СПОСОБ РЕКАВЕРИНГА РАБОЧЕГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ И/ИЛИ СУБГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ СПОСОБА Российский патент 2013 года по МПК E21B43/25 E21B37/00 E21B47/10 

Группа изобретений (способ и установка) относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. В частности, группа изобретений предназначена для восстановления рабочего состояния скважины в процессе эксплуатации и может быть использована при ремонте и освоении скважин, а также при выполнении геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и газа. Группа изобретений может быть применена в фонтанных горизонтальных скважинах с посаженными пластовыми давлениями, дебиты которых падают из-за накопления на их забое воды.

Изобретения основаны на использовании технологии ГНКТ (гибкой насосно-компрессорной трубы) с «заправленным» геофизическим кабелем. Для ГНКТ, используемых на нефтедобывающих предприятиях и представляющих собой гибкую металлическую трубу, навиваемую на барабан диаметром от 5 м и более, применяют термин «Колтюбинг» (www.fidmashnov.com). Данная технология позволяет проводить различные работы в горизонтальных и субгоризонтальных скважинах, в частности проводить различные типы исследований в скважине и получать информацию о скважине в реальном времени без остановки работающей скважины. Помимо мониторинга скважинных процессов технология ГНКТ с геофизическим кабелем может применяться для доставки в горизонтальную и субгоризонтальную скважину любой стандартной промыслово-геофизической аппаратуры и оборудования и проведения соответствующих работ.

Известны различные способы и устройства, основанные на применении ГНКТ, отдельно для проведения геофизических исследований, для доставки геофизической аппаратуры в скважину, а также для очистки скважин. Однако из уровня техники не известно технологий, обеспечивающих комплексное решение задачи эффективного восстановления рабочего состояния скважины в процессе эксплуатации, имеющей горизонтальное и/или субгоризонтальное окончание.

В частности, известен комплект оснастки для геофизического "Колтюбинга" (Патент на полезную модель №80694, МПК: E21B 47/00), имеющий возможность выполнять широкий спектр геофизических работ. «Колтюбинг» включает геофизический подъемник с геофизическим кабелем; барабан с навитым геофизическим кабелем; насос высокого давления; бак с жидкостью; бак для слива избыточной жидкости из скважины; узел для соединения баков; инструменты на конце кабеля, а именно: фрезу, вращаемую жидкостью; сопло с отверстиями для очистки труб жидкостью; сопло для подачи кислот и поверхностно-активных веществ в скважину; сопло для подачи цементного раствора; сопло для подачи сыпучих материалов в скважину; раздуваемый пакер; струйный насос для понижения уровня жидкости в скважине; струйный насос с пакером для быстрого снижения давления под пакером; оснастку и клапаны для регулирования работы струйного насоса; прокалывающий перфоратор; имплозивный ловитель; пульверизатор на поверхности; гидравлический трактор; реактивные сопла; оснастку для гидроразрыва пласта; оснастку для промывки фильтра в зоне пласта; оснастку для гидроудара на пласт; оснастку для воздействия на пласт переменным давлением; оснастку для ускоренного определения кривой восстановления давления; оснастку для ускоренного определения дебита пласта; оснастку для добычи флюида в малодебитных скважинах с низким и сверхнизким пластовым давлением; оснастку для добычи нагретой воды из выработанной скважины; оснастку для редуцирования скважинного давления в трубке кабеля; оснастку с вращающимся ершом; оснастку для гидравлической ловушки; гидравлический скребок; оснастку для подачи в скважину по кабелю с трубкой газированной жидкости; аппаратуру для геофизических исследований; другую оснастку с приводом от давления жидкости; другую оснастку с приводом от электрического тока. Использование предложенной универсальной и недорогой полезной модели дает возможность выполнять широкий спектр геофизических работ.

Известный комплект имеет широкий набор оборудования и инструментов для проведения различных геофизических работ, может решать широкий спектр задач, обеспечивает универсальность установки. Однако перечисленных в полезной модели инструментов недостаточно для эффективного и экономичного восстановления рабочего состояния скважины.

Известен способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине (патент на изобретение №2404373, МПК: F04F 5/54). Изобретение направлено на создание высокоэкономичного способа работы скважинной эжекторной установки с возможностью проведения комплекса работ по испытанию и обработке продуктивных пластов и организации добычи пластового флюида из газлифтных скважин. Способ работы колтюбинг-эжекторной установки в газлифтной нефтяной скважине с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакером заключается в том, что спускают в НКТ на колонне гибких труб (КГТ) установленные последовательно снизу вверх хвостовик с входной воронкой, пакер и корпус-опору для эжектирующего устройства. Пакер КГТ располагают над пакером НКТ, а входную воронку - над кровлей продуктивного пласта. Проводят распакеровку пакера КГТ, через КГТ и корпус-опору закачивают в продуктивный пласт кислотный раствор, далее через КГТ устанавливают в корпусе-опоре гидродинамическое эжектирующее устройство с установленным под ним автономным манометром и путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ жидкого рабочего агента, например нефти или конденсата, в сопло гидродинамического эжектирующего устройства создают депрессию на продуктивный пласт и проводят дренирование его прискважинной зоны от продуктов реакции кислотного раствора с пластом. После откачки из продуктивного пласта продуктов реакции резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства, при этом установленный в канале подвода перекачиваемой среды обратный клапан гидродинамического эжектирующего устройства автоматически закрывается, и проводят регистрацию кривой восстановления пластового давления (КВД) в подпакерном пространстве. После регистрации КВД с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство с автономным манометром на поверхность и через КГТ в скважину на каротажном кабеле спускают комплексный геофизический прибор с подвижно установленным над ним на каротажном кабеле геофизическим эжектирующим устройством. При спуске с помощью комплексного геофизического прибора регистрируют фоновые геофизические параметры, например давление и температуру, вдоль ствола скважины от входной воронки КГТ до забоя скважины, при этом геофизическое эжектирующее устройство устанавливают в корпусе-опоре. Далее, путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ рабочего агента в сопло геофизического эжектирующего устройства создают депрессию на продуктивный пласт, дренируют продуктивный пласт до момента стабилизации притока, затем при работающем геофизическом эжектирующем устройстве с помощью каротажного кабеля поднимают комплексный геофизический прибор от забоя до входной воронки КГТ, регистрируя при этом геофизические параметры скважины. Прекращают работу геофизического эжектирующего устройства и извлекают из скважины комплексный геофизический прибор с геофизическим эжектирующим устройством на поверхность, сбрасывают в КГТ гидродинамическое эжектирующее устройство с автономным манометром и устанавливают его в корпусе-опоре, путем подачи под давлением по кольцевому пространству между внешней поверхностью КГТ и внутренней поверхностью НКТ в сопло гидродинамического эжектирующего устройства природного газа создают депрессию на продуктивный пласт, под действием которой пластовый флюид, в частности нефть, через канал подвода откачиваемой среды, зазор между срезом сопла и срезом камеры смешения, камеру смешения и диффузор гидродинамического эжектирующего устройства поступает в КГТ и по ней вместе с природным газом в результате эжекторного газлифта поднимается на поверхность, проводят добычу пластового флюида. После падения дебита пластового флюида заменяют природный газ на нефть или конденсат, резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства и проводят регистрацию КВД в подпакерном пространстве, после чего с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство вместе с автономным манометром на поверхность и на каротажном кабеле спускают комплексный каротажный прибор с подвижно установленным над ним геофизическим эжектирующим устройством и с помощью комплексного каротажного прибора исследуют интервал скважины от входной воронки до забоя скважины при работающем геофизическом эжектирующем устройстве, регистрируя профили притока и определяя источники обводнения, замещают жидкий рабочий агент на природный газ. Прекращают подачу природного газа в сопло геофизического эжектирующего устройства, извлекают из скважины комплексный каротажный прибор с геофизическим эжектирующим устройством и проводят через КГТ и корпус-опору мероприятия по восстановлению производительности скважины по пластовому флюиду: водоизоляционные работы, перестрел пласта в режиме депрессии с помощью малогабаритных перфораторов, спускаемых на каротажном кабеле, или кислотную обработку пласта, а потом повторные описанные выше гидродинамические и геофизические исследования и снова запускают скважину в работу с помощью эжекторного газлифта.

Реализация данного способа расширяет функциональные возможности скважинной колтюбинг-эжекторной установки. Однако данная технология также не обеспечивает достаточной эффективности и экономичности процесса восстановления рабочего состояния скважины.

Задачей заявляемой группы изобретений является обеспечение увеличения дебита углеводородов в работающей скважине за счет «подключения» «неработающих» участков ствола горизонтальной/субгоризонтальной скважины без проведения ее капитального ремонта. Заявляемые решения обеспечивают выполнение поставленной задачи без остановки (без глушения) скважины. Технический результат заключается в реализации комплекса мероприятий, обеспечивающего повышение эффективности проводимых работ.

Поставленная задача решается тем, что способ рекаверинга рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины с горизонтальным и/или субгоризонтальным окончанием в процессе эксплуатации включает три этапа, на первом из которых осуществляют доставку геофизических приборов в скважину, с помощью которых производят измерение геофизических параметров скважины, включая измерение в пределах горизонтальной части ствола скважины, по которым определяют профиль притока исследуемого участка скважины с выделением «неработающих» интервалов, на втором этапе осуществляют промывку от техногенных жидкостей участков скважины, соответствующих выявленным «неработающим» интервалам профиля притока, на третьем этапе осуществляют контрольные измерения геофизических параметров скважины с определением качественных и количественных характеристик дебета участков, выделенных на первом этапе как «неработающих». При выявлении «неработающих» участков по итогам геофизических измерений в соответствии с третьим этапом промывку «неработающих» участков повторяют. Для определения профиля притока исследуемого участка скважины измеряют следующие геофизические параметры: естественную радиоактивность околоскважинных пород, наведенную радиоактивность околоскважинных пород, количество муфтовых соединений и иных металлических конструкций колонны скважины и расстояние между ними, температуру, давление, текущий дебит по стволу скважины, процентное содержание присутствующих жидких и газо-водо-нефтяных компонентов, удельное сопротивление жидкости по стволу скважины, координаты ствола скважины, КВД, акустические шумы; по измеренным параметрам определяют фактическую конструкцию скважины и техническое состояние колонны, уровень заполнения ствола скважины жидкостью в работающей и остановленной скважине, плотность флюида по стволу скважины, по КВД рассчитывают пластовое давление, дебит, затрубное, забойное давления, забойную температуру, осуществляют выделение работающих интервалов с определением процентного содержания общего дебита и количественных параметров с поинтервальной разбивкой, определение заколонных перетоков, при этом измеренные и рассчитанные параметры отображают визуально на планшете. Кроме того, дополнительно отбирают пробы скважинной жидкости для определения ее происхождения. Доставку геофизических приборов для измерения геофизических параметров скважины осуществляют с использованием установки с первой колонной гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ), снабженной размещенным внутри гибких труб геофизическим кабелем, выполненным с возможностью подключения к геофизическим приборам, при этом для предотвращения деформации гибкой трубы последняя заполнена технологической жидкостью, а промывку от техногенных жидкостей участков скважины, соответствующих выявленным «неработающим» интервалам профиля притока в призабойной части горизонтального/субгоризонтального участка скважины осуществляют с помощью второй колонны ГНКТ без кабеля внутри труб, выполненной с возможностью подключения к установке с первой колонной ГНКТ. В процессе доставки геофизической аппаратуры давление технологической жидкости по мере погружения ГНКТ в скважину изменяют до величины, соизмеримой с пластовым давлением, при этом дифференциальное давление в колонне между ГНКТ и устьевым давлением скважины поддерживают в интервале значений 90-150 атм в зависимости от глубины скважины.

В качестве рабочей жидкости может быть использована жидкость, характеризующаяся минимальным коэффициентом температурного расширения, диэлектрическими свойствами, антикоррозийными свойствами и не замерзающая до -60°C. Данным параметрам соответствует, например, масло трансформаторное, дизельное топливо, нефть сырая или смеси данных жидкостей. Для промывки колонну ГНКТ спускают до «неработающего» участка скважины, осуществляя при этом закачку в колонну сначала химического реагента, в качестве которого берут вещество с пенообразующими свойствами, обеспечивающее снижение степени поверхностного натяжения находящейся в скважине жидкости не менее чем в 2 раза, а затем газообразного азота для обеспечения подъема с забоя пенообразованного водного раствора. Закачиваемые химический реагент и газообразный азот берут в объеме, соответствующем объему заполнения «неработающего» участка скважины до забоя, подбирают скорость закачки химического реагента, газообразного азота и скорость спуска ГНКТ для обеспечения равномерного распределения химического реагента в неработающем интервале, при этом момент времени начала закачки химического реагента и газообразного азота в колонну ГНКТ выбирают в зависимости от обеспечения условия начала выхода химического реагента из колонны труб при достижении входа в «неработающий» участок скважины, и начала выхода газообразного азота - при достижении забоя скважины, после чего начинают подъем колонны труб с минимальной скоростью и продолжением закачки азота в призабойную зону пласта «неработающего» участка, тем самым обеспечивая вынос жидкости на поверхность пласта. Перемещение колонны труб по «неработающему» участку в процессе закачки в колонну химического реагента и газообразного азота осуществляют со скоростью 3-5 м в мин.

Поставленная задача решается также тем, что технологический комплекс для рекаверинга рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины с горизонтальным и/или субгоризонтальным окончанием включает подключенные к устьевому оборудованию с факельной линией в соответствии с технологическим циклом, по крайней мере, две мобильных установки с колонной ГНКТ, одна из которых предназначена для проведения геофизических исследований и доставки приборов и инструментов в скважину, а вторая - для промывки призабойной части скважины; а также геофизическую станцию с комплектом геофизических приборов, соединенную с первой установкой ГНКТ, оборудование для промывки «неработающих» участков скважины, при этом первая установка состоит из смонтированных на надрамнике транспортного средства барабана с ГНКТ, инжектора с направляющим желобом (гузнеком), блока превенторов, герметизатора и манипулятора, снабженных гидравлическим приводом, дополнительного гидравлического насоса высокого давления для поддержания требуемого давления технологической жидкости в гибкой трубе, при этом в трубе ГНКТ помещен геофизический кабель передачи регистрируемых геофизическими приборами данных, а соединение геофизических приборов с колонной ГНКТ выполнено герметичным посредством переходного узла - коннектора со специальным разъемом - кабельным наконечником, вторая установка с ГНКТ, предназначенная для промывки призабойной части скважины, представляет собой размещенный на подвижной платформе, например платформе транспортного средства, барабан с колонной ГНКТ, выполненный с возможностью подключения к гидравлической системе первой установки ГНКТ и к оборудованию для промывки скважины. Оборудование для промывки «неработающих» участков скважины включает передвижную азотную установку, в состав которой входят транспортировочные емкости с жидким азотом, азотный конвектор для преобразования жидкого азота в газообразный, насосную установку для подачи химического реагента, рециркуляционную емкость для пластового флюида, соединенную с устьем скважины через блок штуцирования скважинного флюида, а также насосный агрегат для скачивания пластового флюида в транспортировочные емкости для последующей утилизации, при этом насосная установка и передвижная азотная установка посредством трубопроводов высокого давления через манифольд высокого давления соединены с колонной ГНКТ второй установки ГНКТ, предназначенной для промывки призабойной части скважины. Первая и вторая установки с колонной ГНКТ расположены параллельно и на расстоянии друг от друга, обеспечивающем размещение гибких труб установок в инжекторе без демонтажа поверхностного скважинного оборудования. Первая и вторая установки ГНКТ расположены друг относительно друга с образованием угла между их гибкими трубами в точке подключения к устьевому оборудованию скважины величиной до 25°. Гидравлический насос первой установки ГНКТ имеет электрический привод и установлен на подрамнике в непосредственной близости к барабану с колонной ГНКТ и соединен с барабаном трубопроводом высокого давления. Геофизическая станция представляет собой мобильный комплекс, включающий геофизический блок, универсальный источник питания геофизических приборов, блок коммутации, источник бесперебойного питания, плоттер. Комплект приборов для геофизических исследований содержит приборы марки ПО 50 и СЛМ для регистрации неоднородностей колонны и насосно-компрессорных труб, а также комплексные приборы КСАТ-43ГР и PLT-9.2 для проведения потокометрических исследований. Комплект оборудования для промывки скважины содержит промывочную насадку, коннектор, служащий для соединения колонны ГНКТ с промывочной насадкой, блок обратных клапанов, обеспечивающий закачку жидкости и газа в скважину и предотвращающий поступление скважинного флюида в ГНКТ, при этом промывочная насадка выполнена с калиброванными отверстиями для создания напора потока жидкости и газа. Коннектор выполнен с возможностью заправки в ГНКТ и соединения трубы с кабельным наконечником, при этом кабельный наконечник представляет собой деталь сборной конструкции с центральным сквозным отверстием для размещения кабеля и включает соединенный с коннектором герметизатор, узел крепления геофизического кабеля, шарнирный механизм, предназначенный для придания гибкости кабельному наконечнику, головку кабельную, выполненную с возможностью подсоединения геофизического прибора. Коннектор выполнен с возможностью заправки в ГНКТ и соединения трубы с кабельным наконечником, при этом кабельный наконечник представляет собой деталь сборной конструкции с центральным сквозным отверстием для размещения кабеля и включает соединенный с коннектором переходник кабельный, герметизатор, одношарнирный механизм, головку кабельную, выполненную с возможностью подсоединения геофизического прибора.

Группа изобретений поясняется чертежами, где:

на фиг.1 представлена принципиальная схема расстановки и подключения оборудования заявляемого технологического комплекса на территории кустовой площадки при проведении работ,

на фиг.2 - технологическая схема соединения установки ГНКТ и геофизической станции с горизонтальным участком скважины,

на фиг.3 - схематичное изображение конструкции установки ГНКТ, соединенной с наземной частью скважинного оборудования, вид сбоку и сверху,

на фиг.4 - общий вид кабельного наконечника для соединения размещенного в колонне ГНКТ кабеля с геофизическим прибором,

на фиг.5 - продольный разрез коннектора, обеспечивающий соединение гибкой трубы с кабельным наконечником,

на фиг.6 - герметизатор, используемый в первом варианте исполнения кабельного наконечника,

на фиг.7 - переходник кабельного наконечника,

на фиг.8, 9 - варианты шарнирного механизма кабельного наконечника,

на фиг.10 - головка кабельная кабельного наконечника,

на фиг.11 - герметизатор, используемый во втором варианте исполнения кабельного наконечника,

на фиг.12 - результаты геофизических исследований в виде планшета.

Позициями на фигурах обозначены:

1 - скважина,

2 - первая установка ГНКТ,

3 - геофизическая станция, которая может быть размещена на прицепе автомобиля ЗиЛ-131, оборудованная механической мастерской с дизельгенератором,

4 - вторая установка ГНКТ или автомобиль с катушкой ГКНТ для промывки скважины,

5 - насосная установка,

6 - емкости для жидкого азота,

7 - азотный конвектор,

8 - манифольд высокого давления,

9 - рециркуляционная емкость,

10 - чек-манифольд для штуцирования скважинного флюида,

11 - насосный агрегат для скачивания пластового флюида,

12 - удерживающий подъемный кран,

13 - кабина оператора,

14 - барабан с ГНКТ,

15 - инжектор,

16 - желоб направляющий (гузнек),

17 - блок превенторов,

18 - герметизатор (для 1-го варианта кабельного наконечника),

19 - манипулятор,

20 - устьевое оборудование скважины,

21 - гидравлический насос высокого давления,

22 - кабель геофизический,

23 - ГНКТ,

24 - кабельный наконечник,

25 - коннектор,

26 - толкатель,

27 - герметизатор,

28 - переходник кабельный (узел крепления геофизического кабеля),

29 - соединительный узел,

30 - шарнирный механизм,

31 - кабельная головка,

32 - корпус коннектора 25,

33 - кольцевые канавки на поверхности корпуса коннектора 25,

34 - пазы на поверхности корпуса коннектора 25,

35 - герметизирующие кольца,

36 - корпус герметизатора 27,

37 - резиновые уплотнители герметизатора 27,

38 - втулка герметизатора 27,

39 - гайка герметизатора 27,

40 - корпус переходника кабельного 28,

41 - стакан переходника кабельного 28,

42, 45 - винты переходника кабельного 28,

43 - конус переходника кабельного 28,

44 - шайба переходника кабельного 28,

46 - шарнир шарнирного механизма 30,

47 - стакан шарнирного механизма 30,

48 - муфта шарнирного механизма 30,

49 - герметизатор (для 2-го варианта кабельного наконечника),

50 - корпус герметизатора 49,

51 - изолированная токопроводящая линия герметизатора 49,

52 - герметичный контакт герметизатора 49.

Заявляемый способ включает три этапа, на первом из которых осуществляют геофизические исследования с целью определения профиля притока («работающих» и «неработающих» интервалов) в пределах горизонтальной/субгоризонтальной части (участка) ствола скважины с использованием «колтюбинговой» установки (установки ГНКТ) 2 (фиг.1), соединенной с наземной частью устьевого оборудования скважины 1 (фиг.2, 3) и геофизической станцией 3. При этом гибкая труба в установке снабжена размещенным внутри нее геофизическим кабелем. На втором этапе осуществляют очистку (промывку) от техногенных жидкостей призабойной части горизонтального/субгоризонтального участка скважины, соответствующей выявленным «неработающим» участкам профиля притока, с помощью второй установки ГНКТ 3 или сменного барабана (катушки) с колонной ГНКТ без кабеля внутри. На третьем этапе осуществляют повторные «контрольные» геофизические исследования скважины.

На первом этапе для измерения геофизических параметров скважины гибкую трубу с измерительными приборами спускают в скважину, при этом гибкая труба снабжена размещенным внутри нее бронированным кабелем с токопроводящей жилой (для электропитания, управления и измерения параметров), а также стыковочным модулем гибкой трубы и геофизического кабеля со скважинным прибором. Стыковочный модуль представляет собой кабельный наконечник (фиг.4) с осевым отверстием (каналом), снабженный со стороны подключения к гибкой трубе герметизирующим узлом-коннектором (фиг.5), через который пропущен конец кабеля для соединения с геофизическим прибором. Перед проведением исследований колонну ГНКТ заполняют технологической (рабочей) жидкостью под избыточным гидростатическим давлением для обеспечения требуемого противодавления пластовому (Р пластовое до 70 мПа) и уменьшения воздействия внешнего давления на смятие трубы в процессе исследований. В процессе доставки геофизической аппаратуры давление технологической жидкости по мере погружения ГНКТ в скважину изменяют до величины, соизмеримой с пластовым давлением, при этом дифференциальное давление в колонне между ГНКТ и устьевым давлением скважины поддерживают в интервале значений 90-150 атм в зависимости от глубины скважины. Для создания избыточного давления в гибкой трубе «колтюбинговая» установка снабжена насосом высокого давления. В качестве технологической жидкости может быть использовано масло трансформаторное или иная жидкость, характеризующаяся минимальным коэффициентом температурного расширения (0,0007), диэлектрическими свойствами, антикоррозийными свойствами, определенными параметрами вязкости, и не замерзающая в диапазоне до - 60°C (при транспортировке на барабане «колтюбинговой» установки).

Для измерения геофизических параметров в скважине могут быть использованы следующие приборы:

- ПО 50 и СЛМ 43, с помощью которых регистрируют техническое состояние колонны и насосно-компрессорных труб (НКТ), и которые могут быть использованы в качестве шаблонов в силу устойчивости к нагрузкам;

- комплексные приборы КСАТ-43ГР и PLT-9.2 (в сборке с модулем PLT-01.42), обеспечивающие проведение потокометрических исследований, с помощью которых одновременно может производиться радиоактивный каротаж (измерение естественной радиоактивности пород), локация муфт и отверстий (определения технического состояния колонн скважин и НКТ), индукционная резистивиметрия (определение удельного электрического сопротивления или проводимости скважинного флюида), влагометрия (определение диэлектрической постоянной жидкости, заполняющей ствол скважины), термометрия (определение температурного градиента по стволу скважины); термокондуктивная дебитометрия (выделение интервалов, из которых происходит приток флюида в ствол скважины, и оценка его объема (дебита) для каждого пласта), механическая расходометрия (определение скорости потока флюида по стволу скважины), манометрия (определение градиентов давления, которыми определяется скорость движения флюида в пласте, и темпы выработки запасов).

Геофизические параметры измеряют как в работающей, так и в остановленной (закрытой) скважине.

Данные скважинных геофизических приборов по каротажному кабелю в режиме реального времени передаются на оборудование геофизической станции, где регистрируются в цифровом виде наземным геофизическим регистратором «Кедр - 2/1.5» и преобразуются им в формат LAS для интерпретации. Процесс обработки проходит в комплексной программе «ГЕОПОИСК», обработка КВД выполняется в системе «ГЕККОН» для газовых скважин или «ГЕОТЭК». В процессе интерпретации происходит преобразование зарегистрированных параметров из условных единиц в физические и обработка их для получения эксплуатационных характеристик пласта (установление характера текущего насыщения, выделение интервалов притока, определение общего дебита и распределение дебита по отдельным коллекторам, разделенным между собой глинистыми перемычками, построение профиля притока по отдельным интервалам, определение состава скважинного флюида, выявление интервалов обводнения, определение давления и температуры в пропластках и в целом по пласту, оценка технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ. По итогам измерений строят сводный геофизический планшет. При построении планшета используют геофизические данные, полученные при проведении работ в открытом стволе (фоновые кривые для привязки, литологию, кривые сопротивления). Полученные результаты используют для планирования мероприятий по повышению эффективности разработки залежи, регулирования профилей притока, улучшения качества вскрытия пласта (фиг.12).

Таким образом, по результатам измерений строят профиль притока, определяют уровень, состав и плотность флюида в стволе скважины, фильтрационные параметры с записью кривой восстановления давления в остановленной скважине без привлечения услуг бригады капитального ремонта скважин (КРС). В случае необходимости осуществляют отбор пробы скважинной жидкости с помощью управляемого глубинного пробоотборника с целью определения ее происхождения (пластовая вода, либо техногенная жидкость). Отбор пробы скважинной жидкости может быть произведен пробоотборником с СЛМ 43 (локатором муфт) с записью локатора муфт от верхнего участка интервала детализации до глубины отбора пробы в процессе спуска и подъема прибора.

На втором этапе осуществляют очистку (промывку) от техногенной жидкости призабойной части горизонтального (субгоризонтального) участка скважины, соответствующей выявленным «неработающим» участкам профиля притока, с помощью сменного барабана с ГНКТ без кабеля внутри гибких труб. Промывка может осуществляться с использованием различных технологий, включая газ-лифтный метод. При этом наибольшую эффективность представляет метод, в соответствии с которым для промывки колонну ГНКТ спускают до «неработающего» участка скважины, осуществляя при этом закачку в колонну сначала химического реагента, в качестве которого берут вещество с пенообразующими свойствами, обеспечивающее снижение степени поверхностного натяжения находящейся в скважине жидкости не менее чем в 2 раза, а затем газообразного азота для обеспечения подъема с забоя пенообразованного водного раствора. Закачиваемые химический реагент и газообразный азот берут в объеме, соответствующем объему заполнения «неработающего» участка скважины до забоя, который рассчитывают, исходя из измеренных на первом этапе геометрических параметров скважины. Скорость закачки химического реагента, газообразного азота и скорость спуска ГНКТ подбирают для обеспечения равномерно распределения химического реагента в неработающем интервале. При этом момент времени начала закачки химического реагента и газообразного азота в колонну ГНКТ выбирают в зависимости от обеспечения условия начала выхода химического реагента из колонны труб при достижении входа в «неработающий» участок скважины, и начала выхода газообразного азота - при достижении забоя скважины, после чего начинают подъем колонны труб с минимальной скоростью и продолжением закачки азота в призабойную зону пласта «неработающего» участка, тем самым обеспечивая вынос жидкости на поверхность пласта. Перемещение колонны труб по «неработающему» участку в процессе закачки в колонну химического реагента и газообразного азота осуществляют со скоростью 3-5 м в мин. В качестве химического реагента могут быть использованы промышленные поверхностно-активные вещества (ПАВ).

На третьем этапе осуществляют повторные «контрольные» геофизические исследования скважины с выполнением тех же задач, что и на первом этапе.

Далее более подробно представлен заявляемый технологический комплекс для рекаверинга (восстановления) рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины с горизонтальным и/или субгоризонтальным окончанием в процессе эксплуатации (фиг.1-11), который содержит соединяемое между собой в соответствии с технологическим циклом оборудование для проведения геофизических исследований и промывки призабойной части скважины, включающее две мобильных установки с ГНКТ.

Первая установка с ГНКТ 2, предназначенная для проведения геофизических исследований и доставки необходимого оборудования в скважину, состоит из смонтированных на надрамнике, расположенном, например, на базовом шасси МАЗ-631708, кабины оператора 13, барабана с ГНКТ 14, инжектора 15 с желобом направляющим (гузнеком) 16, блока превенторов 17, герметизатора 18 и манипулятора 19. Привод всех механизмов установки - гидравлический, с отбором мощности от двигателя базового шасси. Колонна ГНКТ на установке размещена на барабане узла намотки, который обеспечивает ее смотку-намотку при спуско-подъемных операциях, а также подвод в нее технологической жидкости, закачиваемой в гибкие трубы. Труба ГНКТ (coiledtubing) представляет собой длинномерную бесшовную металлическую трубу, например, длиной 4200 метров с внешним диаметром 25.4 мм. В трубе ГНКТ помещен одножильный бронированный геофизический кабель диаметром 5.4 мм для передачи регистрируемых геофизическими приборами данных, при этом приборы доставляются в скважину трубой ГНКТ. Спуск и подъем ГНКТ в скважину осуществляется инжектором 15, на котором установлен желоб направляющий (гузнек) 16. Герметизация устья скважин при спуско-подьемных операциях осуществляется герметизатором 18, а в аварийных ситуациях в процессе ремонта скважин без их глушения осуществляется блоком превенторов 17. Проведение монтажа и демонтажа блока превенторов 17 и инжектора 15 к устьевому оборудованию скважины 20 осуществляется посредством манипулятора 19, размещенного на задней части надрамника, или автомобильным краном 12. Установка ГНКТ дополнительно содержит гидравлический насос высокого давления 21 до 700 атм (Enerpak) с электрическим приводом для поддержания требуемого давления технологической жидкости в гибкой трубе, при этом насос установлен на подрамнике в непосредственной близости к барабану с ГНКТ и соединен с барабаном трубопроводом высокого давления.

Геофизическая станция 3 также представляет собой мобильный комплекс, который может быть размещен на прицепе автомобиля, например, марки ЗиЛ-131, оборудованного механической мастерской с дизельгенератором. Геофизическая станция включает размещенные в корпусе сменные блоки: блок геофизический (БГФ); универсальный источник питания геофизических приборов (УИП); блок коммутации (БК); источник бесперебойного питания (ИБП); плоттер.

Оборудование для промывки (фиг.1) включает соединяемые по технологическому циклу вторую установку ГНКТ 4, представляющую собой размещенную на подвижной платформе (например, платформе транспортного средства) катушку с колонной ГНКТ, выполненную с возможностью подключения к гидравлической системе первой установки ГНКТ 2, насосную установку 5 с допустимым давлением закачки жидкости до 1000 атмосфер, передвижную азотную установку (ПАУ), в состав которой входят транспортировочные емкости 6 с жидким азотом, азотный конвектор 7 для преобразования жидкого азота в газообразный. Насосная установка 5 и ПАУ посредством трубопроводов высокого давления через манифольд высокого давления 8 соединены с колонной ГНКТ второй установки 4, предназначенной для промывки призабойной части скважины. Оборудование содержит также рециркуляционную емкость 9 для пластового флюида, соединенную с устьем скважины через блок штуцирования скважинного флюида 10 (чек-манифольд), а также насосный агрегат 11, например, ЦА-320, для скачивания пластового флюида в транспортировочные емкости для последующей утилизации. Первая и вторая установки с колонной ГНКТ (2 и 4) расположены друг относительно друга с образованием угла между их гибкими трубами в точке подключения к устьевому оборудованию скважины 1 величиной до 25°. Такое расположение обеспечивает размещение гибких труб установок в инжекторе 15 (фиг.3) без демонтажа поверхностного скважинного оборудования и без конструктивных вмешательств в инжектор.

Для соединения каротажных приборов и инструментов с колонной ГНКТ применяют специальный переходный узел (коннектор 25) и специальный разъем (кабельный наконечник 24) (фиг.4, 5). Данные устройства имеют оригинальное конструктивное решение, при этом кабельный наконечник имеет два варианта исполнения, обеспечивающие герметичное соединение с ГНКТ. Комплект приборов, используемый для каротажных исследований, приведен выше. Для промывки скважины в нижней части колонны устанавливают сопло с отверстиями и обратными клапанами, препятствующими попаданию скважинной жидкости в ГНКТ при прекращении закачки технологической жидкости.

Коннектор 25 выполнен с возможностью заправки в ГНКТ 23 и соединения трубы с кабельным наконечником 24, при этом кабельный наконечник 24 представляет собой деталь сборной конструкции (фиг.4) с центральным сквозным отверстием для размещения кабеля 22. Первый вариант исполнения кабельного наконечника 24 включает последовательно расположенные герметизатор 27, который служит для герметизации заполненной маслом ГНКТ, узел крепления геофизического кабеля (переходник кабельный) 28, шарнирный механизм 30, предназначенный для придания гибкости кабельному наконечнику, кабельную головку 31, предназначенную для подсоединения геофизического прибора. При этом герметизатор 27 соединен с узлом крепления геофизического кабеля 28 через толкатель 26, а узел крепления геофизического кабеля 28 соединен с шарнирным механизмом 30 через узел 29. Таким образом, кабель из ГНКТ через коннектор подается в герметизатор, затем жестко фиксируется в переходнике кабельном 28, затем проходит через шарнирный механизм 30 и соединяется с подземной частью геофизического оборудования через кабельную головку 31, содержащую розетку для подключения геофизических приборов.

Корпус 32 коннектора 25 (фиг.5) выполнен со стороны внешней поверхности профилированным со ступенчатым изменением внешнего диаметра, обеспечивающим плотную посадку ГНКТ на корпусе коннектора 25. При этом со стороны внешней поверхности корпуса, имеющего меньший диаметр, выполнены кольцевые канавки 33 для закрепления коннектора 25 внутри ГНКТ путем деформации гибкой трубы по этим канавкам с помощью закаточного механизма (рулон-коннектора). Для исключения проникновения технологической жидкости из полости ГНКТ в полость скважины, между соседними канавками 33 выполнены дополнительные пазы 34 для размещения герметизирующих колец 35 (например, из текстолита или резины). При этом для повышения герметичности паз может иметь геометрию, обеспечивающую размещение в нем двух герметизирующих колец, имеющих одинаковую толщину, но различный профиль поперечного сечения, например прямоугольный и овальный. Оптимальным является размещение между соседними кольцевыми канавками 33, по крайней мере, двух пазов 34 с обозначенной геометрией и с размещенной в каждом из них парой герметизирующих колец.

Коннектор 25 соединен с герметизатором 27 (фиг.6), корпус 36 которого также представляет собой цилиндрическую деталь с профилированными внешней и внутренней поверхностями. В корпусе 36 сформирована полость для размещения резиновых уплотнителей 37, при этом резиновые уплотнители выполнены с центральным отверстием, имеющим меньший диаметр по сравнению с диаметром геофизического кабеля, т.е. обжимающими геофизический кабель, что обеспечивает герметичное размещение кабеля в герметизаторе. В корпусе 36 могут быть размещены два (и более) уплотнителя, разделенных между собой посредством втулки 38. Коннектор 25 соединен с узлом крепления геофизического кабеля 28 через толкатель 26, который служит для сдавливания резиновых уплотнителей 37 и изоляции внутреннего пространства ГНКТ от скважины, при этом соединение толкателя 26 с коннектором 25 выполнено посредством резьбы. Толкатель зафиксирован от самопроизвольного развинчивания контрящей гайкой 39.

Переходник кабельный 28 предназначен для жесткой фиксации геофизического кабеля (фиг.7). Для этого внешнюю броню кабеля сначала закрепляют в стакане 41, при этом внешнюю обмотку кабеля размещают между стаканом 41 и конусом 43, после чего устанавливают шайбу 44 и зажимают винтом 45. Собранную конструкцию вставляют в корпус 40 и зажимают винтом 42.

На фиг.8 и 9 представлены два варианта выполнения шарнирного механизма. Шарнирный механизм, приведенный на фиг.8, выполнен в виде компоновки из двух шаровых шарниров 46, сферические части которых закреплены в стаканах 47, а цилиндрические жестко соединены между собой посредством муфты 48. На фиг.9 представлен одношарнирный вариант компоновки.

В заявляемой конструкции для подсоединения геофизического прибора может быть использована стандартная головка кабельная (фиг.10), например, производства компании Фидмаш (г.Минск). При этом геофизический кабель подключен к головке посредством герметичного контакта.

Второй вариант исполнения кабельного наконечника (измененная часть которого изображена на фиг.11) представляет собой последовательно соединенные между собой коннектор 25, переходник кабельный 28, герметизатор 49 (имеющий иное конструктивное решение), одношарнирный механизм 30, головку кабельную 31. При этом коннектор 25 имеет конструкцию, аналогичную приведенной на фиг.5. Переходник кабельный 28 имеет конструкцию, несколько отличающуюся от приведенной на фиг.7, а именно выполнен с меньшими габаритными размерами и со стороны соединения с коннектором снабжен соответствующей «стыковочной» частью, обеспечивающей его соединение с корпусом коннектора 25. При этом внешний диаметр коннектора 25 равен внешнему диаметру корпуса 40 переходника кабельного 28 и внешнему диаметру ГНКТ. Герметизатор 49 новой конструкции представляет собой корпус 50 с вмонтированной в его тело изолированной токопроводящей линией 51, при этом внешний диаметр корпуса 50 равен внешнему диаметру ГНКТ. Соединение геофизического кабеля с токопроводящей линией 51 осуществлено посредством герметичного контакта 52, который выполнен с возможностью герметичного и безопасного подключения (соединения) корпуса герметизатора 49 с корпусом переходника кабельного 28. При этом контакт 52 имеет строение, обеспечивающее его герметичность в процессе прикручивания корпуса герметизатора 49 к корпусу переходника кабельного 28. Одношарнирный механизм 30 и головка кабельная 31 в данном варианте исполнения кабельного наконечника имеют конструкцию, аналогичную фиг.9 и фиг.10 соответственно.

Таким образом, гибкая труба (ГНКТ) представляет собой идеальное средство доставки оборудования как для проведения геофизических исследований, так и для проведения технологических работ, в нужную точку скважины. При этом геофизический кабель располагается внутри трубы, что позволяет контролировать процессы спуска -подъема ГНКТ с прибором ГИС и производить измерения в режиме «on-line». Использование ГНКТ существенно повышает качество выполнения работ и достоверность получаемой информации. Это обусловлено более высокой продольной жесткостью гибких труб по сравнению с геофизическим кабелем. Измерения можно проводить при спуске и подъеме инструмента с требуемой согласно технологии ГИС скоростью. Все эти операции выполняют без предварительного глушения скважины. На колонне гибких труб помимо приборов могут быть спущены и перфораторы, и любое другое геофизическое оборудование. ГНКТ является надежным средством для их доставки в зоны горизонтальных и субгоризонтальных скважин.

Работает технологический комплекс следующим образом. Оборудование комплекса размещают на кустовой площадке и подключают по описанной схеме к скважине. С помощью установки ГНКТ 2 и геофизической станции 3 осуществляют измерение геофизических параметров согласно первому этапу способа, с помощью оборудования для промывки 4-11 осуществляют промывку призабойной части скважины согласно второму этапу способа. Для этого установку ГНКТ 4 подключают к инжектору 15 установки ГНКТ 2, гидравлические шланги от рабочей катушки установки ГНКТ 2 подсоединяют к рабочей катушке установки ГНКТ 4. При этом автомобили устанавливают таким образом, чтобы гибкие трубы в месте подключения к инжектору располагались под углом 10-25°. Для промывки трубу от установки ГНКТ 4 спускают в скважину. В момент, когда ГНКТ начинает подходить к забою скважины, на манифольде 8 открывают задвижку и насосом 5 начинают закачку химического (пенообразующего) реагента из емкости 9 с обеспечением описанных выше условий, при которых пенообразователь смешивается с жидкостью на забое скважины. При этом ГНКТ опускают до забоя с минимальной скоростью и расчетным количеством химического реагента для создания пенообразующего раствора с низким коэффициентом поверхностного натяжения. Дойдя до забоя, закачку реагента останавливают и начинают закачку газообразного азота. Для этого на манифольде 8 закрывают задвижку на насос 5 и открывают задвижку на передвижную азотную установку (ПАУ). Под давлением газообразного азота жидкость с пенообразователем начинает подниматься на поверхность скважины, указанную жидкость через штуцирующий манифольд 10 направляют в рециркуляционную емкость 9, из которой посредством насосного агрегата 11 утилизируют. Для того, чтобы в процессе закачки газообразного азота в скважину последний не прорывался через жидкость с пенобразователем (т.к. жидкость с пенообразователем имеет плотность больше, чем азотированный газ), посредством чек-манифольда 10 поддерживают устьевое давление на скважине на 10-15% выше пластового. В момент, когда из скважины перестает идти жидкость, и из нее начинает идти чистый газ, на чек-манифольде 10 закрывают задвижку на рециркуляционную емкость и открывают задвижку на факельную линию. После этапа 2 осуществляют этап 3 по определению качества промывки. После этапа промывки призабойной части скважины осуществляют повторные «контрольные» геофизические исследования, с определением качественных и количественных характеристик дебита участков, выделенных на первом этапе как «неработающих». По итогам сравнительного анализа результатов измерений до и после промывки «неработающих» участков скважины делают качественный и количественный вывод об увеличении дебита скважины.

С помощью заявляемого способа и технологического комплекса были проведены работы по восстановлению рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины Заполярного месторождения с субгоризонтальным окончанием (на скважинах Сеноманских залежей с глубиной до 1700 метров и горизонтальным участком до 400 метров). Согласно заявляемому способу были реализованы все три этапа: геофизическое исследование скважины, промывка скважины, повторное геофизическое исследование скважины. Работы осуществлялись с применением Установки ГНКТ МК 10Т, использующей гибкую трубу фирмы Global tubing USA с кабелем, геофизической станции «Кедр», а также с использованием геофизических скважинных приборов КСАТ-43 ГР; ПЛТ - 9.2; модуля ПЛТ - 02; локатора муфт СЛМ - 43; фрезы для очистки стенок скважины, а также другого вспомогательного оборудования. В установке ГНКТ использовалась труба длиной 4200 метров и диаметром 25.4 мм. В трубе ГНКТ был помещен одножильный бронированный геофизический кабель диаметром 5.4 мм. Установка работала на скважине без их глушения при давлении на герметизируемом устье до 70 МПа.

На скважине были произведены замеры давления, температуры, диэлектрической проницаемости, удельного электрического сопротивления и скорости потока скважинного флюида; были проведены гамма-каротаж, термокондуктивная дебитометрия (определение места притока в скважину), а также определены неоднородности колонны скважины и НКТ. Была определена фактическая конструкция скважины и местоположение технологического оборудования. Получены данные, показывающие заполнение ствола скважины жидкостью, распределение плотности флюида в интервале исследования, газодинамические параметры. Пластовое давление, рассчитанное по данным КВД для глубины 1540 м, составило Рпл=9.86 мПа (97.31 атм).

По итогам измерений был построен планшет (фиг.12) и определен профиль притока (графики, соответствующие исследованиям от 07-10.01.2011 года, представлены в средней колонке фиг.12). При сравнении полученных данных с результатами литологии по потенциальному дебиту скважины были выделены «работающие» (выделены желтым цветом) и «неработающие» интервалы в пределах горизонтальной части ствола скважины. Промывка неработающих интервалов скважины осуществлялась через ГНКТ, поэтапно, через 200-300 метров. По результатам повторных геофизических исследований был построен планшет (графики, соответствующие исследованиям от 26-28.01.2011 года, представлены в последней колонке фиг.12), демонстрирующий добавление интервала притока после промывки скважины с использованием заявляемой технологии.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и предназначена для восстановления рабочего состояния скважины в процессе эксплуатации. Способ рекаверинга рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины включает три этапа. На первом осуществляют геофизические измерения параметров скважины, по которым определяют профиль притока исследуемого участка скважины с выделением «неработающих интервалов». На втором этапе осуществляют промывку от техногенных жидкостей участков скважины с «неработающими» интервалами. На третьем этапе осуществляют контрольные измерения геофизических параметров скважины с определением качественных и количественных характеристик дебета «неработающих» интервалов. Технологический комплекс для реализации способа содержит две установки с колонной гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ), одна из которых содержит геофизический кабель для соединения и доставки в скважину геофизического прибора, а вторая установка ГНКТ служит для промывки призабойной части скважины. При этом вторая установка ГНКТ выполнена с возможностью подключения к гидравлической системе первой установки ГНКТ и к оборудованию для промывки скважины. Предложенной группой изобретений обеспечивается увеличение дебита работающей скважины за счет подключения «неработающих» участков горизонтального или наклонного ствола скважины. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 12 ил.

1. Способ рекаверинга рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины с горизонтальным и/или субгоризонтальным окончанием в процессе эксплуатации, включающий три этапа, на первом из которых осуществляют доставку геофизических приборов в скважину, с помощью которых производят измерение геофизических параметров скважины, включая измерение в пределах горизонтальной части ствола скважины, по которым определяют профиль притока исследуемого участка скважины с выделением «неработающих» интервалов, на втором этапе осуществляют промывку от техногенных жидкостей участков скважины, соответствующих выявленным «неработающим» интервалам профиля притока, на третьем этапе осуществляют контрольные измерения геофизических параметров скважины с определением качественных и количественных характеристик дебита участков, выделенных на первом этапе как «неработающих», при этом доставку геофизических приборов для измерения геофизических параметров скважины осуществляют с использованием установки с первой колонной гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ), снабженной размещенным внутри гибких труб геофизическим кабелем, выполненным с возможностью подключения к геофизическим приборам, при этом для предотвращения деформации гибкой трубы последняя заполнена технологической жидкостью, а промывку от техногенных жидкостей участков скважины, соответствующих выявленным «неработающим» интервалам профиля притока в призабойной части горизонтального/субгоризонтального участка скважины, осуществляют с помощью второй колонны ГНКТ без кабеля внутри труб, выполненной с возможностью подключения к установке с первой колонной ГНКТ.

2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что при выявлении «неработающих» участков по итогам геофизических измерений в соответствии с третьим этапом промывку «неработающих» участков повторяют.

3. Способ по п.1, характеризующийся тем, что для определения профиля притока исследуемого участка скважины измеряют следующие геофизические параметры: естественную радиоактивность околоскважинных пород, наведенную радиоактивность околоскважинных пород, количество муфтовых соединений и иных металлических конструкций колонны скважины и расстояние между ними, температуру, давление, текущий дебит по стволу скважины, процентное содержание присутствующих жидких и газо-водо-нефтяных компонентов, удельное сопротивление жидкости по стволу скважины, координаты ствола скважины, КВД, акустические шумы; по измеренным параметрам определяют фактическую конструкцию скважины и техническое состояние колонны, уровень заполнения ствола скважины жидкостью в работающей и остановленной скважине, плотность флюида по стволу скважины, по КВД рассчитывают пластовое давление, дебит, затрубное, забойное давления, забойную температуру, осуществляют выделение работающих интервалов с определением процентного содержания общего дебита и количественных параметров с поинтервальной разбивкой, определение заколонных перетоков, при этом измеренные и рассчитанные параметры отображают визуально на планшете.

4. Способ по п.1, характеризующийся тем, что в процессе доставки геофизической аппаратуры давление технологической жидкости по мере погружения ГНКТ в скважину изменяют до величины, соизмеримой с пластовым давлением, при этом дифференциальное давление в колонне между ГНКТ и устьевым давлением скважины поддерживают в интервале значений 90-150 атм в зависимости от глубины скважины.

5. Способ по п.1, характеризующийся тем, что в качестве рабочей жидкости используют жидкость, характеризующуюся минимальным коэффициентом температурного расширения, диэлектрическими свойствами, антикоррозийными свойствами и не замерзающую до -60°С.

6. Способ по п.1, характеризующийся тем, что в качестве рабочей жидкости используют масло трансформаторное, дизельное топливо, нефть сырую или смеси данных жидкостей.

7. Способ по п.1, характеризующийся тем, что для промывки колонну ГНКТ спускают до «неработающего» участка скважины, осуществляя при этом закачку в колонну сначала химического реагента, в качестве которого берут вещество с пенообразующими свойствами, обеспечивающее снижение степени поверхностного натяжения находящейся в скважине жидкости не менее чем в 2 раза, а затем газообразного азота для обеспечения подъема с забоя пенообразованного водного раствора.

8. Способ по п.3, характеризующийся тем, что дополнительно отбирают пробы скважинной жидкости для определения ее происхождения.

9. Способ по п.7, характеризующийся тем, что закачиваемые химический реагент и газообразный азот берут в объеме, соответствующем объему заполнения «неработающего» участка скважины до забоя, подбирают скорость закачки химического реагента, газообразного азота и скорость спуска ГНКТ для обеспечения равномерного распределения химического реагента в неработающем интервале, при этом момент времени начала закачки химического реагента и газообразного азота в колонну ГНКТ выбирают в зависимости от обеспечения условия начала выхода химического реагента из колонны труб при достижении входа в «неработающий» участок скважины, и начала выхода газообразного азота - при достижении забоя скважины, после чего начинают подъем колонны труб с минимальной скоростью и продолжением закачки азота в призабойную зону пласта «неработающего» участка, тем самым обеспечивая вынос жидкости на поверхность пласта.

10. Способ по п.7, характеризующийся тем, что перемещение колонны труб по «неработающему» участку в процессе закачки в колонну химического реагента и газообразного азота осуществляют со скоростью 3-5 м в мин.

11. Технологический комплекс для рекаверинга рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины с горизонтальным и/или субгоризонтальным окончанием, включающий подключенные к устьевому оборудованию с факельной линией в соответствии с технологическим циклом, по крайней мере, две мобильных установки с колонной ГНКТ, одна из которых предназначена для проведения геофизических исследований и доставки приборов и инструментов в скважину, а вторая - для промывки призабойной части скважины; а также геофизическую станцию с комплектом геофизических приборов, соединенную с первой установкой ГНКТ, оборудование для промывки «неработающих» участков скважины, при этом первая установка состоит из смонтированных на надрамнике транспортного средства барабана с ГНКТ, инжектора с направляющим желобом (гузнеком), блока превенторов, герметизатора и манипулятора, снабженных гидравлическим приводом, дополнительного гидравлического насоса высокого давления для поддержания требуемого давления технологической жидкости в гибкой трубе, при этом в трубе ГНКТ помещен геофизический кабель передачи регистрируемых геофизическими приборами данных, а соединение геофизических приборов с колонной ГНКТ выполнено герметичным посредством переходного узла-коннектора со специальным разъемом - кабельным наконечником, вторая установка с ГНКТ, предназначенная для промывки призабойной части скважины, представляет собой размещенный на подвижной платформе, например платформе транспортного средства, барабан с колонной ГНКТ, выполненный с возможностью подключения к гидравлической системе первой установки ГНКТ и к оборудованию для промывки скважины.

12. Технологический комплекс по п.11, характеризующийся тем, что оборудование для промывки «неработающих» участков скважины включает передвижную азотную установку, в состав которой входит транспортировочные емкости с жидким азотом, азотный конвектор для преобразования жидкого азота в газообразный, насосную установку для подачи химического реагента, рециркуляционную емкость для пластового флюида, соединенную с устьем скважины через блок штуцирования скважинного флюида, а также насосный агрегат для скачивания пластового флюида в транспортировочные емкости для последующей утилизации, при этом насосная установка и передвижная азотная установка посредством трубопроводов высокого давления через манифольд высокого давления соединены с колонной ГНКТ второй установки ГНКТ, предназначенной для промывки призабойной части скважины.

13. Технологический комплекс по п.11, характеризующийся тем, что первая и вторая установки с колонной ГНКТ расположены параллельно и на расстоянии друг от друга, обеспечивающем размещение гибких труб установок в инжекторе без демонтажа поверхностного скважинного оборудования.

14. Технологический комплекс по п.11, характеризующийся тем, что первая и вторая установки ГНКТ расположены относительно друг друга с образованием угла между их гибкими трубами в точке подключения к устьевому оборудованию скважины величиной до 25°.

15. Технологический комплекс по п.11, характеризующийся тем, что гидравлический насос первой установки ГНКТ имеет электрический привод и установлен на подрамнике в непосредственной близости к барабану с колонной ГНКТ и соединен с барабаном трубопроводом высокого давления.

16. Технологический комплекс по п.11, характеризующийся тем, что геофизическая станция представляет собой мобильный комплекс, включающий геофизический блок, универсальный источник питания геофизических приборов, блок коммутации, источник бесперебойного питания, плоттер.

17. Технологический комплекс по п.11, характеризующийся тем, что комплект приборов для геофизических исследований содержит приборы марки ПО 50 и СЛМ для регистрации неоднородностей колонны и насосно-компрессорных труб, а также комплексные приборы КСАТ-43ГР и PLT-9.2 для проведения потокометрических исследований.

18. Технологический комплекс по п.11, характеризующийся тем, что комплект оборудования для промывки скважины содержит промывочную насадку, коннектор, служащий для соединения колонны ГНКТ с промывочной насадкой, блок обратных клапанов, обеспечивающий закачку жидкости и газа в скважину и предотвращающий поступление скважинного флюида в ГНКТ, при этом промывочная насадка выполнена с калиброванными отверстиями для создания напора потока жидкости и газа.

19. Технологический комплекс по п.11, характеризующийся тем, что коннектор выполнен с возможностью заправки в ГНКТ и соединения трубы с кабельным наконечником, при этом кабельный наконечник представляет собой деталь сборной конструкции с центральным сквозным отверстием для размещения кабеля и включает соединенный с коннектором герметизатор, узел крепления геофизического кабеля, шарнирный механизм, предназначенный для придания гибкости кабельному наконечнику, головку кабельную, выполненную с возможностью подсоединения геофизического прибора.

20. Технологический комплекс по п.11, характеризующийся тем, что коннектор выполнен с возможностью заправки в ГНКТ и соединения трубы с кабельным наконечником, при этом кабельный наконечник представляет собой деталь сборной конструкции с центральным сквозным отверстием для размещения кабеля и включает соединенный с коннектором переходник кабельный, герметизатор, одношарнирный механизм, головку кабельную, выполненную с возможностью подсоединения геофизического прибора.