Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины Российский патент 2018 года по МПК E21B43/26 E21B43/114 E21B19/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для многократного гидравлического разрыва пласта (ГРП) в горизонтальном стволе скважины.

Известен способ многократного ГРП в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2526062, МПК Е21В 43/267 опубл. 20.08.2014 г., Бюл. №23), включающий формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем спуска на колонне труб пакера, его установки в скважине, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола, с изоляцией остальных его частей с образованием трещин, крепление трещин закачкой жидкости-носителя с проппантом. ГРП в горизонтальном стволе скважины производят поинтервально в направлении от забоя к устью спуском колонны труб. В качестве колонны труб используют колонну гибких труб с разбуриваемым пакером на конце. Посадку разбуриваемого пакера производят перед каждым участком фильтра горизонтального ствола скважины. Формируют трещины, закрепляют их закачкой жидкости-носителя с проппантом для закрепления проппанта в прискважинной зоне. По окончании закачки жидкости-носителя с проппантом в колонну труб закачивают закрепляющий состав из расчета 0,5 м³ закрепляющего состава на 1 м длины фильтра и продавливают его в прискважинную зону пласта в полуторном объеме колонны труб. После чего устье скважины герметизируют устьевым сальником, а затрубное пространство скважины обвязывают с гидроаккумулятором. Затем, не снижая гидравлического давления в колонне труб, приподнимают колонну труб на 1 м. Гидроаккумулятор воспринимает скачок гидравлического давления, возникающий в затрубном пространстве скважины, а разбуриваемый пакер герметично отсекает участок фильтра, в котором проведен ГРП. После чего колонну труб извлекают из скважины, аналогичным образом производят поинтервальный ГРП в следующих участках фильтров горизонтального ствола скважины. По окончании ГРП колонну бурильных труб на устье оснащают сначала разбуриваемым инструментом, а затем гидромониторной насадкой. Спускают колонну бурильных труб в скважину и разбуриванием удаляют пакеры от устья к забою. Далее отсекают разбуриваемый инструмент и подачей жидкости в колонну бурильных труб с одновременным ее вращением и перемещением от забоя к устью производят гидромониторную обработку внутренней поверхности фильтров через гидромониторную насадку.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая надежность реализации способа, так как фильтр спускается в скважину в составе хвостовика после бурения скважины, при этом в процессе крепления (зацементирования) хвостовика тампонажный материал (цемент) через отверстия фильтра попадает внутрь хвостовика, и для восстановления проходного сечения хвостовика необходимо разбурить его на протяжении всего горизонтального ствола скважины;

- во-вторых, сложность технологического процесса, связанная с применением гидроаккумулятора на устье скважины;

- в-третьих, длительность и трудоемкость процесса удаления разбуриваемых пакеров из-за спуска бурильной колонны труб и проведения гидромониторной обработки внутренней поверхности фильтров через гидромониторную насадку.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ многократного ГРП в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2539469, МПК Е21В 43/267, опубл. 20.01.2015 г., Бюл. №2), включающий бурение горизонтального ствола скважины, спуск и крепление в горизонтальном стволе скважины хвостовика, оснащенного фильтрами, спуск пакера в скважину на колонне труб с последующей его посадкой в скважине, формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей. В процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют нефтенасыщенные интервалы пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спускают и крепят хвостовик в горизонтальном стволе скважины. Спускают колонну труб с пакером в скважину в ближайший к забою нефтенасыщенный интервал пласта, сажают пакер в хвостовике. Нижний конец колонны труб располагают на 1 м ближе к устью от нефтенасыщенного интервала пласта. Спускают в колонну труб колонну гибких труб, оснащенную снизу гидропескоструйным перфоратором, снабженным сверху жестким центратором, а снизу - обратным клапаном, пропускающим от забоя к устью так, чтобы гидропескоструйный перфоратор размещался в конце нефтенасыщенного интервала пласта. Герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной гибких труб. На устье скважины готовят жидкостно-песчаную смесь, производят перемещение колонны гибких труб от забоя к устью на длину нефтенасыщенного интервала пласта, при этом одновременно выполняют группы щелевых перфорационных отверстий длиной 20-30 см и шириной 15 мм с углом фазировки 60° через каждые 1,5 м нефтенасыщенного интервала пласта в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала путем периодического нагнетания жидкостно-песчаной смеси в колонну гибких труб через гидропескоструйный перфоратор. По окончании выполнения группы щелевых перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала пласта выполняют обратную промывку с одновременным перемещением колонны гибких труб от устья к забою на длину нефтенасыщенного интервала пласта. Извлекают колонну гибких труб с гидромониторными насадками из скважины и выполняют ГРП с образованием разветвленных трещин в нефтенасыщенном интервале пласта с последующим креплением трещины легковесным смолопокрытым проппантом фракции 20/40 меш в концентрации 1400 кг/м³ и заполнением им горизонтального ствола скважины напротив нефтенасыщенного интервала пласта. Производят распакеровку, перемещают колонну труб в направлении от забоя к устью к следующему нефтенасыщенному интервалу пласта. Повторяют вышеописанные операции, начиная с посадки пакера и завершая распакеровкой в остальных нефтенасыщенных интервалах пласта, вскрытых горизонтальным стволом скважины. По окончании проведения ГРП во всех нефтенасыщенных интервалах удаляют проппант из горизонтального ствола скважины.

Недостатки способа:

- во-первых, низкая надежность реализации способа, связанная с высокой вероятностью потери герметичности пакера, так как его посадку и распакеровку производят за один спуск колонны труб в горизонтальный ствол скважины в зависимости от количества нефтенасыщенных интервалов, в которых производится гидропескоструйная перфорация с последующим ГРП, а также необходимость герметизации на устье скважины пространства между колонной труб и колонной гибких труб. Кроме того, гидропескоструйный перфоратор, спущенный в хвостовик горизонтального ствола скважины внутри колонны труб, «свисает» в хвостовике за счет собственного веса, а один жесткий центратор, находящийся внутри колонны труб, не может отцентрировать гидропескоструйный перфоратор внутри хвостовика, что приводит к длительной гидропескоструйной перфорации или невозможности ее выполнения. Все это снижает надежность реализации способа;

- во-вторых, низкая эффективность ГРП, выполняемого «общим фильтром», при этом в процессе такого ГРП происходит неравномерное образование разветвленных трещин в нефтенасыщенных интервалах, причем в определенных нефтенасыщенных интервалах трещины могут вовсе не образоваться или образоваться частично (в зависимости от прочности на сжатие пород в конкретных нефтенасыщенных интервалах), и, как следствие, происходит неравномерное крепление трещин по горизонтальному стволу;

- в-третьих, трудоемкость процесса, связанная с тем, что для проведения гидропескоструйной перфорации во втором и последующем нефтенасыщенном интервалах сначала необходимо распакеровать пакер, переместить колонну труб, запакеровать пакер, а затем переместить гибкую трубу с гидромониторной насадкой в интервал проведения гидропескоструйной перфорации;

- в-четвертых, продолжительность восстановления проходного сечения горизонтального ствола скважины после проведения ГРП, связанная с необходимостью вымывания проппанта из горизонтального ствола, так как по окончании проведения ГРП весь горизонтальный ствол скважины заполнен проппантом, который удаляют из горизонтального ствола скважины спуском в горизонтальный ствол колонны труб с промывкой;

- в-пятых, высокая металлоемкость оборудования, так как при реализации способа в горизонтальный ствол скважины спускаются две концентричные колонны труб: колонна труб и колонна гибких труб.

Техническими задачами изобретения являются повышение надежности реализации способа и эффективности проведения ГРП, а также снижение трудоемкости при проведении работ, сокращение продолжительности восстановления проходного сечения горизонтального ствола скважины после проведения ГРП, снижение металлоемкости оборудования, применяемого при реализации способа.

Поставленные технические задачи решаются способом многократного гидравлического разрыва пласта - ГРП в горизонтальном стволе скважины, включающим бурение горизонтального ствола скважины, определение нефтенасыщенных интервалов пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спуск и крепление хвостовика в горизонтальном стволе скважины, спуск колонны гибких труб - ГТ, оснащенной снизу гидропескоструйным перфоратором - ГП с гидромониторными насадками, пропускающим от забоя к устью, размещение ГП напротив ближайшего к забою скважины нефтенасыщенного интервала пласта и выполнение гидропескоструйной перфорации, восстановление проходного сечения горизонтального ствола скважины.

Новым является то, что после выполнения гидропескоструйной перфорации в первом нефтенасыщенном интервале пласта по колонне ГТ через отверстия гидромониторных насадок ГП выполняют ГРП, после чего извлекают из хвостовика горизонтального ствола скважины колонну ГТ с ГП, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: разбуриваемый пакер, посадочный инструмент, первый жесткий центратор, ГП с парой гидромониторных насадок, оснащенный внутри ступенчатой втулкой, второй жесткий центратор, спускают колонну ГТ с вышеуказанной компоновкой в хвостовик горизонтального ствола скважины таким образом, чтобы разбуриваемый пакер находился ближе к устью за первым интервалом ГРП, создают в колонне ГТ гидравлическое давление и производят посадку разбуриваемого пакера в хвостовике горизонтального ствола скважины, перемещают колонну ГТ с оставшейся компоновкой ближе к забою так, чтобы ГП находился напротив второго нефтенасыщенного интервала пласта, сбрасывают шар в колонну ГТ с устья скважины, при этом шар садится на седло ступенчатой втулки, затем в колонне ГТ создают гидравлическое давление, которое смещает вниз ступенчатую втулку, при этом открываются отверстия гидромониторной насадки ГП, после чего выполняют гидропескоструйную перфорацию, а затем ГРП, по окончании проведения ГРП во втором нефтенасыщенном интервале пласта колонну ГТ с компоновкой извлекают из хвостовика горизонтального ствола скважины, после чего вышеописанные технологические операции повторяют в зависимости от количества нефтенасыщенных интервалов, начиная со сбора компоновки на устье скважины и заканчивая извлечением компоновки из хвостовика горизонтального ствола скважины, после выполнения гидропескоструйной перфорации с последующим ГРП в последнем нефтенасыщенном интервале извлекают колонну ГТ из хвостовика горизонтального ствола скважины, после чего восстанавливают проходное сечение горизонтального ствола скважины, для этого на устье скважины на нижний конец колонны ГТ снизу вверх собирают компоновку: долото, осциллятор, винтовой забойный двигатель, спускают колонну ГТ с компоновкой в хвостовик горизонтального ствола скважины и удаляют разбуриваемые пакеры фрезерованием.

На фиг. 1-5 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ многократного ГРП в горизонтальном стволе скважины.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

Для проведения многократного ГРП производят бурение горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины. Определяют нефтенасыщенные интервалы 2', 2'', 2''' …2ⁿ пласта, вскрытого горизонтальным стволом 1. Производят спуск и крепление хвостовика 3 в горизонтальном стволе 1 скважины. Например, спускают хвостовик диаметром 114 мм с толщиной стенки 7 мм, его крепление (на фиг. 1-5 не показано) производят закачкой и продавкой тампонажного состава с помощью продавочной пробки (на фиг. 1-5 не показана).

Далее в хвостовик 3 горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины спускают колонну ГТ, например, диаметром 38,1 мм, оснащенную снизу ГП с гидромониторными насадками, например, двумя (на фиг. 1-5 не показаны).

Размещают ГП напротив ближайшего к забою скважины первого нефтенасыщенного интервала 2' (см. фиг. 1) пласта и выполняют гидропескоструйную перфорацию 4'.

Гидропескоструйную перфорацию 4' производят закачкой водопесчаной жидкости по колонне ГТ через две гидромониторные насадки ГП с образованием соответственно двух отверстий в хвостовике 3 в нефтенасыщенном интервале 2' пласта.

Гидропескоструную перфорацию производят с использованием водопесчаной жидкости, например, в соотношении 80 г песка на 1 л воды плотностью 1000 кг/м³. Используют кварцевый песок с небольшим содержанием глины (до 0,5%), фракционный состав песка 0,5-1,2 мм.

Затем в первом нефтенасыщенном интервале 2' пласта по колонне ГТ через две гидромониторные насадки ГП и два отверстия в хвостовике 3 выполняют ГРП 5', после чего извлекают из хвостовика 3 горизонтального ствола 1 скважины колонну ГТ 6 с ГП.

В зависимости от типа пород нефтенасыщенных интервалов 2', 2'', 2''' …2ⁿ пласта проводят кислотный или проппантный ГРП. Для карбонатных пород проводят кислотный ГРП с применением любого известного кислотного состава, например закачкой 24%-ного водного раствора соляной кислоты. Для терригенных пород проводят проппантный ГРП с образованием трещины разрыва и креплением ее проппантом с применением любого известного состава для образования трещины и ее дальнейшего крепления известным проппантом. Например, трещину разрыва образуют при помощи линейного геля, а крепление производят проппантом фракции 16/20 меш.

Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: разбуриваемый пакер 7' (см. фиг. 1), посадочный инструмент 8, первый жесткий центратор 9, ГП 10 с парой гидромониторных насадок 11' и 11'', расположенных под углом 180° относительно друг друга с диаметром отверстия 6 мм, оснащенный внутри ступенчатой втулкой 12, второй жесткий центратор 13.

Опытным путем установлено, что для образования высокопроводящей трещины разрыва достаточно двух гидромониторных насадок 11' и 11'' ГП 10, расположенных под углом 180° относительно друг друга.

Ступенчатая втулка 12 герметично перекрывает изнутри отверстия гидромониторных насадок 11' и 11'' и зафиксирована относительно ГП 10 с помощью разрушаемых штифтов 14. Снизу ГП 10 оснащен ограничителем хода 15 ступенчатой втулки 12.

Спускают колонну ГТ 6 с вышеуказанной компоновкой в хвостовик 3 горизонтального ствола 1 скважины таким образом, чтобы разбуриваемый пакер 7' находился ближе к устью за первым интервалом ГРП 5', например на расстоянии 5 м.

Создают в колонне ГТ 6 гидравлическое давление, например, 8,0 МПа и производят посадку разбуриваемого пакера 7' в хвостовике 3 горизонтального ствола 1 скважины.

Затем перемещают колонну ГТ 6 с оставшейся компоновкой ближе к забою так, чтобы ГП 10 находился напротив второго нефтенасыщенного интервала 2'' пласта.

Сбрасывают шар 16 (см. фиг. 2) в колонну ГТ 6 с устья скважины, при этом шар герметично садится на седло ступенчатой втулки 12. Затем в колонне ГТ создают гидравлическое давление, например, 6,0 МПа, которое смещает вниз ступенчатую втулку 12 до упора в ограничитель хода 15 (см. фиг. 3), при этом открываются два отверстия гидромониторных насадок 11' и 11'' ГП 10, после чего выполняют гидропескоструйную перфорацию 4'' с образованием двух отверстий в хвостовике 3 во втором нефтенасыщенном интервале 2'' пласта (аналогично выполнению отверстий в хвостовике 3 в первом нефтенасыщенном интервале 2' пласта), а затем через две гидромониторные насадки 11' и 11'' ГП 10 и два отверстия, выполненные в хвостовике 3 во втором нефтенасыщенном интервале 2'' пласта, производят ГРП 5'' в нефтенасыщенном интервале 2'' пласта.

По окончании проведения ГРП 5'' во втором нефтенасыщенном интервале 2'' пласта колонну ГТ 6 с компоновкой извлекают из хвостовика 3 горизонтального ствола 1 скважины.

Два жестких центратора 9 и 13 расположены на обоих концах ГП 10 внутри хвостовика 3, что обеспечивает центрирование ГП 10 относительно хвостовика 3, поэтому гарантированно выполняются отверстия в хвостовике 3 в соответствующих нефтенасыщенных интервалах 2', 2'', 2''' …2ⁿ пласта путем проведения гидропескоструйной перфорации 4', 4'', 4''' …4ⁿ (см. фиг. 3 и 4), что повышает надежность реализации способа.

Далее вышеописанные технологические операции повторяют в зависимости от количества нефтенасыщенных интервалов 2'', 2''' …2ⁿ пласта с установкой после каждого спуска колонны ГТ 6 соответствующих разбуриваемых пакеров 7'' …7ⁿ (см. фиг. 1-4), проведением в соответствующих интервалах гидропескоструйной перфорации 4'', 4''' …4ⁿ с образованием двух отверстий, расположенных под углом 180°, с последующим проведением через эти отверстия ГРП 5'', 55''' …5ⁿ, начиная со сбора компоновки на устье скважины и заканчивая извлечением компоновки из хвостовика 3 горизонтального ствола 1 скважины.

Также повышается надежность реализации способа за счет герметизации при посадке пакера в каждом нефтенасыщенном интервале, так как пакер устанавливается один раз в одном интервале пласта и герметично разделяет интервалы проведения гидропескоструйной перфорации с последующим ГРП.

После выполнения гидропескоструйной перфорации с последующим ГРП 5ⁿ в последнем нефтенасыщенном интервале 2ⁿ пласта извлекают колонну ГТ 6 из хвостовика 3 горизонтального ствола 1 скважины.

Повышается эффективность проведения ГРП, так как в каждом нефтенасыщенном интервале сначала изолируют интервал проведения предыдущей гидропескоструйной перфорации с последующим интервалом проведения ГРП посадкой разбуриваемого пакера, а затем производят гидропескоструйную перфорацию с последующим проведением ГРП в следующем интервале, при этом посадка разбуриваемого пакера реализуется благодаря наличию ступенчатой втулки, перекрывающей отверстия гидромониторных насадок ГП в транспортном положении, что позволяет герметично отсечь предыдущий нефтенасыщенный интервал, в котором была произведена гидропескоструйная перфорация, с последующим интервалом проведения ГРП перед проведением гидропескоструйной перфорации с дальнейшим проведением ГРП в следующем интервале.

Затем восстанавливают проходное сечение хвостовика 3 горизонтального ствола 1 скважины. Для этого на устье скважины на нижний конец колонны ГТ 6 снизу вверх собирают компоновку: долото (на фиг. 1-5 не показано), скважинный осциллятор, винтовой забойный двигатель, спускают колонну ГТ с компоновкой в хвостовик горизонтального ствола скважины и удаляют разбуриваемые пакеры 7', 7'' …7ⁿ фрезерованием. В результате восстанавливается проходное сечение хвостовика 3 горизонтального ствола 1 скважины (см. фиг. 5).

Сокращается продолжительность восстановления проходного сечения горизонтального ствола скважины, так как исключается спуск колонны труб с промывкой проппанта из горизонтального ствола, а данная технологическая операция осуществляется спуском долота с винтовым забойным двигателем со скважинным осциллятором на колонне ГТ.

Скважинный осциллятор в компоновке создает динамическую нагрузку на долото путем осцилляции низкочастотных продольных колебаний, снижающих коэффициент трения колонны ГТ о стенки горизонтальной скважины, благодаря чему увеличивается нагрузка на долото и сокращается длительность фрезерования разбуриваемых пакеров 7', 7'' …7ⁿ.

При реализации предлагаемого способа снижается металлоемкость, так как исключается применение колонны труб с пакером.

Сокращается трудоемкость работ, так как для проведения гидропескоструйной перфорации во втором и последующем нефтенасыщенных интервалах исключается необходимость распакеровки пакера, перемещения колонны труб.

Таким образом, в каждом нефтенасыщенном интервале ГРП производят индивидуально в зависимости от давления разрыва пород в данном нефтенасыщенном интервале, а не «общим фильтром», как описано в прототипе. За счет этого в каждом интервале образуется трещина, закрепленная проппантом (в терригенных породах) или протравленная кислотой (в карбонатных породах).

Предлагаемый способ многократного ГРП в горизонтальном стволе скважины позволяет:

- повысить надежность проведения ГРП;

- повысить эффективность ГРП;

- снизить трудоемкость процесса;

- сократить продолжительность восстановления проходного сечения горизонтального ствола скважины;

- снизить металлоемкость оборудования, применяемого при реализации способа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Способ многократного гидравлического разрыва пласта - ГРП в горизонтальном стволе скважины включает бурение горизонтального ствола скважины, определение нефтенасыщенных интервалов пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спуск и крепление хвостовика в горизонтальном стволе скважины, спуск колонны гибких труб - ГТ, оснащенной снизу гидропескоструйным перфоратором - ГП с гидромониторными насадками, пропускающим от забоя к устью, размещение ГП напротив ближайшего к забою скважины нефтенасыщенного интервала пласта и выполнение гидропескоструйной перфорации, восстановление проходного сечения горизонтального ствола скважины. После выполнения гидропескоструйной перфорации в первом нефтенасыщенном интервале пласта по колонне ГТ через отверстия гидромониторных насадок ГП выполняют ГРП, после чего извлекают из хвостовика горизонтального ствола скважины колонну ГТ с ГП, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: разбуриваемый пакер, посадочный инструмент, первый жесткий центратор, ГП с парой гидромониторных насадок, оснащенный внутри ступенчатой втулкой, второй жесткий центратор, спускают колонну ГТ с вышеуказанной компоновкой в хвостовик горизонтального ствола скважины таким образом, чтобы разбуриваемый пакер находился ближе к устью за первым интервалом ГРП, создают в колонне ГТ гидравлическое давление и производят посадку разбуриваемого пакера в хвостовике горизонтального ствола скважины, перемещают колонну ГТ с оставшейся компоновкой ближе к забою так, чтобы ГП находился напротив второго нефтенасыщенного интервала пласта, сбрасывают шар в колонну ГТ с устья скважины, при этом шар садится на седло ступенчатой втулки, затем в колонне ГТ создают гидравлическое давление, которое смещает вниз ступенчатую втулку, при этом открываются отверстия гидромониторной насадки ГП, после чего выполняют гидропескоструйную перфорацию, а затем ГРП, по окончании проведения ГРП во втором нефтенасыщенном интервале пласта колонну ГТ с компоновкой извлекают из хвостовика горизонтального ствола скважины, после чего вышеописанные технологические операции повторяют в зависимости от количества нефтенасыщенных интервалов, начиная со сбора компоновки на устье скважины и заканчивая извлечением компоновки из хвостовика горизонтального ствола скважины, после выполнения гидропескоструйной перфорации с последующим ГРП в последнем нефтенасыщенном интервале извлекают колонну ГТ из хвостовика горизонтального ствола скважины, после чего восстанавливают проходное сечение горизонтального ствола скважины, для этого на устье скважины на нижний конец колонны ГТ снизу вверх собирают компоновку: долото, осциллятор, винтовой забойный двигатель, спускают колонну ГТ с компоновкой в хвостовик горизонтального ствола скважины и удаляют разбуриваемые пакеры фрезерованием. Технический результат заключается в повышении надежности проведения ГРП; повышении эффективности ГРП; снижении трудоемкости процесса; сокращении продолжительности восстановления проходного сечения горизонтального ствола скважины; снижении металлоемкость оборудования, применяемого при реализации способа. 5 ил.

Способ многократного гидравлического разрыва пласта - ГРП в горизонтальном стволе скважины, включающий бурение горизонтального ствола скважины, определение нефтенасыщенных интервалов пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спуск и крепление хвостовика в горизонтальном стволе скважины, спуск колонны гибких труб - ГТ, оснащенной снизу гидропескоструйным перфоратором - ГП с гидромониторными насадками, пропускающим от забоя к устью, размещение ГП напротив ближайшего к забою скважины нефтенасыщенного интервала пласта и выполнение гидропескоструйной перфорации, восстановление проходного сечения горизонтального ствола скважины, отличающийся тем, что после выполнения гидропескоструйной перфорации в первом нефтенасыщенном интервале пласта по колонне ГТ через отверстия гидромониторных насадок ГП выполняют ГРП, после чего извлекают из хвостовика горизонтального ствола скважины колонну ГТ с ГП, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку: разбуриваемый пакер, посадочный инструмент, первый жесткий центратор, ГП с парой гидромониторных насадок, оснащенный внутри ступенчатой втулкой, второй жесткий центратор, спускают колонну ГТ с вышеуказанной компоновкой в хвостовик горизонтального ствола скважины таким образом, чтобы разбуриваемый пакер находился ближе к устью за первым интервалом ГРП, создают в колонне ГТ гидравлическое давление и производят посадку разбуриваемого пакера в хвостовике горизонтального ствола скважины, перемещают колонну ГТ с оставшейся компоновкой ближе к забою так, чтобы ГП находился напротив второго нефтенасыщенного интервала пласта, сбрасывают шар в колонну ГТ с устья скважины, при этом шар садится на седло ступенчатой втулки, затем в колонне ГТ создают гидравлическое давление, которое смещает вниз ступенчатую втулку, при этом открываются отверстия гидромониторной насадки ГП, после чего выполняют гидропескоструйную перфорацию, а затем ГРП, по окончании проведения ГРП во втором нефтенасыщенном интервале пласта колонну ГТ с компоновкой извлекают из хвостовика горизонтального ствола скважины, после чего вышеописанные технологические операции повторяют в зависимости от количества нефтенасыщенных интервалов, начиная со сбора компоновки на устье скважины и заканчивая извлечением компоновки из хвостовика горизонтального ствола скважины, после выполнения гидропескоструйной перфорации с последующим ГРП в последнем нефтенасыщенном интервале извлекают колонну ГТ из хвостовика горизонтального ствола скважины, после чего восстанавливают проходное сечение горизонтального ствола скважины, для этого на устье скважины на нижний конец колонны ГТ снизу вверх собирают компоновку: долото, осциллятор, винтовой забойный двигатель, спускают колонну ГТ с компоновкой в хвостовик горизонтального ствола скважины и удаляют разбуриваемые пакеры фрезерованием.