Способ и аппарат для тестирования и обработки освоенной скважины с установленным эксплуатационным трубопроводом

007265 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к тестированию и обработке нефтяных и газовых скважин, и в частности к тестированию и обработке таких скважин с установленным эксплуатационным трубопроводом. Предшествующий уровень техники Тестирование необходимо для оценки скважины. Эксплуатационное тестирование происходит на различных стадиях срока службы скважины. Например, тестирование бурильной колонной может быть выполнено в открытой скважине перед тем, как будет установлена обсадная труба для определения возможностей добычи из каждой изученной потенциальной продуктивной зоны. Единственный подземный пласт может быть протестирован на потенциал добычи в открытой скважине перед установкой обсадной трубы или перед завершением скважины. В некоторых скважинах множественные подземные пласты тестируют на потенциал добычи. Если скважину сочли имеющей потенциал добычи, открытая скважина будет обсажена, и обсадная труба будет перфорирована у тех подземных пластов, результат тестирования которых на добычу углеводорода был благоприятным. Один подход к эксплуатационному тестированию раскрыт в патенте США 6543540. В этом патенте раскрыт способ выполнения эксплуатационного тестирования в открытых скважинах и в обсаженных скважинах, который позволяет избежать транспортировки пластовой текучей среды к поверхности. Пластовую текучую среду проводят из первого предполагаемого проницаемого пласта во второй проницаемый пласт, в противоположность технологиям предыдущего уровня техники, в которых текучую среду проводили между пластом и поверхностью. После того как скважина обсажена, она должна быть перфорирована. Скважины часто снова тестируют после перфорации, но перед установкой эксплуатационного трубопровода. В патенте США 6543538 раскрыт способ перфорации и обработки множественных интервалов ствола скважины перед установкой эксплуатационного трубопровода. Один из вариантов осуществления включает перфорирование по меньшей мере одного интервала одного или более подземных пластов, в которые проник заданный ствол скважины, закачивание желаемой текучей среды для обработки без извлечения перфорирующего устройства из ствола скважины, размещение какого-либо предмета или вещества в стволе скважины для блокировки дальнейшего потока текучей среды в обработанные отверстия перфорации, а затем повторение процесса по меньшей мере для еще одного интервала подземного пласта. Другой вариант осуществления включает перфорирование по меньшей мере одного интервала одного или более подземных пластов, через которые проходит заданный ствол скважины, закачивание желаемой текучей среды для обработки без устранения перфорирующего устройства из ствола скважины, приведение в действие механического отводного устройства в стволе скважины для блокировки дальнейшего потока текучей среды в обработанные отверстия перфорации и повторение процесса по меньшей мере еще на одном интервале подземного пласта. Еще один способ тестирования обсаженной скважины без эксплуатационного трубопровода раскрыт в патенте США 6527052. В этом описании бурильную трубу или сматываемый трубопровод присоединяют к устройству для опробования пласта, чтобы протестировать обсаженную скважину. В одном из вариантов осуществления тестирование выполняют в скважине без пропускания текучих сред на поверхность земли. В другом варианте осуществления пласт перфорируют и текучие среды из пласта пропускают в большую уравнительную камеру, связанную с трубной колонной, установленной в скважине. В другом варианте осуществления текучие среды из первого пласта пропускают в трубную колонну, установленную в скважине, а затем от текучих сред избавляются нагнетанием текучих сред во второй пласт. Еще в одном варианте осуществления текучие среды пропускают из первого пласта и во второй пласт,используя аппарат, который может быть перемещен в трубную колонну, расположенную в скважине. Если после обсадки и перфорации скважина все еще выглядит жизнеспособной, для завершения скважины будет установлен эксплуатационный трубопровод или может совершиться дополнительное перфорирование. Процедуры тестирования бурильной колонной не пригодны для завершенной скважины с установленным эксплуатационным трубопроводом, потому что бурильная труба и оборудование,часто используемое в тестировании бурильной колонной, не войдут в эксплуатационный трубопровод. Кроме того, обычное оборудование для исследования на приток не может быть приведено в действие в эксплуатационном трубопроводе, даже если оборудование опускают на талевом канате или на гладком канате. После того как скважина побывала в эксплуатации, производительность может снижаться со временем по ряду разных причин. Поэтому может быть необходимо и желательно протестировать одну или более подземных эксплуатационных зон, чтобы лучше оценить причины падения добычи. Обычные виды тестирования освоенных скважин с установленным эксплуатационным трубопроводом обычно являются менее объемлющими, чем тестирование бурильной колонной в открытой скважине или обсаженной скважине. Другой альтернативой является удаление эксплуатационного трубопровода для обычного тестирования бурильной колонной. Этот последний подход является дорогим. Следовательно, существует потребность иметь возможность выполнять отдельное тестирование каждой эксплуатационной зоны в освоенной скважине с установленным эксплуатационным трубопроводом.-1 007265 Одно из решений раскрыто в патенте США 5353875. В этом патенте тестирование может быть выполнено без удаления колонны эксплуатационного трубопровода из скважины. Эксплуатацию скважины останавливают, а затем колонну испытательного сматываемого трубопровода опускают вниз, в колонну эксплуатационного трубопровода. Колонна испытательного сматываемого трубопровода включает колонну транспортировочного сматываемого трубопровода, клапан испытательного прибора, переносимый колонной транспортировочного сматываемого трубопровода, и испытательный пакер, переносимый колонной транспортировочного сматываемого трубопровода. Испытательный пакер устанавливают в отверстии обсадной трубы или в отверстии эксплуатационного трубопровода над отверстиями перфорации,которые соединяют отверстие обсадной трубы с подземным пластом. Затем тестирование подземного пласта понижением и повышением может быть выполнено путем открытия и закрытия клапана испытательного прибора, чтобы избирательно пропускать скважинную текучую среду вверх через колонну транспортировочного сматываемого трубопровода или запирать в колонне транспортировочного сматываемого трубопровода. После того как тестирование понижением/повышением завершено, колонну испытательного сматываемого трубопровода извлекают из скважины, и эксплуатация скважины возобновляется через отверстие эксплуатационного трубопровода. Проблема способа по данному патенту состоит в том, что углеводород течет к поверхности через сматываемый трубопровод. Использование этого пути проникновения потока обычно не является желательным в этой области техники. Поэтому все еще существует потребность в способе и аппарате, которые облегчат тестирование одной эксплуатационной зоны за один раз в освоенной скважине с установленным эксплуатационным трубопроводом. Если испытания указывают на то, что существует проблема, часто является предпочтительным стимулировать или иначе обработать существующую скважину, чтобы улучшить производительность, а не бурить новую скважину. Существует ряд способов обработки освоенной скважины с множественными эксплуатационными зонами, включая кислотную обработку породы. В прошлом была распространена обработка всех эксплуатационных зон одновременно. Проблема этой технологии предыдущего уровня техники состоит в том, что в скважину закачивают большие количества кислоты. После того как скважина возвращена на поверхность, она должна быть утилизирована. Более того, обработка всех эксплуатационных зон могла не являться необходимой, потому что проблема могла быть только в одной эксплуатационной зоне. Поэтому существует потребность в способе и аппарате, которые облегчат обработку одной эксплуатационной зоны за один раз в освоенной скважине с установленным эксплуатационным трубопроводом. Одна технология, которая была предложена для обработки одной эксплуатационной зоны за один раз в освоенной скважине с установленным эксплуатационным трубопроводом, описана в патенте США 5350018. Эта технология использует надувные пакеры, чтобы изолировать эксплуатационную зону. Текучую среду для обработки закачивают вниз по сматываемому трубопроводу к зоне, а после обработки текучая среда для обработки и углеводороды вытекают обратно вверх по сматываемому трубопроводу. И опять, желательно избежать вытекания углеводородов вверх, по сматываемому трубопроводу на поверхность. Все еще существует потребность в способе и аппарате, которые позволят избежать возвратного потока через сматываемый трубопровод (см. также патент США 4913231.) В настоящем изобретении использован скважинный съемник. Этим скважинным съемником является существующая проходная каротажная пробка электрического погружаемого насоса, уже имеющаяся в продаже, но не используемая таким же образом, как в настоящем изобретении. Эту каротажную пробку поставляют как РСЕ, так и Phoenix Petroleum Services. Кольцевой трубный инжекционный клапан управления, иногда упоминаемый как КТИКУ, также использован в настоящем изобретении. Предыдущий уровень техники использует кольцевые инструменты связи, такие как разгружатель датчика, используемый в пакерных операциях, поставляемый PetroTech Tools, отделением Schlumberger, как Изделие 3544. Разгружатель датчика активируется натяжением и сжатием. Разгружатель датчика является простой версией КТИКУ. Для открытия и закрытия КТИКУ также можно использовать технологию импульсов давления от компании Schlumberger. Краткая сущность изобретения Настоящим изобретением являются способ и аппарат для тестирования и/или обработки единственной эксплуатационной зоны и/или множественных эксплуатационных зон в освоенной скважине с установленным эксплуатационным трубопроводом. Для вставки и извлечения специальных сборных скважинных инструментов используют обычное устройство для сматываемого трубопровода. Обычное устройство для сматываемого трубопровода включает катушку сматываемого трубопровода, кабину управления, блок питания, инжекторную головку в сборе и блок противовыбросовых превентеров (ПП). Можно использовать различные типы ПП, но часто встречаются четверные ПП. Четверные ПП часто включают глухие плашки, срезающие плашки, скользящие плашки, трубные плашки и уравнительные клапаны. Предпочтительный вариант настоящего изобретения включает обычное устройство для сматываемого трубопровода на поверхности. Колонна сматываемого трубопровода с катушки присоединяется к скважинному транспортировочному устройству, которое присоединяется к колонне транспортировочного сматываемого трубопровода, которая присоединяется к скважинному устройству для тестирова-2 007265 ния/обработки. Предпочтительный вариант осуществления также включает скважинный съемник, установленный с возможностью извлечения в эксплуатационном трубопроводе, через который может перемещаться колонна транспортировочного трубопровода. Скважинное транспортировочное устройство включает несколько компонентов, одним из которых является вышеуказанный кольцевой трубный инжекционный клапан управления (КТИКУ). Скважинное устройство для тестирования/обработки включает несколько компонентов, один из которых называется реверсирующим обратным клапаном со скользящей пружиной, который будет иногда упоминаться как РКСП. Реверсирующий клапан со скользящей пружиной раскрыт в патентной заявке США 10/254,134, поданной 25 сентября 2002 года, каковая заявка включена сюда в виде ссылок. Настоящий способ использует путь проникновения потока для скважинной текучей среды и/или текучей среды для обработки, который отличается от предыдущего уровня техники. Между сматываемым трубопроводом и эксплуатационным трубопроводом над съемником образовано кольцевое пространство. Скважинная текучая среда и/или текучая среда для обработки течет вверх через это пространство между эксплуатационным трубопроводом и сматываемым трубопроводом над КТИКУ. Этот специальный кольцевой путь проникновения потока позволяет избежать прохождения углеводородов и текучей среды для обработки вверх по колонне сматываемого трубопровода к устью скважины на поверхности. Краткое описание чертежей Фиг. 1 изображает местный вид в разрезе скважины с установленным эксплуатационным трубопроводом и аппаратом по настоящему изобретению в скважине с надувными пакерами, надутыми, чтобы изолировать единственную эксплуатационную зону для тестирования и/или обработки. Фиг. 2 - вид с частичным разрезом скважины, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом и скважинным устройством для тестирования/обработки, опущенным в скважину вблизи конца эксплуатационного трубопровода. Фиг. 3 - вид с частичным разрезом скважины, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом и удаленным узлом инжекторной головки для открытия участка колонны транспортировочного сматываемого трубопровода. Фиг. 4 - вид с частичным разрезом скважины, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом, со скважинным устройством для тестирования/обработки, опущенным в скважину и присоединенным к колонне транспортировочного сматываемого трубопровода, и скважинным транспортировочным устройством, присоединенным с одного конца к транспортировочному сматываемому трубопроводу, а с другого конца к колонне сматываемого трубопровода. Фиг. 5 - вид с частичным разрезом скважины, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом, с установленным узлом инжекторной головки и скважинным съемником, приближенным к установочным штуцерам. Фиг. 6 - вид с частичным разрезом скважины, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом, со скважинным устройством для тестирования/обработки и скважинным транспортировочным устройством, опущенными в скважину. Фиг. 7 - вид с частичным разрезом скважины, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом и скважинным устройством для тестирования/обработки, опущенным в скважину на глубину, приближенную к эксплуатационной зоне. Фиг. 8 - вид с частичным разрезом скважины, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом и надувными пакерами, надутыми для изоляции единственной эксплуатационной зоны для обработки и/или тестирования. Фиг. 9 - вид с частичным разрезом скважины, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом и текучей средой для обработки, нагнетаемой в единственную эксплуатационную зону, которая изолирована надувными пакерами. Фиг. 10 - вид с частичным разрезом скважины, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом, и текучей средой для обработки, и пластовой текучей средой из эксплуатационной зоны, текущими обратно, к устью скважины; тот же путь проникновения потока используют во время тестирования эксплуатационной зоны, за исключением того, что обратно к устью скважины течет только пластовая текучая среда. Фиг. 11 - вид с частичным разрезом скважины, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом, с альтернативным вариантом осуществления настоящего изобретения, в котором используют единственный пакер. Фиг. 12 - вид с частичным разрезом скважины с установленным эксплуатационным трубопроводом,с другим альтернативным вариантом осуществления настоящего изобретения, в котором используют единственный пакер и механическую или надувную мостовую пробку, предварительно опущенную в скважину и установленную в ней. Подробное описание изобретения Фиг. 1 изображает местный вид в разрезе скважины с установленным эксплуатационным трубопроводом и аппарата по настоящему изобретению в скважине, с надувными пакерами, надутыми для изоля-3 007265 ции единственной эксплуатационной зоны для тестирования и/или обработки. На устье скважины расположено обычное устройство для сматываемого трубопровода. Обычное устройство для сматываемого трубопровода включает катушку сматываемого трубопровода (не показанную), электростанцию (не показанную), кабину управления (не показанную) и узел 18 инжекторной головки. Узел 18 инжекторной головки включает изогнутую трубку 20 и съемник 22. Узел 24 противовыбросового превентора (ПП) имеет, по меньшей мере, скользящие плашки 26 и трубные плашки 28. Конфигурация обычного устройства для сматываемого трубопровода хорошо известна специалисту в данной области техники. Оборудование 30 скважины включает первый клапан 32, второй клапан 34, третий клапан 36, четвертый клапан 38 и устьевой выпускной канал 39. Оборудование 30 может иметь различные клапанные конфигурации, и данное расположение является лишь иллюстрацией одной такой конфигурации. Обсадная труба 42 показана установленной в скважине 40 с помощью цемента 44. Хвостовик 42 эксплуатационной обсадной трубы установлен в скважину с помощью цемента 44. Подвесной хвостовик с уплотнительным устройством 50 герметично соединяет наружную периферию хвостовика 46 эксплуатационной обсадной трубы с внутренней периферией обсадной трубы 42, как, в целом, известно специалисту в данной области техники. Эксплуатационный трубопровод 52 помещен в обсадную трубу 42 и уплотнен пакером 56 для завершения. Скважина 40 имеет первую подземную эксплуатационную зону 58, вторую подземную эксплуатационную зону 60 и третью подземную эксплуатационную зону 62. Первая перфорация 64 проходит через хвостовик 46 эксплуатационной обсадной трубы в первую эксплуатационную зону 58. Вторая перфорация 66 проходит через хвостовик 46 эксплуатационной обсадной трубы во вторую эксплуатационную зону 60. Третья перфорация 68 проходит через хвостовик 46 эксплуатационной обсадной трубы в третью эксплуатационную зону 62. Колонна 70 сматываемого трубопровода присоединяется к скважинному транспортировочному устройству 72. Скважинное транспортировочное устройство 72 включает соединитель 74, стандартный обратный клапан 75, разъемное соединение 76, кольцевой трубный инжекционный клапан 78 управления(КТИКУ) и соединитель 80. Соединитель 74 присоединяется к концу 71 колонны 70 сматываемого трубопровода. Соединитель 80 присоединяется к верхнему концу 81 колонны 82 транспортировочного сматываемого трубопровода. КТИКУ имеет два положения. Первое положение - закрытое, которое позволяет текучей среде проходить через колонну 70 сматываемого трубопровода, через скважинное транспортировочное устройство 72, включая КТИКУ, в колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, описанную выше. Во время вхождения в скважину КТИКУ может быть в открытом или закрытом положении. Второе положение КТИКУ - открытое. КТИКУ помещают в открытое положение во время тестирования и в закрытое положение во время обработки скважины. В открытом положении текучая среда из эксплуатационных зон в скважине течет вверх, к КТИКУ, и из открытых каналов 128 в кольцевое пространство 114, как обсуждается ниже в связи с фиг. 10. Скважинный съемник 84 окружает колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода. Аппарат 86 для тестирования/обработки включает соединитель 88, реверсирующий клапан 90 со скользящей пружиной (РКСП), перепускное соединение 92, скважинный зонд 93 в сборе, первый надувной пакер 94 и второй надувной пакер 96, расположенные на промежуточной трубе 98. Соединитель 88 присоединяется к нижнему концу 83 колонны 82 транспортировочного сматываемого трубопровода. Конструкция и работа РКСП полностью описаны в указанной ранее патентной заявке. Установочные штуцеры 100 расположены внутри эксплуатационного трубопровода 52. Скважинный съемник 84 сцеплен с установочными штуцерами 100, и колонна 82 транспортировочного сматываемого трубопровода проходит вверх и вниз через скважинный съемник 84. Фиг. 2 изображает вид с частичным разрезом скважины 40, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом 52. Аппарат 86 для тестирования/обработки скважины развернут в скважине 40 внутри эксплуатационного трубопровода 52. В скважине развернута достаточная длина колонны 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, так что скважинный съемник 84 приближен к установочным штуцерам 100. На этом виде скважинный съемник 82 еще не зацепился с установочными штуцерами 100. Надувные пакеры 94 и 96 не надуты. Фиг. 3 - вид с частичным разрезом скважины 40, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом 52 и узлом 18 инжекторной головки, удаленным для открытия участка 102 колонны 82 транспортировочного сматываемого трубопровода. Колонна 82 транспортировочного сматываемого трубопровода свешена с узла 24 ПП с использованием трубных скользящих плашек 28. Плашки 26 используют при авариях управления скважиной. Выставленный наружу участок 102 колонны 82 транспортировочного сматываемого трубопровода обрезают перед присоединением скважинного транспортировочного устройства 72, как показано на фиг. 4. Фиг. 4 изображает вид с частичным разрезом скважины 40, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом 52, с аппаратом 86 для тестирования/обработки скважины, опущенным в скважину и присоединенным к колонне 82 транспортировочного сматываемого трубопровода.-4 007265 В то время как узел инжекторной головки, не показанный на чертеже, подвешен над узлом 24 ПП, соединитель 80 скважинного транспортировочного устройства 72 присоединен к верхнему концу колонны 82 транспортировочного сматываемого трубопровода. Соединитель 74 скважинного транспортировочного устройства присоединен к концу 71 колонны 70 сматываемого трубопровода. Фиг. 5 изображает вид с частичным разрезом скважины 40, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом 52. Узел 18 инжекторной головки снова установлен на ПП. Сматываемый трубопровод 70 опущен в скважину на глубину, на которой скважинный съемник 84 надлежащим образом выровнен с установочными штуцерами 100. Скважинный съемник 84 сцеплен с установочными штуцерами 100, которые уплотняют эксплуатационный трубопровод в отношении потока текучей среды из эксплуатационных зон 58, 60 и 62. Фиг. 6 изображает вид с частичным разрезом скважины 40, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом 52. Сматываемый трубопровод 70 опущен дальше в скважину. Это позволяет колонне 82 транспортировочного сматываемого трубопровода скользить через скважинный съемник 84 с аппаратом 86 для тестирования/обработки скважины, опущенным глубже в скважину. Фиг. 7 изображает вид с частичным разрезом скважины 40, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом 52. Сматываемый трубопровод 70 опущен дальше в скважину. Это позволяет колонне 82 транспортировочного сматываемого трубопровода скользить через скважинный съемник 84 с аппаратом 86 для тестирования/обработки скважины, расположенным вблизи третьей эксплуатационной зоны 62 и третьей перфорации 68. Пакеры 94 и 96 расположены над и под отверстиями третьей перфорации 68 перед надуванием, которое показано на следующем чертеже. Фиг. 8 изображает вид с частичным разрезом скважины 40, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом 52. Текучую среду 106 прокачивают через колонну 70 сматываемого трубопровода, чтобы надуть первый надувной пакер 94 и второй надувной пакер 96. Текучая среда 106 проходит через колонну 70 сматываемого трубопровода, скважинное транспортировочное устройство 72, колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода и в аппарат 86 для тестирования/обработки к надувным пакерам 94 и 96. Текучая среда 106 надувает надувные пакеры, как показано на этом чертеже, чтобы изолировать единственную эксплуатационную зону для тестирования и/или обработки. На этом виде третья эксплуатационная зона 62 изолирована для тестирования и/или обработки. Переустановкой надувных пакеров в скважине первая эксплуатационная зона 58 или вторая эксплуатационная зона 60 также могут быть избирательно изолированы для тестирования и/или обработки. Фиг. 9 изображает вид с частичным разрезом скважины 40, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом 52. Текучую среду 108 для обработки закачивают из автоцистерны или другой большой емкости, не показанной на чертеже, насосом, не показанным на чертеже, в третью эксплуатационную зону 62, которая изолирована надувными пакерами 94 и 96. Текучая среда 108 для обработки проходит через колонну 70 сматываемого трубопровода, скважинное транспортировочное устройство 72, колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода и скважинное устройство 86 для тестирования/обработки, где ее изолируют между первым надувным пакером 94, вторым надувным пакером 96 и внутренней периферией 110 хвостовика 46 эксплуатационной обсадной трубы. Так как текучую среду 108 для обработки закачивают под давлением, она затем проходит через отверстия третьей перфорации 68 в третью эксплуатационную зону 62. Если процедурой обработки является кислотная обработка породы, состав для обработки может состоять из соляной кислоты или любой другой подходящей кислоты или текучей среды для обработки. С данным изобретением могут быть использованы другие операции обработки, включая закачивание растворителей для удаления парафина или асфальтовых веществ, гелей для изоляции воды или газа. Фиг. 10 изображает вид с частичным разрезом скважины 40, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом 52. Текучая среда 108 для обработки и пластовая текучая среда 112 из третьей эксплуатационной зоны 62 становятся смешанными текучими средами 116 и текут обратно, к оборудованию 30 устья скважины. Смешанные текучие среды 116 покидают устье скважины в устьевом выпускном канале 39. После этого смешанные текучие среды 116 входят в трубопровод, не показанный начертеже, или автоцистерну, не показанную на чертеже, для технологической обработки. Кольцевой путь 117 проникновения потока смешанных текучих сред 116 следующий: через скважинное устройство 86 для тестирования/обработки, через колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, через скважинное транспортировочное устройство 72 и из кольцевого трубного инжекционного клапана 78 управления (КТИКУ) в кольцевое пространство 114, вверх к устью 30 скважины и наружу из него. Кольцевое пространство 114 образовано между наружной периферией 118 колонны 70 сматываемого трубопровода и внутренней периферией 120 эксплуатационного трубопровода 52. Кольцевое пространство 114 изолировано от скважины скважинным съемником 84 и узлом 24 ПП. Тот же кольцевой путь 117 проникновения потока используют во время тестирования эксплуатационной зоны, за исключением того, что обратно к образованию 3 0 устья скважины текут потоки 112 пластовых текучих сред, вместо смешанных текучих сред 116, которые текут обратно после обработки скважины 40. Кольцевой путь 117 проникновения потока вверх по кольцевому пространству 114 к устью скважины уникален в области тестирования и/или обработки скважин с установленным эксплуатационным тру-5 007265 бопроводом. Кольцевой путь 117 проникновения потока позволяет избежать вытекания углеводородов на поверхность через сматываемый трубопровод 70, что является предпочтительным по причинам, обсужденным выше. Фиг. 11 изображает вид с частичным разрезом скважины 40, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом 52. Показан альтернативный вариант осуществления настоящего изобретения. В альтернативном варианте осуществления аппарата 122 для тестирования/обработки использован только единственный пакер 94 вместо надувных пакеров 94 и 96, используемых в аппарате 86. Более того, этот альтернативный вариант осуществления аппарата 122 способен только тестировать/обрабатывать единственную эксплуатационную зону, и она должна быть самой глубокой эксплуатационной зоной в скважине. На этом чертеже самой глубокой эксплуатационной зоной является третья эксплуатационная зона 62. Во всем остальном способ тестирования и обработки эксплуатационной зоны 62 такой же, как ранее описанный для предыдущего варианта осуществления в предшествующих чертежах. Аппарат 122 для тестирования/обработки включает соединитель 88, реверсирующий клапан 90 со скользящей пружиной (РКСП), разъемное соединение 92, узел 93 скважинного зонда, первый распорный пакер 94 и промежуточную трубу 98. Фиг. 12 изображает вид с частичным разрезом скважины 40, изображенной на фиг. 1, с установленным эксплуатационным трубопроводом 52. В этом альтернативном варианте настоящего изобретения механическая или надувная мостовая пробка 124 предварительно опущена и установлена в скважину под второй эксплуатационной зоной 60. Альтернативный вариант осуществления аппарата 122 для тестирования/обработки, в котором использован единственный пакер 94, расположен над интересующей эксплуатационной зоной. На этом чертеже первый надувной пакер 94 расположен над второй эксплуатационной зоной 60. Поэтому вторая эксплуатационная зона 60 изолирована для тестирования и/или обработки. Вторая эксплуатационная зона 60 изолирована первым надувным пакером 94 на аппарате для тестирования/обработки и мостовой пробкой 24. Способ тестирования и/или обработки эксплуатационной зоны 60 такой же, как описанный ранее для первичного варианта осуществления в предшествующих чертежах. Рабочий пример тестирования/обработки Нижеследующий пример является гипотетическим. Скважина имеет глубину приблизительно 10000 футов, с первой эксплуатационной зоной приблизительно на 8750 футах, второй эксплуатационной зоной на глубине приблизительно 8850 футов и третьей эксплуатационной зоной на глубине приблизительно 9000 футов. В скважине установлена обсадная труба приблизительно на 8600 футах, за которой следует хвостовик эксплуатационной обсадной трубы приблизительно от 8500 до 10000 футов. Эксплуатационный трубопровод установлен приблизительно на 8700 футах. Подвесной хвостовик с уплотнительным устройством 50 установлен между обсадной трубой и хвостовиком эксплуатационной обсадной трубы приблизительно на 8550 футах. Установочные штуцеры расположены в эксплуатационном трубопроводе приблизительно на 8600 футах. Пакер 56 для завершения установлен примерно на 8450 футах между обсадной трубой и эксплуатационным трубопроводом. Обычное устройство для сматываемого трубопровода доставляют к скважине и скважину запирают. Узел ПП присоединяют к устью скважины и инжекторную головку в сборе монтируют на узле ПП. Аппарат 86 для тестирования/обработки присоединяют к нижнему концу 83 колонны 82 транспортировочного сматываемого трубопровода. Аппарат для тестирования/обработки и колонну транспортировочного сматываемого трубопровода разворачивают в узел инжекторной головки и узел ПП и опускают в эксплуатационный трубопровод 52 на глубину около 500 футов, как показано на фиг. 2. Как показано на фиг. 3, узел 18 инжекторной головки удаляют, открывая участок колонны транспортировочного сматываемого трубопровода, который обрезают. Как показано на фиг. 4, скважинное транспортировочное устройство 72 присоединяют к верхнему концу 81 колонны транспортировочного сматываемого трубопровода и к концу 71 колонны 70 сматываемого трубопровода. Как показано на фиг. 5, узел инжекторной головки вновь присоединяют к узлу ПП и аппарат 86 для тестирования/обработки, скважинный съемник 84 и скважинное транспортировочное устройство 72 опускают в скважину на глубину около 8600 футов. Во время опускания в скважину КТИКУ закрыт для кольцевого пространства 114. Во время опускания в скважину РКСП закрыт для обратного потока вверх,к поверхности. На этой глубине скважинный съемник 84 приближен к установочным штуцерам 100. Затем к колонне 70 сматываемого трубопровода прикладывают достаточное сжимающее усилие, которое передается через колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода скважинному съемнику 84, которое запирает его на месте установочными штуцерами 100. Когда скважинный съемник заперт на месте, примерно на 8600 футах, он также уплотняет эксплуатационный трубопровод и изолирует его от остальной скважины. Дополнительно сжимающее усилие на колонне 70 сматываемого трубопровода освобождает скважинный съемник от аппарата 86 для тестирования/обработки. Это позволяет колонне 82 транспортировочного сматываемого трубопровода скользить через скважинный съемник 84, в то время как еще больший участок колонны 70 сматываемого трубопровода опускается в скважину, как лучше всего видно на фиг. 6.-6 007265 Пакеры 94 и 96 расположены так, что они распирают третью эксплуатационную зону 62 примерно на 9000 футах. Как показано на фиг. 7, как только пакеры достигли желаемой установочной глубины,колонна 70 сматываемого трубопровода будет перемещена вверх по стволу скважины, чтобы деактивировать обратные клапаны в РСКП. Далее это позволит прохождение как прямого потока вниз, в скважину, так и обратного потока вверх, к поверхности. И опять конструкция и работа РСКП более полно описаны в первичной патентной заявке, указанной выше и включенной сюда в виде ссылок. Насос, не показанный на чертеже, закачивает текучую среду вниз, по колонне 70 сматываемого трубопровода, через скважинное транспортировочное устройство 72, колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода и скважинное устройство 86 для тестирования/обработки, чтобы надуть распорные пакеры 94 и 95, как показано на фиг. 8. Когда пакеры установлены, третья эксплуатационная зона 62 изолирована от остальной скважины пакерами, которые образуют уплотнение против внутренней периферии хвостовика 46 эксплуатационной обсадной трубы. Чтобы испытать третью эксплуатационную зону, колонну сматываемого трубопровода затем подвергают напряжению, достаточному для перевода механизма в КТИКУ 78 в положение, открытое в кольцевое пространство, и, когда вес снят, открытые каналы 128 КТИКУ затем дают возможность кольцевого сообщения. Другими словами, текучая среда течет к поверхности через колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, соединитель 80 и открытые каналы к кольцевому пространству 114. Скважине позволяют фонтанировать из третьей эксплуатационной зоны, как показано на фиг. 10,через скважинное устройство 86 для тестирования/обработки, колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, скважинное транспортировочное устройство 72 и наружу из КТИКУ 78 в кольцевое пространство 114. Пластовая текучая среда проходит через устье скважины и наружу из устьевого выпускного канала 39. Узел 93 скважинного зонда 93 измеряет расход, температуру и другие переменные величины для тестирования третьей эксплуатационной зоны 62. Данные от узла 93 скважинного зонда могут быть отправлены на поверхность в режиме реального времени электрическим каротажным кабелем проводной линии связи, предустановленной в сматываемом трубопроводе. В качестве альтернативы данные могут быть сохранены в запоминающем устройстве и проанализированы после удаления скважинного зонда из скважины. В предпочтительном варианте осуществления данные отправляют на поверхность, пока скважинный зонд в сборе все еще находится в скважине. Другие эксплуатационные зоны могут быть протестированы отдельно посредством сдувания распорных пакеров и повторной установки аппарата для тестирования/обработки в следующую зону. Пакеры затем повторно надувают и позволяют пластовой текучей среде течь к поверхности. После того как все интересующие зоны протестированы, пора обработать одну или более эксплуатационных зон. Настоящее изобретение позволяет избирательно тестировать разные зоны. Результаты тестирования могут показать, что только одна эксплуатационная зона требует обработки. Принимая во внимание, что обработки требует только третья эксплуатационная зона 62, нет необходимости переустанавливать пакеры из местоположения, показанного на фиг. 10. Для обработки третьей эксплуатационной зоны 62 колонну сматываемого трубопровода затем подвергают напряжению, достаточному, чтобы перевести механизм в КТИКУ в закрытое для кольцевого пространства положение, и,когда вес снят, открытые каналы 128 КТИКУ затем препятствуют кольцевому сообщению. Текучую среду для обработки закачивают вниз по колонне 70 сматываемого трубопровода, через скважинное транспортировочное устройство 72, колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода и аппарат 86 для тестирования/обработки, как показано на фиг. 9, в третью эксплуатационную зону 62. После того как достаточное количество текучей среды для обработки закачано в скважину, насос останавливают. Затем колонну сматываемого трубопровода подвергают напряжению, достаточному, чтобы перевести механизм в КТИКУ 78 в положение, открытое в кольцевое пространство, и, когда вес снят, открытые каналы 128 затем дают возможность кольцевого сообщения. Другими словами, текучая среда течет к поверхности через колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, соединитель 80 и открытые каналы в кольцевое пространство 114. Путь проникновения потока для смешанной текучей среды такой же, как показано на фиг. 10. Смешанная текучая среда течет из третьей эксплуатационной зоны, через скважинное устройство 86 для тестирования/обработки, колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, скважинное транспортировочное устройство 72 и из открытых каналов 128 КТИКУ 78 в кольцевое пространство 114. Смешанная текучая среда течет вверх по кольцевому пространству 114 к устью скважины и из устьевого выпускного канала 39. Этот путь проникновения потока вверх по кольцевому пространству вместо сматываемого трубопровода 70 отличает настоящий способ от предыдущего уровня техники как для тестирования, так и для обработки скважины. После освобождения пласта от текучей среды для обработки эксплуатационные двухстворчатые клапаны в устье скважины могут быть закрыты для прекращения потока. Как только обработка завершена, распорные пакеры могут быть сняты с приложением напряжения и перемещены вверх по стволу скважины, чтобы при необходимости обработать другую эксплуатационную зону. Как только все эксплуатационные зоны обработаны, аппарат 86 для тестирования/обработки извлекают из скважины. По пути наружу из скважины скважинный съемник 86 отцепляют и извлекают с аппаратом 86 для тестирования/обработки.-7 007265 Рабочий пример обработки скважины Нижеследующий пример является гипотетическим. Скважина имеет глубину приблизительно 10000 футов с первой эксплуатационной зоной приблизительно на 8750 футах, второй эксплуатационной зоной на глубине приблизительно 8850 футов и третьей эксплуатационной зоной на глубине приблизительно 9000 футов. В стволе скважины установлена обсадная труба приблизительно на 8600 футах, за которой следует хвостовик эксплуатационной обсадной трубы приблизительно от 8500 до 10000 футов. Эксплуатационный трубопровод установлен приблизительно на 8700 футах. Подвесной хвостовик с уплотнительным устройством 50 установлен между обсадной трубой и хвостовиком эксплуатационной обсадной трубы приблизительно на 8550 футах. Установочные штуцеры расположены в эксплуатационном трубопроводе приблизительно на 8600 футах. Пакер 56 для завершения установлен примерно на 8450 футах между обсадной трубой и эксплуатационным трубопроводом. Обычное устройство для сматываемого трубопровода доставляют к скважине и скважину запирают. Узел ПП присоединяют к устью и узел инжекторной головки монтируют на узел ПП. Аппарат 86 для тестирования/обработки присоединяют к нижнему концу 83 колонны 82 транспортировочного сматываемого трубопровода. Когда аппарат 86 используют исключительно для обработки скважины, как предполагается в данном примере, узел 93 скважинного зонда является необязательным компонентом. Узел для тестирования/обработки и колонну транспортировочного сматываемого трубопровода развертывают в узел инжекторной головки и узел ПП опускают в эксплуатационный трубопровод 52 на глубину примерно 500 футов, как показано на фиг. 2. Как показано на фиг. 3, узел 18 инжекторной головки удаляют,открывая участок колонны транспортировочного сматываемого трубопровода, которую обрезают. Как показано на фиг. 4, скважинное транспортировочное устройство 72 присоединяют к верхнему концу 81 колонны транспортировочного сматываемого трубопровода и к концу 71 колонны 70 сматываемого трубопровода. Как показано на фиг. 5, узел инжекторной головки повторно присоединяют к узлу противовыбросовых превенторов и аппарату 86 для тестирования/обработки, скважинный съемник 84 и скважинное транспортировочное устройство 72 опускают в скважину на глубину примерно 8600 футов. Во время опускания в скважину КТИКУ закрыт для кольцевого пространства 114. Во время опускания в скважину РСКП закрыт для обратного потока вверх, к поверхности. На этой глубине скважинный съемник 84 приближен к установочным штуцерам 100. Затем к колонне 70 сматываемого трубопровода прикладывают достаточное сжимающее усилие, которое передается через колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода к скважинному съемнику 84, которое запирает его на месте установочными штуцерами 100. Когда скважинный съемник заперт на месте, примерно на 8600 футах, он также уплотняет эксплуатационный трубопровод и изолирует его от остальной скважины. Дополнительное сжимающее усилие на колонне 70 сматываемого трубопровода освобождает скважинный съемник от скважинного устройства 86 для тестирования/обработки. Это позволяет колонне 82 транспортировочного сматываемого трубопровода скользить через скважинный съемник 84, в то время как еще больший участок колонны 70 сматываемого трубопровода опускают в скважину, как лучше всего видно на фиг. 6. Пакеры 94 и 96 расположены так, что они распирают третью эксплуатационную зону 62 примерно на 9000 футах, как показано на фиг. 7. Как только распорные пакеры достигли желаемой установочной глубины, колонна 70 сматываемого трубопровода будет перемещена вверх по скважине, чтобы деактивировать обратные клапаны в РКСП. Это затем позволит прохождение как прямого потока вниз, в скважину, так и обратного потока вверх, к поверхности. Конструкция и работа РКСП более полно описаны в первичной патентной заявке, указанной выше и включенной сюда в виде ссылок. Насос, не показанный на чертежах, закачивает текучую среду вниз, по колонне 70 сматываемого трубопровода, через скважинное транспортировочное устройство 72, колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода и аппарат 86 для тестирования/обработки, чтобы надуть распорные пакеры 94 и 95, как показано на фиг. 8. Когда пакеры установлены, третья эксплуатационная зона 62 изолирована от остальной скважины пакерами, которые уплотняют относительно внутренней периферии хвостовика 46 эксплуатационной обсадной трубы. Принимая во внимание, что только третья эксплуатационная зона 62 нуждается в обработке, нет необходимости переустанавливать пакеры из местоположения, показанного на фиг. 10. Для обработки третьей эксплуатационной зоны колонну сматываемого трубопровода затем подвергают напряжению,достаточному, чтобы перевести механизм в КТИКУ в положение, закрытое для кольцевого пространства,и, когда вес снят, открытые каналы 128 КТИКУ затем препятствуют кольцевому сообщению. Текучую среду для обработки закачивают вниз по колонне 70 сматываемого трубопровода, скважинное транспортировочное устройство 72, колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода и аппарат 86 для тестирования/обработки, как показано на фиг. 9, в третью эксплуатационную зону 62. После того как в скважину закачано достаточное количество текучей среды для обработки, насос останавливают. Затем колонну сматываемого трубопровода подвергают напряжению, достаточному, чтобы перевести механизм в КТИКУ 78 в положение, открытое в кольцевое пространство, и, когда вес снят, открытые каналы 128 КТИКУ затем дают возможность кольцевого сообщения. Другими словами, текучая сре-8 007265 да течет к поверхности через колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, соединитель 80 и открытые каналы в кольцевое пространство 114. Путь проникновения потока для смешанной текучей среды (текучей среды для обработки и пластовой текучей среды) такой же, как показано на фиг. 10. Смешанная текучая среда течет из третьей эксплуатационной зоны, через аппарат 86 для тестирования/обработки, колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, скважинное транспортировочное устройство 72 и из открытых каналов 128 КТИКУ 78 в кольцевое пространство 114. Смешанная текучая среда течет вверх по кольцевому пространству 114 к устью скважины и из устьевого выпускного канала 39. Этот путь проникновения потока вверх по кольцевому пространству вместо сматываемого трубопровода 70 отличает настоящий способ от известных способов как для тестирования, так и для обработки скважины. После того как пласт очистился от текучей среды для обработки, эксплуатационные двухстворчатые клапаны в устье скважины можно закрыть, чтобы остановить поток. Как только обработка выполнена, распорные пакеры могут быть демонтированы с приложением напряжения и перемещены вверх по стволу скважины для обработки другой эксплуатационной зоны,если необходимо. Как только все эксплуатационные зоны обработаны, аппарат 86 для тестирования/обработки извлекают из скважины. По пути наружу из скважины скважинный съемник 84 отцепляют и извлекают с аппаратом для тестирования/обработки. Рабочий пример альтернативного варианта осуществления, изображенного на фиг. 11 Нижеследующий пример является гипотетическим примером с использованием альтернативного варианта осуществления, изображенного на фиг. 11, для тестирования и обработки скважины. В этом примере будут ссылки на фиг. 3-10, однако, аппарат 86 на этих чертежах должен быть заменен альтернативным вариантом осуществления аппарата 122 для тестирования/обработки, как показано на фиг. 11. Скважина имеет глубину приблизительно 10000 футов, с первой эксплуатационной зоной приблизительно на 8750 футах, второй эксплуатационной зоной на глубине приблизительно 8850 футов и третьей эксплуатационной зоной на глубине приблизительно 9000 футов. В стволе скважины установлена обсадная труба приблизительно на 8600 футах, за которой следует хвостовик эксплуатационной обсадной трубы приблизительно на 8500-10000 футов. Эксплуатационный трубопровод установлен приблизительно на 8700 футах. Подвесной хвостовик с уплотнительным устройством 50 установлен между обсадной трубой и хвостовиком эксплуатационной обсадной трубы приблизительно на 8550 футах. Установочные штуцеры расположены в эксплуатационном трубопроводе приблизительно на 8600 футах. Пакер 56 для завершения установлен примерно на 8450 футах между обсадной трубой и эксплуатационным трубопроводом. Обычное устройство для сматываемого трубопровода доставляют к скважине и скважину запирают. Узел ПП присоединяют к оборудованию устья скважины и монтируют узел инжекторной головки на узле ПП. В этом гипотетическом примере аппарат 86, показанный на фиг. 3, заменен альтернативным вариантом осуществления аппарата 122 для тестирования/обработки. Альтернативный вариант осуществления аппарата 122 для тестирования/обработки с единственным пакером присоединяют к нижнему концу 83 колонны 82 транспортировочного сматываемого трубопровода. Альтернативный вариант осуществления аппарата 122 для тестирования/обработки и транспортировочную колонну сматываемого трубопровода развертывают в узел инжекторной головки и узел ПП и опускают в эксплуатационный трубопровод 52 на глубину примерно 500 футов, подобно аппарату, показанному на фиг. 2. Узел 18 инжекторной головки удаляют, открывая участок колонны транспортировочного сматываемого трубопровода, которую обрезают. Как показано на фиг. 4, скважинное транспортировочное устройство 72 присоединяют к верхнему концу 81 колонны транспортировочного сматываемого трубопровода и к концу 71 колонны 70 сматываемого трубопровода, за исключением того, что аппарат 86, показанный на фиг. 4, заменен альтернативным вариантом осуществления скважинного устройства 122 для тестирования/обработки. Как показано на фиг. 5, с заменой аппарата 86 аппаратом 122 узел инжекторной головки снова присоединяют к узлу ПП и аппарат 122 для тестирования/обработки, скважинный съемник 84 и скважинное транспортировочное устройство 72 опускают в скважину на глубину примерно 8600 футов. Во время опускания в скважину КТИКУ закрыт для кольцевого пространства 114. Во время опускания в скважину РКСП закрыт для обратного потока вверх, к поверхности. На этой глубине скважинный съемник 84 приближен к установочным штуцерам 100. Затем к колонне 70 сматываемого трубопровода прикладывают достаточное сжимающее усилие, которое передается через колонну транспортировочного сматываемого трубопровода скважинному съемнику 84, которое запирает его на месте установочными штуцерами 100. Когда скважинный съемник заперт на месте, примерно на 8600 футах, он также уплотняет эксплуатационный трубопровод и изолирует его от остальной скважины. Дополнительное сжимающее усилие на колонне 70 сматываемого трубопровода освобождает скважинный съемник от скважинного устройства 122 для тестирования/обработки. Это позволяет колонне 82 транспортировочного сматываемого трубопровода проскальзывать через скважинный съемник 84, в то время как еще больший участок колонны 70 сматываемого трубопровода опускают в скважину, как лучше всего видно на фиг. 6.-9 007265 Пакер 94 расположен над третьей эксплуатационной зоной 62 примерно на 9000 футах. Как показано на фиг. 11, как только пакер достиг желаемой установочной глубины, колонна 70 сматываемого трубопровода будет перемещена вверх по стволу скважины, чтобы деактивировать обратные клапаны в РКСП. Это затем позволит прохождение как прямого потока вниз, в скважину, так и обратного потока вверх, к поверхности. И опять конструкция и работа РКСП более подробно описаны в первичной патентной заявке, указанной выше и включенной сюда в виде ссылок. Насос, не показанный на чертежах, закачивает текучую среду вниз по колонне 70 сматываемого трубопровода, через скважинное транспортировочное устройство 72, колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода и аппарат 122 для тестирования/обработки, чтобы надуть распорный пакер 94, как показано на фиг. 11. Когда пакер установлен, третья эксплуатационная зона 62 изолирована от остальной скважины пакерами, которые уплотняют относительно внутренней периферии хвостовика 46 эксплуатационной обсадной трубы. Чтобы испытать третью эксплуатационную зону, колонну сматываемого трубопровода затем подвергают напряжению, достаточному, чтобы перевести механизм в КТИКУ 78 в положение, открытое в кольцевое пространство, и, когда вес снят, открытые каналы 128 КТИКУ затем дают возможность кольцевого сообщения. Другими словами, текучая среда течет к поверхности через колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, соединитель 80 и открытые каналы в кольцевое пространство 114. Скважине позволяют фонтанировать из третьей эксплуатационной зоны, как показано на фиг. 10, через аппарат 122 для тестирования/обработки, колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода,скважинное транспортировочное устройство 72 и из КТИКУ 78 в кольцевое пространство 114. Пластовая текучая среда проходит через устье скважины и из устьевого выпускного канала 39. Узел 93 скважинного зонда измеряет поток, температуру и другие переменные величины для тестирования третьей эксплуатационной зоны 62. Данные из узла 93 скважинного зонда могут быть отправлены в режиме реального времени вверх, на поверхность, электрическим каротажным кабелем проводной линии связи, предустановленным в сматываемом трубопроводе. В качестве альтернативы, данные можно сохранять в запоминающем устройстве и анализировать после извлечения скважинного зонда из скважины. В предпочтительном варианте осуществления данные посылают к поверхности, пока узел скважинного зонда расположен в скважине. Этот альтернативный вариант осуществления можно использовать только для тестирования/обработки самой нижней эксплуатационной зоны в скважине с многопластовым завершением. Для обработки третьей эксплуатационной зоны 62 колонну сматываемого трубопровода затем подвергают напряжению, достаточному, чтобы перевести механизм в КТИКУ в положение, закрытое для кольцевого пространства, и, когда вес снят, открытые каналы 128 КТИКУ затем препятствуют кольцевому сообщению. Текучую среду для обработки закачивают вниз, по колонне 70 сматываемого трубопровода, через скважинное транспортировочное устройство 72, колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода и аппарат 122 для тестирования/обработки, подобно аппарату, показанному на фиг. 9,в третью эксплуатационную зону 62. После того как достаточное количество текучей среды для обработки закачано в скважину, насос останавливают. Сматываемый трубопровод затем подвергают напряжению, достаточному, чтобы перевести механизм в КТИКУ 78 в положение, открытое в кольцевое пространство, и, когда вес снимают, открытые каналы 128 КТИКУ затем дают возможность кольцевого сообщения. Другими словами, текучая среда течет к поверхности через колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, соединитель 80 и открытые каналы в кольцевое пространство 114. Путь проникновения потока для смешанной текучей среды подобен пути, показанному на фиг. 10. Смешанная текучая среда течет из третьей эксплуатационной зоны, через аппарат 122 для тестирования/обработки, колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, скважинное транспортировочное устройство 72 и из открытых каналов 128 КТИКУ 78 в кольцевое пространство 114. Смешанная текучая среда течет вверх по кольцевому пространству 114 к устью скважины и из устьевого выпускного канала 39. Этот путь проникновения потока вверх по кольцевому пространству вместо сматываемого трубопровода 70 отличает настоящий способ от известных способов как для тестирования, так и для обработки скважины. После того как пласт очистился от текучей среды для обработки, эксплуатационные двухстворчатые клапаны в устье скважины можно закрыть, чтобы остановить поток. Как только обработка завершена, пакер может быть демонтирован с приложением напряжения и извлечен из скважины. По пути наружу из скважины скважинный съемник 84 отцепляют и извлекают с аппаратом 122 для тестирования/обработки. В некоторых ситуациях может быть необходимо только обработать скважину. Когда аппарат 122 используют исключительно для обработки скважины, узел 93 скважинного зонда является необязательным компонентом. Обработка скважины с использованием этого аппарата 122 подобна предыдущему примеру обработки, за исключением того, что аппарат 86 заменен аппаратом 122. Рабочий пример для альтернативного варианта осуществления, показанного на фиг. 12 Нижеследующий пример является гипотетическим примером с использованием для тестирования и обработки скважины альтернативного варианта осуществления, как показано на фиг. 12, который имеет механическую или надувную мостовую пробку 124, которая предварительно опущена в скважину и ус- 10007265 тановлена в ней под интересующей эксплуатационной зоной. В этом гипотетическом примере мостовая пробка установлена под второй эксплуатационной зоной 60. В этом примере будут ссылки на фиг. 3-10,однако, аппарат 86 в этих чертежах должен быть заменен альтернативным вариантом осуществления аппарата 122 для тестирования/обработки, как показано на фиг. 12. Скважина составляет приблизительно 10000 футов в глубину, с первой эксплуатационной зоной приблизительно на 8750 футах, второй эксплуатационной зоной на глубине приблизительно 8850 футов и третьей эксплуатационной зоной на глубине приблизительно 9000 футов. В стволе скважины установлена обсадная труба приблизительно на 8600 футах, за которой следует хвостовик эксплуатационной обсадной трубы приблизительно на 8500-10000 футов. Эксплуатационный трубопровод установлен приблизительно на 8700 футах. Подвесной хвостовик с уплотнительным устройством 50 установлен между обсадной трубой и хвостовиком эксплуатационной обсадной трубы приблизительно на 8550 футах. Установочные штуцеры расположены в эксплуатационном трубопроводе приблизительно на 8600 футах. Пакер 56 для завершения установлен примерно на 8450 футах между обсадной трубой и эксплуатационным трубопроводом. Надувная мостовая пробка установлена в скважине приблизительно на 8875 футах. Обычное устройство для сматываемого трубопровода доставляют к скважине и скважину запирают. Узел ПП присоединяют к устью скважины и монтируют узел инжекторной головки на узле ПП. В этом гипотетическом примере аппарат 86, показанный на фиг. 3, заменен альтернативным вариантом осуществления аппарата 122 для тестирования/обработки. Альтернативный вариант осуществления аппарата 122 для тестирования/обработки с единственным пакером присоединяют к нижнему концу 83 колонны 82 транспортировочного сматываемого трубопровода. Альтернативный вариант осуществления аппарата 122 для тестирования/обработки и колонну транспортировочного смазываемого трубопровода развертывают в узле инжекторной головки и узле ПП и опускают в эксплуатационный трубопровод 52 на глубину примерно 500 футов, подобно аппарату, показанному на фиг. 2. Узел 18 инжекторной головки удаляют, открывая участок колонны транспортировочного сматываемого трубопровода, которую обрезают. Как показано на фиг. 4, скважинное транспортировочное устройство 72 присоединяют к верхнему концу 81 колонны транспортировочного сматываемого трубопровода и к концу 71 колонны 70 сматываемого трубопровода, за исключением того, что аппарат 86, показанный на фиг. 4, заменен альтернативным вариантом осуществления аппарата 122 для тестирования/обработки. Как показано на фиг. 5, с заменой аппарата 86 аппаратом 122 узел инжекторной головки снова присоединяют к узлу ПП и аппарату 122 для тестирования/обработки, скважинный съемник 84 и скважинное транспортировочное устройство 72 опускают в скважину на глубину примерно 8600 футов. Во время опускания в скважину КТИКУ закрыт для кольцевого пространства 114. Во время опускания в скважину РКСП закрыт для обратного потока вверх, к поверхности. На этой глубине скважинный съемник 84 приближен к установочным штуцерам 100. Затем к колонне 70 сматываемого трубопровода прикладывают достаточное сжимающее усилие, которое передается через колонну транспортировочного сматываемого трубопровода скважинному съемнику 84, которое запирает его на месте установочными штуцерами 100. Когда скважинный съемник заперт на месте, примерно на 8600 футах, он также уплотняет эксплуатационный трубопровод и изолирует его от остальной скважины. Дополнительное сжимающее усилие на колонне 70 сматываемого трубопровода освобождает скважинный съемник от аппарата 122 для тестирования/обработки. Это позволяет колонне 82 транспортировочного сматываемого трубопровода скользить через скважинный съемник 84, в то время как еще больший участок колонны 70 сматываемого трубопровода опускают в скважину, как лучше всего видно на фиг. 6. Пакер 94 расположен над второй эксплуатационной зоной 60. Как показано на фиг. 12, как только пакер достиг желаемой установочной глубины, колонна 70 сматываемого трубопровода будет перемещена вверх по стволу скважины, чтобы деактивировать обратные клапаны в РКСП. Это затем позволит прохождение как прямого потока вниз, в скважину, так и обратного поток вверх, к поверхности. И опять,конструкция и работа РКСП более полно описаны в первичной патентной заявке, указанной выше и включенной сюда в виде ссылок. Насос, не показанный на чертежах, закачивает текучую среду вниз по колонне 70 сматываемого трубопровода, через скважинное транспортировочное устройство 72, через колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода и через аппарат 122 для тестирования/обработки, чтобы надуть распорный пакер 94, как показано на фиг. 12. Когда пакер установлен, третья эксплуатационная зона 62 изолирована от остальной скважины пакерами, которые образуют уплотнение относительно внутренней периферии хвостовика 46 эксплуатационной обсадной трубы. Чтобы протестировать вторую эксплуатационную зону, колонну сматываемого трубопровода затем подвергают напряжению, достаточному, чтобы перевести механизм в КТИКУ 78 в положение, открытое в кольцевое пространство, и, когда вес снимают, открытые каналы 128 КТИКУ затем дают возможность кольцевого сообщения. Другими словами, текучая среда течет к поверхности через колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, через соединитель 80 и через открытые каналы в кольцевое пространство 114. Скважине позволяют фонтанировать из второй эксплуатационной зоны через аппарат- 11007265 122 для тестирования/обработки, через колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода,через скважинное транспортировочное устройство 72 и из КТИКУ 78 в кольцевое пространство 114. Пластовая текучая среда проходит через устье скважины и из устьевого выпускного канала 39. Узел 93 скважинного зонда измеряет поток, температуру и другие переменные величины для тестирования третьей эксплуатационной зоны 62. Данные из узла 93 скважинного зонда могут быть отправлены в режиме реального времени вверх, на поверхность, электрическим каротажным кабелем проводной линии связи, предустановленным в сматываемом трубопроводе. В качестве альтернативы, данные можно сохранять в запоминающем устройстве и анализировать после извлечения скважинного зонда из скважины. В предпочтительном варианте осуществления данные посылают к поверхности, пока скважинный зонд в сборе все еще в скважине. Для обработки второй эксплуатационной зоны 62 колонну сматываемого трубопровода затем подвергают напряжению, достаточному, чтобы перевести механизм в КТИКУ в положение, закрытое для кольцевого пространства, и, когда вес снимают, открытые каналы 128 КТИКУ далее препятствуют кольцевому сообщению. Текучую среду для обработки закачивают вниз, по колонне 70 сматываемого трубопровода, через скважинное транспортировочное устройство 72, колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода и аппарат 122 для тестирования/обработки, подобное аппарату, показанному на фиг. 9, в третью эксплуатационную зону 62. После того как достаточное количество текучей среды для обработки закачано в скважину, насос останавливают. Сматываемый трубопровод затем подвергают напряжению, достаточному, чтобы перевести механизм в КТИКУ 78 в положение, открытое в кольцевое пространство, и, когда вес снимают, открытые каналы 128 КТИКУ затем позволяют кольцевое сообщение, другими словами, текучая среда течет к поверхности через колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, соединитель 80 и открытые каналы в кольцевое пространство 114. Путь проникновения потока для смешанной текучей среды подобен пути, показанному на фиг. 10,за исключением того, что обрабатывают вторую эксплуатационную зону, а не третью зону. Смешанная текучая среда течет из второй эксплуатационной зоны, через аппарат 122 для тестирования/обработки,колонну 82 транспортировочного сматываемого трубопровода, скважинное транспортировочное устройство 72 и из открытых каналов 128 КТИКУ 78 в кольцевое пространство 114. Смешанная текучая среда течет вверх по кольцевому пространству 114 к устью скважины и наружу из устьевого выпускного канала 39. Этот путь проникновения потока вверх по кольцевому пространству вместо сматываемого трубопровода 70 отличает настоящий способ от предыдущего уровня техники как для тестирования, так и для обработки скважины. После того как пласт очистился от текучей среды для обработки, эксплуатационные двухстворчатые клапаны в устье скважины можно закрыть, чтобы остановить поток. Как только обработка завершена, пакер может быть демонтирован с приложением напряжения и извлечен из скважины. По пути наружу из скважины скважинный съемник 84 отцепляют и извлекают с аппаратом 122 для тестирования/обработки. В некоторых ситуациях может быть необходимым только обработать скважину. Когда аппарат 122 используют исключительно для обработки скважины, узел 93 скважинного зонда является необязательным компонентом. Обработка скважины с использованием альтернативного варианта аппарата 122 подобна предыдущему примеру обработки, за исключением того, что аппарат 86 заменен аппаратом 122. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ тестирования скважины с установленным эксплуатационным трубопроводом и множественными эксплуатационными зонами, содержащий следующие операции: присоединение скважинного испытательного устройства и скважинного съемника к колонне транспортировочного сматываемого трубопровода; развертывание скважинного испытательного устройства, скважинного съемника и колонны транспортировочного сматываемого трубопровода в скважине; опускание достаточной длины колонны транспортировочного сматываемого трубопровода в скважину; свешивание колонны транспортировочного сматываемого трубопровода, скважинного испытательного устройства и скважинного съемника с противовыбросового превентора и удаление узла инжекторной головки для открытия участка колонны транспортировочного сматываемого трубопровода; обрезание колонны транспортировочного сматываемого трубопровода и присоединение скважинного транспортировочного устройства и колонны сматываемого трубопровода; опускание колонны сматываемого трубопровода, скважинного транспортировочного устройства,колонны транспортировочного сматываемого трубопровода, скважинного съемника и испытательного устройства в эксплуатационный трубопровод; сцепление скважинного съемника с эксплуатационным трубопроводом;- 12007265 опускание колонны сматываемого трубопровода и скважинного транспортировочного устройства в скважину и колонны транспортировочного сматываемого трубопровода через скважинный съемник на глубину, на которой испытательное устройство примыкает к эксплуатационной зоне; установку по меньшей мере одного пакера; пропускание пластовой текучей среды из эксплуатационной зоны вверх и наружу из устья скважины через испытательное устройство, колонну транспортировочного сматываемого трубопровода, участок скважинного транспортировочного устройства и кольцевое пространство между колонной сматываемого трубопровода и эксплуатационным трубопроводом; тестирование эксплуатационной зоны. 2. Способ обработки текучей средой скважины с установленным эксплуатационным трубопроводом и множественными эксплуатационными зонами, содержащий следующие операции: присоединение скважинного устройства для обработки и скважинного съемника к колонне транспортировочного сматываемого трубопровода; развертывание скважинного устройства для обработки, скважинного съемника и колонны транспортировочного сматываемого трубопровода в скважине; опускание достаточной длины колонны транспортировочного сматываемого трубопровода в скважину; свешивание колонны транспортировочного сматываемого трубопровода, скважинного устройства для обработки и скважинного съемника с ПП и удаление узла инжекторной головки для открытия участка колонны транспортировочного сматываемого трубопровода; обрезание колонны транспортировочного сматываемого трубопровода и присоединение скважинного транспортировочного устройства и колонны сматываемого трубопровода; опускание колонны сматываемого трубопровода, скважинного транспортировочного устройства,колонны транспортировочного сматываемого трубопровода, скважинного съемника и скважинного устройства для обработки в эксплуатационный трубопровод; сцепление скважинного съемника с эксплуатационным трубопроводом; опускание колонны сматываемого трубопровода и скважинного транспортировочного устройства в скважину и колонны транспортировочного сматываемого трубопровода через скважинный съемник на глубину, на которой скважинное устройство для обработки примыкает к эксплуатационной зоне; установку по меньшей мере одного пакера; закачивание текучей среды для обработки вниз через колонну сматываемого трубопровода, скважинное транспортировочное устройство, колонну транспортировочного трубопровода и устройство для обработки в единственную эксплуатационную зону; пропускание текучей среды для обработки и пластовой текучей среды из эксплуатационной зоны вверх и наружу из устья скважины, через скважинное устройство для обработки через колонну транспортировочного сматываемого трубопровода, участок скважинного транспортировочного устройства и кольцевое пространство между колонной сматываемого трубопровода и эксплуатационным трубопроводом; демонтаж всех пакеров; извлечение скважинного устройства для обработки, колонны транспортировочного сматываемого трубопровода, скважинного съемника, скважинного транспортировочного устройства и колонны сматываемого трубопровода из скважины и отцепление скважинного съемника по пути наружу. 3. Способ улучшения производительности скважины с установленным эксплуатационным трубопроводом и множественными эксплуатационными зонами, содержащий следующие операции: а) тестирование каждой эксплуатационной зоны посредством следующих стадий: присоединения скважинного устройства для тестирования/обработки и скважинного съемника к колонне транспортировочного сматываемого трубопровода; развертывания скважинного устройства для тестирования/обработки, скважинного съемника и колонны транспортировочного сматываемого трубопровода в скважине; опускания достаточной длины колонны транспортировочного сматываемого трубопровода в скважину; свешивания колонны транспортировочного сматываемого трубопровода, скважинного устройства для тестирования/обработки и скважинного съемника с противовыбросового превентора и снятия узла инжекторной головки для открытия участка колонны транспортировочного сматываемого трубопровода; обрезания колонны транспортировочного сматываемого трубопровода и присоединения скважинного транспортировочного устройства и колонны сматываемого трубопровода; опускания колонны сматываемого трубопровода, скважинного транспортировочного устройства,колонны транспортировочного сматываемого трубопровода, скважинного съемника и скважинного устройства для тестирования/обработки в эксплуатационный трубопровод; сцепления скважинного съемника с эксплуатационным трубопроводом; опускания колонны сматываемого трубопровода и скважинного транспортировочного устройства в скважину и колонны транспортировочного сматываемого трубопровода через скважинный съемник на- 13007265 глубину, на которой скважинное устройство для тестирования/обработки примыкает к эксплуатационной зоне; установки по меньшей мере одного пакера; пропускания пластовой текучей среды из эксплуатационной зоны вверх к устью скважины и наружу из него через скважинное устройство для тестирования/обработки, колонну транспортировочного сматываемого трубопровода, участок скважинного транспортировочного устройства и кольцевое пространство между колонной сматываемого трубопровода и эксплуатационным трубопроводом; и тестирования эксплуатационной зоны; б) обработка по меньшей мере одной эксплуатационной зоны посредством следующих стадий: закачивания текучей среды для обработки вниз через колонну сматываемого трубопровода, через скважинное транспортировочное устройство, через колонну транспортировочного сматываемого трубопровода и через скважинное устройство для тестирования/обработки по меньшей мере в одну эксплуатационную зону и пропускания текучей среды для обработки и пластовой текучей среды по меньшей мере из одной эксплуатационной зоны вверх, к устью скважины и наружу из него через скважинное устройство для тестирования/обработки, колонну транспортировочного сматываемого трубопровода, участок скважинного транспортировочного устройства и кольцевое пространство между колонной сматываемого трубопровода и эксплуатационным трубопроводом, причем кольцевое пространство размещено над скважинным съемником. 4. Способ по п.3, дополнительно включающий тестирование каждой эксплуатационной зоны посредством пропускания пластовой текучей среды из эксплуатационной зоны вверх, к устью скважины и наружу из него через скважинное устройство для тестирования/обработки, колонну транспортировочного сматываемого трубопровода, участок скважинного транспортировочного устройства и кольцевое пространство между колонной сматываемого трубопровода и эксплуатационным трубопроводом, причем кольцевое пространство находится над скважинным съемником, и тестирование эксплуатационной зоны. 5. Способ по п.4, дополнительно включающий закачивание текучей среды для обработки вниз через колонну сматываемого трубопровода, скважинное транспортировочное устройство, колонну транспортировочного сматываемого трубопровода и скважинное устройство для тестирования/обработки по меньшей мере в одну эксплуатационную зону, и пропускание текучей среды для обработки и пластовой текучей среды по меньшей мере из одной эксплуатационной зоны вверх к устью скважины и наружу из него через скважинное устройство для тестирования/обработки, колонну транспортировочного сматываемого трубопровода, участок скважинного транспортировочного устройства и кольцевое пространство между колонной сматываемого трубопровода и эксплуатационным трубопроводом, причем кольцевое пространство размещено над скважинным съемником. 6. Способ по п.4, дополнительно включающий после положительных результатов тестирования демонтаж всех пакеров и извлечение скважинного устройства для тестирования/обработки, колонны транспортировочного сматываемого трубопровода, скважинного съемника, скважинного транспортировочного устройства и колонны сматываемого трубопровода из скважины и отцепление скважинного съемника по пути наружу. 7. Аппарат для избирательного тестирования и обработки одной эксплуатационной зоны за один раз в скважине с установленным эксплуатационным трубопроводом, в котором использовано обычное устройство для сматываемого трубопровода для перемещения аппарата в скважину и из скважины, причем аппарат содержит скважинное транспортировочное устройство, имеющее верхний соединитель, стандартный обратный клапан, разъемное соединение, кольцевой трубный инжекционный клапан управления, нижний соединитель и скважинное устройство для тестирования/обработки, имеющее верхний соединитель, реверсирующий клапан со скользящей пружиной, разъемное соединение, испытательный прибор, промежуточную трубу и по меньшей мере один надувной пакер на промежуточной трубе, колонну транспортировочного сматываемого трубопровода, имеющую первый конец и второй конец, причем первый конец присоединен к верхнему соединителю скважинного устройства для тестирования/обработки, а второй конец присоединен к нижнему соединителю скважинного транспортировочного устройства и скважинный съемник, через который перемещается колонна транспортировочного сматываемого трубопровода. 8. Аппарат для избирательного тестирования и обработки одной эксплуатационной зоны за один раз в скважине с установленным эксплуатационным трубопроводом, в котором использовано обычное устройство для сматываемого трубопровода для перемещения аппарата в скважину и из скважины, причем аппарат содержит скважинное транспортировочное устройство, имеющее верхний соединитель, стандартный обратный клапан, разъемное соединение, кольцевой трубный инжекционный клапан управления, нижний соединитель и скважинное устройство для тестирования/обработки, имеющее верхний соединитель, реверсирующий клапан со скользящей пружиной, разъемное соединение, испытательное устройство, промежуточную трубу, первый надувной пакер, расположенный на промежуточной трубе, второй надувной пакер, расположенный на промежуточной трубе, колонну транспортировочного сматываемого трубопровода, имеющую первый конец и второй конец, причем первый конец присоединен к верх- 14007265 нему соединителю скважинного устройства для тестирования/обработки, а второй конец присоединен к нижнему соединителю скважинного транспортировочного устройства, и скважинный съемник, через который перемещается колонна транспортировочного сматываемого трубопровода. 9. Аппарат для избирательного тестирования одной эксплуатационной зоны за один раз в скважине с установленным эксплуатационным трубопроводом, в котором использовано обычное устройство для сматываемого трубопровода для перемещения аппарата в скважину и из скважины, причем аппарат содержит скважинное транспортировочное устройство, имеющее верхний соединитель, стандартный обратный клапан, разъемное соединение, кольцевой трубный инжекционный клапан управления, нижний соединитель, и скважинное испытательное устройство, имеющее верхний соединитель, реверсирующий клапан со скользящей пружиной, разъемное соединение, испытательный прибор, промежуточную трубу,и по меньшей мере один надувной пакер на промежуточной трубе, колонну транспортировочного сматываемого трубопровода, имеющую первый конец и второй конец, причем первый конец присоединен к верхнему соединителю скважинного устройства для тестирования/обработки, а второй конец присоединен к нижнему соединителю скважинного транспортировочного устройства, скважинный съемник, через который перемещается колонна транспортировочного сматываемого трубопровода. 10. Аппарат для избирательной обработки одной эксплуатационной зоны за один раз в скважине с установленным эксплуатационным трубопроводом, в котором использовано обычное устройство для сматываемого трубопровода для перемещения аппарата в скважину и из скважины, причем аппарат содержит скважинное транспортировочное устройство, имеющее верхний соединитель, стандартный обратный клапан, разъемное соединение, кольцевой трубный инжекционный клапан управления, и нижний соединитель, и скважинное испытательное устройство, имеющее верхний соединитель, реверсирующий клапан со скользящей пружиной, разъемное соединение, промежуточную трубу, по меньшей мере один надувной пакер на промежуточной трубе, колонну транспортировочного сматываемого трубопровода,имеющую первый конец и второй конец, причем первый конец присоединен к верхнему соединителю скважинного устройства для тестирования/обработки, а второй конец присоединен к нижнему соединителю скважинного транспортировочного устройства, и скважинный съемник, через который перемещается колонна транспортировочного сматываемого трубопровода.