RU2660951C1

RU2660951C1 - Casing packer (options)

Info

Publication number: RU2660951C1
Application number: RU2017120199A
Authority: RU
Inventors: Владимир Георгиевич Кирячек; Олег Васильевич Коломийченко; Николай Николаевич Клинков; Кооле Корнелис; Вячеслав Михайлович Ничипоренко; Анатолий Александрович Чернов; Отто Гуйбер; Александр Пархоменко
Original assignee: Владимир Георгиевич Кирячек; Олег Васильевич Коломийченко; Николай Николаевич Клинков; Кооле Корнелис; Вячеслав Михайлович Ничипоренко; Анатолий Александрович Чернов; Отто Гуйбер; Александр Пархоменко
Priority date: 2017-06-08
Filing date: 2017-06-08
Publication date: 2018-07-11
Also published as: WO2018226114A1

Abstract

FIELD: manufacturing technology.

SUBSTANCE: group of inventions relates to the casing packers. Casing packer includes packer module consisting of packer elements arranged on casing outer surface. Each packer element is base of metal or alloy having melting point of not more than 700 °C, and fillers introduced into the base, melting point of which is higher than temperature of working agent fed to bottom hole zone. Bismuth is used as base metal of at least one packer element. Also, casing packer can be equipped with additional packer modules.

EFFECT: technical result is to improve efficiency of isolating annular space.

8 cl, 3 dwg

Description

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для изоляции газонефтеводоносных пластов и предотвращения межпластовых перетоков в процессе интенсификации добычи углеводородов с использованием тепловых технологий.The group of inventions relates to the oil and gas industry and can be used to isolate gas-oil and water bearing strata and to prevent inter-reservoir flows during the intensification of hydrocarbon production using thermal technologies.

В настоящее время весьма актуальна проблема разработки месторождений углеводородов, основной углеводородный потенциал которых заключен не в подвижных нефтях, а в неподвижном керогене и в неподвижных и/или малоподвижных битуминозных нефтях. К таким месторождениям относятся, в частности, баженовская, доманиковая, фроловская, тюменская и хадумская свиты.Currently, the problem of developing hydrocarbon deposits, the main hydrocarbon potential of which is not contained in mobile oils, but in stationary kerogen and in stationary and / or inactive bituminous oils, is very urgent. Such deposits include, in particular, the Bazhenov, Domanik, Frolov, Tyumen and Hadum suites.

Установлено, что экономически эффективное освоение таких месторождений возможно только при вовлечении в активную разработку всего их углеводородного ресурса, включая неподвижный кероген и неподвижную и/или малоподвижную битуминозную нефть.It has been established that cost-effective development of such deposits is possible only if all of their hydrocarbon resources are involved in the active development, including fixed kerogen and fixed and / or inactive bituminous oil.

Даная проблема в настоящее время решается с применением для разработки таких месторождений тепловых технологий - технологий, основанных на воздействии на продуктивный пласт рабочим агентом, закачиваемым в продуктивный пласт под высоким давлением (до 100 МПа) и имеющим высокую температуру в подпакерной зоне - на забое скважины (до 1000°С).This problem is currently being solved by applying thermal technologies for the development of such deposits - technologies based on exposing the reservoir to a working agent injected into the reservoir under high pressure (up to 100 MPa) and having a high temperature in the sub-packer zone - at the bottom of the well ( up to 1000 ° C).

Данные технологии нашли в последнее время довольно широкое распространение, см., например, патент РФ №2576267, МПК E21B 43/24, 2015 г.; патент РФ №2418944, МПК E21B 43/24, 2011 г.; опубликованная заявка US №2014/0224491, 2014 г., "System and Process for Recovering Hydrocarbons Using a Supercritical Fluids"; патент РФ №2576267, МПК E21B 43/24, 2015 г. These technologies have recently found quite wide distribution, see, for example, RF patent No. 2576267, IPC E21B 43/24, 2015; RF patent No. 2418944, IPC E21B 43/24, 2011; published application US No. 2014/0224491, 2014, "System and Process for Recovering Hydrocarbons Using a Supercritical Fluids"; RF patent No. 2576267, IPC E21B 43/24, 2015

Одной из проблем практической реализации тепловых технологий является то, что в результате воздействия температуры и давления рабочего агента, в дополнение к имеющейся, происходит интенсивное формирование новой трещиноватости в цементном кольце, в окружающей горной породе, примыкающей к скважине, а также нарушение целостности контактов «цемент-стенка обсадной колонны» и «цемент-горная порода».One of the problems of the practical implementation of thermal technologies is that, as a result of exposure to temperature and pressure of the working agent, in addition to the existing one, intensive formation of a new fracture occurs in the cement ring, in the surrounding rock adjacent to the well, as well as the integrity of the contacts “cement” “casing wall” and “cement-rock”.

Поэтому для эффективного использования тепловых технологий важное значение имеет надежная герметизация затрубного пространства, так как при указанных выше значениях давления и температуры рабочего агента и его состоянии в виде перегретого пара или воды в сверхкритическом состоянии, он просачивается даже через мельчайшие трещины в цементном кольце и в горной породе, снижая эффективность воздействия на продуктивный пласт. Значительные потери дорогостоящего высокотемпературного рабочего агента высокого давления и углеводородов в затрубном пространстве серьезно снижают экономическую привлекательность проектов по освоению трудноизвлекаемых запасов углеводородов с использованием тепловых технологий.Therefore, for the effective use of thermal technologies, reliable sealing of the annulus is important, since at the above values of pressure and temperature of the working agent and its state in the form of superheated steam or water in a supercritical state, it seeps through even the smallest cracks in the cement ring and in the mountain breed, reducing the impact on the reservoir. Significant losses of the expensive high-temperature working agent of high pressure and hydrocarbons in the annulus seriously reduce the economic attractiveness of projects for the development of hard-to-recover hydrocarbon reserves using thermal technologies.

Из уровня техники известно, что для осуществления относительно низкотемпературного теплового воздействия на продуктивные пласты проблема изоляции газонефтеводоносных пластов и предотвращения перетоков, как правило, решается за счет использования термостойких эластомерных пакеров затрубного пространства, расширяющихся при контакте с рабочим агентом.It is known from the prior art that for the implementation of a relatively low-temperature thermal effect on productive formations, the problem of isolating gas-oil-water-bearing formations and preventing overflows, as a rule, is solved by using heat-resistant elastomeric packers of the annular space, expanding upon contact with the working agent.

(см. «Каталог пакеров». External Casing Packer (ЕСР). World Oil Tools, Inc., стр. 7).(see “Packer Catalog.” External Casing Packer (ECP). World Oil Tools, Inc., p. 7).

Однако используемые в них эластомерные компаунды, способные работать при температуре до 185°C и давлении до 35 МПа, не могут эффективно работать при осуществлении высокотемпературного (до 1000°C) теплового воздействия на продуктивные пласты и не способны создавать в затрубном пространстве достаточно прочный и непроницаемый изоляционный экран.However, the elastomeric compounds used in them, capable of operating at temperatures up to 185 ° C and pressures up to 35 MPa, cannot work efficiently when producing high-temperature (up to 1000 ° C) thermal effects on productive formations and are not able to create sufficiently strong and impermeable in the annulus insulating screen.

Известен заколонный пакер, включающий цилиндрический корпус с центральным осевым и впускным каналами, размещенную снаружи корпуса продольно гофрированную оболочку, концевые участки которой выполнены с диаметрами описанных вокруг них окружностей, большими по сравнению со средней ее частью, и периметр которой в расправленном состоянии равен периметру ствола скважины в месте установки пакера, уплотнительный элемент цилиндрической формы, установленный снаружи оболочки в ее средней части, лепестковый обратный клапан, размещенный во впускном канале, сообщающем центральный осевой канал корпуса с гидравлической камерой, образованной наружной поверхностью корпуса и внутренней поверхностью оболочки, причем пакер снабжен переходными втулками, концентрично установленными по длине корпуса с его наружной стороны, фигурной втулкой, жестко связанной с концом корпуса, и срезной пробкой, причем оболочка выполнена в виде отдельных концевых и средней секций, связанных между собой при помощи переходных втулок, установленных с возможностью осевого перемещения относительно корпуса, при этом срезная пробка установлена во впускном канале со стороны внутренней поверхности корпуса, а уплотнительный элемент выполнен с замкнутой внутренней полостью, которая заполнена пластичным веществом, в качестве которого может быть использована сырая резина, герметик, отверждаемая смола.Known annular packer, comprising a cylindrical body with a central axial and inlet channels, a longitudinally corrugated shell placed outside the body, the end sections of which are made with diameters of the circles described around them, large in comparison with its middle part, and the perimeter of which is equal to the perimeter of the wellbore at the packer installation site, a cylindrical sealing element mounted outside the casing in its middle part, a flap check valve placed in the inlet a channel connecting the central axial channel of the housing with a hydraulic chamber formed by the outer surface of the housing and the inner surface of the shell, the packer provided with adapter sleeves concentrically mounted along the length of the housing from its outer side, a shaped sleeve rigidly connected to the end of the housing, and a shear plug, moreover, the shell is made in the form of separate end and middle sections, interconnected using adapter sleeves mounted with the possibility of axial movement relative to the housing, in this case, a shear plug is installed in the inlet channel from the side of the inner surface of the housing, and the sealing element is made with a closed internal cavity, which is filled with a plastic substance, which can be used as raw rubber, sealant, and cured resin.

(см. патент РФ №2282711, кл. E21B 33/12, 2006 г.).(see RF patent No. 2282711, class E21B 33/12, 2006).

В результате анализа данного аналога необходимо отметить, что используемые в нем сырая резина, герметик и смолы не способны работать при высоких температурах призабойной зоны.As a result of the analysis of this analogue, it should be noted that the crude rubber, sealant and resins used in it are not able to work at high temperatures of the bottomhole zone.

Известен заколонный пакер, включающий упор конусообразной формы и опирающуюся на него сборную манжету, выполненную из нескольких эластичных пакерующих элементов из материала, набухающего в скважинных жидкостях (вода, нефть). На верхних сопрягаемых конусных поверхностях пакерующих элементов равномерно по окружности выполнены радиальные каналы. Упор и пакерующие элементы установлены на наружной поверхности спускаемой в скважину обсадной трубы зафиксированы на обсадной трубе ограничительными кольцами и стопорными клиньями.Known annular packer, which includes a cone-shaped emphasis and a prefabricated cuff resting on it, made of several elastic packing elements made of a material that swells in well fluids (water, oil). On the upper mating conical surfaces of the packing elements, radial channels are made uniformly around the circumference. The emphasis and packing elements are installed on the outer surface of the casing being lowered into the well and fixed on the casing by restrictive rings and retaining wedges.

Для работы пакер устанавливают в продуктивном интервале (пласте) скважины на обсадной трубе в составе обсадной колонны. При этом пакерующие элементы приходят в упругое соприкосновение со стенкой скважины, которое усиливается за счет седиментации твердой фазы цементного раствора на верхний пакерующий элемент и разницы гидростатического давления над и под пакером при фильтрации жидкой фазы цементного раствора в проницаемый пласт ниже пакера.For operation, the packer is installed in the production interval (layer) of the well on the casing as part of the casing. In this case, the packer elements come into elastic contact with the well wall, which is enhanced by sedimentation of the solid phase of the cement slurry on the upper packer element and the difference in hydrostatic pressure above and below the packer when filtering the liquid phase of the cement slurry into the permeable formation below the packer.

После затвердевания цемента пакерующие элементы остаются защемленными между конусообразным упором, цементным камнем, сформировавшимся из цементного раствора, обсадной трубой и стенкой скважины, создавая сборное уплотнительное кольцо, прижатое к стенке скважины. Далее, каждый пакерующий элемент начинает набухать в жидкости, появляющейся в области пакерующих элементов. При этом пакерующие элементы раздаются по объему во все стороны, в том числе и в направлении стенки скважины, повышая градиент давления гидропрорыва пакера, его герметичность и предотвращая движение различных скважинных жидкостей вдоль стенки скважины вверх и вниз при разгерметизации цементного камня и возникновении перепадов давлений между скважинными флюидами, находящимися выше и ниже пакера. Таким образом, пакер надежно герметизирует заколонное пространство скважины и обеспечивает разобщение затрубного пространства в процессе всего периода освоения и эксплуатации скважины.After the cement has hardened, the packer elements remain pinched between the cone-shaped stop, the cement stone formed from the cement mortar, the casing and the borehole wall, creating a prefabricated o-ring pressed against the borehole wall. Further, each packer element begins to swell in the liquid appearing in the region of the packer elements. At the same time, the packing elements are distributed in volume in all directions, including in the direction of the borehole wall, increasing the pressure gradient of the packer hydraulic breakage, its tightness and preventing the movement of various borehole fluids along the borehole wall up and down during the depressurization of cement stone and the occurrence of pressure drops between the borehole fluids above and below the packer. Thus, the packer reliably seals the annulus of the well and ensures the separation of the annulus during the entire period of development and operation of the well.

(см. патент РФ №2488685, кл. E21B 33/12, 2013 г.) - наиболее близкий аналог для вариантов.(see RF patent No. 2488685, class E21B 33/12, 2013) - the closest analogue for the options.

В результате анализа известного решения необходимо отметить, что данный пакер способен работать при высоком давлении, но не выдерживает действия высоких температур.As a result of the analysis of the known solution, it should be noted that this packer is able to work at high pressure, but does not withstand the action of high temperatures.

Таким образом, использование механических пакеров не дает желаемого эффекта.Thus, the use of mechanical packers does not give the desired effect.

Используемая в настоящее время герметизация затрубного пространства закачиванием в него изолирующих сред также не является эффективной, так как используемые для кольматации составы (см., например, патенты РФ №/№2572254, 2244819, 2380394), не выдерживают температуры рабочего агента и расплавляются.The sealing of the annulus currently used by pumping insulating media into it is also not effective, since the compositions used for colmatization (see, for example, RF patents Nos. / / 2572254, 2244819, 2380394) do not withstand the temperature of the working agent and are melted.

Техническим результатом настоящей группы изобретений является разработка гаммы заколонных пакеров, способных эффективно изолировать затрубное пространство при использовании для интенсификации добычи углеводородов рабочего агента, имеющего давление в пределах 100 МПа и температуре в пределах 1000°C.The technical result of this group of inventions is the development of a range of casing packers that can effectively isolate the annulus when used to intensify hydrocarbon production with a working agent having a pressure within 100 MPa and a temperature within 1000 ° C.

Указанный технический результат обеспечивается тем, что в заколонном пакере, включающем пакерующий модуль, состоящий из пакерующих элементов, размещенных на наружной поверхности обсадной трубы, новым является то, что каждый пакерующий элемент представляет собой основу из металла или сплава, имеющего температуру плавления не выше 700°C, и введенные в основу наполнители, температура плавления которых выше температуры подаваемого в призабойную зону рабочего агента, причем в качестве металла основы, как минимум, одного пакерующего элемента использован висмут, а пакерующие элементы могут быть выполнены в виде сегментов или колец. В качестве наполнителя могут быть использованы алюминиевая пудра ПАП-2, имеющая линейный размер частиц от 0,02 до 0,03 мм., наночастицы оксида алюминия, имеющие размер от 0,00002 до 0,0004 мм., наночастицы оксидов железа (FeO, Fe₂O₃ и Fe₃O₄ дискретные базальтовые волокна (УТБ, МТБ и СТБ), имеющие размер поперечного сечения от 0,5 до 3 мкм. Между установленными на наружной поверхности обсадной трубы пакерующими элементами могут быть размещены проставки, выполненные в виде колец из титана.The specified technical result is ensured by the fact that in the annular packer including a packer module consisting of packer elements located on the outer surface of the casing, it is new that each packer element is a metal or alloy base having a melting point of not higher than 700 ° C, and fillers introduced into the base, the melting temperature of which is higher than the temperature of the working agent supplied to the bottomhole zone, moreover, as the base metal of at least one packing element bismuth is used, and the packing elements can be made in the form of segments or rings. PAP-2 aluminum powder having a linear particle size of 0.02 to 0.03 mm., Alumina nanoparticles having a size of 0.00002 to 0.0004 mm., Iron oxide nanoparticles (FeO, Fe ₂ O ₃ and Fe ₃ O ₄ discrete basalt fibers (UTB, MTB and STB) having a cross-sectional size of 0.5 to 3 μm. Spacers made in the form of rings can be placed between the packer elements mounted on the outer surface of the casing from titanium.

В варианте заколонного пакера, включающего пакерующий модуль, состоящий из пакерующих элементов, размещенных на наружной поверхности обсадной трубы, новым является то, что пакер оснащен дополнительными пакерующими модулями, пакерующие модули размещены на наружной поверхности обсадной трубы, последовательно, один под другим, причем пакерующие элементы нижнего модуля имеют более высокую температуру плавления, по сравнению с пакерующими элементами среднего модуля, а пакерующие элементы верхнего модуля имеют температуру плавления ниже температуры плавления пакерующих элементов среднего модуля, которые выполнены из висмута.In an embodiment of an annular packer including a packer module consisting of packer elements located on the outer surface of the casing, it is new that the packer is equipped with additional packer modules, packer modules are placed on the outer surface of the casing, one after the other, and the packer elements of the lower module have a higher melting point than the packing elements of the middle module, and the packing elements of the upper module have a melting point lower Melting Temperature packer elements mean modulus which are made of bismuth.

В заявленной группе изобретений патентуемые пакеры относятся к объектам одного вида, одинакового назначения и обеспечивают при использовании достижение одного и того же технического результата, то есть, являются вариантами, следовательно, требование единства изобретения в данной заявке соблюдено.In the claimed group of inventions, patentable packers relate to objects of the same type, of the same purpose, and when used, achieve the same technical result, that is, they are variants, therefore, the requirement of the unity of the invention in this application is met.

Сущность заявленной группы изобретений поясняется графическими материалами, на которых:The essence of the claimed group of inventions is illustrated by graphic materials on which:

- на фиг. 1 - расположенный в скважине затрубный пакер (вариант 1);- in FIG. 1 - annular packer located in the well (option 1);

- на фиг. 2 - расположенный в скважине затрубный пакер (вариант 2), выполненный из нескольких модулей;- in FIG. 2 - annular packer located in the well (option 2), made of several modules;

- на фиг. 3 - график, демонстрирующий изменение плотности и расширение висмута в зависимости от температуры.- in FIG. 3 is a graph showing a change in density and expansion of bismuth as a function of temperature.

В описании приведенными ниже позициями обозначены следующие конструктивные элементы устройства:In the description, the following structural elements of the device are indicated by the following positions:

1 - герметизирующий (пакерующий) элемент;1 - sealing (packing) element;

2 - крепежные элементы (зажимные кольца);2 - fasteners (clamping rings);

3 - пакерующий модуль;3 - packer module;

4 - стенка скважины;4 - well wall;

5 - обсадная труба;5 - casing;

6 - затрубное пространство скважины;6 - annulus of the well;

7 - призабойная зона;7 - bottomhole zone;

8 - находящийся в призабойной зоне рабочий агент;8 - working agent located in the bottomhole zone;

9 - насосно-компрессорная труба (НКТ);9 - tubing (tubing);

10 - находящийся в продуктивном пласте рабочий агент;10 - located in the reservoir, the working agent;

11 - цементное кольцо;11 - cement ring;

12 - горная порода;12 - rock;

13 - скважинный пакер;13 - downhole packer;

14 - объем возможной кольматации затрубного пространства;14 - the volume of possible mudding of the annulus;

15 - продуктивный пласт;15 - reservoir;

16 - проставка;16 - a spacer;

Заколонный пакер (фиг. 1 - вариант 1) выполнен в виде пакерующего модуля 3, состоящего из нескольких расходных герметизирующих (пакерующих) элементов 1, располагаемых на наружной поверхности обсадной трубы 5 и зафиксированных на ней крепежными элементами (например, зажимными кольцами) 2.The casing packer (Fig. 1 - option 1) is made in the form of a packing module 3, consisting of several consumable sealing (packing) elements 1 located on the outer surface of the casing 5 and fixed on it with fasteners (for example, clamping rings) 2.

Конструктивно каждый пакерующий элемент 1 может быть выполнен различным образом, например, в виде кольца или сегмента. Размер пакерующих элементов 1 определяется, в основном, зазором между наружной поверхностью обсадной трубы 5 и стенкой скважины 4.Structurally, each packer element 1 can be made in various ways, for example, in the form of a ring or a segment. The size of the packing elements 1 is determined mainly by the gap between the outer surface of the casing 5 and the wall of the well 4.

Для изготовления пакерующих элементов 1 используются, преимущественно, металлы и их сплавы, температура плавления которых ниже температуры рабочего агента, закачиваемого в скважину по насосно-компрессорным трубам (НКТ) 9, в частности: алюминий (t_пл - 660°C); цинк (t_пл - 419,6°C); свинец (t_пл - 327,4°C); висмут (t_пл - 271,4°C); олово (t_пл - 231,9°C); сплав Хомберга (висмут + свинец + олово (по 33,333%) (t_пл - 122°C) и пр. При превышении указанных выше температур плавления металлов или сплавов даже на 1°C, они гарантированно переходят из твердого состояния в жидкое.For the manufacture of packing elements 1, mainly metals and their alloys are used, the melting temperature of which is lower than the temperature of the working agent pumped into the well through tubing (tubing) 9, in particular: aluminum (t _PL - 660 ° C); zinc ( _mp : 419.6 ° C); lead (t _pl - 327.4 ° C); bismuth (t _PL - 271.4 ° C); tin (t _PL - 231.9 ° C); Homberg alloy (bismuth + lead + tin (by 33,333%) (t _mp -. 122 ° C), etc. When exceeding the above metals or alloys melting temperature even at 1 ° C, they are guaranteed to pass from the solid to the liquid state.

Выбор для изготовления пакерующего элемента конкретного металла и/или сплава зависит от температуры рабочего агента, поступающего по НКТ 9 в призабойную зону 7 скважины 4. Как правило, для оперативной и качественной кольматации затрубного пространства, температура плавления металла или сплава пакерующего элемента 1 должна быть на 100°C-200°C ниже температуры поступающего через НКТ 9 в призабойную зону 7 скважины 4 рабочего агента 8. Установлено, что для гарантированного расплавления материала основы пакерующего элемента 1 под действием поступающего в призабойную зону высокотемпературного рабочего агента, температура плавления металла или сплава основы не должна превышать 700°C.The choice for the manufacture of the packing element of a particular metal and / or alloy depends on the temperature of the working agent entering through the tubing 9 to the bottomhole zone 7 of the well 4. As a rule, for operational and high-quality mudding of the annulus, the melting temperature of the metal or alloy of the packing element 1 should be 100 ° C-200 ° C lower than the temperature of the working agent 8 entering through the bottom-hole zone 7 of the well 7 of the well 4 through the tubing 9. It was found that for guaranteed melting of the base material of the packing element 1 under the action of guide in the bottom zone of high temperature working fluid, the metal melting point alloy or bases should not exceed 700 ° C.

Формование пакерующего элемента 1 осуществляется известным образом, например, литьем в формы. Процесс такого литья известен специалистам и не нуждается в дополнительных пояснениях.The forming of the packing element 1 is carried out in a known manner, for example, by injection molding. The process of such casting is known to specialists and does not require additional explanations.

При формовании пакерующих элементов 1 в расплавленный металл или сплав - основу вводят наполнители, в виде, мелкодисперсных частиц металлов или их оксидов, температура плавления которых выше температуры подаваемого в призабойную зону рабочего агента, например, алюминиевую пудру ПАП-2, имеющую средний линейный размер частиц от 0,02 до 0,03 мм или наночастицы оксида алюминия, имеющие размер от 0,00002 до 0,0004 мм (от 20 до 400 нм), или наночастицы оксидов железа (FeO, Fe₂O₃ и Fe₃O₄). Как правило, количество такого наполнителя составляет от 1 до 15 об. % от количества основы. Количество используемых названных выше наполнителей зависит, преимущественно, от структуры поровой/флюидопроводящей системы затрубного пространства (цемента и горной породы). Чем больше в структуре поровой/флюидопроводящей системы прогнозируемой наноразмерной (нм) и микроразмерной (мкм) трещиноватости, тем большее количество наполнителя используется при изготовлении пакерующих элементов 1. Максимальное количество, используемых наполнителей, равное 15 об. % от количества основы, определено тем, что, как правило, в малопроницаемых продуктивных пластах (горная порода) баженовской, доманиковой и иных свит величина порового пространства не превышает 10% или, например, в 1 м³ (1 млн. см³ горной породы содержится максимум до 100 тысяч см³ свободного порового пространства.When forming the packing elements 1, fillers are introduced into the molten metal or alloy - base, in the form of finely dispersed metal particles or their oxides, the melting temperature of which is higher than the temperature of the working agent supplied to the bottomhole zone, for example, PAP-2 aluminum powder having an average linear particle size from 0.02 to 0.03 mm or alumina nanoparticles having a size of from 0.00002 to 0.0004 mm (from 20 to 400 nm), or iron oxide nanoparticles (FeO, Fe ₂ O ₃ and Fe ₃ O ₄ ) . Typically, the amount of such a filler is from 1 to 15 vol. % of the amount of base. The amount of fillers mentioned above depends mainly on the structure of the pore / fluid-conducting system of the annulus (cement and rock). The larger the predicted nanoscale (nm) and microdimensional (microns) fracture in the structure of the pore / fluid conduction system, the greater the amount of filler used in the manufacture of packing elements 1. The maximum amount of fillers used is 15 vol. % of the amount of base, determined by the fact that, as a rule, in low-permeable productive formations (rocks) of the Bazhenov, Domanik and other formations, the pore space does not exceed 10% or, for example, 1 m ³ (1 million cm ³ of rock contains a maximum of up to 100 thousand cm ^{3 of} free pore space.

В качестве наполнителя также могут быть использованы дискретные сверхтонкие базальтовые волокна (СТВ), имеющие размер поперечного сечения от 1 до 3 мкм. Также в качестве наполнителя может быть использовано дискретное микротонкое (МТБ) (< мкм) и дискретное ультратонкое (УТБ) (от 0,5 до 1 мкм) базальтовое волокно. Количество наполнителя - базальтового волокна составляет от 1 до 20 об. % от количества основы. Количество используемых дискретных базальтовых волокон зависит, преимущественно, от структуры поровой/флюидопроводящей системы затрубного пространства (цемент и горная порода). Чем больше в структуре поровой/флюидопроводящей системы прогнозируемой микроразмерной (мкм) трещиноватости, тем большее количество наполнителя используется при формировании пакерующих элементов 1. Максимальное количество, используемого дискретного базальтового волокна равно 20 об. % от количества основы определено тем, что, как правило, в цементном камне затрубного пространства величина порового пространства не превышает 15% или, например, в 1 м³(1 млн. см³ цементного камня затрубного пространства содержится максимум до 150 тысяч см³ свободного порового пространства.Discrete ultrafine basalt fibers (STV) having a cross-sectional size of 1 to 3 μm can also be used as filler. Also, discrete microfine (MTB) (<μm) and discrete ultrathin (UTB) (from 0.5 to 1 μm) basalt fiber can be used as a filler. The amount of filler - basalt fiber is from 1 to 20 vol. % of the amount of base. The amount of discrete basalt fibers used depends mainly on the structure of the pore / fluid-conducting system of the annulus (cement and rock). The greater the predicted micro-size (μm) fracture in the structure of the pore / fluid-conducting system, the greater the amount of filler used to form the packing elements 1. The maximum amount of discrete basalt fiber used is 20 vol. % of the amount of the base is determined by the fact that, as a rule, the pore space in the cement stone of the annulus does not exceed 15% or, for example, in 1 m ³ (1 million cm ^{3 of the} annulus cement stone contains a maximum of up to 150 thousand cm ^{3 of} free pore space.

Наиболее предпочтительно, чтобы при формировании пакерующего модуля 3 на обсадной трубе 5 в него входили пакерующие элементы 1 с разными наполнителями, которые подбираются таким образом, что в пакерующем модуле имеют место все указанные выше наполнители -алюминиевая пудра ПАП-2, наноразмерные частицы оксидов металлов и дискретные базальтовые волокна (типы: УТБ, МТБ и СТБ), так как в процессе эксплуатации пакера дискретные базальтовые волокна кольматируют, преимущественно, микроразмерные поры/флюидопроводящие каналы в цементном кольце 11 затрубного пространства 6 или в зоне контакта «цемент-стенка обсадной колонны», а алюминиевая пудра ПАП-2 и наноразмерные частицы оксидов металлов, в силу более высокой мобильности, кольматируют, преимущественно, наноразмерные и микроразмерные поры/флюидопроводящие каналы в горной породе 12 затрубного пространства или в зоне контакта «цемент-горная порода».Most preferably, when forming the packing module 3 on the casing 5, it includes packing elements 1 with different fillers, which are selected in such a way that all the above-mentioned fillers - PAP-2 aluminum powder, nanosized metal oxide particles and discrete basalt fibers (types: UTB, MTB and STB), since during the operation of the packer, discrete basalt fibers clog mainly micro-sized pores / fluid-conducting channels in a cement ring 11 s pipe space 6 or in the “cement-wall of the casing” contact zone, and PAP-2 aluminum powder and nanosized metal oxide particles, due to their higher mobility, mainly nano-sized and micro-sized pores / fluid-conducting channels in the rock 12 of the annulus or in the cement-rock contact zone.

Весьма важно, чтобы, как минимум, один из пакерующих элементов 1 модуля 3 имел основу из висмута. Существенность данного признака будет раскрыта ниже. Поэтому при формировании модуля 3 на обсадной трубе, включают, как минимум один пакерующий элемент 1, выполненный из висмута или имеющий основу из висмута.It is very important that at least one of the packing elements 1 of module 3 has a bismuth base. The materiality of this feature will be disclosed below. Therefore, when forming module 3 on the casing, include at least one packer element 1 made of bismuth or having a base of bismuth.

Конкретное количество пакерующих элементов, устанавливаемых на обсадной трубе, материал, из которого они изготовлены, количество и состав используемых наполнителей определяют, преимущественно, в зависимости от мощности продуктивного пласта, его фильтрационно-емкостных свойств, термобарических пластовых условий, характеристик используемого цемента и прогноза трещинообразования в горной породе/продуктивном пласте и в цементном камне в зависимости от температуры и давления используемых рабочих агентов воздействия.The specific number of packing elements installed on the casing, the material from which they are made, the number and composition of the fillers used are determined mainly depending on the capacity of the reservoir, its filtration-capacitive properties, thermobaric reservoir conditions, the characteristics of the cement used and the prediction of crack formation in rock / reservoir and in cement stone, depending on the temperature and pressure of the working exposure agents used.

Между пакерующими элементами 1 могут быть размещены проставки 16, выполненные в виде колец или сегментов из титана, не поддающиеся коррозии в сверхкритической водной флюидной среде, и, предназначенные для уменьшения площади дренируемого сечения в затрубном пространстве 6 скважины 4 и, тем самым, повышения эффективности работы пакерующего модуля 3 в целом.Between the packing elements 1 can be placed spacers 16, made in the form of rings or segments of titanium, not susceptible to corrosion in a supercritical aqueous fluid medium, and designed to reduce the area of the drained section in the annular space 6 of the borehole 4 and, thereby, increase work efficiency packer module 3 as a whole.

Заколонный пакер по варианту 1 функционирует следующим образом.The casing packer according to option 1 operates as follows.

Для работы формируют модуль 3, для чего необходимое количество пакерующих элементов 1 и, если это необходимо, проставок 16, устанавливают на наружной поверхности обсадной трубы 5 и фиксируют на ней крепежными элементами 2.For operation, a module 3 is formed, for which the necessary number of packing elements 1 and, if necessary, spacers 16 are installed on the outer surface of the casing 5 and fixed on it with fasteners 2.

Обсадная труба 5 размещена в скважине 4, пробуренной до продуктивного пласта 15 с образованием зазора 6 (затрубное пространство) между ее наружной стенкой и скважиной. В обсадной трубе 5 расположена колонна НКТ 9, нижний срез которой находится в призабойной зоне 7 скважины 4.The casing pipe 5 is placed in the well 4, drilled to the reservoir 15 with the formation of a gap 6 (annulus) between its outer wall and the well. In the casing 5 is a tubing string 9, the lower section of which is located in the bottomhole zone 7 of the well 4.

После завершения операции по креплению скважины 4 заколонный пакер располагают в теле цементного кольца 11, образованного в затрубном пространстве 6.After completion of the operation of fastening the well 4, the annular packer is placed in the body of the cement ring 11 formed in the annulus 6.

В процессе подачи в по НКТ 9 в призабойную зону 7 скважины 4 высокотемпературного рабочего агента высокого давления 8, пакерующие элементы 1 нагреваются и, расплавляясь, переходит из твердого состояния в жидкое. При этом, под действием давления находящегося в продуктивном пласте 15 рабочего агента 10, проникающего по флюидопроводящим каналам цементного кольца 11 в затрубное пространство 6, жидкий металл или сплав, насыщенный наполнителями - микрочастицами алюминия, наночастицами оксида алюминия и/или наночастицами оксидов железа и дискретными базальтовыми волокнами плотно закупоривает/кольматирует флюидопроводящие каналы как в цементном кольце 11 и в окружающей горной породе 12, так и зонах контактов «цемент-стенка обсадной колонны» и «цемент-горная порода». Более того, при контакте рабочего агента 10, в форме воды, находящейся в ультра-сверхкритическом или в сверхкритическом состоянии (СК-вода), из металлов дополнительно синтезируются наночастицы их оксидов, которые также кольматируют флюидопроводящие каналы, и, таким образом, в затрубном пространстве 6, цементном кольце 11 и окружающей горной породе 12 окончательно формируется достаточно прочный и непроницаемый для рабочего агента 10 изоляционный экран. Проставки 16 при этом снижают степень интенсивности процессов дренирования флюидов в затрубном пространстве 6 скважины 4.In the process of supplying through the tubing 9 to the bottom-hole zone 7 of the well 4 a high-temperature working agent of high pressure 8, the packing elements 1 are heated and, melting, passes from a solid to a liquid state. At the same time, under the pressure of the working agent 10 located in the reservoir 15, penetrating through the fluid-conducting channels of the cement ring 11 into the annulus 6, a liquid metal or alloy saturated with fillers - aluminum microparticles, aluminum oxide nanoparticles and / or iron oxide nanoparticles and discrete basalt it clogs / clogs fluid-conducting channels tightly with fibers both in the cement ring 11 and in the surrounding rock 12, and in the “cement-casing wall” and “cement-gore” contact zones th breed. " Moreover, upon contact of the working agent 10, in the form of water in an ultra-supercritical or supercritical state (SC water), nanoparticles of their oxides are additionally synthesized from metals, which also clog fluid-conducting channels, and thus in the annulus 6, the cement ring 11 and the surrounding rock 12 finally formed a sufficiently strong and impervious to the working agent 10 insulating screen. Spacers 16 in this case reduce the degree of intensity of fluid drainage processes in the annulus 6 of well 4.

Для более надежной изоляции газонефтеводоносных пластов и предотвращения межпластовых перетоков в затрубном пространстве используется затрубный пакер (вариант 2), который выполнен из нескольких (на фиг. 2 показано три) модулей 3: (3А), (3Б) и (3В).An annular packer (option 2) is used for more reliable isolation of gas-oil-water-bearing strata and prevention of inter-reservoir flows in the annulus, which is made of several (in Fig. 2, three) modules 3: (3A), (3B) and (3B).

При таком выполнении пакера пакерующие элементы 1 модулей имеют разную температуру плавления, а именно, пакерующие элементы модуля 3А выполнены из металла или сплава, имеющего температуру плавления выше, чем материал пакерующих элементов модуля 3Б, а пакерующие элементы модуля 3В имеют температуру плавления ниже, по сравнению с материалом пакерующих элементов модуля 3Б.With this embodiment of the packer, the packer elements 1 of the modules have different melting points, namely, the packer elements of the module 3A are made of metal or alloy having a melting point higher than the material of the packer elements of the module 3B, and the packer elements of the module 3B have a lower melting point, compared with the material of the packing elements of module 3B.

С учетом изложенного выше, пакерующие элементы 1 модуля 3А могут быть изготовлены из цинка, модуля 3Б - из висмута, а модуля 3В - из сплава Хомберга. Пакерующие элементы 1 всех модулей изготавливают аналогично приведенному выше для варианта 1.In view of the above, the packing elements 1 of module 3A can be made of zinc, module 3B from bismuth, and module 3B from Homberg alloy. Packing elements 1 of all modules are made similar to the above for option 1.

Затрубный пакер, выполненный из нескольких модулей, работает следующим образом.An annular packer made of several modules operates as follows.

Для работы пакер располагают на обсадной трубе таким образом, что модуль 3А является нижним, модуль 3Б - средним, а модуль 3В - верхним, при этом модули 3А и 3Б расположены ниже скважинного пакера 13, а модуль 3В, имеющий относительно очень низкую температуру плавления, - выше скважинного пакера 13, так как температура нагретой окружающей горной породы 12, находящейся выше и в непосредственной близости (3-5 метров) от скважинного пакера 13 составляет, примерно, от 250°C до 200°C.For operation, the packer is placed on the casing in such a way that module 3A is lower, module 3B is middle and module 3B is upper, while modules 3A and 3B are located below the downhole packer 13, and module 3B having a relatively very low melting point, - above the downhole packer 13, since the temperature of the heated surrounding rock 12, located above and in the immediate vicinity (3-5 meters) from the downhole packer 13, is approximately from 250 ° C to 200 ° C.

Высокотемпературный рабочий агент высокого давления 8 по НКТ 9 подается в продуктивный пласт 15 в призабойную зону 7 скважины 4 и разогревает пакерующие элементы 1 всех модулей. При этом рабочий агент 10 проникает по флюидопроводящим каналам цементного кольца 11 в затрубное пространство 6. Пакерующие элементы модуля 3Б в силу более низкой температуры плавления висмута по сравнению с цинком быстрее пакерующих элементов модуля 3А переходят из твердого состояния в жидкое состояние и жидкий висмут под действием давления рабочего агента 10 надежно закупоривает/кольматирует флюидопроводящие каналы на макро и мезоуровне в зоне размещения модуля 3Б. Так как пакерующие элементы 1 модуля 3А изготовлены из цинка, имеющего относительно высокую температуру плавления, то переход кольматирующих элементов 1 данного модуля из твердого состояния в жидкое происходит медленно, и при контакте рабочего агента 10 с цинком из некоторой его части синтезируются наноразмерные частицы цинка, одна часть из которых выносится по макро (> 50 нм) и мезоразмерным (от 5 до 50 нм) флюидопроводящим каналам в зону размещения модуля 3Б и закупоривает микроразмерные (<5 нм) флюидопроводящие каналы в зоне размещения пакера, а другая часть, синтезированных наноразмерных частиц цинка, закупоривает/кольматирует микроразмерные флюидопроводящие каналы, находящиеся в зоне размещения модуля 3А.High-temperature working agent of high pressure 8 through tubing 9 is fed into the reservoir 15 in the bottom-hole zone 7 of well 4 and heats the packing elements 1 of all modules. In this case, the working agent 10 penetrates through the fluid-conducting channels of the cement ring 11 into the annulus 6. The packing elements of module 3B, due to the lower melting temperature of bismuth compared to zinc, faster than the packing elements of module 3A pass from a solid state to a liquid state and liquid bismuth under pressure working agent 10 reliably clogs / clogs fluid-conducting channels at the macro and mesoscale in the area of module 3B. Since the packing elements 1 of module 3A are made of zinc having a relatively high melting point, the transition of the colming elements 1 of this module from solid to liquid occurs slowly, and upon contact of working agent 10 with zinc, nanosized particles of zinc are synthesized from some part of it, one some of which are discharged through macro (> 50 nm) and mesodimensional (from 5 to 50 nm) fluid-conducting channels into the zone of module 3B placement and block micro-sized (<5 nm) fluid-conducting channels in the packer placement zone, and the other part of the synthesized nanosized particles of zinc clogs / clogs the micro-sized fluid-conducting channels located in the area of the module 3A.

Перешедшие в жидкое состояние, жидкий цинк (модуль 3А) и жидкий висмут (модуль 3Б) закупоривают/кольматируют флюидопроводящие каналы на всех уровнях в зонах размещения модулей 3А и 3Б, а после нагрева зоны размещения модуля 3В модуль 3В переходит из твердого состояния в жидкое и, соответственно, также происходит закупоривание/кольматация флюидопроводящих каналов жидким сплавом Хомберга.Transformed into a liquid state, liquid zinc (module 3A) and liquid bismuth (module 3B) clog / clog fluid conduits at all levels in the zones of module 3A and 3B, and after heating the zone of module 3B, module 3B changes from solid to liquid and accordingly, clogging / colmatization of fluid conduits with Homberg liquid alloy also occurs.

Таким образом, модули 3А, 3Б и 3В совместно формируют в затрубном пространстве 6 достаточно прочный и непроницаемый изоляционный экран, обладающий высокой закупоривающей способностью флюидопроводящих каналов на макро-, мезо- и микро- уровнях, причем изоляционный экран формируется не только в цементном кольце 11 и в окружающей горной породе 12, но и в зонах контактов «цемент-стенка обсадной колонны» и «цемент-горная порода».Thus, the modules 3A, 3B and 3B together form a sufficiently strong and impermeable insulating screen in the annulus 6, which has a high clogging ability of fluid-conducting channels at macro, meso, and micro levels, and the insulating screen is formed not only in the cement ring 11 and in the surrounding rock 12, but also in the zones of contact "cement-wall of the casing" and "cement-rock".

Модуль 3В при этом является, по сути, страховочным, гарантирующим формирование надежного изоляционного экрана также и в зоне, расположенной выше скважинного пакера 13. Модуль 3В переходит из твердого состояния в жидкое состояние последним, так как температура в зоне, расположенной выше размещения скважинного пакера 13, всегда ниже температуры в зоне, расположенной ниже размещения скважинного пакера 13 (высокотемпературный рабочий агент всегда присутствует только ниже скважинного пакера 13), а также еще и потому, что зона, расположенная выше размещения скважинного пакера 13 нагревается очень медленно за счет теплопроводности от зоны, размещенной ниже скважинного пакера 13.At the same time, module 3B is essentially safety-proof, guaranteeing the formation of a reliable insulating screen also in the zone located above the downhole packer 13. Module 3B is the last to switch from the solid state to the liquid state, since the temperature in the zone located above the downhole packer 13 is always lower than the temperature in the zone located below the location of the downhole packer 13 (a high-temperature working agent is always present only below the downhole packer 13), and also because the zone located above p zmescheniya downhole packer 13 is heated very slowly due to heat conduction from the area located below the packer 13 downhole.

Проставки 16 снижают степень интенсивности процессов дренирования флюидов в затрубном пространстве 6 скважины 4, а кольматанты (наночастицы оксидов металлов) могут проникать в горную породу на значительное расстояние от скважины 4 и кольматировать флюидопроводящие каналы в объеме возможной кольматации затрубного пространства 14.Spacers 16 reduce the degree of intensity of fluid drainage processes in the annulus 6 of well 4, and colmatants (nanoparticles of metal oxides) can penetrate the rock at a considerable distance from well 4 and clog fluid-conducting channels to the extent of possible mudding of the annulus 14.

Отличительной особенностью данного варианта изобретения является то, что основой всех пакерующих элементов 1 модуля 3Б является висмут.A distinctive feature of this embodiment of the invention is that the basis of all the packing elements 1 of module 3B is bismuth.

Существенность данного признака объясняется уникальными свойствами висмута, которыми обладает этот металл в процессе фазовых переходов из твердого состояния в жидкое состояние и обратно (фиг. 3) в процессе нагрева затрубного пространства 6 при использования высокотемпературного рабочего агента 8 и в процессе остывания затрубного пространства при отборе углеводородов на дневную поверхность скважины.The importance of this feature is explained by the unique properties of bismuth that this metal possesses during phase transitions from solid to liquid state and vice versa (Fig. 3) during heating of the annulus 6 when using a high-temperature working agent 8 and in the process of cooling the annulus during the selection of hydrocarbons on the day surface of the well.

В процессе эксплуатации пакера, находясь на глубине, например, 3000 метров, висмут в твердом состоянии и при температуре горной породы, равной 100°C имеет плотность 9,78 гр/см³. При нагреве обсадной трубы 5 и цементного кольца 11 и при переходе висмута при температуре 271,4°C из твердого состояния в жидкое, его плотность резко/скачкообразно возрастает с 9,69 г/см³ (Т=271,3°C) до 10,09 г/см³ (Т=271,4°C), а объем при этом резко/скачкообразно уменьшается. Имея повысившуюся плотность и одновременно уменьшившись в объеме, висмут под действием давления высокотемпературного рабочего агента высокого давления 10 глубоко проникает в макро и мезо трещины. В процессе его дальнейшего нагрева, например, до температуры 500°C его объем увеличивается, а плотность уменьшается с 10,09 г/см³ (Т=271,4°C) до 9,78 г/см³ (Т=500°C) и, таким образом, уже находясь глубоко в макро и мезотрещинах и, расширяясь, он надежно закупоривает/кольматирует (распирает) эти макро и мезотрещины. Более того, при контакте с рабочим агентом 10 в форме СК-воды, из некоторой части висмута синтезируются наноразмерные частицы оксида висмута, которые, в свою очередь, закупоривают наноразмерные флюидопроводящие каналы в цементном кольце и в горной породе. После завершения теплового воздействия на продуктивный пласт висмут начинает остывать и при переходе из жидкого состояния в твердое состояние наблюдается обратный процесс. Его плотность при остывании с 500°C до 271,4°C возрастает, а объем уменьшается. При этом под действием давления высокотемпературного рабочего агента высокого давления 10 и в силу высокой плотности и вязкости висмут прочно удерживается в макро и мезотрещинах. А при дальнейшем остывании и при переходе их жидкого состояния в твердое состояние его плотность резко/скачкообразно уменьшается с 10,09 г/см³ (Т=271,4°C) до 9,69 г/см³ (Т=271,3°C), а объем также резко/скачкообразно увеличивается и теперь уже твердый висмут плотно закупоривает макро и мезо трещины. При остывании с температуры 271,3°C до температуры 100°C плотность висмута возрастает незначительно, - с 9,69 г/см³ (Т=271,3°C) до 9,78 г/см³ (Т=100°C). В целом же, при нагреве и остывании в интервале указанных температур, - от 100°C до 500°C, объем висмута в силу теплового расширения или сжатия изменяется в пределах, примерно, 3%, а от 100°C до 600°C, - в пределах 4%.During operation of the packer, being at a depth of, for example, 3000 meters, bismuth in the solid state and at a rock temperature of 100 ° C has a density of 9.78 g / cm ³ . When the casing 5 and cement ring 11 are heated and when bismuth transitions from a solid to a liquid state at a temperature of 271.4 ° C, its density sharply / abruptly increases from 9.69 g / cm ³ (T = 271.3 ° C) to 10.09 g / cm ³ (T = 271.4 ° C), while the volume decreases sharply / stepwise. Having increased density and simultaneously decreasing in volume, bismuth under the pressure of a high-temperature working agent of high pressure 10 penetrates deep into macro and meso cracks. In the process of its further heating, for example, to a temperature of 500 ° C, its volume increases, and the density decreases from 10.09 g / cm ³ (T = 271.4 ° C) to 9.78 g / cm ³ (T = 500 ° C) and, thus, already being deep in macro and mesocracks and expanding, it reliably clogs / clogs (bursts) these macro and mesocracks. Moreover, upon contact with the working agent 10 in the form of SC water, nanosized particles of bismuth oxide are synthesized from a certain part of bismuth, which, in turn, clog nanoscale fluid-conducting channels in the cement ring and in the rock. After the thermal effect on the reservoir is completed, bismuth begins to cool, and upon the transition from the liquid state to the solid state, the reverse process is observed. Its density during cooling from 500 ° C to 271.4 ° C increases, and the volume decreases. Moreover, under the pressure of a high-temperature working agent of high pressure 10 and due to its high density and viscosity, bismuth is firmly held in macro and mesocracks. And with further cooling and with the transition of their liquid state to a solid state, its density sharply / stepwise decreases from 10.09 g / cm ³ (T = 271.4 ° C) to 9.69 g / cm ³ (T = 271.3 ° C), and the volume also increases sharply / stepwise and now solid bismuth tightly plugs macro and meso cracks. When cooling from a temperature of 271.3 ° C to a temperature of 100 ° C, bismuth density increases slightly, from 9.69 g / cm ³ (T = 271.3 ° C) to 9.78 g / cm ³ (T = 100 ° C) In general, when heating and cooling in the range of these temperatures, from 100 ° C to 500 ° C, the volume of bismuth due to thermal expansion or contraction varies in the range of about 3%, and from 100 ° C to 600 ° C, - within 4%.

Использование заявленного пакера как по первому, так и по второму вариантам, обеспечивает формирование в затрубном пространстве достаточно прочного и непроницаемого изоляционного экрана в форме металлизированного камня, обладающего высокой закупоривающей способностью как флюидопроводящих каналов в цементном кольце 11 и в окружающей горной породе 12, так и в зонах контактов «цемент-стенка обсадной колонны» и «цемент-горная порода». Сформированный изоляционный экран в форме металлизированного камня надежно изолирует газонефтеводоносные пласты и предотвращает перетоки в околоскважинном пространстве при давлении рабочего агента в пределах 100 МПа и при его температуре в пределах 1000°C.The use of the claimed packer in both the first and second variants ensures the formation of a sufficiently strong and impermeable insulating shield in the form of a metallized stone in the annulus, which has high plugging ability of both fluid-conducting channels in the cement ring 11 and in the surrounding rock 12, and in contact zones "cement-wall of the casing" and "cement-rock". The formed insulating screen in the form of a metallized stone reliably isolates gas-oil and water-bearing strata and prevents overflows in the near-wellbore space at a working agent pressure of 100 MPa and at a temperature of 1000 ° C.

Claims

1. 3-packer packer comprising a packer module, consisting of packer elements placed on the outer surface of the casing, characterized in that each packer element is a metal or alloy base having a melting point not higher than 700 ° C, and fillers introduced into the base whose melting point is higher than the temperature of the working agent supplied to the bottomhole zone, moreover, bismuth is used as the base metal of at least one packing element.

2. 3-column packer according to claim 1, characterized in that the packing elements are made in the form of segments.

3. The casing packer according to claim 1, characterized in that alumina nanoparticles having a size of from 0.00002 to 0.0004 mm are used as filler.

4. 3-column packer according to claim 1, characterized in that the nanoparticles of iron oxides (FeO, Fe ₂ O ₃ and Fe ₃ O ₄ ) are used as filler.

5. The 3-column packer according to claim 1, characterized in that discrete basalt fibers (UTB, MTB and STB) having a cross-sectional size of 0.5 to 3 μm are used as filler.

6. An annular packer according to claim 1, characterized in that spacers are placed between the packer elements installed on the outer surface of the casing.

7. An annular packer according to claim 1, characterized in that the spacers are made in the form of rings of titanium.

8. An annular packer comprising a packer module consisting of packer elements located on the outer surface of the casing, characterized in that the packer is equipped with additional packer modules, packer modules are placed on the outer surface of the casing, one after the other, and the packer elements of the lower modules have a higher melting point than the packing elements of the middle module, and the packing elements of the upper module have a melting point below the temperature tacking packer elements of the middle module, which are made of bismuth.