Способ вымывания песчаной пробки из скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам вымывания песчаных пробок в процессе ремонта скважины. Способ включает монтаж на устье скважины снизу вверх: долота, колонны труб, оснащенной снизу винтовым несамотормозящим механизмом - винтовой парой, представляющей собой полый цилиндрический вал и полый цилиндрический корпус, имеющий возможность вращения вокруг своей оси, нижний конец которого жестко соединен с долотом, спуск колонны труб до головы песчаной пробки, разгрузку колонны труб на пробку. Под действием осевой силы, создаваемой весом колонны труб на пробку, происходит стопорение цилиндрического вала и его поступательное перемещение вниз, цилиндрический корпус вращается, приводя во вращательное движение долото. Осуществляют приподъем колонны труб, при достижении валом крайнего нижнего положения, ограничивающегося верхним ограничителем хода, повторный доспуск колонны труб для продолжения циклов бурения, направленных на разрушение пробки, после возвращения вала в исходное положение до упора в нижний ограничитель хода, при продолжающемся вращении долота в процессе приподъема колонны труб, разбуривая пробку до момента, когда силы трения не остановят его вращение. Осуществляют промывку с применением колонны насосно-компрессорных труб или колонны бурильных труб, или безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки. После спуска колонны труб на устье скважины обвязывают верхний конец колонны труб с возможностью прямой промывки жидкостью насосный агрегат, отвод межколонного пространства и желобную ёмкость. Спуск колонны труб осуществляют с одновременной циркуляцией жидкости прямой промывкой до достижения долотом головы пробки. Сбрасывают в колонну труб запорный элемент, переобвязывают верхний конец колонны труб на устье с возможностью обратной промывки. Удаляют пробку циклическим гидравлическим и механическим воздействием. Каждый цикл включает бурение долотом пробки, ограниченный подъем колонны труб и вынос разбуренного песка из скважины. Цикл бурения осуществяют при разбуривании части песчаной пробки путем разгрузки колонны труб на песчаную пробку до упора цилиндрического корпуса в нижний ограничитель хода полого цилиндрического вала, а ограниченный подъём колонны труб осуществляют при подъеме колонны труб с винтовой парой и долотом до упора цилиндрического корпуса в верхний ограничитель хода полого цилиндрического вала. Вынос разбуренного песка осуществляют при выдержке колонны труб в неподвижном положении с одновременной циркуляцией жидкости обратной промывкой в течение 10-15 мин. С каждым циклом расход жидкости при выносе разбуренного песка из аварийной скважины увеличивают на 15-20% от расхода жидкости в предыдущем цикле. После достижения забоя вынос разбуренного песка осуществляют без ограниченного подъёма колонны труб. Повышается эффективность выноса разбуренного песка из скважины, исключается вероятность возникновения прихвата колонны труб в процессе спуска в скважину, сокращается длительность проведения ремонтных работ, расширяются технологические возможности вымывания пробки. 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам для вымывания песчаных пробок в процессе ремонта скважины с использованием колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), бурильных труб (БТ) или колтюбинговой установки с безмуфтовыми длинномерными трубами (БДТ).

Известен способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин (патент RU № 2188304, опубл. 27.08.2002), заключающийся в монтаже колтюбинговой установки с безмуфтовыми БДТ, установке противовыбросового и насосного оборудования, приготовлении промывочной пенообразующей жидкости и промывке скважины в зоне образования песчаной пробки. Приготовление промывочной пенообразующей жидкости ведут в два этапа. Первоначально смешивают техническую воду в количестве 70-75 об.% с одноатомным спиртом в количестве 25-30 об.%, а затем в полученный раствор добавляют неонол водорастворимый в количестве 1,0-1, 5%, а при проведении операции промывки первоначально осуществляют подачу гидромониторной насадки со скоростью до 0,1 м/с до достижения расстояния между песчаной пробкой и гидромониторной насадкой 9-10 м, затем скорость подачи снижают до 0,001 м/с и подают пенообразующую жидкость в БДТ, причем дальнейшую подачу гидромониторной насадки для промывки пробки ведут с усилием подачи 300-500 кг до достижения установленного интервала, причем при промывке пробки площадь проходного сечения штуцера выкидной линии устанавливают меньшей площади проходного сечения наиболее узкого места в выкидной линии, при этом скорость восходящего потока вспененной жидкости в кольцевом пространстве скважины поддерживают в интервале не менее 0,1-0,4 м/с при максимальном давлении промывочной жидкости не более 21 МПа.

Недостатки способа:

- низкая эффективность удаления уплотненных пробок без разбуривания уплотнённой песчаной пробки;

- низкое качество воздействия струи гидромониторной насадки, влияющей на разрушение уплотнённой пробки в скважине. В итоге уплотнённая пробка разрушается лишь частично при длительном гидромониторном воздействии;

- высокая длительность и трудозатраты проведения ремонтных работ по удалению уплотнённой пробки из скважины, так как реализация способа проводится спуском гидромониторной насадки исключительно на колонне НКТ, кроме того сам процесс разрушения уплотнённой пробки высотой 5-8 м гидромониторной насадкой длительный и трудозатратный.

Наиболее близким является способ удаления уплотнённой пробки из скважины, реализуемый с помощью устройства для разбуривания уплотненной пробки в скважине (патент RU № 162846, опубл. 27.06.2016), включающий монтаж на устье аварийной скважины снизу вверх: долото, средство приложения осевой силы F – колонны труб, оснащенное снизу винтовым несамотормозящим механизмом – винтовой парой, представляющей собой полый цилиндрический вал и полый цилиндрический корпус, имеющий возможность вращения вокруг своей оси, нижний конец которого жестко соединен с породоразрушающим инструментом – долото, и колонну труб, спуск колонны труб до головы уплотненной пробки (песчаной или проппантной), разгрузку колонны труб на песчаную пробку при которой поступательное движение колонны труб преобразуется во вращательное движение долота, при этом под действием осевой силы F, создаваемой весом колонны труб на разбуриваемую песчаную пробку, стопорение ведущего звена – полого цилиндрического вала и его поступательное перемещение вниз, приподъем колонны труб, при достижении полым цилиндрическим валом крайнего нижнего положения, ограничивающегося верхним ограничителем хода, повторный доспуск колонны труб для продолжения циклов бурения, направленных на разрушение песчаной пробки, после возвращения полого цилиндрического вала в исходное положение до упора в нижний ограничитель хода, при продолжающемся вращении долота в процессе приподъема колонны труб, разбуривая песчаную пробку, до момента, когда силы трения о разбуриваемую поверхность не остановят его вращение, промывку скважины, при этом в качестве колонны труб применение колонны насосно-компрессорных труб или колонны бурильных труб, спускаемых в аварийную скважину с помощью передвижного подъёмного агрегата, или безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки.

На наружной поверхности полого цилиндрического вала выполнены ограничители хода, которые предназначены для ограничения хода полого цилиндрического вала от осевого перемещения вверх или вниз. В средней части наружной поверхности полого цилиндрического вала выполнены витки. В средней части внутренней поверхности полого цилиндрического корпуса выполнены витки. При достижении полым цилиндрическим валом крайнего нижнего положения, ограничивающегося верхним ограничителем хода, производят приподъем колонны труб на 1-2 м выше пробки. Внутренняя полость полого цилиндрического вала служит для обеспечения циркуляции промывочной жидкости при разбуривании уплотненной пробки.

Недостатки способа:

- низкая эффективность выноса разбуренного шлама из скважины, обусловленная отсутствием обратной промывки жидкостью аварийной скважины по мере разбуривания уплотнённой пробки. В результате разбуренный шлам оседает обратно на пробку в скважине;

- высокая вероятность возникновения прихвата колонны труб в процессе спуска в скважину. Это обусловлено тем, что прямая промывка скважины осуществляется только при разбуривании уплотнённой пробки, а в процессе спуска колонны труб промывка отсутствует, что приводит к прихвату колонны труб в скважине и возникновению аварийной ситуации, на ликвидацию которой необходимы дополнительные финансовые средства;

- высокая длительность проведения ремонтных работ по удалению уплотнённой пробки из скважины. Это обусловлено недостаточной эффективностью промывки аварийной скважины жидкостью в процессе разбуривания уплотённой пробки и выносе разбуренного шлама. Из за чего количество циклов воздействия инструментом на уплотнённую пробку кратно увеличивается, что и приводит к увеличению времени ремонта скважины по удалению уплотнённой пробки.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности выноса разбуренного песка из скважины и исключение вероятности возникновения прихвата колонны труб в процессе спуска в скважину, а также сокращение длительности проведения ремонтных работ по вымыванию песчаной пробки из скважины и расширение технологических возможностей вымывания песчаной пробки из скважины.

Технические задачи решаются способом вымывания песчаной пробки из скважины, включающим монтаж на устье аварийной скважины снизу вверх: долото, средство приложения осевой силы F – колонна труб, оснащенная снизу винтовым несамотормозящим механизмом – винтовой парой, представляющей собой полый цилиндрический вал и полый цилиндрический корпус, имеющий возможность вращения вокруг своей оси, нижний конец которого жестко соединен с породоразрушающим инструментом – долото, спуск колонны труб до головы песчаной пробки, разгрузку колонны труб на песчаную пробку при которой поступательное движение колонны труб преобразуется во вращательное движение долота, при этом под действием осевой силы F, создаваемой весом колонны труб на разбуриваемую песчаную пробку, стопорение ведущего звена – полого цилиндрического вала и его поступательное перемещение вниз, при этом ведомое звено – полый цилиндрический корпус вращается, приводя во вращательное движение долото, приподъем колонны труб, при достижении полым цилиндрическим валом крайнего нижнего положения, ограничивающегося верхним ограничителем хода, повторный доспуск колонны труб для продолжения циклов бурения, направленных на разрушение песчаной пробки, после возвращения полого цилиндрического вала в исходное положение до упора в нижний ограничитель хода, при продолжающемся вращении долота в процессе приподъема колонны труб, разбуривая песчаную пробку, до момента, когда силы трения о разбуриваемую поверхность не остановят его вращение, промывку скважины, применение колонны насосно-компрессорных труб или колонны бурильных труб, спускаемых в аварийную скважину с помощью передвижного подъёмного агрегата, или безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки.

Новым является то, что после спуска колонны труб на устье аварийной скважины обвязывают верхний конец колонны труб с возможностью прямой промывки жидкостью, насосный агрегат, отвод межколонного пространства аварийной скважины и желобную ёмкость, спуск колонны труб осуществляют с одновременной циркуляцией жидкости прямой промывкой до достижения долотом головы песчаной пробки, после чего сбрасывают в колонну труб запорный элемент, переобвязывают верхний конец колонны труб на устье аварийной скважины с возможностью обратной промывки жидкостью, затем удаляют песчаную пробку циклическим гидравлическим и механическим воздействием на неё, при этом каждый цикл включает бурение долотом песчаной пробки, ограниченный подъем колонны труб и вынос разбуренного песка из аварийной скважины, причём цикл бурения осуществяют при разбуривании части песчаной пробки путем разгрузки колонны труб на песчаную пробку до упора цилиндрического корпуса в нижний ограничитель хода полого цилиндрического вала, а ограниченный подъём колонны труб осуществляют при подъеме колонны труб с винтовой парой и долотом до упора цилиндрического корпуса в верхний ограничитель хода полого цилиндрического вала, вынос разбуренного песка из аварийной скважины осуществляют при выдержке колонны труб в неподвижном положении с одновременной циркуляцией жидкости обратной промывкой в течение 10-15 мин, при этом с каждым циклом расход жидкости при выносе разбуренного песка из аварийной скважины увеличивают на 15-20 % от расхода жидкости в предыдущем цикле, при этом общий объем жидкости не должен превышать максимальную подачу насосного агрегата, а после достижения забоя аварийной скважины вынос разбуренного песка из аварийной скважины осуществляют без ограниченного подъёма колонны труб.

На фиг. 1, 2, 3, 4, 5 схематично и последовательно изображён предлагаемый способ вымывания песчаной пробки из скважины.

При эксплуатации пластов, сложенных рыхлыми породами, в призабойной зоне разрушается скелет пласта 1 (см. фиг. 1-5), при этом жидкость и газ во время движения по пласту 1 увлекают с собой в полость скважины значительное количество песка. Если скорость восходящего потока жидкости при её отборе из скважины недостаточна для подъема песка совместно с жидкостью, то песок осаждается на забое скважины, образуя пробку 2 (см. фиг. 1-4). По мере оседания песчинок на пробку 2 она уплотняется, и после того, как интервалы перфорации 3 (см. фиг. 1-5) пласта 1, например в интервале 1734-1736 м перекроются песчанной пробкой отбор жидкости из скважины прекращается.

Способ реализуют следующим образом.

Способ вымывания песчаной пробки 2, например, находящейся в интервале 1732 -1737 м, т.е. высотой H = 5 м (см. фиг. 1) заключается в монтаже на устье аварийной скважины 4 (фиг. 1-5) снизу вверх: долото 5, винтовую пару 6, колонну труб 7 и устьевой сальник 8.

Устьевой сальник 8 обеспечивает герметичность на устье авариной скважины 4 при перемещениях колонны труб 7 в процессе реализации способа.

Затем спускают колонну труб 7 с одновременной циркуляцией жидкости прямой промывкой до достижения долотом 5 головы песчаной пробки 2. В качестве жидкости применяют, например сточную воду плотностью 1100 кг/м³. Спуск производят с помощью передвижного подъёмного агрегата или колтюбинговой установки (на фиг. 1-5 показано условно) колонны труб 7 (см. фиг. 1), оснащенной снизу несамотормозящим механизмом - винтовой парой 6 и породоразрушающим инструментом – долотом 5.

В качестве колонны труб 7 применяют колонну НКТ или колонну БТ, спускаемых в аварийную скважину 4 с помощью передвижного подъёмного агрегат или же БДТ, спускаемые в аварийную скважину 4 с помощью колтюбинговой установки.

Например, в качестве колонны труб 7 применяют БДТ диаметром 60,3 мм с толщиной стенки 3,2 мм, спускаемые в аварийную скважину 4 с помощью колтюбинговой установки, например марки МКЗОТ производства Фидмаш, Республика Беларусь, г. Минск.

В качестве долота используют долото типа «ВС», выпускаемое НПП «Буринтех» (Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа).

Несамотормозящий механизм – винтовая пара 6 представляет собой полый цилиндрический вал 9 (см. фиг. 1-5) и полый цилиндрический корпус 10, имеющий возможность вращения вокруг своей оси.

Внутри в верхней части полого цилиндрического вала 8 выполнено посадочное седло 11 под сбрасываемый с устья запорный орган 12 (см. фиг. 2-5), например выполненный в виде шара.

На устье аварийной скважины 4 (см. фиг. 1) с возможностью прямой промывки жидкостью обвязывают верхний конец колонны труб 7, насосный агрегат 13 (фиг. 1-5), отвод 14 межколонного пространства 15 аварийной скважины 4 и желобную ёмкость 16. Для этого нагнетательную линию насосного агрегата 13 гидравлически обвязывают с верхним концом колонны труб 7 на устье аварийной скважины 4. Желобную ёмкость 16 гидравлически обвязывают с отводом 14 межколонного пространства 15 авариной скважины 4. Всасывающую линию насосного агрегата 13 гидравлически соединяют с желобной ёмкостью 16, обеспечивающую приём очищенной жидкости (без песка).

В качестве насосного агрегата 13 применяют, например агрегат насосный цементировочный АНД 320, производства группы компаний «Нефтемашкомплект», Россия, Республика Удмуртия, г. Ижевск, предназначенный для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах. На данном агрегате используют насос цементировочный поршневой НЦ-320 (9Т) с наибольшей подачей: Q = 26 л/c = 26·10^-3 м³/с.

В качестве желобной ёмкости 16, например применяют ёмкость желобную с системой очистки производства ООО «Синергия технологий», РФ, Республика Татарстан, г. Казань.

После достижения долотом 5 (см. фиг. 2) головы песчаной пробки 2 циркуляцию жидкости прямой промывкой прекращают, сбрасывают в колонну труб 7 запорный орган (шар) 12, который под собственным весом опускается вниз по колонне труб 7 и садится на посадочное седло 11.

Прямая промывка скважины в процессе спуска колонны труб исключает вероятность возникновения прихвата колонны труб в процессе спуска ее в скважину и позволяет избежать дополнительных финансовых затрат на ликвидацию возможного прихвата.

Далее на устье аварийной скважины 4 с возможностью обратной промывки жидкостью переобвязывают верхний конец колонны труб 7, насосный агрегат 13, отвод 14 межколонного пространства 15 аварийной скважины 4 и желобную ёмкость 16. Для этого нагнетательную линию насосного агрегата 13 гидравлически обвязывают с отводом 14 межколонного пространства 15 аварийной скважины 4. Желобную ёмкость 16 гидравлически обвязывают с верхним концом колонны труб 7 на устье аварийной скважины 4. Всасывающую линию насосного агрегата 13 гидравлически соединяют с желобной ёмкостью 16, обеспечивающую приём очищенной жидкости (без песка).

Вымывание уплотнённой песчаной пробки 2 производят циклическим гидравлическим и механическим воздействием на неё.

Каждый цикл (циклическое вымывание песчаной пробки 2 из аварийной скважины 4) включает бурение уплотнённой пробки 2 и вынос разбуренного песка из аварийной скважины 4.

Далее производят бурение песчаной пробки 2 (без промывки) разгрузкой колонны БДТ 7 в песчаную пробку 2, при этом поступательное движение колонны БДТ, преобразуется во вращательное движение долота 5, причём под действием осевой силы F, создаваемой весом колонны труб 7, например 5000 Н, на разбуриваемую песчаную пробку 2 происходит стопорение ведущего звена – полого цилиндрического вала 9 и его поступательное перемещение вниз, при этом ведомое звено – полый цилиндрический корпус 10 вращается, приводя во вращательное движение долото 5, причем при достижении полым цилиндрическим валом 9 крайнего нижнего положения, ограничивающегося нижним ограничителем хода 17 (фиг. 1-5), который упирается в нижний торец корпуса 10, при этом поступательное перемещение колонны БДТ (см. фиг. 2) прекращается, а вращение долота 5 продолжается, при этом долото разбуривает песчаную пробку 2 на глубину – h₁, например h₁ = 0,8 м до момента, когда силы трения о разбуриваемую поверхность не остановят вращение долота, при этом разбуренный песок 19 (фиг. 2-5), оказывается в межколонном пространстве 15 скважины 4 выше долота 5.

После чего осуществляют ограниченный подъём колонны БДТ 7 (см. фиг. 3). Для этого приподнимают колонну БДТ с винтовой парой 6 и долотом 5 до упора верхнего ограничителя хода 18 (фиг. 1-5) полого цилиндрического вала 9 в верхний торец корпуса 10. В результате корпус 10 относительно полого цилиндрического вала 9 винтовой пары 6 занимает исходное положение.

Далее приступают к выносу разбуренного песка 19 из аварийной скважины 4. Выдерживают колонну БДТ 7 в неподвижном положении с одновременной циркуляцией жидкости обратной промывкой в течении 10-15 мин.

Для этого запускают в работу насосный агрегат 13 (см. фиг. 4) и обратной промывкой жидкости, т.е. циркуляции жидкости через отвод 14 в межколонное пространство 15 и далее через долото 5, винтовую пару 6 по колонне БДТ 7 вымывают жидкостью разбуренный песок 19 из аварийной скважины 4 в желобную емкость 16. Обратную промывку аварийной скважины 4 проводят в течение 10 мин с расходом Q₁ = 13·10^-3 м³/с, при этом отсчёт времени начинают с момента излива жидкости с разбуренным песком из БДТ 5 в желобную емкость 16.

Шар 12 позволяет исключить обратное оседание разбуренного песка 19 на песчаную пробку 2 после окончания цикла обратной промывки, что повышает эффективность дальнейшего разбуривания песчаной пробки 2.

Разбуренный песок 19, вымытый из аварийной скважины 4 оседает на дно желобной ёмкости 16, откуда в последствии утилизируется, а жидкость очищается и подается на приём насосного агрегата 13.

Таким образом реализуют один цикл вымывания уплотнённой пробки из скважины.

Аналогичным образом реализуют остальные циклы до достижения долотом 5 забоя аварийной скважины 4, например в пять циклов, при этом с каждым циклом расход жидкости при выносе разбуренного песка 19 из аварийной скважины 4 увеличивают на 15-20 % от расхода жидкости в предыдущем цикле. Таким образом:

- во-втором цикле производят разбуривание песчаной пробки на глубину:

h₂ = 1,1 м, а обратную промывку аварийной скважины 4 проводят в течение 11 мин с расходом Q₂ = 13·10^-3 м³/с + (13·10^-3 м³/с · (15-20%)/100%) = 15·10^-3 м³/с;

- в-третьем цикле производят разбуривание песчаной пробки на глубину:

h₃ = 0,9 м, а обратную промывку аварийной скважины 4 проводят в течение 12 мин с расходом Q₃ = 15·10^-3 м³/с + (15·10^-3 м³/с · (15-20%)/100%) = 18·10^-3 м³/с;

- в-четвёртом цикле производят разбуривание песчаной пробки на глубину:

h₄ = 1,2 м, а обратную промывку аварийной скважины 4 проводят в течение 12 мин с расходом Q₃ = 18·10^-3 м³/с + (18·10^-3 м³/с · (15-20%)/100%) = 21·10^-3 м³/с;

- в-пятом цикле производят разбуривание песчаной пробки на глубину:

h₅ = 1,0 м, а обратную промывку аварийной скважины 4 проводят в течение 12 мин с расходом Q₃ = 21·10^-3 м³/с + (21·10^-3 м³/с · (15-20%)/100%) = 25·10^-3 м³/с;

25·10^-3 м³/с <26·10^-3 м³/с - условие работы насосного агрегата 13 выполняется.

Таким образом за пять циклов вымывают песчаную пробку 2 (см. фиг. 1-5) высотой: H= h₁ + h₂ + h₃ + h₄ + h₅ = 0,8 м +1,1 м + 0,9 м +1,2 м + 1,0 м = 5 м из аварийной скважины 4, причём в последнем (пятом) цикле после достижения забоя аварийной скважины 4 (см. фиг. 5) вынос (вымывание) разбуренного песка 19 из аварийной скважины 4 осуществляют без ограниченного подъёма колонны БДТ 7.

После окончания работ извлекают из аварийной скважины 4 колонну БДТ, оснащенную снизу несамотормозящим механизмом – винтовой парой и породоразрушающим инструментом – долотом. Далее осваивают пласт добывающей скважины по любой известной технологии, оснащают насосным оборудованием (на фиг. 1-5 не показано) и запускают её в эксплуатацию.

Повышается надежность реализации способа за счет исключения возникновения прихвата колонны труб в процессе спуска ее в скважину, что позволяет избежать дополнительных финансовых затрат на ликвидацию возможного прихвата.

Повышается надежность реализации способа при разбуривании песчаной пробки, так как породоразрушающий инструмент – долото воздействует на уплотнённую пробку за счёт средства приложения осевой силы (колонны труб) с прямой промывкой жидкостью. Это исключает зарывания долота в песчаной пробке и обеспечивает проходку (разбуривание) в песчаной пробке в каждом цикле.

Повышается эффективность выноса разбуренного песка из скважины, благодаря наличию обратной промывки жидкостью аварийной скважины по мере разбуривания песчаной пробки. В результате разбуренный песок не оседает обратно на песчаную пробку в аварийной скважине, а с потоком жидкости выносится в желобную ёмкость.

В 1,5-2 раза сокращается длительность проведения ремонтных работ по вымыванию песчаной пробки из скважины. Это обеспечивается благодаря обратным промывкам аварийной скважины жидкостью с постепенным увеличением расхода жидкости с каждым циклом в процессе реализации способа. Обратные промывки ускоряют процессы выноса разбуренного песка из аварийной скважины, а также исключают обратное оседание песка на голову пробки. Из-за чего количество циклов воздействия инструментом на песчаную пробку снижается.

Предлагаемый способ вымывания песчаной пробки из скважины позволяет повысить эффективность реализации способа, исключить прихват колонны труб в процессе спуска в скважину, ускорить процесс вымывания песчаной пробки из скважины.

Способ вымывания песчаной пробки из скважины, включающий монтаж на устье аварийной скважины снизу вверх: долота, средства приложения осевой силы F - колонны труб, оснащенной снизу винтовым несамотормозящим механизмом - винтовой парой, представляющей собой полый цилиндрический вал и полый цилиндрический корпус, имеющий возможность вращения вокруг своей оси, нижний конец которого жестко соединен с породоразрушающим инструментом - долотом, спуск колонны труб до головы песчаной пробки, разгрузку колонны труб на песчаную пробку, при которой поступательное движение колонны труб преобразуется во вращательное движение долота, при этом под действием осевой силы F, создаваемой весом колонны труб на разбуриваемую песчаную пробку, происходит стопорение ведущего звена - полого цилиндрического вала и его поступательное перемещение вниз, при этом ведомое звено - полый цилиндрический корпус вращается, приводя во вращательное движение долото, приподъем колонны труб при достижении полым цилиндрическим валом крайнего нижнего положения, ограничивающегося верхним ограничителем хода, повторный доспуск колонны труб для продолжения циклов бурения, направленных на разрушение песчаной пробки после возвращения полого цилиндрического вала в исходное положение до упора в нижний ограничитель хода, при продолжающемся вращении долота в процессе приподъема колонны труб осуществляют разбуривание песчаной пробки до момента, когда силы трения о разбуриваемую поверхность не остановят его вращение, промывку скважины, применение колонны насосно-компрессорных труб или колонны бурильных труб, спускаемых в аварийную скважину с помощью передвижного подъёмного агрегата, или безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки, отличающийся тем, что после спуска колонны труб на устье аварийной скважины обвязывают верхний конец колонны труб с возможностью прямой промывки жидкостью, насосный агрегат, отвод межколонного пространства аварийной скважины и желобную ёмкость, спуск колонны труб осуществляют с одновременной циркуляцией жидкости прямой промывкой до достижения долотом головы песчаной пробки, после чего сбрасывают в колонну труб запорный элемент, переобвязывают верхний конец колонны труб на устье аварийной скважины с возможностью обратной промывки жидкостью, затем удаляют песчаную пробку циклическим гидравлическим и механическим воздействием на неё, при этом каждый цикл включает бурение долотом песчаной пробки, ограниченный подъем колонны труб и вынос разбуренного песка из аварийной скважины, причём цикл бурения осуществляют при разбуривании части песчаной пробки путем разгрузки колонны труб на песчаную пробку до упора цилиндрического корпуса в нижний ограничитель хода полого цилиндрического вала, а ограниченный подъём колонны труб осуществляют при подъеме колонны труб с винтовой парой и долотом до упора цилиндрического корпуса в верхний ограничитель хода полого цилиндрического вала, вынос разбуренного песка из аварийной скважины осуществляют при выдержке колонны труб в неподвижном положении с одновременной циркуляцией жидкости обратной промывкой в течение 10-15 мин, при этом с каждым циклом расход жидкости при выносе разбуренного песка из аварийной скважины увеличивают на 15-20% от расхода жидкости в предыдущем цикле, при этом общий объем жидкости не должен превышать максимальную подачу насосного агрегата, а после достижения забоя аварийной скважины вынос разбуренного песка из аварийной скважины осуществляют без ограниченного подъёма колонны труб.