СПОСОБ РЕКАВЕРИНГА РАБОЧЕГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ И/ИЛИ СУБГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ СПОСОБА

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 дебета участков, выделенных на первом этапе как «неработающих».
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 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.
5. Способ по п.3, характеризующийся тем, что дополнительно отбирают пробы скважинной жидкости для определения ее происхождения.
6. Способ по п.4, 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.
7. Способ по п.4, характеризующийся тем, что в качестве рабочей жидкости используют жидкость, характеризующуюся минимальным коэффициентом температурного расширения, диэлектрическими свойствами, антикоррозийными свойствами, и не замерзающую до -60°C.
8. Способ по п.4, характеризующийся тем, что в качестве рабочей жидкости используют масло трансформаторное, дизельное топливо, нефть сырую, или смеси данных жидкостей.
9. Способ по п.4, 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.
10. Способ по п.9, 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.
11. Способ по п.9, 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.
12. 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.
13. Технологический комплекс по п.12, 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.
14. Технологический комплекс по п.12, 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.
15. Технологический комплекс по п.12, характеризующийся тем, что 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°.
16. Технологический комплекс по п.12, 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.
17. Технологический комплекс по п.12, характеризующийся тем, что геофизическая станция представляет собой мобильный комплекс, включающий геофизический блок, универсальный источник питания геофизических приборов, блок коммутации, источник бесперебойного питания, плоттер.
18. Технологический комплекс по п.12, 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.
19. Технологический комплекс по п.12, 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.
20. Технологический комплекс по п.12, 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.
21. Технологический комплекс по п.12, 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.