RU2370636C1 - Method of recovery of yield and bringing to operation of temporarily shut-in wells with complicated structure of collectors under conditions of abnormally low bed pressure and heavy watering - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: method of recovery of yield and bringing to operation of temporarily shut-in wells with complicated structure of collectors under conditions of abnormally low bed pressure and heavy watering including repair, insulating, and exposure of producing bed consists in following: initially, sand plug is washed up to first over current gas-water contact (GWC) of clay interlayer but not 5-7 m from current GWC; producing string is callipered. The shank end out of casing tubes of smaller diametre is lowered into the producing string up to the head of the washed sand plug; also the head of the shank end is arranged 20 m above the top of the producing bed. The shank end is cemented with cement grout and a cement sleeve is left 1-2 m above the shoe of the shank end. Upon completion of waiting-on-cement period WCC the cement sleeve is drilled and the sand plug is washed to depth 1-2 m below current GWC. Water insulating composition at volume 15-20 m³ is pumped through existing interval of perforation; composition is forced through into depth of the producing bed creating a water insulating screen with cement grout of volume 3-5 m³; a cement sleeve 1-2 m above the shoe of the shank end is left at the bottomhole. Upon WCC perforating is performed for operation of two columns, the producing column and the shank end in interval above the second over the current GWC clay interlayer up to the top of the producing bed; gas discharge is initiated. Composition containing Portland cement, super-plasticiser C-3, polyvinyl alcohol and polypropylene fibre is used as cement grout; while for perforation either a high-power cumulative perforator or hydraulic jet are used.

EFFECT: insulating fluid entry, ensuring pressure tightness of producing column and additional gas withdrawal from earlier shut-in wells.

1 ex, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению продуктивности простаивающих нефтегазовых скважин со сложно построенными коллекторами в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) и большой степени обводненности.The invention relates to the oil and gas industry, namely, to restore the productivity of idle oil and gas wells with complex reservoirs under conditions of abnormally low reservoir pressure (AAP) and a large degree of water cut.

На месторождениях Западной Сибири имеется большое количество нефтегазовых залежей со сложно построенными коллекторами, в которых чередуются между собой пропластки различной проницаемости, в том числе песчаники и глины. При этом толщины таких залежей нередко невелики, что вынуждает осуществлять вторичное вскрытие продуктивного пласта, перфорацию эксплуатационной колонны сплошным интервалом и двойной плотностью.In the fields of Western Siberia there are a large number of oil and gas deposits with complex reservoirs, in which interlayers of various permeability alternate, including sandstones and clay. Moreover, the thickness of such deposits is often small, which forces the secondary opening of the reservoir, perforation of the production string with a continuous interval and double density.

На завершающей стадии разработки таких залежей большое количество скважин выбывают из эксплуатации по причине снижения пластового давления, обводненности, связанной с подъемом газоводяного контакта (ГВК), низкой продуктивностью, смятием эксплуатационной колонны, обусловленным возникновением большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте. В этих условиях традиционными методами восстановить продуктивность и вывести скважину из бездействия затруднительно. Ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны установкой изоляционных пакеров или продольно-гофрированных пластырей из-за сплошной ее перфорации двойной плотности и пониженной по этой причине прочности эксплуатационной колонны осуществить технически невозможно.At the final stage of developing such deposits, a large number of wells are decommissioned due to a decrease in reservoir pressure, water cut associated with a rise in gas-water contact (GWC), low productivity, collapse of the production string due to the occurrence of a large difference in rock and bottomhole pressure, i.e. rock pressure and pressure in the well and reservoir. Under these conditions, it is difficult to restore productivity and remove the well from inaction by traditional methods. It is technically impossible to eliminate the leakage of the production casing by installing insulating packers or longitudinally corrugated plasters due to its continuous perforation of double density and the reduced strength of the production casing for this reason.

Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта [Патент №2273718 РФ Е21В 29/10, заявлено 02.07.04, опубликовано 10.04.06]. Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и большой степени обводненности является то, что распрессовка продольно-гофрированных пластырей может привести к еще большему разрушению негерметичного, ремонтируемого, интервала эксплуатационной колонны, чему будет способствовать значительное превышение горного давления над забойным и наличие сплошной перфорации эксплуатационной колонны двойной плотностью. Кроме того, способ не устраняет поступление пластовых вод к забою и не обеспечивает восстановление продуктивности самой скважины, наоборот, способствует дальнейшему загрязнению призабойной зоны пласта (ПЗП).A known method of restoring productivity and putting into operation idle oil and gas wells, including the production of repair and insulation works and opening of the reservoir [Patent No. 2273718 of the Russian Federation ЕВВ 29/10, filed July 2, 04, published April 10, 06]. The disadvantage of this method when restoring the productivity of idle wells with difficult-to-build reservoirs under the conditions of oil production and a large degree of water cut is that the crimping of longitudinally-corrugated plasters can lead to even greater destruction of the leaky, repaired, interval of the production string, which will contribute to a significant excess of rock pressure over downhole and the presence of continuous perforation of the production string double density. In addition, the method does not eliminate the flow of formation water to the bottom and does not restore the productivity of the well itself, on the contrary, it contributes to further contamination of the bottom-hole formation zone (PZP).

Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта в обсадной колонне [Пат. 2231630 РФ, Е21В 43/00; 43/32, заявлено 2002, опубликовано 2004].A known method of restoring productivity and putting into operation idle wells, including the production of repair and insulation work and opening the reservoir in the casing [Pat. 2231630 RF, ЕВВ 43/00; 43/32, claimed 2002, published 2004].

Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и большой степени обводненности является то, что при перфорации эксплуатационной колонны перфораторами большой мощности велика вероятность нарушения герметичности цементного кольца за колонной, полное или частичное его разрушение, что будет способствовать еще большему притоку пластовых вод к забою скважины. Кроме того, этот способ не устраняет негерметичность эксплуатационной колонны при большой разнице горного и забойного давлений.The disadvantage of this method when restoring the productivity of idle wells with complex reservoirs under the conditions of oil production and a large degree of water cut is that when perforating the production string with high power perforators, there is a high probability of a leak in the cement ring behind the string, its complete or partial destruction, which will contribute to even greater inflow of formation water to the bottom of the well. In addition, this method does not eliminate the leakage of the production string with a large difference between the mountain and bottomhole pressures.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в разработке надежного способа восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и большой степени обводненности.The challenge facing the development of the invention is to develop a reliable method for restoring productivity and putting into operation idle wells with difficult to build reservoirs under the conditions of high pressure and high water cut.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в изоляции притока пластовых вод, обеспечении герметичности эксплуатационной колонны и в получении дополнительной добычи газа из ранее простаивающих скважин.The achieved technical result, which is obtained as a result of the creation of the invention, consists in isolating the inflow of formation water, ensuring the tightness of the production string and in obtaining additional gas production from previously idle wells.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и большой степени обводненности, включающем производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта, отличающемся тем, что первоначально промывают песчаную пробку до первого над текущим газоводяным контактом - ГВК глинистого пропластка, но не выше 5-7 м от текущего ГВК, шаблонируют эксплуатационную колонну, спускают в нее хвостовик из обсадных труб меньшего диаметра до головы промытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, проводят цементирование хвостовика цементным раствором с оставлением цементного стакана высотой 1-2 м выше башмака хвостовика и после окончания периода ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ осуществляют разбуривание цементного стакана и промывку песчаной пробки до глубины на 1-2 м ниже текущего ГВК, закачивают через перфорационные отверстия существующего интервала перфорации водоизоляционную композицию в объеме 15-20 м³, продавливают ее вглубь продуктивного пласта с образованием водоизоляционного экрана цементным раствором в объеме 3-5 м³ с оставлением на забое цементного стакана высотой на 1-2 м выше башмака хвостовика, а после ОЗЦ осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале выше второго над текущим ГВК глинистого пропластка до кровли продуктивного пласта и вызов притока газа, при этом в качестве цементного раствора используют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно, а в качестве перфоратора применяют мощный кумулятивный перфоратор или осуществляют гидропескоструйную перфорацию.The task and technical result are achieved by the fact that in the method of restoring productivity and putting into operation idle wells with difficult-to-build reservoirs under the conditions of oil production and a high degree of water cut, including the repair and insulation work and opening of the reservoir, characterized in that the sand plug is initially washed to the first above the current gas-water contact - GVK clay interlayer, but not higher than 5-7 m from the current GVK, template production casing, lowered into its shank from casing of smaller diameter to the head of the washed sand plug with the head of the shank 20 m above the top of the reservoir, cement the shank with cement mortar, leaving a cement cup 1-2 m high above the shoe of the liner and after the end of the waiting period for cement to harden - OZZ drill a cement cup and wash the sand plug to a depth of 1-2 m below the current GWC, pump water through the perforations of the existing perforation interval an insulating composition in the volume of 15-20 m ³ , push it deep into the productive formation with the formation of a waterproofing screen with cement mortar in the volume of 3-5 m ³ , leaving a cement cup 1-2 m higher than the shank on the bottom, and after perforating, perforate under operation of two columns, production casing and liner, in the interval above the second over the current GWC of the clay layer to the roof of the reservoir and causing gas inflow, while a composition containing Portland is used as a cement mortar ement, superplasticizer C-3, polyvinyl alcohol and polypropylene fiber, and used as a powerful cumulative perforator punch or perforation performed hydrosandblast.

На фиг.1 показана конструкция скважины со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и большой степени обводненности; на фиг.2 показана схема реализации заявляемого способа при промывке песчаной пробки и спуске хвостовика; на фиг.3 - то же, в процессе изоляции притока пластовых вод и докрепления водоизоляционного экрана цементным раствором; на фиг.4 - то же, в процессе перфорации под эксплуатацию и вызова притока газа из пласта.Figure 1 shows the design of the well with complex reservoirs under the conditions of the API and a large degree of water cut; figure 2 shows a diagram of the implementation of the proposed method when washing a sand plug and lowering the shank; figure 3 is the same, in the process of isolating the influx of formation water and fixing the waterproofing screen with cement mortar; in Fig.4 - the same, in the process of perforation for operation and call the inflow of gas from the reservoir.

Способ реализуется в простаивающей длительное время скважине (фиг.1), в которой эксплуатационная колонна 1 проперфорирована на всю толщину продуктивного пласта 2 равномерно, двойной плотностью перфорации, ствол скважины полностью перекрыт песчаной пробкой 3, ГВК 4 поднялся выше забоя 5 скважины, перекрыв нижние и средние отверстия интервала перфорации, нижняя часть эксплуатационной колонны 1 прокорродировала, и возможно имеет место ее негерметичность, обусловленная возникновением в условиях АНПД большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте.The method is implemented in a well idle for a long time (Fig. 1), in which the production string 1 is perforated throughout the entire thickness of the reservoir 2 evenly, with a double perforation density, the wellbore is completely blocked by a sand plug 3, GVK 4 rose above the bottom hole 5 of the well, blocking the lower and the middle holes of the perforation interval, the lower part of the production casing 1 has corroded, and possibly there is a leak due to the occurrence of a large difference between the mountain and bottomhole pressure s, i.e. the rock pressure and the pressure in the wellbore and the reservoir.

Первоначально в скважине (фиг.2) промывают песчаную пробку 3 до первого над текущим ГВК 4 глинистого пропластка 6, но не выше 5-7 м от текущего ГВК 4, шаблонируют эксплуатационную колонну 1 и спускают в нее хвостовик 7 из обсадных труб меньшего диаметра до головы 8 промытой песчаной пробки 3 с размещением головы 9 хвостовика 7 на 20 м выше кровли 10 продуктивного пласта 2 для предотвращения возможного его смятия из-за большой разницы горного и забойного давлений в условиях АНПД. Хвостовик 7 цементируют цементным раствором 11 с оставлением цементного стакана 12 высотой 1-2 м выше башмака 13 хвостовика 7. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора 11 в условиях АНПД и получения прочного цементного камня применяют состав, содержащий, например, мас.%: суперпластификатор С-3 0,5-1, поливиниловый спирт 0,5-1, полипропиленовое волокно 0,06-0,08, портландцемент остальное. В качестве портландцемента можно использовать портландцемент ПТЦ 1-50 или ПТЦ 1-100, а в качестве полипропиленового волокна можно использовать полипропиленовое волокно под названием «фибра» или инертный волокнистый наполнитель.Initially, in the well (Fig. 2), the sand plug 3 is washed to the first clay clay layer 6 above the current GWC 4, but not higher than 5-7 m from the current GWC 4, production casing 1 is patterned and the liner 7 is lowered from the casing pipes of smaller diameter to head 8 of the washed sand cork 3 with the placement of the head 9 of the shank 7 20 m above the roof 10 of the productive formation 2 to prevent its possible crushing due to the large difference between the mountain and bottomhole pressures in the conditions of the API. The shank 7 is cemented with cement mortar 11, leaving a cement cup 12 1-2 m high above the shoe 13 of the shank 7. Moreover, to prevent the cement mortar 11 from absorbing under the conditions of AIP and to obtain a strong cement stone, a composition containing, for example, wt.%: Superplasticizer C -3 0.5-1, polyvinyl alcohol 0.5-1, polypropylene fiber 0.06-0.08, Portland cement the rest. Portland cement PTC 1-50 or PTC 1-100 can be used as portland cement, and a polypropylene fiber called “fiber” or an inert fibrous filler can be used as polypropylene fiber.

После завершения ОЗЦ осуществляют (фиг.3) разбуривание цементного стакана 12 и промывку песчаной пробки 3 до глубины на 1-2 м ниже текущего ГВК 4. Закачивают водоизоляционную композицию 14 в объеме 15-20 м³ через перфорационные отверстия 15 существующего интервала перфорации 16. В качестве водоизоляционной композиции можно использовать «жидкое стекло», ПВС 18/11 или ПВС В1Н. Водоизоляционную композицию 14 продавливают вглубь продуктивного пласта 2 с образованием водоизоляционного экрана 17 цементным раствором 18 (фиг.4) в объеме 3-5 м³ с оставлением на забое цементного стакана 12 высотой на 1-2 м выше башмака 13 хвостовика 7. Состав цементного раствора 18 аналогичен составу цементного раствора 11 при цементировании хвостовика 7.After completion of the OZZ, the cement cup 12 is drilled (Fig. 3) and the sand plug 3 is washed to a depth of 1-2 m below the current GWC 4. The waterproofing composition 14 is pumped in a volume of 15-20 m ³ through the perforations 15 of the existing perforation interval 16. As a waterproofing composition, you can use "liquid glass", PVA 18/11 or PVA VN. The waterproofing composition 14 is pressed deep into the productive formation 2 with the formation of the waterproofing screen 17 with cement mortar 18 (Fig. 4) in a volume of 3-5 m ³ , leaving a cement cup 12 1-2 m higher above the shoe 13 of the liner 7. The composition of the cement mortar 18 is similar to the composition of the cement slurry 11 when cementing the shank 7.

После ОЗЦ (фиг.4) осуществляют перфорацию «под эксплуатацию» двух колонн, эксплуатационной колонны 1 и хвостовика 7, в интервале выше второго над текущим ГВК 4 глинистого пропластка 19 до кровли 10 продуктивного пласта 2, то есть верхней части продуктивного пласта 2. В качестве кумулятивных перфораторов можно использовать перфораторы PJ 2906 «омега» или ПКС 80, ПРК 42С.After OZZ (figure 4) carry out perforation "for operation" of two columns, production casing 1 and liner 7, in the interval above the second over the current GWC 4 clay layer 19 to the roof 10 of the reservoir 2, that is, the upper part of the reservoir 2. In as cumulative perforators, you can use PJ 2906 omega or PKS 80, PRK 42S perforators.

Снижением противодавления на продуктивный пласт 2 осуществляют вызов притока газа через перфорационные отверстия «под эксплуатацию» 20. После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину вводят в эксплуатацию.By reducing the back pressure on the reservoir 2, the gas flow is called through the perforations “for operation” 20. After the well has been drilled and gas-dynamic studies have been carried out, the well is put into operation.

Пример реализации способа в скважине №340 Вынгапуровского месторождения.An example of the implementation of the method in well No. 340 of the Vyngapurovsky field.

Первоначально в скважине промыли песчаную пробку до первого над текущим ГВК глинистого пропластка (6 м от текущего ГВК). Прошаблонировали эксплуатационную колонну диаметром 168 мм и спустили в нее хвостовик из обсадных труб диаметром 114 мм до головы промытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта. Такое размещение головы хвостовика предотвращает его смятие из-за большой разницы горного и забойного давлений в условиях АНПД. Хвостовик зацементировали цементным раствором с оставлением цементного стакана высотой 1 м выше башмака хвостовика. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора в условиях АНПД и получения прочного цементного камня применили состав, содержащий, мас.%: суперпластификатор С-3 0,7, поливиниловый спирт ПВС 18/11 0,7, полипропиленовое волокно - «фибра» 0,07, портландцемент ПТЦ 1-50 98,53.Initially, a sand plug was washed in the well to the first clay layer over the current GWC (6 m from the current GWC). A production string with a diameter of 168 mm was propped up and a liner from casing pipes with a diameter of 114 mm was lowered into it to the head of the washed sand plug with the head of the liner 20 m above the top of the reservoir. This placement of the shank head prevents its collapse due to the large difference between the mountain and bottomhole pressures in the conditions of the ANPD. The shank was cemented with cement mortar, leaving a cement cup 1 m high above the shank shoe. Moreover, to prevent the absorption of cement mortar under the conditions of ANPD and to obtain a durable cement stone, a composition was used containing, wt.%: Superplasticizer C-3 0.7, polyvinyl alcohol PVA 18/11 0.7, polypropylene fiber - "fiber" 0.07 Portland cement PTC 1-50 98.53.

После ОЗЦ разбурили цементный стакан и промыли песчаную пробку до глубины на 1,5 м ниже текущего ГВК. Закачали водоизоляционную композицию - «жидкое стекло» по ГОСТ 13078-81 в объеме 18 м³ через перфорационные отверстия существующего интервала перфорации.After the OZC, a cement cup was drilled and the sand cork was washed to a depth of 1.5 m below the current GWC. We pumped a waterproofing composition - “liquid glass” according to GOST 13078-81 in a volume of 18 m ³ through the perforations of the existing perforation interval.

Водоизоляционную композицию продавили вглубь продуктивного пласта с образованием водоизоляционного экрана цементным раствором, содержащим портландцемент ПТЦ 1-50, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт ПВС 18/11 и полипропиленовое волокно - «фибра», в объеме 4 м³ с оставлением на забое цементного стакана высотой на 2 м выше башмака хвостовика. Полипропиленовое волокно - «фибра» выполнено из полипропилена С₃Н₆, представляет собой моноволокнистое вещество, поверхность которого покрыта составом, способствующим рассеиванию и сцеплению с цементным раствором, длина волокна 6 мм, диаметр волокна 18 микрон.The waterproofing composition was pressed deep into the reservoir with the formation of a waterproofing screen with a cement mortar containing Portland cement PTC 1-50, superplasticizer C-3, polyvinyl alcohol PVA 18/11 and polypropylene fiber - “fiber”, in a volume of 4 m ³ leaving a cement cup on the bottom 2 m high above the shank shoe. Polypropylene fiber - “fiber” is made of polypropylene C ₃ H ₆ , is a monofilament substance, the surface of which is coated with a composition that promotes dispersion and adhesion to cement mortar, fiber length 6 mm, fiber diameter 18 microns.

После ОЗЦ провели перфорацию «под эксплуатацию» двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале выше второго над текущим ГВК глинистого пропластка до кровли продуктивного пласта. Перфорацию провели мощным кумулятивным перфоратором - PJ 2906 «омега», обеспечивающим создание длинных трещин без разрушения цементного камня за эксплуатационной колонной. Такой перфоратор относится к «щадящим» перфораторам, не разрушающим целостность цементного камня. Снижением противодавления на продуктивный пласт вызвали приток газа через перфорационные отверстия «под эксплуатацию». После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину ввели в эксплуатацию.After the OZC, two columns, a production string and a liner, were perforated “for operation” in the interval above the second clay layer over the current GWC to the top of the reservoir. Perforation was carried out by a powerful cumulative perforator - PJ 2906 omega, which ensures the creation of long cracks without destroying the cement stone behind the production casing. Such a perforator belongs to the “gentle” perforators that do not destroy the integrity of the cement stone. A decrease in backpressure on the reservoir caused a gas influx through perforations “for exploitation”. After testing the well and conducting gas-dynamic studies, the well was put into operation.

Предлагаемый способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях АНПД и большой степени обводненности более надежен по сравнению с аналогами. Он устраняет поступление пластовых вод в скважину, способствует снижению выноса песка из залежи, предотвращает дальнейшее разрушение эксплуатационной колонны и повышает степень вероятности восстановления продуктивности скважины.The proposed method for restoring productivity and putting into operation idle wells with complex reservoirs under the conditions of oil production and a high degree of water cut is more reliable compared to peers. It eliminates the flow of formation water into the well, helps to reduce the removal of sand from the reservoir, prevents further destruction of the production string and increases the likelihood of restoration of well productivity.

Claims (1)

Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами в условиях аномально низких пластовых давлений и большой степени обводненности, включающий производство ремонтно-изоляционных работ и вскрытие продуктивного пласта, отличающийся тем, что первоначально промывают песчаную пробку до первого над текущим газоводяным контактом - ГВК глинистого пропластка, но не выше 5-7 м от текущего ГВК, шаблонируют эксплуатационную колонну, спускают в нее хвостовик из обсадных труб меньшего диаметра до головы промытой песчаной пробки с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, проводят цементирование хвостовика цементным раствором с оставлением цементного стакана высотой 1-2 м выше башмака хвостовика и после окончания периода ожидания затвердевания цемента - ОЗЦ осуществляют разбуривание цементного стакана и промывку песчаной пробки до глубины на 1-2 м ниже текущего ГВК, закачивают через перфорационные отверстия существующего интервала перфорации водоизоляционную композицию в объеме 15-20 м³, продавливают ее вглубь продуктивного пласта с образованием водоизоляционного экрана цементным раствором в объеме 3-5 м³ с оставлением на забое цементного стакана высотой на 1-2 м выше башмака хвостовика, а после ОЗЦ осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, эксплуатационной колонны и хвостовика, в интервале выше второго над текущим ГВК глинистого пропластка до кровли продуктивного пласта и вызов притока газа, при этом в качестве цементного раствора используют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно, а в качестве перфоратора применяют мощный кумулятивный перфоратор или осуществляют гидропескоструйную перфорацию. A method of restoring productivity and commissioning idle wells with complex reservoirs under conditions of abnormally low reservoir pressures and a high degree of water cut, including repair and insulation work and opening a reservoir, characterized in that the sand plug is first washed to the first over the current gas-water contact - GVK clay interlayer, but not higher than 5-7 m from the current GVK, template production string, lower the liner from the casing pipes into it diameter to the head of the washed sand plug with the shank head 20 m above the top of the reservoir, cement the shank with cement mortar, leaving a cement cup 1-2 m high above the shoe of the shank, and after the cement hardening period has expired, the cementing cups will drill the cement cup and washing sand plugs to a depth of 1-2 m below the current GWC, pump a water-proofing composition in the volume of 15-20 m through the perforations of the existing perforation interval ³ , push it deep into the reservoir with the formation of a waterproofing screen with cement mortar in the volume of 3-5 m ³ , leaving a cement cup 1-2 m higher on the bottom of the shaft of the liner, and after OZC, two columns, production casing and liner are perforated for operation , in the interval above the second clay layer over the current GWC to the roof of the reservoir and causing gas inflow, while using a composition containing Portland cement, S-3 superplasticizer, watering as a cement mortar Nilova alcohol and polypropylene fiber, and used as a powerful cumulative perforator punch or perforation performed hydrosandblast.

Images