Claims (3)
1. Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции газ, включающий вырезку окна в обсадной колонне в интервале покрышки продуктивного пласта, удаление участка обсадной колонны в диапазоне от 20 до 80% от толщины покрышки, удаление тампонажного материала в интервале удаляемой обсадной колонны, расширение ствола скважины в окне обсадной колонны до диаметра, превышающего зону фильтрации тампонажного материала при первичном тампонировании обсадной колонны и зону остаточных напряжений первичного и вторичного вскрытий покрышки, при этом расширение ствола скважины осуществляют поэтапно с увеличением диаметра бурения на каждом этапе не более чем на 10% и обеспечением общего диаметра расширения ствола скважины, превышающего максимальный размер упомянутых зон остаточных напряжений на 10-40%, после чего расширенный участок ствола скважины перекрывают крепью, а его закрепное пространство тампонируют нетвердеющим тампонажным материалом, например вязкоупругим составом на основе полиакриламида или гипана, или латекса природного или синтетического, или твердеющим тампонажным материалом с добавками частиц из упругого материала, например, частиц резины или микросфер с газом.1. A method of restoring the tightness of the annulus of a well in a gas reservoir or reservoir containing gas, including cutting a window in the casing string in the interval of the productive formation cover, removing a portion of the casing in the range of 20 to 80% of the thickness of the coating, removing grouting material in the interval of the removed casing string, the extension of the wellbore in the casing window to a diameter exceeding the filtration zone of the grouting material during the initial casing string plugging and the zone the residual stresses of the primary and secondary openings of the tire, while the expansion of the wellbore is carried out in stages with an increase in the diameter of drilling at each stage by no more than 10% and ensuring the total diameter of the expansion of the wellbore exceeding the maximum size of the mentioned zones of residual stresses by 10-40%, after whereby the extended section of the wellbore is covered with lining, and its holding space is plugged with a non-hardening grouting material, for example, a viscoelastic composition based on polyacrylamide or gip a, or a natural or synthetic latex, or hardening plugging material particles with additives from a resilient material such as rubber particles or microspheres with a gas.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в продуктивном пласте создают разгрузочную сеть наклонных и/или горизонтальных каналов, связанную со скважиной, для разгрузки продуктивного пласта со снижением давления газа на покрышку продуктивного пласта.2. The method according to claim 1, characterized in that in the producing formation create an unloading network of inclined and / or horizontal channels associated with the well, for unloading the producing formation with a decrease in gas pressure on the reservoir cover.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что после расширения ствола скважины проводят дополнительный контроль наличия напряжений в стенках скважины и, если они появились, проводят дополнительное бурение для расширения ствола скважины на величину не менее вновь возникшей зоны напряжений, причем бурение ведут в режиме со снижающейся нагрузкой.3. The method according to claim 1, characterized in that after the expansion of the wellbore conduct additional monitoring of the presence of stresses in the walls of the well and, if they appear, conduct additional drilling to expand the wellbore by an amount not less than the newly arisen stress zone, and drilling is carried out in mode with a decreasing load.