Способ проведения внутрискважинных работ и исследований с помощью автономного мобильного комплекса
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при эксплуатации скважин на всех режимах их работы в процессе разработки месторождений нефти и газа, в том числе геофизических исследований скважин с горизонтальным протяжённым окончанием и скважин, имеющих сложный профиль. Технический результат заключается в реализации комплекса мероприятий, обеспечивающего повышение эффективности проводимых работ. Способ проведения внутрискважинных исследований с помощью автономного мобильного комплекса включает доставку на объект комплекта оборудования, аппаратуры и инструментов; проведение на скважине монтажных операций по установке на устье скважины и креплению с помощью собственной мачты превентора, многокамерного герметизирующего устройства, инжектора, устьевой площадки для обслуживания компоновки, секционной лубрикаторной установки с противозатаскивателем, стравливающим клапаном и прибором учета контроля давления в межкамерном пространстве; проведение спускоподъемных операций гибкой сталеполимерной трубы (ГСПТ), жесткого геофизического кабеля (ЖК) с закрепленными на трубном наконечнике скважинными инструментами, скважинной геофизической аппаратуры и оборудования в соответствии с реализуемой технологией; укладку ГСПТ, ЖК на барабан спускоподъемного агрегата (СПА); подачу в скважину через нагнетательную линию и ГСПТ технологических жидкостей и химических реагентов от внешнего источника на устье скважины. При этом осуществляют контроль параметров проведения спускоподъемных операций (СПО) с помощью программного комплекса, позволяющего вести строгий учет всех манипуляций на устье скважины, а также внутрискважинного пространства с регистрацией параметров на автономную память устройства консоли машиниста СПА с возможностью считывания и обработки полученных данных. Кроме того, осуществляют регистрацию скорости движения ГСПТ, ЖК при их перемещении в скважине, осевых нагрузок, создаваемых инжектором или лебедкой СПА, глубины проведения спускоподъёмных операций, устьевых температуры и давления, давления нагнетания технологической жидкости в скважину через нагнетательную линию и ГСПТ, расход потока жидкости, газа через нагнетательную линию осуществляют с помощью наземного устройства. Регистрацию полученного геофизического материала осуществляют с помощью регистратора, расположенного в лабораторном отсеке, по средствам токопроводящих жил ГСПТ через гидроколлектор, расположенный на барабане лебедки СПА. 5 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при эксплуатации скважин на всех режимах их работы в процессе разработки месторождений нефти и газа. В частности, предназначено для восстановления рабочего состояния скважины в процессе эксплуатации и может быть использовано при ремонте и освоении скважин, а также при выполнении геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и газа, в том числе геофизических исследований скважин с горизонтальным протяжённым окончанием и скважин, имеющих сложный профиль.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ по патенту на технологический комплекс для рекаверинга рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины с горизонтальным и/или субгоризонтальным окончанием в процессе эксплуатации (Патент РФ №115821), включающем подключенные к устьевому оборудованию с факельной линией в соответствии с технологическим циклом, по крайней мере, две мобильных установки с колонной гибких насосно-компрессорных труб, 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 гибких насосно-компрессорных труб, оборудование для промывки «неработающих» участков скважины, при этом в гибкой насосно-компрессорной трубе первой установки помещен геофизический кабель передачи регистрируемых геофизическими приборами данных, а соединение геофизических приборов с колонной гибких насосно-компрессорных труб выполнено герметичным посредством переходного узла - коннектора со специальным разъемом - кабельным наконечником, вторая установка с гибкими насосно-компрессорными трубами, предназначенная для промывки призабойной части скважины, представляет собой размещенный на подвижной платформе, например платформе транспортного средства, барабан с колонной гибких насосно-компрессорных труб, выполненный с возможностью подключения к гидравлической системе первой установки и к оборудованию для промывки скважины. Первая установка состоит из смонтированных на надрамнике транспортного средства барабана с гибкими насосно-компрессорными трубами, 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. 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 гибких насосно-компрессорных труб второй установки, предназначенной для промывки призабойной части скважины.
Недостатком данного технического решения является зависимость всех узлов и агрегатов от поставки импортных запасных частей, низкой ремонтопригодностью в полевых условиях, наличием сложной конструкции устьевого оборудования, что в свою очередь влияет на высокий срок задалживания скважины в процессе работы. Соответственно увеличивая общий срок выполнения работ.
Технической проблемой является необходимость создания способа проведения внутрискважинных исследований за счет создания инновационного самоходного специализированного подъемника, работающего с гибкой сталеполимерной трубой (ГСПТ), специализированным жестким геофизическим кабелем полноценной строительной длины 4000 - 5500 метров без сочленений и перходов реализующего в скважинах ряд технологических задач, а именно: геофизические исследования и работы в скважинах (ГИРС), в том числе с горизонтальным окончанием и скважин имеющих сложный профиль, гидродинамические исследования (ГДИ), ликвидация гидратных, парафиновых и асфальтеновых отложений (ЛГПП), нормализация забоя скважин, обработка призабойной зоны пласта химическими реагентами, освоение скважин, ремонта и обслуживания капилярных трубопроводов (КПМТ), гибких труб (ТГ) в процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Технический результат заключается в реализации комплекса мероприятий, обеспечивающего повышение эффективности проводимых работ.
Способ проведения внутрискважинных исследований с помощью автономного мобильного комплекса включает доставку на объект проведения работ по дорогам общего пользования входящего в его комплект оборудования и применяемых при выполнении работ аппаратуры и инструментов, проведение на скважине монтажных операций по установке на устье скважины и крепления входящих в комплект с помощью собственной мачты, превентора, многокамерного герметизирующего устройства (МГУ-01), инжектора (ИС-01), устьевой площадки для обслуживания компоновки, секционной лубрикаторной установки с противозатаскивателем, стравливающим клапаном и прибором учета контроля давления в межкамерном пространстве.
Затем осуществляют проведение спускоподъемных операций гибкой сталеполимерной трубы (ГСПТ), жесткого геофизического кабеля (ЖК) с закрепленными на трубном наконечнике (ТН-01У) специальными скважинными инструментами, скважинной геофизической аппаратуры и оборудования в соответствии с реализуемой технологией.
Следующим этапом осуществляют упорядоченную укладку ГСПТ, ЖК на барабан спускоподъемного агрегата (СПА) в соответствии с заданным алгоритмом процесса укладки, подачу в скважину через нагнетательную линию и ГСПТ различных технологических жидкостей и химических реагентов (от внешнего источника на устье скважины).
При этом контроль параметров проведения спускоподъемных операций (СПО), а именно глубины и скорости СПО гибкой сталеполимерной трубы, КПМТ, специализированного жесткого геофизического кабеля в скважину, вращение барабана лебедки силового агрегата (контроль оборотов вращения и нагрузки), натяжения гибкойсталеполимерной трубы, КПМТ, специализированного жесткого геофизического кабеля полноценной строительной длины 4000-5500 метров без сочленений и переходов, а также дополнительный контроль нагрузки на инжекторе при СПО для безаварийной работы при посадке инструмента на забой осуществляют с помощью специализированного программного комплекса, позволяющего вести строгий учет всех манипуляций на устье скважины, а также внутрискважинного пространства с регистрацией параметров на автономную память устройства консоли машиниста СПА с возможностью считывания и обработки полученных данных.
Регистрацию скорости движения ГСПТ, ЖК при их перемещении в скважине, осевых нагрузок, создаваемых инжектором или лебедкой СПА, глубины проведения спускоподъёмных операций устьевых температуры и давлении, давлении нагнетания технологической жидкости в скважину через нагнетательную линию и ГСПТ, расход потока жидкости, газа через нагнетательную линию осуществляют с помощью наземного устройства («черного ящика»).
Регистрацию полученного геофизического материала (например: высокочастотное каротажное изопараметрическое зондирование, радиоактивный каротаж в процессе эксплуатации скважины, гироскопическая инклинометрия малогабаритной аппаратурой в режиме он-лайн регистрации, гамма-каротаж, акустический каротаж, электромагнитная дефектоскопия в скважинах с горизонтальным окончанием и т.д.) осуществляют с помощью регистратора, расположенного в лабораторном отсеке, по средствам токопроводящих жил ГСПТ через гидроколлектор расположенным на барабане лебедке СПА.
При проведении работ осуществляют панорамный видеоконтроль устья скважины и лабораторного отсека с непрерывной регистрацией в течении 30 суток (запись видеофиксации должна производится на съемный носитель).
Автономный мобильный комплекс содержит полноприводное, повышенной проходимости шасси (возможно полуприцеп), кабину управления (лабораторный отсек), спускоподъёмный агрегат (СПА) с гидроколлектором для подключения токопроводящих жил ГСПТ к регистратору, гибкую сталеполимерную трубу (ГСПТ), инжектор, многокамерное герметизирующее устройство, мачту, монтажную площадку для выполнения работ на устье скважины, превентор (ППК), транспортировочную площадку, трубоукладчик, верхний блок-баланс (мерный ролик), аутригеры, аварийную (дублированная) гидравлическая система, пульт управления гидравлической системы АМК, автоматизированную консоль управления АМК, линию подачи технологических жидкостей (ИПК ТМ.62.70.10.00-05), выкидную линию, бак гидравлической системы, систему освещения, систему внешнего оповещения, автономный генератор, плунжерный насосный агрегат высокого давления, лабораторный отсек
На автомобильном шасси повышенной проходимости монтируется верхнее оборудование. Габаритные размеры и осевые нагрузке с условием полной намотки строительной длины ГСПТ (5500м) должны обеспечивать беспрепятственное передвижение по дорогам общего пользования.
Полная масса АМК не должна превышать полную массу, регламентированную заводом изготовителем шасси. Лабораторный отсек предназначен для проведения работ на объектах с одновременным нахождением внутри отсека 3 специалистов бригады. В лабораторном отсеке расположена основная консоль управления и контроля за проводимыми работами. Помещение должно быть оборудовано системой микроклимата для работы условиях, приравненных к районам Крайнего Севера. Консоль АМК должна быть оборудована мониторами для системы внешнего видеоконтроля. Отсек должен быть оборудован для размещения регистратора геофизического материала и вспомогательного оборудования. Лабораторный отсек является основным местом полевой работы мастера и бурильщика (машиниста) АМК.
Лебедка СПА должна вмещать 5500 (м) строительной длины ГСПТ внешним диаметром 44,5 (мм), вес строительного метра ГСПТ составляет 2,0 - 2,3 (кг), специализированного жесткого кабеля без сочленений и переходов не менее 4500 (м) внешним диаметром 38 (мм). Тяговое усилие СПА должно обеспечивать полное извлечение ГСПТ из скважины при возможных затяжках ГСПТ до 14 тонн. Лебедка СПА должна учитывать обороты барабана как дополнительное средство контроля строительной длины ГСПТ (наличие датчика оборотов с возможностью вывода данных на консоль в лабораторном отсеке). Коллектор с гидроканалом обеспечивает передачу данных от скважинной геофизической аппаратуры на регистратор геофизического материала с одновременной подачей жидкости по гидроканалу.
Тяговое усилие инжектора составляет 5 тонн. Максимальное рабочее устьевое давление не менее 35 (Мпа). Инжектор должен обеспечивать управление траками гидравлическим приводом из лабораторного отсека. Накладки привода инжектора должны обеспечивать отсутствие повреждения ГСПТ/СЖК при проведении СПО. Инжектор должен быть обеспечен тензометрическим датчиком контроля веса для дополнительного контроля осевых нагрузок при проведении СПО.
Максимальное рабочее устьевое давление многокамерного герметизирующего устройства составляет 35 Мпа. Обязательным условием герметизации является сохранение подвижности ГСПТ при проведении СПО. Герметизирующее устройство должно быть оборудовано клапаном стравливания избыточного давления между камерами узла. Герметизирующее устройство должно быть обеспечено датчиком визуального контроля избыточного устьевого давления.
Мачту устанавливают с грузоподъемностью, позволяющей безаварийно производить СПО оборудования в скважину, а также монтировать устьевое оборудование без привлечения дополнительной спецтехники. Мачта должна быть оснащена осветительными приборами в соответствии с правилами и нормами промышленной безопасности при проведении работ.
Рабочая площадка для обслуживания устьевого оборудования должна соответствовать требованиям норм ПАО «НК» Роснефть в области промышленной безопасности с учётом требований при проведении работ персоналом на высоте.
Четырехплашечный превентор должен обеспечивать безаварийное проведение работ на объекте, обеспечивать полную герметизацию скважины в случае возникновения нефтегазоводопроявления.
Превентор должен быть оснащен двумя системами управления:
1) Гидравлической по средствам дистанционного управления из лабораторного отсека
2) Механической, непосредственно штурвалами на устье скважины.
Превентор должен быть обеспечен комплектом запасных типоразмеров плашек для своевременного обслуживания непосредственно при проведении работ на объекте.
На шасси АМК «ЮГРА» должна быть предусмотрена транспортировочная площадка позволяющая безприпятственно обслуживать и транспортировать устьевое оборудование.
Устьевое оборудование должно иметь жесткую фиксацию к транспортировочной площадке в процессе движения.
Трубоукладчик в автоматическом режиме укладывает ГСПТ на барабан лебедки СПА. Обладать гидравлическим / электрическим корректором укладки ГСПТ, СЖК во время проведения СПО.
Верхний блок-баланс (мерный ролик) обеспечивает безаварийное проведение работ. Должен быть обеспечен ледорезом для проведения работ в зимний период. Имеет автоматическую систему контроля глубины, скорости и веса при проведении работ на объекте с возможностью вывода данных на консоль в лабораторном отсеке. Имеет в своей конструкции ограничитель смещения ГСПТ/СЖК за пределы направляющего ручейка мерного ролика.
Аутригеры обеспечивают безопасную установку АМК «ЮГРА» на объекте по уровнемеру/кренометру.
Аварийная гидравлическая система привода барабана лебедки и управления устьевым оборудованием должна обеспечить полное безаварийное извлечение ГСПТ из скважины по причине отказа основной.
Пульт управления гидравлической системы АМК «ЮГРА» обеспечивает безопасное проведение работ при монтаже и демонтаже АМК «ЮГРА», оборудования на объекте. Должен быть оснащен набором средств визуального контроля работоспособности гидравлической системы.
Автоматизированная консоль управления АМК «ЮГРА» располагается в лабораторном отсеке. Консоль управления обеспечивает полное управление процессом на объекте согласно режимно-технологических карт (РТК) на производство работ. Позволяет визуализировать сигналы от систем контроля для оперативного вмешательства в процесс работы. Имеет программное обеспечение позволяющее устанавливать ограничительные параметры СПО при проведении работ, согласно правилам норм промышленной безопасности. Имеет в своей конструкции gsm-модуль или аналогичное устройство для передачи информации о проведении работ в режиме реального времени.
Линия подачи технологических жидкостей обеспечивает подачу технологических жидкостей и химических реагентов в скважину через ГСПТ. Должна быть оснащена автоматизированной системой контроля параметров температуры, давления и расхода потока жидкости с возможностью вывода технологических параметров на консоль в лабораторном отсеке. Обеспечивает беспрепятственное соединение (БРС 50 (2'') 70 МПа ИПКУГ50.70.03.00 внутренний диаметр 48 (мм), резьба 104.75*8.467) с привлекаемой спецтехникой (СИН-32, СДА 10/210, АКН и т.д.). Имеет в своей конструкции входной манифольд, для одновременной подачи жидкости, азота и кислотных составов. Оснащена кранами высокого давления (КВД) и заглушками для отсекания незадействованных участков. Должна быть оснащена не менее одного пробоотборника в линии. Должна быть оснащена системой грубой очистки от механических примесей закачиваемого флюида с возможностью быстрой очистки фильтрующего элемента либо его замены. Должна быть оснащена обратным клапаном в линии с возможностью беспрепятственного обслуживания в процессе выполнения работ. В линии должно быть предусмотрено не менее 8 якорей длиной не менее 1,5 (м) с элементами крепления.
Выкидная линия должна быть оснащена автоматизированной системой контроля параметров температуры, давления и расхода потока жидкости с возможностью вывода технологических параметров на консоль в лабораторном отсеке. Обеспечивает беспрепятственное соединение (БРС 50 (2'') 70 МПа ИПКУГ50.70.03.00 внутренний диаметр 48 (мм), резьба 104.75*8.467) с технологической емкостью (с установленным дегазатором). В линии должно быть предусмотрено не менее 8 якорей длиной не менее 1,5 (м) с элементами крепления.
Бак гидравлической системы обеспечивает необходимый объем гидравлического масла для бесперебойной работы системы. Должен быть оснащен фильтрующим элементом, стравливающим клапаном на заливной горловине, а также датчиком визуального контроля уровня. Должен быть оснащен системой охлаждения. Бак и система охлаждения должны быть закрыты защитной сеткой для ограничения повреждений в процессе монтажа/демонтажа оборудования.
Система освещения обеспечивает безаварийное, безопасное выполнение работ в процессе монтажа/демонтажа, выполнения СПО на объекте. Должна обеспечивать достаточное освещение подъездных путей и пешеходных зон в соответствии с правилами норм промышленной безопасности.
Система внешнего оповещения должна быть размещена на лабораторном отсеке для своевременного оповещения сотрудников бригады о выполняемых операциях на объекте.
Автономный генератор обеспечивает питание собственных потребителей бортовой системы при отсутствии внешней электросети. Номинальная мощность генератора должна составлять не менее 18 кВт.
Плунжерный насосный агрегат высокого давления является частью конструкции АМК. Предназначен для закачки технических жидкостей в ГСПТ для ее полной консервации после окончании работ на объекте. Подключается к БРС манифольда линии подачи.
Пример практической реализации.
При помощи реализованного производственного образца АМК «ЮГРА» были проведены опытно-промышленные испытания по каждому виду указанных выше технологических операций с составлением инженерных отчетов техническими специалистами ПАО «Варьеганнефтегаз», ДО ПАО «НК» Роснефть», АО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз», ООО «НОВАТЭК - Юрхаровнефтегаз», где по результатам опытно-промышленных испытаний установок типа АМК «ЮГРА» с установленной гибкой сталеполимерной трубой, специализированным жестким кабелем доказана технологическая и экономическая эффективность по направлениям:
1) Ликвидация гидратных и парафиновых отложений в нефтяных и газовых скважинах с применением гибкой сталеполимерной трубы/восстановление циркуляции по большому и малому затрубному пространству в процессе эксплуатации скважины.
2) Геофизические исследования горизонтальных скважин с протяженным горизонтальным участком более 1000 метров, а также скважин имеющих сложный профиль с применением ГСПТ, специализироанного жесткого кабеля диаметром 20 - 38 (мм) без сочленений и переходов с установленной автономной геофизической аппаратурой и возможностью регистрации параметров (геофизических данных) в он-лайн режиме.
3) Гидродинамические исследования скважин (ГДИ) с применением гибкой сталеполимерной трубы /специализированного геофизического кабеля диаметром 20-38 (мм) без сочленений и перходов с установленной автономной геофизической аппаратурой и возможностью регистрации параметров (геофизических данных) в он-лайн режиме.
4) Обработка призабойной зоны пласта химическими реагентами, технологическими растворами согласно дизайна по плану работ с применением гибкойсталеполимерной трубы, специализированного геофизического кабеля с гидроканалом внешним диаметром 38 - 46 (мм), внутренным проходным каналом 15 - 25 (мм) без сочленений и переходов полной строительной длины 4000 - 5500 (м), КПМТ с внешним диаметром 44,5 - 46 (мм), внутренным проходным каналом 15 - 25 (мм) с токопроводящими жилами для подключения геофизической аппаратуры и получения параметров температуры, давления, термокондуктивной расходометрии/дебетометрии и т.д…
5) Нормализация забоя скважин с применением гибкой сталеполимерной трубы, специализированного жесткого кабеля с гидроканалом внешним диаметром 38 - 46 (мм) и внутренним проходным каналом 15 - 25 (мм)
6) Технологическое обслуживание и ремонт КПМТ, перевооружение скважин с КПМТ для подачи технологических жидкостей и восстановления циркуляции в нефтяных и газовых скважинах с установленной КПМТ, гибкой сталеполимерной трубой, специализированным жестким кабелем с гидроканалом, а также обслуживание и замена установленной на КПМТ с токопроводящими жилами геофизической аппаратуры и оборудования.
Сравнение технологии с существующими базовыми вариантами вариантами: ТКРС, КОПС, ГНКТ.
Технологические преимущества: Снижение продолжительности проведения работ по вышеуказанным направлениям, снижение стоимости ремонта нефтяных и газовых скважин, более быстрый вывод скважин на режим добычи из ремонта.
Эффективность применения специализированной техники типа АМК «ЮГРА» с установленной гибкой сталеполимерной трубой, специализировнным жестким кабелем с гидроканалом, гибкой сталеполимерной трубой с токопроводящими жилами, КПМТ доказана и тиражируется на крупнейших нефтегазодобывающих компаниях РФ для решения геологических и технологических задач с 2021 года. Основными особенностями АМК «ЮГРА» является отсутствие зависимости от импортных комплектующих, высокой производительностью, высокой производственной эффективностью и экономической выгодой для нефтесервисных и нефтегазодобывающих компаний РФ.
1. Способ проведения внутрискважинных исследований с помощью автономного мобильного комплекса, включающий:
- доставку на объект проведения работ по дорогам общего пользования входящего в его комплект оборудования и применяемых при выполнении работ аппаратуры и инструментов;
- проведение на скважине монтажных операций по установке на устье скважины и креплению входящих в комплект с помощью собственной мачты превентора, многокамерного герметизирующего устройства, инжектора, устьевой площадки для обслуживания компоновки, секционной лубрикаторной установки с противозатаскивателем, стравливающим клапаном и прибором учета контроля давления в межкамерном пространстве;
- проведение спускоподъемных операций гибкой сталеполимерной трубы (ГСПТ), жесткого геофизического кабеля (ЖК) с закрепленными на трубном наконечнике скважинными инструментами, скважинной геофизической аппаратуры и оборудования в соответствии с реализуемой технологией;
- укладку ГСПТ, ЖК на барабан спускоподъемного агрегата (СПА);
- подачу в скважину через нагнетательную линию и ГСПТ технологических жидкостей и химических реагентов от внешнего источника на устье скважины, отличающийся тем, что включает:
- контроль параметров проведения спускоподъемных операций (СПО) с помощью программного комплекса, позволяющего вести строгий учет всех манипуляций на устье скважины, а также внутрискважинного пространства с регистрацией параметров на автономную память устройства консоли машиниста СПА с возможностью считывания и обработки полученных данных;
- регистрацию скорости движения ГСПТ, ЖК при их перемещении в скважине, осевых нагрузок, создаваемых инжектором или лебедкой СПА, глубины проведения спускоподъёмных операций, устьевых температуры и давления, давления нагнетания технологической жидкости в скважину через нагнетательную линию и ГСПТ, расход потока жидкости, газа через нагнетательную линию осуществляют с помощью наземного устройства;
- регистрацию полученного геофизического материала с помощью регистратора, расположенного в лабораторном отсеке, по средствам токопроводящих жил ГСПТ через гидроколлектор, расположенный на барабане лебедки СПА;
- ликвидацию гидратных и парафиновых отложений в нефтяных и газовых скважинах с применением гибкой сталеполимерной трубы за счет восстановления циркуляции по большому и малому затрубному пространству в процессе эксплуатации скважины.
2. Способ проведения внутрискважинных исследований с помощью автономного мобильного комплекса по п.1, отличающийся тем, что обеспечивают управление траками инжектора гидравлическим приводом из лабораторного отсека, при этом накладки привода инжектора обеспечивают отсутствие повреждений ГСПТ при проведении СПО, для дополнительного контроля осевых нагрузок при проведении СПО инжектор снабжают тензометрическим датчиком контроля веса.
3. Способ проведения внутрискважинных исследований с помощью автономного мобильного комплекса по п.1, отличающийся тем, что обеспечивают герметизацию на устье при проведении СПО при движении ГСПТ с контролем устьевого давления за счет обеспечения герметизирующего устройства оборудования клапаном стравливания избыточного давления между камерами узла, кроме того, герметизирующее устройство обеспечивают датчиком визуального контроля избыточного устьевого давления.
4. Способ проведения внутрискважинных исследований с помощью автономного мобильного комплекса по п.1, отличающийся тем, что мачту устанавливают с грузоподъемностью, позволяющей безаварийно производить СПО оборудования в скважину, а также монтировать устьевое оборудование без привлечения дополнительной спецтехники.
5. Способ проведения внутрискважинных исследований с помощью автономного мобильного комплекса по п.1, отличающийся тем, что обеспечивают подачу технологических жидкостей и химических реагентов в скважину через ГСПТ с помощью линии подачи технологических жидкостей, оснащенной автоматизированной системой контроля параметров температуры, давления и расхода потока жидкости с возможностью вывода технологических параметров на консоль в лабораторном отсеке.
6. Способ проведения внутрискважинных исследований с помощью автономного мобильного комплекса по п.1, отличающийся тем, что выкидную линию технологических жидкостей оснащают автоматизированной системой контроля параметров температуры, давления и расхода потока жидкости с возможностью вывода технологических параметров на консоль в лабораторном отсеке.
