Освоение скважин после бурения

     Вторичное вскрытие наклонно-направленных скважин на Мамонтовском месторождении рекомендуется производить с применением современных перфораторов, например, разработанных ЦГЛ ОАО ”Ноябрьскнефтегеофизика” - ПМИ-48, ЗПК-105М и ЗПКОМ-73/89, обладающих повышенной пробивной способностью до 500 мм и фугасностью в 2-3 раза ниже серийных зарядов; перфораторов российско-американского предприятия “Перфотех” с пробивной способностью от 500 до 600 мм; перфораторов конструкции СП “Петроальянс”, спускаемых на трубах с пробивной способностью от 500 до 800 мм. Вторичное вскрытие продуктивных пластов перфораторами с повышенной пробивной способностью применяется на месторождениях ОАО “Ноябрьскнефтегаз”, ОАО “Сибнефть”, ОАО “Когалымнефтегаз” /170, 171/.

     Реализация  данной технологии исключает задавливание в ПЗП механических примесей, имеющихся в перфорационной среде и способствует сохранению   естественных свойств  пласта.

     В настоящее время при проведении щелевой разгрузки используются гидропескоструйные перфораторы. При  этом способе перфорации канал в  преграде образуется за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струи, выходящей из насадки, абразивного действия песка, содержащегося в струе. Это способ вскрытия пластов, исключающий воздействие взрывных нагрузок на пласт и, следовательно, особенно целесообразный в тех случаях, когда механоактивационные процессы могут значительно ухудшить проницаемость пористой среды.

     При проведении щелевой разгрузки используются гидропескоструйные перфораторы: АП-6м, ПЗК, БГПМД. При создании одиночных  щелей используется перфоратор  АП-6м, в котором обычно устанавливают  четыре насадки. Расстояние между насадками  в паре 10 см, что обеспечивает наиболее высокий КПД  щелевой перфорации. Использование перфораторов ПЗК и БГПМД обеспечивает последовательное включение  нескольких пар насадок, гарантирующее более  длительную работу перфоратора  без подъема  его на поверхность. Перфоратор БГПМД в отличие от ПЗК позволяет проводить прямую и обратную промывку скважины в процессе спуска инструмента и при подготовительных работах.

     Для вертикального перемещения гидропескоструйного перфоратора в скважине используются забойные двигатели ДП, ГДП или гидроподъемные  конструкции ВНИГНИ. Поверхностное оборудование, используемое при проведении щелевой разгрузки пласта, включает насосные агрегаты, пескосмесительный агрегат или смесительную цементировочную воронку, блок манифольдов БМ-700, устьевую арматуру АУ-700 и фильтры ФП. Для нагнетания песчано-жидкостной смеси используются насосные агрегаты  2АН-500 или 4АН-700. Создание вертикальных щелей с помощью гидроперфоратора  требует  работы  насосных  агрегатов  в  течении  длительного  времени  с  давлениями  300-500  кг/см².

     Вторичное вскрытие рекомендуется проводить  на высокоминерализованном безглинистом буровом растворе «Ликсол», о чем упомянуто выше.

     Строительство и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин на суше и вморе. 
Технология заключается в том, что перфоратор, спущенный в скважину на насосно-компрессорных трубах и привязанный к заданному пласту геофизическими методами, выполняет в эксплуатационной колонне сплошные продольные щели большой протяженности, затем через эти щели, воздействуя гидромониторной струей на цементное кольцо и горную породу вдоль ствола скважины, вымываются сплошные каверны. 
Гидромеханическая щелевая перфорация, в отличие от точечной кумулятивной перфорации, обеспечивает такой способ вскрытия продуктивного пласта, при котором открываются все флюидопроводящие каналы и не нарушается целостность крепи обсадной колонны вне интервала перфорации, что обеспечивает более полную эксплуатацию всех потенциальных возможностей продуктивного пласта. 
Особенностью гидромеханической щелевой перфорации является более высокое гидродинамическое совершенство по качеству вскрытия пласта, отсутствие ударного воздействия на эксплуатационную колонну и цементный камень вне интервала перфорации, точная привязка и селективное вскрытие продуктивных пропластков без нарушения перемычек между ними. 
Технология гидромеханической щелевой перфорации полностью соответствует «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03)». 
Для реализации технологии используются гидромеханические щелевые перфораторы типа «ПГМЩ-1». Разработан типоразмерный ряд перфораторов для перфорации обсадных колонн диаметром 102, 114, 140, 146, 168 и 178 мм. Имеется разрешение Госгортехнадзора России на применение данного типа перфоратора. 
 
 

2.2 Условие вызова притока жидкости из пласта

      
При вызове притока депрессия (∆P=Pпл-Pзаб) на пласт должна создаваться постепенно и соответствовать расчетной величине. Резкая и чрезмерная депрессия на пласт совместно с обычным при освоении повышенным содержанием загрязнений в призабойной зоне резко увеличивают вероятность ускоренного обводнения притока по высокопроницаемым прослойкам из подошвы пласта и из-за нарушения целостности цементного кольца. С другой стороны низкая депрессия удлиняет сроки освоения. 
Сначала рассчитываются максимально допустимые депрессии на пласт, затем из них необходимо выбрать наименьшую. Однако при этом учесть следующие дополнительные условия: 
- депрессию принимать равной 40 кгс/см2, если по расчету она оказалась меньше 40 кгс/см2; 
- депрессию принимать равной величине пластового давления, т.е. максимально достижимой при отсутствии притока (осушка скважина), если по расчету она оказалась больше пластового давления. 
При ожидаемой в процессе эксплуатации обводненности продукции закачиваемой водой более 3% или наличии подошвенной воды, создаваемое забойное давление на уровне кровли осваиваемого пласта должно быть не ниже давления насыщения, соответствующая этому условию максимально допустимая депрессия на осваиваемый пласт рассчитывается со формуле: 
Р1=Рпл+Рнас, 
где Рнас - давление насыщения нефти газом, кгс/см2. 
При ожидаемой в процессе эксплуатации обводненности продукции закачиваемой водой 3% и менее и отсутствии подошвенной воды, а также при перфорации водоносного (обводнявшегося) пласта или подошвенной воды депрессию на пласт выбирать независимо от величины давления насыщения. 
При разобщенности непроницаемым пропластком осваиваемого пласта и находящегося сверху или снизу от его невскрытого перфорацией водоносного (или обводнявшегося) пласта, перепад давления на I м высоты цементного кольца должен быть не более 25 кгс/см2. Соответствующая величина максимально допустимой депрессии на осваиваемый пласт рассчитывается по формуле: 
Р2=Рпл+25h-Рпл.в, 
где h - высота цементного крепления между осваивавши и невскрытой перфорацией водоносным (или обводнявшимся) пластом, определяемым как сумма интервалов только с хорошим сцеплением, м; 
Рпл.в - давление в невскрытом перфорацией водоносном или обводнившемся пласте, ближайшем к осваиваемому, кгс/см2. 
Примечание. При нагрузке более 25 кгс/см2 на I м высоты появляется вероятность нарушения целостности цементного кольца, возрастающая по мере увеличения этого перепада. 
Перепад давления, воспринимаемый эксплуатационной колонкой против пласта с наибольшим пластовым давлением, не должен превышать допустимый. Соответствующая величина максимально допустимой депрессии на осваиваемый пласт: 
Р3=Рпл+Рэк-Рпл.б-рhп10-4, 
где Рэк = 200 и 155 - допустимый перепад давления на эксплуатационную колонну с условным диаметром соответственно 146 и 168 мм при снижении давления на забое, кгс/см2; 
Рпл.б - наибольшее давление во вскрытых и невскрытых перфорацией пластах, кгс/см2; 
?hп - расстояние от пласта с наибольшим давлением до интервала перфорации, м. При этом принимать hп = 0, если пласт с наибольший давлением находится ниже осваиваемого; 
р =1000 и 500 - в случаях соответственно закачки газа, и пены, кг/м3; 
Увеличение депрессии на пласт сверх вышеуказанных ограничений допустимо по согласованию с НГДУ в случае отсутствия притока из пласта, после принятия других возможных мер и проведения запланированного количества выездов для освоения (после бурения и капитального ремонта с перфорацией пласта в среде глинистого раствора количество выездов согласно регламента, в остальных случаях - 2-3 выезда).

2.3 Методы вызова  притока жидкости  из пласта 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.3.1 Замена жидкости  большей плотности  на жидкость меньшей  плотности

     Жидкость  в скважине может быть заменена на следующие жидкости: 
- глинистый раствор на воду, затем при необходимости на нефть; 
- минерализованная вода, на пресную воду и нефть; 
- эмульсионный раствор на углеводородной основе на нефть. 
Количество нефти для замены должно быть не менее объема эксплуатационной колонны, а воды - в 1,5 раза больше. 
Производительность насоса при замене жидкости в скважине на воду или нефть закачкой в межтрубное пространство должна составлять: 
- при условном (наружном) диаметре НКТ 60 мм -- не более 3,5 л/с; 
- при условном (наружном) диаметре НКТ 73 мм- 6,0 л/с; 
- при условном (наружном) диаметре НКТ 89 мм- 9,0 л/с.  
В случае замены жидкости в скважине закачкой в НКТ производительность насоса не ограничивается. 
Давление закачки при этом не должно превышать 50 кгс/см2. 
Подача из скважины в сборный коллектор жидкости, приготовленной с использованием глины или барита, не допускается. 
При отсутствии притока, а также необходимости доосвоения или для достижения установившейся обводненности, освоение продолжать другими методами (при наличии сероводорода в продукции, а при отсутствии - газом). 

      
ОБЩИЕ МЕРЫ ПО УСКОРЕНИЮ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

      
Освоение скважин  газом и пеной при ухудшенной или естественно низкой проницаемости  призабойной зоны пласта должна производиться с помощью ОПЗ, например, соляной или серной кислотой, глинокислотой (в том числе двухрастворной), раствором ПАВ, нефте-кислотной эмульсией, двухфазной пеной, пенокислотой, растворителем (в том числе нагретым), электронагревателем, ГРП, гидросвабированием, термохимической (ТХО) или термо-газохимической (ТГХО), а также различными их комбинациями. 
Технологии ОПЗ и вызова притока должны согласовываться между собой в соответствии с целями освоения. Это достигается правильным выбором рабочих агентов, своевременным удалением продуктов воздействия из призабойной зоны до их закрепления там, обеспечением необходимой, и допустимой интенсивности воздействия. 
Обработки с использованием кислот и ГРП могут применяться, в основном, для увеличения естественной проницаемости призабойной зоны, а остальные, включая солянокислотную обработку терригенных коллекторов, для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта, ухудшенной заиливанием, глинистыми, асфальтосмолистыми и другими отложениями, водонефтяными эмульсиями. 
Скважины для закачки рабочего агента в пласт должны быть оборудованы пакером, если ожидаемое давление нагнетания превышает допустимое для эксплуатационной колонны. При обработке пласта с последующим вызовом притока, например, на добывающих скважинах, спускаемый пакер должен быть двухстороннего действия (типа ПШ, с упором на забой и др.) с обратный клапаном над ним, пропускающим жидкость из межтрубного пространства в трубное, или одностороннего действия (типа Б76М, гидравлический и др.). 
НКТ или хвостовик пакера спустить до нижних отверстий фильтра, а пакер - на 20-50 м выше верхних отверстий фильтра. 
Обработка с закачкой кислота в пласт производится в соответствии с действующими инструкциями и геолого-техническими условиями. Но при этом учесть, что продолжительность извлечения продуктов реакции кислоты с материалом пласта значительно больше продолжительности самой реакции, а оставление их на более длительное время снижает проницаемостъ призабойной зоны пласта. Поэтому к вызову притока из пласта для выноса продуктов реакции необходимо приступить сразу же после снижения и стабилизации давления на устье, повышенного в процессе закачки кислоты, т.е. через 1-3 часа после продавки кислоты. 
0бработка кислотной ванной, а при создании забойных каверн - каждая обработка должна заканчиваться промывкой скважины водой без создания значительной репрессии на пласт, а еще лучше пеной с созданием депрессии на пласт для предотвращения засорения призабойной зоны пласта продуктами реакции и шламом. 
Обработка углеводородными растворителями производится с целью очистки пор и трещин в призабойной зоне от асфальто-смолистых и парафиновых отложений в виде самостоятельной операции или подготовительной перед кислотной и глинокислотной обработкой призабойной зоны. Вызов притока или обработку кислотой производить через 1-2 сутки после закачки растворителя в пласт. 
Растворитель с высоким удельным электрическим сопротивлением (бензин, керосин, соляро-бензиновая смесь и др,}, если весь не был продавлен в пласт, перед вызовом притока газом должен быть вытеснен из ствола скважины промывкой водой, нефтью или пеной для предотвращения электризации его смеси с газом. 
Обработка раствором ПАВ (в основном неионогенных ОП-7, ОП-10, диссолвана и др.) при концентрации 0,2-0,3% и расходе 0.8-1м3 на I м мощности пласте производится с целью разрушения водо-нефтяной эмульсии и очистки от нее и других загрязнений пор и трещин в призабойной зоне незаглинизированных пластов. Дренирование пласта производится через I сутки после закачки раствора ПАВ 
 
 
 

     Особо важными для ускорения сроков освоения скважин являются меры по сохранению проницаемости призабойной зоны при вскрытии пластов бурением и перфорацией, а также глушении скважин: 
а) применение, гидрофобно-эмульсионных растворов (ГЭР), эмульсионных глинистых растворов и других жидкостей, не ухудшающих проницаемость призабойной зона пласта при вскрытии пластов бурением и перфорацией, а также глушении скважин; 
б) вскрытие пластов бурением (кроме случаев вскрытия пластов с резко отличающимися давлениями в них), перфорация пластов при бурении и капитальном ремонте, глушение при текущем и капитальном ремонтах при репрессии на пласт не более 20 кгс/см2, а при наличии соответствующих средств - без создания репрессии на пласт; 
в) глушение скважин без продавливания поднасосной жидкости в пласт, т.е. путем замены в скважине части жидкости (например, нефти) на более тяжелую, используя при необходимости осаждение на забой; 
г) глушение скважин с низким пластовым давлением путем долива жидкости только до глубины, обеспечивающей репрессии на пласт не более 20 кгс/см . 

     2.3.2 Расчет основных  параметров процесса  освоения скважины  методом замены  жидкости 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.3.3 Снижение давления  на пласт компрессором 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.3.4 Применение пенных  систем

     Растворы  ПАВ, легкорастворимых в воде (Сульфонол  НП-3, ДС-РАС), могут быть приготовлены непосредственно в процессе освоения скважин по мере надобности в цистерне водовоза или в свободном отделе мерной емкости насосного агрегата. 
Растворы труднорастворимых ПАВ должны готовиться многократным перемешиванием с помощью насосного агрегата. Рекомендуется раствор такого ПАВ готовить накануне освоения в небольшом количестве повышенной, например, десятикратной концентрации, который в процессе освоения разбавляется водой до требуемой концентрации в свободном отделе мерной емкости или в цистерне водовоза. 
Нагнетательную линию (пенопровод) для освоения скважины можно подключить как к межтрубной, так и трубной задвижке. Более предпочтительным является последнее, т.к. при этом резко уменьшается продолжительность закачки пены с противодавлением (репрессией) на пласт, создается более плавно возрастающая и более глубокая депрессия на пласт, резко уменьшается продолжительность выпуска пены из скважины. 
Кроме того, в случае спуска НКТ ниже интервала перфорации, предотвращается задавливание в пласт жидкости, возможное из-за закрытия нижнего конца НКТ осадком. Осадок может выпадать как до первого вызова притока из скважины (что не исключается и после протеки скважины водой), так и между вызовами притока. 
Нагнетательные линии компрессора и насосного агрегата (газопровод и растворопровод) к устьевой арматуре подключаются через смеситель: тройник, аэратор или эжектор. При этом вводы смесителя для подключения газопровода и растворопровода должны быть снабжены обратными клапанами для каждого агрегата, а отвод для пенопровода - выпускным вентилем высокого давления. 
Качество пены, получаемой с помощью тройника, несколько уступает получаемой с помощью аэратора или эжектора, но вполне достаточно для целей освоения скважин. В случае применения аэратора или эжектора агрегаты с устьевой арматурой обвязываются, но к боковому отводу аэратора подключается растворопровод, а эжектора - газопровод. Кроме того, при применении эжектора на его выкиде или на устьевой арматуре надо устанавливать манометр для контроля за величиной давления закачиваемой пены, т.к. она не соответствует показаниям манометров на агрегатах. 
В качестве насоса при освоении пеной рекомендуется использовать цементировочный агрегат ЦА-320М, а при наличии водовода на территории скважины, например, после бурения - ЦА-320М или ЗЦА-400. 
Насосный агрегат часто не обеспечивает производительность, необходимую для создания расчетной депрессии на пласт. Поэтому необходимо предусмотреть возможность снижения расхода жидкости и регулирования его в пределах 1,5-5 л/с, что также позволит уменьшать потребное количество раствора ПАВ. Это достигается оборудованием насосного агрегата втулками с наименьшим диаметром, например 100 мм и менее для ЦА.-320М, применив делитель расхода. При наличии делителя расхода и емкости с мерной линейкой для освоения пеной могут применяться и высокопроизводителъные насосные агрегаты. 
Делитель расхода представляет собой тройник, на одном из отводов которого имеется один или несколько параллельных вентилей высокого давления с общей проходной площадью 0,8-1,5 см . Делитель устанавливается на растворопроводе, а его отвод с вентилем соединяется с вводом мерной емкости байпасной линией, собираемой из гибкого шланга без использования шарнирных самоуплотняющихся угольников, т.к. эта линия безнапорная. Открывание указанного вентиля увеличивает возврат раствора, уменьшая тем самым расход его в скважину. Чтобы возвращающийся раствор в мерной емкости не пенился и не мешал отсчету расхода раствора, необходимо удлинить один из отводов гребенки, имеющийся над мерной емкостью агрегата, до дна патрубком. Необходимо также учесть, что возврат жидкости должен быть в тот же отдел емкости цементировочного агрегата, откуда производится отбор насосом. В случае использования отдельной мерной емкости конец байпасной линии довести до ее дна и надежно закрепить. 
Нагнетательные трубопроводы опрессовать в следующем порядке: 
а) закрыть устьевую задвижку (нагнетательную) и создать насосом в нагнетательных трубопроводах пробное давление. Если в качестве смесителя применяется тройник или аэратор, то опрессовку насосом производить при давлении, равном полуторакратному рабочему от максимально ожидаемого, т.е. от 80 кгс/см2 - при использовании в обвязке компрессора. Если применяется эжектор, то опрессовку производить при максимальном рабочем давлении насоса; 
б) снять давление в трубопроводах открытием выпускного вентиля на пенопроводе и устранить негерметичности (при наличии их) с последующей повторной опрессовкой насосом и снятием давления в трубопроводах с помощью указанного же вентиля; 
в) создать в газопроводе компрессором максимально ожидаемое для него при освоении давление; 
г) снять давление в газопроводе открытием выпускного вентиля на пенопроводе и устранить негерметичности, при наличии их, с последующей повторной опрессовкой компрессором я снятием давления в газопроводе с помощью указанного же вентиля. 
Этап замены жидкости в скважине на пену 
Для начала закачки пены в скважину открыть нагнетательную и выкидную задвижки устьевой арматуры и включить в работу сначала насосный агрегат, а затем, через 20-30 секунд, компрессор. 
При замене жидкости в скважине на пену, для предотвращения загрязнения пласта, производительность насоса должна ограничиваться. В случае закачки в межтрубное пространство она должна быть: 
- при условном (наружном) диаметре НКТ 60 мм - не более 3,0 л/с; 
- при условном (наружном) диаметре НКТ 73 мм 4,0; 
- при условном (наружном) диаметре НКТ 89 мм 5,0.  
При закачке пены в НКТ производительность насоса должна быть не более 6 л/с. 
В случае повышения давления на компрессоре до величины, максимально допустимой для него или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2-3 минуты, останавливать закачку газа, продолжая закачку раствора. При закачке пены с применением эжектора, кроме того, может быть также увеличена производительность насоса на 10-15 % (для улучшения подсоса газа эжектором). 
Этап циркуляции пены для поддержания депрессии на пласт 
Производительность насосного агрегата 
После появления потока пены из выкидной линии скважины производительность насоса уменьшить до величины, определенной для этапа поддержания депрессии. 
Заданную производительность насоса устанавливать и время от времени контролировать по числу двойных ходов плунжера, а при применении делителя расхода - по мерной емкости и секундомеру. 
Например, для агрегата ЦА-320М при 28 двойных ходах плунжера в минуту и при диаметрах сменных втулок 90, 100, 115 и 127 мм производительности соответственно составляют 2,4; 3,0; 4,1 и 5,1 л/с. Так как число двойных ходов плунжера в минуту может быть снижено до 16 (при малом газе), то наименьшие производительности насоса при указанных втулках составляют соответственно 1,4; 1,7; 2,3 и 2,9 л/с. 
Производительность компрессора поддерживать постоянной, периодически контролируя число оборотов его двигателя, (для УКП-80 - 1100 об/мин). 
Продолжительность циркуляции пены для поддержания депрессии на пласт должна быть не менее 3 часов. 
Замкнутая циркуляция раствора ПАВ 
Для экономии объема используемого раствора ПАВ рекомендуется применять его замкнутую циркуляции на этапе поддержания депрессии на пласт. 
Замкнутая циркуляция производится путем подачи пены, выходящей из скважины в установившемся режиме (давлении закачки), в отдельную емкость и периодической подачи отделившегося от газа раствора в мерную емкость. 
Для замкнутой циркуляции должен использоваться незагрязненный раствор ПАВ. Поэтому пена на этапе замены жидкости в скважине и после начала притока нефти должна подаваться в приемную емкость (амбар) или систему сбора. 
Заключительный этап закачки пены 
Для прекращения закачки пены достаточно остановить агрегата и выпустить пену из скважины, если допустимо дополнительное снижение забойного давления, происходящее при выпуске пены, или если приток из пласта значительный, т.е. заполняющий сечение выкидной линии. 
Если указанное дополнительное снижение забойного давления недопустимо (причем приток из пласта небольшой), то необходимо: остановить закачку пены, начать выпуск пены из межтрубного пространства и закачать жидкость (можно пресную или пластовую воду без ПАВ) в НКТ. 
После прекращения самоизлива пены оба пространства скважины подключить к сборному коллектору через обратный клапан или после дополнительной выдержки открытой в течение 0,5 часа закрыть. 
Запрещается оставлять скважину закрытой, не выпустив пену из нее полностью и без дополнительной выдержит открытой, т.к. последующее разрушение пены может привести к образованию сжатой взрывоопасной смеси в скважине. Одним из способов уменьшения противодавления на пласт при вызове притока является удаление жидкости, заполняющей скважину, с помощью газлифта. Эта операция связана со спуском дополнительной колонны труб, по которой в скважину подается газ, аэрирующий жидкость. При этом ее подъем осуществляется по колонне лифтовых труб, которыми оборудована скважина. 
При выполнении операций, связанных с использованием газлифта, помимо агрегата для работы с КГТ у устья скважины монтируют дополнительное оборудование. Оно включает емкость для азота 7, компрессор для его закачки 14 и сливную емкость 9, если по каким-либо причинам нельзя использовать трубопровод системы сбора продукции скважины. 
Перед началом работы над устьем скважины монтируют комплект оборудования – превентор, устьевой уплотнитель, транспортер. Диаметр используемой колонны гибких труб должен соответствовать диаметру лифтовой колонны. Это условие вызвано тем, что гидравлическое сопротивление кольцевого канала, по которому поднимается смесь, должно быть достаточно низким. В противном случае давление, необходимое для преодоления гидродинамического сопротивления, может превысить пластовое и газ будет закачиваться в пласт. В последнем случае образуется так называемая “азотная подушка”. Например, колонне лифтовых труб с условным диаметром 73 мм соответствуют гибкие трубы с наружным диаметром 25 – 33 мм. 
Закачку азота начинают сразу или при погружении КГТ не более чем на 100 – 200 м и ее спуске и не прекращают в течение всего процесса вызова притока. Подают азот с постепенным увеличением объема до 14 – 20 м3/мин. При этом давление закачки газа постоянно контролируют и при погружении трубы в жидкость его увеличивают. 
Сначала начинает аэрироваться жидкость, находящаяся в колонне лифтовых труб. Если описываемая операция выполняется после проведения на скважине работ, которым предшествовало ее задавливание, то, как правило, это соленая техническая вода или в худшем случае глинистый раствор. 
Для улучшения вспенивания жидкости и повышения эффективности процесса в скважину могут добавляться поверхностно-активные вещества.После спуска гибкой трубы до уровня нижних перфорационных отверстий в течениенеобходимогопромежуткавремени обеспечивают работу газлифта. Этот процесс необходимо поддерживать до тех пор, пока по колонне лифтовых труб станет подниматься пластовая жидкость. 
Далее, продолжая подачу газа, начинают подъем колонны. При этом необходимо контролировать состав жидкости, поступающей из скважины, и дебит последней. 
После подъема гибких труб до глубины 100 – 200 м подача газа может быть прекращена, если процесс фонтанирования продолжается. 
Колонну гибких труб спускают на глубину порядка 0,8 глубины скважины.В начале внедрения КГТ проводили опыты по их использованию для газлифтной эксплуатации. Для этого на колонну с наружным диаметром 19 мм на хомутах устанавливали газлифтные клапаны. В процессе эксплуатации газ подавался в КГТ, а газожидкостная смесь поднималась по кольцевому пространству между ней и колонной НКТ.