут на определенный угол , например, равный 30°, не повернётся назад на этот же угол.
Далее на устье скважины демонтируют машинный ключ, отворачивают колонный патрубок от отремонтированной обсадной колонны 1' в незацементированной части и запускают скважину в эксплуатацию.
Пример 1.2 (фиг. 2-4).
3
После опрессовки обсадной колонны 1' в незацементированной части 3  пакером на давление 15,0 МПа определяют нарушение 2" в интервале 180 м, при этом удельная приемистость  нарушения 2'' составляет g = 0,9 м/(чМПа), а давление гидроразрыва (гидравлического разрыва) окружающих горных пород в интервале нарушения 2" обсадной колонны 1' составляет 25,0 МПа (определяют по геомеханическим данным).
3
3
Определяют,что 0,9 м/(чМПа) > 0,5 м/(чМПа), а давление гидроразрыва окружающих горных пород в интервале нарушения 2" обсадной колонны 1' больше давления опрессовки в интервале нарушения 2" обсадной колонны 1' (25,0 МПа > 15,0 МПа).
Производят ремонт обсадной колонны 1' отворотом части 1" (см. фиг. 2) обсадной колонны с нарушением 2" и заменой этой части 1" обсадной колонны на дополнительную колонну 1"' (см. фиг. 4) аналогичной конструкции и длины с последующей фиксацией дополнительной колонны 1'" с оставшейся в скважине обсадной колонной 1', посредством с резьбового соединения 5" (муфты), расположенного ниже нарушения 2" обсадной колонны 1'. Для этого производят натяжку обсадной колонны 1' с усилием, равным весу отворачиваемой части 1" обсадной колонны с нарушением 2", например, 5000 Н и вращением влево производят отворот части 1" обсадной колонны с нарушением 2" от обсадной колонны 1', поддерживая постоянную нагрузку вверх, как указано выше 5000 Н, после чего приподнимают колонну на 0,9 м и опускают вниз. Отворот части 1" обсадной колонны с нарушением 2" от обсадной колонны 1' произведён. Далее извлекают из скважины часть 1" обсадной колонны с нарушением 2" (см. фиг. 3) и спускают в скважину взамен этой части 1" обсадной колонны с нарушением дополнительную колонну 1"' (см. фиг. 4), которую вворачивают по резьбовому соединению 5" (муфты) в обсадную колонну 1'. После чего скважину запускают в эксплуатацию.
Пример 1.3 (фиг 2-4).
3
После опрессовки обсадной колонны 1' в незацементированной части 3  пакером на давление 15,0 МПа определяют нарушение 2" в интервале 250 м, при этом удельная приемистость  нарушения 2'' составляет g = 0,3 м/(чМПа), а давление гидроразрыва окружающих горных пород в интервале нарушения 2" обсадной колонны 1' составляет 7,0 МПа (определяют по геомеханическим данным).
3
3
Так как 0,3 м/(чМПа) < 0,5 м/(чМПа), а давление гидроразрыва окружающих горных пород в интервале нарушения 2" обсадной колонны 1' составляет менее 50 % от давления опрессовки обсадной колонны 1' в интервале нарушения 2" обсадной колонны 1' (7,0 МПа < 15,0 МПа).
Производят ремонт обсадной колонны 1' отворотом части 1" (см. фиг. 2) обсадной колонны с нарушением 2" и заменой этой части 1" обсадной колонны на дополнительную колонну 1"' аналогичной конструкции и длины с последующей фиксацией дополнительной колонны 1'" с оставшейся в скважине обсадной колонной 1', посредством резьбового соединения 5" (муфты), расположенного ниже нарушения 2" обсадной колонны 1'. Для этого производят натяжку обсадной колонны 1' с усилием, равным весу отворачиваемой части 1" обсадной колонны с нарушением 2", например, 7000 Н и вращением влево производят отворот части 1" обсадной колонны с нарушением 2" от обсадной колонны 1', поддерживая постоянную нагрузку вверх, как указано выше 7000 Н, после чего приподнимают колонну на 0,8 м и опускают вниз. Отворот части 1" обсадной колонны с нарушением 2" от обсадной колонны 1' произведён. Далее извлекают из скважины часть 1" обсадной колонны с нарушением 2" (см. фиг. 3) и спускают в скважину взамен этой части 1" обсадной колонны с нарушением дополнительную колонну 1"' (см. фиг. 4), которую вворачивают по резьбовому соединению 6 (муфты) в обсадную колонну 1'. После чего скважину запускают в эксплуатацию.
Пример 1.4 (фиг. 2-4).
3
После опрессовки обсадной колонны 1' в незацементированной части 3  пакером на давление 15,0 МПа определяют нарушение 2" в интервале 350 м, при этом  удельная приемистость нарушения 2'' составляет g = 1,8 м/(чМПа) а давление гидроразрыва окружающих горных пород в интервале нарушения 2" обсадной колонны 1' составляет 6,5 МПа (определяют по геомеханическим данным).
3
3
Так как 1,8 м/(чМПа) > 0,5 м/(чМПа), а давление гидроразрыва окружающих горных пород в интервале нарушения 2" обсадной колонны 1' составляет менее 50% от давления опрессовки обсадной колонны 1' в интервале нарушения 2" обсадной колонны 1' (6,5 МПа < 15,0 МПа).
Производят ремонт обсадной колонны 1' отворотом части 1" (см. фиг. 2) обсадной колонны с нарушением 2" и заменой этой части 1" обсадной колонны на дополнительную колонну 1"' аналогичной конструкции и длины с последующей фиксацией дополнительной колонны 1'" с оставшейся в скважине обсадной колонной 1', посредством с резьбового соединения 5" (муфты), расположенного ниже нарушения 2" обсадной колонны 1'. Для этого производят натяжку обсадной колонны 1' с усилием, равным весу отворачиваемой части 1" обсадной колонны с нарушением 2", например, 5500 Н и вращением влево производят отворот части 1" обсадной колонны с нарушением 2" от обсадной колонны 1', поддерживая постоянную нагрузку вверх, как указано выше 5500 Н, после чего приподнимают колонну на 0,5 м и опускают вниз. Отворот части 1" обсадной колонны с нарушением 2" от обсадной колонны 1' произведён. Далее извлекают из скважины часть 1" обсадной колонны с нарушением 2" (см. фиг. 3) и спускают в скважину взамен этой части 1" обсадной колонны с нарушением дополнительную колонну 1"' (см. фиг. 4), которую вворачивают по резьбовому соединению 6 (муфты) в обсадную колонну 1'. После чего скважину запускают в эксплуатацию.
Пример 1.5 (фиг. 2-4).
3
После опрессовки обсадной колонны 1' в незацементированной части 3  пакером на давление 15,0 МПа определяют нарушение 2" в интервале 350 м, при этом удельная приемистость нарушения 2'' составляет g = 0,3 м/(чМПа), а давление гидроразрыва окружающих горных пород в интервале нарушения 2" обсадной колонны 1' составляет 28,0 МПа.
3
3
Так как 0,3 м/(чМПа) < 0,5 м/(чМПа), а давление гидроразрыва окружающих горных пород в интервале нарушения 2" обсадной колонны 1' больше давления опрессовки в интервале нарушения 2" обсадной колонны 1' (28,0 МПа  > 15,0 МПа).
Производят ремонт обсадной колонны 1' отворотом части 1" (см. фиг. 2) обсадной колонны с нарушением 2" и заменой этой части 1" обсадной колонны на дополнительную колонну 1"' аналогичной конструкции и длины с последующей фиксацией дополнительной колонны 1'" с оставшейся в скважине обсадной колонной 1', посредством с резьбового соединения 5" (муфты), расположенного ниже нарушения 2" обсадной колонны 1'. Для этого производят натяжку обсадной колонны 1' с усилием, равным весу отворачиваемой части 1" обсадной колонны с нарушением 2", например, 10000 Н и вращением влево производят отворот части 1" обсадной колонны с нарушением 2" от обсадной колонны 1', поддерживая постоянную нагрузку вверх, как указано выше 10000 Н, после чего приподнимают колонну на 1,0 м и опускают вниз. Отворот части 1" обсадной колонны с нарушением 2" от обсадной колонны 1' произведён. Далее извлекают из скважины часть 1" обсадной колонны с нарушением 2" (см. фиг. 3) и спускают в скважину взамен этой части 1" обсадной колонны с нарушением дополнительную колонну 1"' (см. фиг. 4), которую вворачивают по резьбовому соединению 5" (муфты) в обсадную колонну 1'. После чего скважину запускают в эксплуатацию.
При реализации способа по примерам 1.2-1.5 (см. фиг. 2-4) на колонне технологических труб, например, колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80 спускают устройство для отворота эксплуатационной колонны (УОЭК) (на фиг. 2-4 не показано) в обсадную колонну 1' в интервал резьбового соединения 5". После чего отворачивают обсадную колонну 1" в резьбовом соединении 5" ниже нарушения 2" от обсадной колонны 1'. В качестве УОЭК применяют УОЭК-146, выпускаемый группой компаний «Инновации в бурении» Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский.
Сначала извлекают из скважины колонну технологических труб с УОЭК и затем извлекают обсадную колонну 1'' с нарушением 2".
По второму варианту сущность способа ремонта обсадной колонны в незацементированной части заключается в следующем.
Определяют, что отсутствует натяжение обсадной колонны 1' с нарушением 2" в незацементированной части 3 (см. фиг. 5-7).
3
3
3
Независимо от удельной приемистости нарушения 2"' 1' производят тампонирование обсадной колонны под давлением через нарушение 2"', причём если удельная приемистость нарушения 2"' соответствует g < 0,5 м/(чМПа), то  производят предварительное дренирование нарушения 2"' кислотой в объёме 1,5 м до достижения удельной приемистости g ≥ 0,5 м/(чМПа). В качестве кислоты применяют, например, кислоту соляную ингибированную 22-25% марки В по ТУ 2458-526-05763441-2010.
3
С случае не достижении вышеуказанной удельной приемистости выполняют специальные отверстия (на фиг. 5-7 не показано) в обсадной колонне 1' (см. фиг. 5-7)  напротив нарушения 2"', если приёмистость нарушения 2"' более 2,0 м/(чМПа), то одновременно с тампонированием под давлением закачивают наполнитель.
Для выполнения специальных отверстий используют гидромеханический перфоратор, спускаемый на колонне труб в обсадную колонну 1' в интервал её нарушения 2"'. В качестве гидромеханического перфоратора используют перфоратор известной конструкции. Например, применяют гидромеханический перфоратор марки ПГМ - 5 производства ОАО «Пермский научно-исследовательский технологический институт» (г. Пермь, Российская Федерация).
3
3
3
При удельной приёмистости более 3,0 м/(чМПа) до тампонирования под давлением производят предварительную закачку водонабухающего полимера, например, полимер акриламида АК 639 водопоглощающий по ТУ 2216-016-55373366-2007, до достижения приемистости от 0, 5 м/(чМПа) до 2 м/(чМПа).
После определения приемистости нарушения 2"' в обсадной колонне 1' отсекают пласт, т.е. устанавливают в обсадной колонне 1' ниже нарушения глухой пакер или цементный мост 6. Спускают в обсадную колонну технологическую колонну труб 7 с разбуриваемым пакером 8. Сажают в обсадной колонне пакер 8 выше нарушения и далее через нарушение 2"' или специальные отверстия (фиг. 6 и7) обсадной колонны 1' цементируют закачкой цементного раствора под давлением в затрубное пространство 9 обсадной колонны 1' в интервале от нарушения 2"' или специальных отверстий до верхнего конца незацементированной части 3 обсадной колонны 1'.
В качестве глухого пакера 6 применяют, например, извлекаемую пакер пробку марки ИПП-146 Россия, разработанную институтом «ТатНИПИнефть» Республика Татарстан, г. Бугульма. В качестве технологической колонны труб 7 применяют, например, колонну НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80. В качестве разбуриваемого пакера 8 применяют, например, разбуриваемый пакер марки ПР-146, выпускаемый научно-производственной фирмой «Пакер», Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский. При цементировании нефтяных и газовых скважин для приготовления цементного раствора применяют цемент марки (ПЦТ-I-G-CC-1) портландцемент тампонажный, бездобавочный типа I-G высокой сульфатостойкости по ГОСТ 1581-96.
Далее способ реализуют по одному из следующих примеров (фиг. 5-7).
Пример 2.1
3
3
3
3
3
Скважина добывающая. Дебит 20 м/сут. Удельная приемистость нарушения 2"' обсадной колонны 1' (фиг. 6) составляет g = 1 м/(чМПа). Так как 1 м/(чМПа) >0,5 м/(чМПа), то ремонт обсадной колоны 1 производят закачкой и продавкой 6 м цементного раствора под давлением 5,0 МПа по технологической колонне труб 7 через нарушение 2"' в затрубное пространство 9.
3
Определяют приток жидкости из нарушения 2"' снижением уровня в обсадной колонне 1'. Приток жидкости из нарушения составляет 3 м/сут, т.е. 15% от дебита, указанного выше. Так как 15% > 10%, то производят повторное тампонирование, как описано выше. После чего производят повторное определение дебита нарушения 2"' снижением уровня в обсадной колонне 1'.
3
3
При этом приток жидкости из нарушения 2"' составляет 1 м/сут, т.е. 5% от дебита скважины (20 м/сут.). Так как 5% < 10%, то обсадная колонна 1' отремонтирована (фиг. 7).
Пример 2.2
3
3
3
3
3
3
3
3
Скважина нагнетательная. Удельная приемистость нарушения 2"' обсадной колонны 1' (фиг. 6) составляет g = 0,4 м/(чМПа). Так как 0,4 м/(чМПа) < 0,5 м/(чМПа), то сначала с целью дренирования нарушения 2"' по колонне труб 7 в нарушение 2"' обсадной колонны 1' производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в объеме 1,5 м. Далее повторно определяют удельную приемистость нарушения 2"', которая составляет g = 0,6 м/(чМПа), так как  0,6 м/(чМПа) > 0,5 м/(чМПа),  то производят ремонт обсадной колоны 1' закачкой и продавкой 4 м цементного раствора под давлением 7,0 МПа по технологической колонне труб 7 через нарушение 2"' в затрубное пространство 9. Спускают в обсадную колонну 1' колонну насосно-компрессорных труб, например, колонну НКТ наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм по ГОСТ 633-80 с проходным пакером (на фиг. 1-7 не показано) и сажают проходной пакер, например, механического действия поворотной посадки марки ПРО-ЯМО, выпускаемый НПФ «Пакер» (РФ, Башкортостан, г. Октябрьский), выше пласта, подлежащего закачке.
Обсадная колонна 1' отремонтирована (фиг. 7).
Пример 2.3
3
3
3
3
3
3
3
3
Скважина нагнетательная. Удельная приемистость нарушения 2"' обсадной колонны 1' (фиг. 6) составляет g = 0,25 м/(чМПа). Так как 0,25 м/(чМПа) < 0,5 м/(чМПа), то сначала с целью дренирования нарушения 2"' по колонне труб 7 в нарушение 2"' обсадной колонны 1' производят закачку и продавку 15% водного раствора соляной кислоты в объеме 1,5 м. Далее повторно определяют удельную приемистость нарушения 2"', которая составляет g = 0,4 м/(чМПа). Так как  0,4 м/(чМПа) <0,5 м/(чМПа),  то выполняют специальные отверстия с помощью перфоратора в обсадной колонне 1' в интервале нарушения 2" и далее закачивают и продавливают 3 м цементного раствора под давлением 9,0 МПа по технологической колонне труб 7 через нарушение 2"' и специальные отверстия в затрубное пространство 9. Спускают в обсадную колонну 1' колонну насосно-компрессорных труб, например, колонну НКТ наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм по ГОСТ 633-80 с проходным пакером (на фиг. 1-7 не показано) и сажают проходной пакер, например, механического действия поворотной посадки марки ПРО-ЯМО, выпускаемый НПФ «Пакер» (РФ, Башкортостан, г. Октябрьский), выше пласта, подлежащего закачке.
Обсадная колонна 1' отремонтирована (фиг. 7).
Пример 2.4
3
3
3
3
Скважина добывающая. Дебит 10 м/сут. Удельная приёмистости нарушения 2"' составляет g = 2,25 (м/(чМПа). Тогда ремонт обсадной колонны 1' осуществляют одновременной закачкой и продавкой цементного раствора в объёме 6 ми наполнителя - НМЖС – низкомодульное жидкое стекло по ГОСТ 13078-81 Стекло натриевое жидкое. Технические условия (с Изменениями N 1, 2) в объёме 2 м по технологической колонне труб 7 через нарушение 2" в затрубное пространство 9.
3
Определяют приток жидкости из нарушения 2"' снижением уровня в обсадной колонне 1'. Приток жидкости из нарушения 2"' составляет 0,5 м/сут, т.е. 5% от дебита, указанного выше. Так как 5% < 10%, то обсадная колонна 1' отремонтирована (фиг. 7).
Пример 2.5
3
3
3
3
3
3
Скважина нагнетательная. Удельная приёмистость нарушения 2"' составляет g = 3,3 (м/(чМПа), поэтому до тампонирования под давлением производят предварительную закачку по технологической колонне труб 7 в нарушение 2" ВНП водонабухающиего полимера - полимер акриламида АК 639 водопоглощающий, выпускающийся ТУ 2216-016-55373366-2007 в объёме 1,5 м. Далее повторно определяют удельную приемистость нарушения 2"', которая составляет g = 1,6 м/(чМПа). Так 1,6 м/(чМПа) > 0,5 м/(чМПа), то производят ремонт обсадной колоны 1 закачкой и продавкой 4 м цементного раствора под давлением 7,0 МПа по технологической колонне труб 7 через нарушение 2"' в затрубное пространство 9.
После окончания ремонта обсадной колонны 1' по любому из вышеперечисленных примеров технологическую колонну труб 7 извлекают  из скважины, а разбуриваемый пакер 8 удаляют из обсадной колонны 1' разбуриванием, т.е. спуском долота на колонне труб (на фиг. 5-7 не показано) после ожидания затвердевания цемента (24 ч).  Глухой пакер 6 (см. фиг. 6) извлекают из обсадной колонны 1' спуском труболовки на колонне труб ( на фиг. 5-7 не показано).
Спускают в обсадную колонну 1' колонну насосно-компрессорных труб, например, колонну НКТ наружным диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм по ГОСТ 633-80 с проходным пакером (на фиг. 1-7 не показано) и сажают проходной пакер, например, механического действия поворотной посадки марки ПРО-ЯМО, выпускаемый НПФ «Пакер» (РФ, Башкортостан, г. Октябрьский), выше пласта, подлежащего закачке.
Обсадная колонна 1' отремонтирована (фиг. 7).
При реализации способа по двум вариантам:
Повышается надёжность ремонта обсадной колонны в незацементированной части, так как ремонтируемая обсадная колонна не воспринимает радиальные нагрузки в процессе герметизации нарушения, за счёт чего исключается потеря герметичности обсадной колонны в интервале нарушения обсадной колонны в процессе проведения ремонта.
Повышается качество ремонта нарушения обсадной колонны в незацементированной части за счёт того, что отремонтированная обсадная колонна в незацементированной части, не имеет внутренних выступов, воспринимающих механические воздействия оборудования во время проведения СПО, также  герметизирующих элементов, подверженных циклам растяжения сжатия обсадной колонны, что исключает потерю герметичности в интервале нарушения обсадной колонны в незацементированной части и увеличивает межремонтного периода работы отремонтированной обсадной колонны.
Не сужается проходное сечение отремонтированной обсадной колонны (сохраняется внутренний проходной диаметр по всей длине скважины), что упрощает последующие ремонтные работы в скважине: шаблонирование, скребкование, спуск оборудования различного диаметра, при этом сохраняется скорость проведения СПО и, как следствие, продолжительность последующих ремонтных работ в скважине;
Не ограничиваются технологические возможности отремонтированной обсадной колонны при использовании различных технологий при последующей эксплуатации и проведении последующих ремонтных работ в обсадной колонне, так как сохраняется проходное сечение (внутренний диаметр) отремонтированной обсадной колонны, а это не ограничивает её эксплуатационные возможности, например связанные с одновременно-раздельной эксплуатацией скважины и/или одновременно раздельной закачкой жидкости в скважину.
Способ ремонта обсадной колонныв незацементированной части позволяет:
- повысить надежность и качество ремонта обсадной колонны в не- зацементированной части,
- исключить сужение проходного сечения отремонтированной обсадной колонны;
- не ограничивать технологические возможности отремонтированной обсадной колонны при последующей эксплуатации и проведении ремонтных работ в скважине.