СПОСОБ ОСВОЕНИЯ, ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН, ИНТЕНСИФИКАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРИТОКОВ, ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/25 E21B49/00 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для освоения скважин, исследования пластов, интенсификации нефтегазовых притоков и проведения водоизоляционных работ.

Известен способ освоения, исследования и интенсификации нефтегазовых притоков, включающий спуск на насосно-компрессорных трубах корпуса устройства с пакером в скважину, установку и проверку пакера на герметичность, спуск и посадку струйного насоса в корпусе устройства, вызов притока созданием многократных депрессий на пласт, проведение исследований и обработок пласта [1].

Известно устройство для освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков, содержащее связанный с колонной труб полый корпус с выполненными в нем радиальными каналами, установленный в полости корпуса струйный насос, обратный клапан с глубинными регистрирующими приборами и пакер [1].

Недостатками применяемых струйных насосов при освоении глубоких разведочных и эксплуатационных скважин являются их низкие эксплуатационные характеристики по причине отрицательного влияния гидростатического давления столба жидкости в скважине в камере смешения на приеме насоса и в подпакерном пространстве, в результате эжектируемые жидкости находятся в сжатом состоянии и приобретают свойства неньютоновских жидкостей. Снижается надежность работы струйных насосов, увеличиваются сроки освоения скважин.

Известен способ работы насосно-эжекторной установки, включающий подачу по колонне насосно-компрессорных труб активной жидкой среды в сопло струйного аппарата, откачку струйным аппаратом из пластовой зоны пассивной среды и подачу смеси сред из скважины на поверхность, причем в начале активную среду подают в гидроимпульсное устройство и производят обработку активной средой в гидроимпульсном кавитационном режиме прискважинной подпакерной зоны с отводом части среды из скважины на поверхность, а после окончания обработки призабойной зоны производят установку пакера в скважине и затем устанавливают в колонне насосно-компрессорных труб депрессионную вставку, после чего производят подачу активной среды в активное сопло струйного аппарата и за счет этого откачивают из подпакерной зоны жидкую среду вместе с кольматирующими частицами на поверхность [2].

Наиболее близким устройством того же назначения к заявляемому устройству по совокупности существенных признаков является насосно-эжекторная скважинная импульсная установка, содержащая колонну насосно-компрессорных труб и установленный на колонне насосно-компрессорных труб струйный аппарат с активным соплом, камерой смешения, диффузором и каналами подвода активной жидкости и пассивной среды, дополнительно снабженная пакером, центральным обратным клапаном, гидроимпульсным устройством, установленным на колонне насосно-компрессорных труб ниже пакера, системой периферийных обратных клапанов и блокирующей вставкой, выполненной с возможностью замены на депрессионную вставку [2].

Недостатки известного устройства и способа заключаются в следующем. Отсутствует возможность осуществления качественных геофизических исследований скважин по причине утечек рабочих жидкостей по кольцу между бронированной оплеткой (обладающей высокой шероховатостью) каротажного кабеля и сальниковыми уплотнениями герметизирующего устройства. По причине перетоков жидкости из трубного надпакерного пространства в подпакерное при возвратно-поступательном перемещении кабеля в герметизирующем устройстве эксплуатационные характеристики установки низкие, а следовательно, низкие и величины депрессий на продуктивные пласты. Чтобы избежать этого, приходиться затягивать сальники, при этом кабель и геофизические приборы, находящиеся в интервале пласта, становятся неподвижными. По причине спуска-подъема функциональных различных вставок на каротажном кабеле при переходе с одной операции на другую при освоении скважины, дренировании пластов, закачки в призабойную зону пласта химических растворов, геофизических исследований значительно увеличиваются сроки освоения скважины, а следовательно, материальные и трудовые затраты на производстве. Отсутствует возможность осуществления снижения уровней жидкости в скважинах и проведения при этом широкого комплекса геофизических и гидродинамических исследований продуктивных пластов. Нет возможности в существенном повышении полноты и качества промысловой информации о пластах при исследовании скважин.

Задачами, на решение которых направлены заявляемые способ и устройство, являются проведение широкого комплекса гидродинамических и геофизических исследований, различная и многократная обработка пласта с целью повышения продуктивности скважины, осуществление водоизоляционных работ за один спускоподъем подземного скважинного оборудования.

Поставленные задачи можно решить за счет достижения технического результата, который заключается в расширении эксплуатационных возможностей устройства, повышении надежности его работы и сокращении сроков освоения скважины.

Указанный технический результат при осуществлении группы изобретений по объекту - способу достигается тем, что в известном способе освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков и осуществления водоизоляционных работ, включающем спуск на насосно-компрессорных трубах (НКТ) корпуса устройства с пакером в скважину до интервала перфорации пласта, установку и проверку пакера на герметичность опрессовкой, подачу рабочей жидкости и откачку пластового флюида и подачу смешанной жидкости на поверхность, особенностью является то, что после установки пакера в скважине спускают центральный ряд НКТ до посадки в корпусе устройства, осуществляют опрессовку, подачу рабочей жидкости производят по затрубному пространству, а смешанную жидкость подают на поверхность через кольцевой канал, образованный наружным и центральным рядами НКТ. Указанный единый технический результат при осуществлении группы изобретений по объекту - устройству достигается тем, что в известном устройстве для освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков, осуществления водоизоляционных работ, содержащем колонну насосно-компрессорных труб, включающих корпус устройства с выполненными в нем проходным осевым, продольными и радиальными каналами для приема и отвода жидкостей, струйные насосы и пакер, особенностью является то, что оно дополнительно снабжено центральным рядом насосно-компрессорных труб (НКТ), при этом корпус устройства образует своими наружными стенками и внутренней поверхностью центрального ряда НКТ кольцевые цилиндрические камеры, являющиеся общими приемной и рабочей камерами струйных насосов, установленных по периметру вокруг проходного осевого канала корпуса устройства, причем каждый насос снабжен обратным клапаном, расположенным в соответствующем канале, приемная камера устройства связана общим каналом с камерой смешения струйных насосов, а боковой входной канал рабочей камеры снабжен тарированной легкосплавной заглушкой. Кроме того, в нижней части центральный ряд насосно-компрессорных труб оборудован посадочным патрубком, имеющим наружные конические поверхности.

Именно заявленная реализация устройства и способа путем создания различных переменных депрессий на пласт посредством снижения забойных давлений откачкой струйными насосами жидкости из центрального ряда насосно-компрессорных труб, связанных с пластом и имеющих ограниченный внутренний объем, расположение струйных насосов в корпусе устройства и образование общих приемной и рабочей камер, и обеспечивает получение единого технического результата. Это позволяет сделать вывод о том, что заявленная группа изобретений соответствует требованию единства изобретений, поскольку образует единый изобретательский замысел, причем один из заявленных объектов группы - устройство для освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков и осуществления водоизоляционных работ предназначено для реализации другого заявленного объекта - способа, при этом оба объекта группы направлены на решение одних и тех же задач с получением единого технического результата.

В практике газлифтной нефтедобычи известно использование двух- и полуторарядных подъемников кольцевой системы при эксплуатации высокодебитных или сильнообводненных скважин, характеризующихся большими объемами жидкости и газа. Однако из-за большой металлоемкости конструкции и необходимости газификации промыслов, что увеличивает пожароопасность, при освоении скважин данный метод не применяют.

Наличие отличительных от прототипа признаков позволяет сделать вывод о соответствии заявляемой группы изобретений критерию "новизна", причем все признаки являются существенными, так как отсутствие любого из них не позволит достигнуть указанного технического результата.

Использование центрального ряда насосно-компрессорных труб расширяет эксплуатационные возможности устройства и способа за счет установления прямой гидравлической связи с продуктивным пластом. При этом появляется возможность осуществления водоизоляционных работ без снятия пакера. Расположение струйных насосов и выполнение общих приемной и рабочих камер струйных насосов обеспечивает равномерность и надежность их работы, эффективность откачки жидкостей. Проведение всех необходимых технологических операций за один спускоподъем подземного оборудования значительно сокращает сроки освоения скважины.

Сравнение заявленного решения с другими техническими решениями не позволило выявить в них признаки, совпадающие с отличительными признаками от выбранных прототипов для каждого объекта заявленной группы изобретений. Следовательно, каждый из объектов заявленной группы изобретений соответствует условию "изобретательский уровень".

Совокупность существенных признаков, характеризующих группу изобретений, может быть многократно повторена при освоении, исследовании скважин и интенсификации нефтегазовых притоков и осуществлении водоизоляционных работ с получением указанного технического результата.

Работа устройства и способа его реализации поясняется чертежами, где на фиг. 1 изображено устройство для освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков и осуществления водоизоляционных работ, на фиг.2 - разрез А-А, на фиг.3, 4, 5, 6 - принципиальные схемы работы устройства, на фиг. 7 представлена диаграмма изменения забойного давления (Р_заб) в процессе освоения скважины.

Устройство для освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, осуществления водоизоляционных работ (фиг.1) устанавливается на насосно-компрессорные трубы 1, 2 и содержит корпус 3, струйные насосы обратной схемы циркуляции рабочей жидкости 4, обратные клапаны 5.

Корпус 3 состоит из верхнего переводника 6, центратора 7 и нижней муфты 8, имеет полую конструкцию, в теле которой расположены центральные каналы Б, В, Г, коаксиальные осевые каналы Д, Ж, З, коаксиальные кольцевые И, К и радиальные боковые (наружный и внутренний) Л и М, а также верхнее 9 и нижнее 10 опорные конусные седла и радиальные направляющие 11 центратора 7 для посадки центрального ряда насосно-компрессорных труб 12.

Струйные насосы 4 включают рабочие сопла 13, камеры смешения и диффузоры 14. Герметичность установки рабочих сопел 13 в каналах З корпуса 3, а также камер смешения и диффузоров 14 в каналах Д обеспечивается уплотнителями 15 и 16. Обратные клапаны 5, камеры смешения и диффузоры 14 удерживаются от вертикального перемещения в корпусе устройства 3 центратором 7, а рабочие сопла 13 - стопорными винтами 17. Герметичность соединения центратора 7 с верхним переводником 6 корпуса 3 обеспечивают уплотнители 18.

Обратные клапаны 5 устанавливаются в каналы Ж корпуса устройства 3 и включают штоки 19, пружины 20, конусные гнезда 21 в приемных каналах М корпуса устройства 3. Штоки 19 клапанов 5 устанавливаются и движутся в цилиндрических осевых каналах Н втулок 22, которые устанавливаются в корпусе устройства 3 в каналах Ж, и герметичность их установки обеспечивается уплотнителями 23.

Коаксиальный кольцевой канал И корпуса устройства 3 является общей приемной камерой струйных насосов 4, в которой эксцентрично и последовательно расположены струйные насосы 4 и обратные клапаны 5, причем количество струйных насосов соответствует количеству обратных клапанов.

Коаксиальный кольцевой канал К устройства 3 служит общей рабочей камерой струйных наосов 4. Наружный входной радиальный канал Л имеет форму конического седла, а также оборудуется фильтром 24 и легкосплавной гидравлической тарированной опрессовочной заглушукой 25 (фиг.1).

Нижняя часть центрального ряда насосно-компрессорных труб 12 оборудуется посадочным патрубком 26, который имеет три наружные конические поверхности 27, 28, 29, обеспечивающие его посадку в центральных каналах Б, В корпуса устройства 3. Герметичность посадки конических поверхностей 27, 28, 29 посадочного патрубка 26 в конусных седлах 9 и 10 обеспечивают уплотнители 30, установленные в центральном канале В корпуса устройства 3 (фиг.1). Точность установки посадочного патрубка 26 в корпусе устройства 3 осуществляется радиальными направляющими 11 центратора 7.

Работа устройства и осуществление способа производится следующим образом.

Корпус устройства 3 со струйными насосами 4 и обратными клапанами 5 спускают в эксплуатационную колонну 31 (фиг.3, 4, 5 и 6) на насосно-компрессорных трубах 1 и 2 совместно с пакером 32 и устанавливают на расчетной глубине. С целью проверки герметичности спущенных в скважину насосно-компрессорных труб 1, 2 и пакера 32 наружный радиальный канал Л корпуса устройства 3 оборудуется тарированной легкосплавной опрессовочной заглушкой 25. Проверка герметичности спущенных в скважину насосно-компрессорных труб 1, 2 и пакера 32 осуществляется путем создания наземным насосным агрегатом давления в затрубном пространстве О (фиг.3, 4, 5 и 6), в 1,5 раза превышающего расчетное рабочее давление. При отсутствии циркуляции жидкости на устье из межтрубного пространства П (в дальнейшем кольцевое пространство П) определяется герметичность пакера 32 и насосно-компрессорных труб 1 и 2.

Далее в скважину в кольцевое пространство П спускается центральный ряд насосно-компрессорных труб 12, которые внизу для посадки в корпусе устройства 3 оборудуются посадочным патрубком 26 (фиг.1). Спуск центрального ряда насосно-компрессорных труб 12 осуществляют до посадки в опорные конусные седла 9 и 10, герметизации наружных конических поверхностей 27, 28, 29 посадочного патрубка 26 уплотнителями 30 в корпусе устройства 3 (фиг.1). Центровка при установке посадочного патрубка 26 в каналах Б и В корпуса устройства 3 осуществляется радиальными направляющими 11 центратора 7.

Проверку герметичности центрального ряда насосно-компрессорных труб 12 осуществляют плавным созданием давления в кольцевом пространстве П между насосно-компрессорными трубами 1 и 12. При отсутствии циркуляции жидкости на устье из трубного Р и затрубного О пространств определяется герметичность центрального ряда насосно-компрессорных труб 12, спущенных в скважину и установленных в корпусе устройства 3 (фиг.3, 4, 5, 6). Далее наземным насосным агрегатом создается определенное расчетное давление в трубном Р или кольцевом пространстве П, соответствующее величине срывного усилия тарированной опрессовочной заглушки 25.

Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой, соответствующей типу при газлифтной эксплуатации скважины, и трубное пространство Р герметизируется лубрикатором (на фиг. не показано).

С целью проведения геофизических и гидродинамических исследований скважины с помощью каротажного подъемника через устьевой лубрикатор в трубное пространство Р (фиг. 3, 4, 5, 6) центрального ряда насосно-компрессорных труб 12 и 2 в интервал перфорации продуктивного пласта 33, подпакерное пространство С, на геофизическом кабеле 34 спускают глубинную регистрирующую аппаратуру 35.

С помощью наземного агрегата рабочая жидкость Qp подается в затрубное пространство О между эксплуатационной колонной 31 и насосно-компрессорными трубами 1 к струйным насосам 4 устройства 3 (фиг.3).

Рабочая жидкость Qp проходит через затрубное пространство О, рабочую камеру К струйных насосов 4, сопла 13, приемную камеру И, камеру смешения и диффузоры 14 в кольцевое пространство П между насосно-компрессорными трубами 1 и 12 и оттуда на поверхность.

Нагнетаемый поток рабочей жидкости Qp, истекая с высокой скоростью из сопел 13, эжектирует жидкость Qт из трубного пространства Р и пластовый флюид Qh из подпакерной зоны С (фиг.3), которые через внутренние радиальные каналы М и приемный кольцевой И каналы корпуса 3 поступают в камеры смешения и диффузоры 14 струйных насосов 4, где происходит смешение рабочей Qp и эжектируемой Qт+ Qн жидкостей. Смешанный поток Qc= Qp+ Qт+ Qн из диффузоров 14 поступает в кольцевое пространство П и оттуда на поверхность (фиг.3).

При работе струйных насосов 4 обратные клапаны 5 из-за разности давлений приемных каналах М и И (фиг.3) находятся открытыми в верхнем положении так, что между клапанами 5 и их конусными гнездами 21 (фиг.1) образуются зазоры, по которым проходит жидкость Qt из трубного пространства и поступающий флюид Qн. В это время в трубном пространстве П насосно-компрессорных труб 12 по причине откачки жидкости струйными насосами 4 устройства 3 происходит снижение уровня жидкости Hyp, а следовательно, и забойного давления Рзаб.

Таким образом, на пласт создается депрессия и из него в подпакерное пространство С, трубное пространство Р насосно-компрессорных труб 2 и 12, внутренние радиальные каналы М и приемную камеру И корпуса устройства 3 одновременно с затрубной жидкостью Qт начинает поступать и откачиваться на поверхность струйными насосами 4 пластовый флюид Qн (фиг.3). При этом с глубинных приборов 35 сигнал по каротажному кабелю 34 передается на устье на каротажную станцию. Следовательно, с помощью соответствующих геофизических и гидродинамических комплексов исследований и регистрирующей аппаратуры осуществляется оперативный контроль над процессом освоения скважины, определяются работающие и неработающие толщины продуктивного пласта, состав притока, термометрия, дебитометрия и т.д. В данном случае с целью повышения продуктивности скважины можно оперативно влиять на процесс освоения скважины, меняя величины депрессий на пласт, время их выдержки, темпов снижения забойного давления Рзаб, уровня жидкости Hyp, достигая тем самым подключения в работу пропластков и нефтенасыщенных зон продуктивного горизонта.

При прекращении работы наземного насосного агрегата, под действием пружин 20, а также гидростатического столба жидкости, клапаны 5 со штоками 19 перемещаются в клапанах Н втулок 22, садятся и упираются в конусные гнезда 19, тем самым герметизируя подпакерную зону С, трубное пространство Р от затрубного О и межтрубного П пространств. В это время глубинные приборы 35, которые с помощью каротажного подъемника на кабеле 34 перемещаются в интервале пласта подпакерной зоне С в трубном пространстве Р, осуществляют регистрацию температуры пласта, фазовые составляющие притока, границы раздела газа-нефти-воды по высоте, запись кривых восстановления забойного давления (КВД), величины и скорости изменения уровня жидкости в скважине (Hyp), а также отбор герметизированной пробы пластового флюида и т.д. В данном случае с целью определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта возможно широкое применение различных комплексов регистрирующей аппаратуры геофизических и гидродинамических методов исследования скважин.

На фиг. 7 представлена картограмма процесса освоения низко дебитной скважины предлагаемым устройством в координатах: время Т(час) - забойное давление Рзаб (МПа), где участки:
- 1 - гидростатическое давление на забое скважины Р₂ до начала освоения,
- 2 - первый цикл снижения забойного давления Р_3.1, уровня жидкости H_yp1 в скважине,
- 3 - кривая восстановления забойного давления в скважине КВД1 (Н_ур2) после остановки наземного насосного агрегата,
- 4 - второй цикл снижения забойного давления Р_3.2 (Нурз) в скважине,
- 5 - кривая восстановления забойного давления в скважине КВД2 (Н_ур4) после второго цикла откачки жидкости из межтрубного П пространства,
- 6 - третий цикл снижения забойного давления в скважине Р_3.3 (Н_ур5),
7 - кривая восстановления забойного давления Р_ст(Н_ст).

Процесс геофизических и гидродинамических исследований путем циклических откачек скважинной эжектирующей жидкости из межтрубного П пространства с помощью эжектирования струйными насосами 4 устройства 3 может повторяться многократно до получения полной геологопромысловой информации о строении промыслового пласта и его коллекторских свойствах.

В случае отсутствия притока при освоении и исследовании скважины с помощью устройства 3 производится повторная перфорация продуктивного пласта и обработка его химическими реагентами: растворами кислот, щелочными растворами, глинокислотой, поверхностно-активными веществами и т.д. В данном случае в скважину спускают через насосно-компрессорные трубы 12 и корпус устройства 3 малогабаритные перфораторы на кабеле 34. После вскрытия пласта приступают к его обработке химическими растворами.

Наземный насосный агрегат закачивает по насосно-компрессорным трубам 12 в трубное пространство Р требуемый химический раствор. По достижении нижней границей химического раствора в трубном пространстве Р корпуса устройства 3 кольцевое межтрубное пространство П и затрубное пространство О на устьевой фонтанной арматуре герметизируется закрытием задвижек (не показано). При этом химические растворы проходят в корпусе 3 по каналу Г, насосно-компрессорным трубам 2, поступают в подпакерное пространство С и оттуда наземным насосным агрегатом продавливаются в пласт.

После обработки скважины химическими растворами в интервале пласта 33 через насосно-компрессорные трубы 12, корпус устройства 3 и направляющую воронку 36 на кабеле 34 опускают регистрирующую геофизическую аппаратуру 35 (фиг. 4). В остановленной скважине осуществляется фоновый замер температуры по всей высоте вскрытого пласта. Далее при работающем наземном насосном агрегате в процессе эжектирования скважинной жидкости (снижение Р_заб, H_yp) струйными насосами 4 устройства 3 комплексом термодебитометрии производится регистрация профилей притока из пласта. Таким образом, определяется степень охвата пласта химической обработкой, а эффективность оценивается по увеличению продуктивности скважины.

Для улучшения очистки призабойной зоны пласта от загрязняющих материалов (фильтратов буровых, цементных растворов, асфальтосмолистых и парафинистых веществ) и сокращения срока удаления продуктов реакции от химических обработок пласта в интервал вскрытия продуктивного горизонта 33 на кабеле 34 опускают скважинный генератор 37 и воздействуют физическими полями: акустическими, тепловыми, электромагнитными и т.д. (фиг.5). С помощью каротажного кабеля 34 скважинный генератор 37 перемещается в подпакерной зоне С сверху вниз или снизу вверх и устанавливается для обработки напротив каждого интервала пласта, характеризующегося ухудшенными фильтрационными свойствами (фиг.5). Обработка интервалов пласта 33 генератором 37 совмещается с процессом освоения, эжектирования скважинной жидкости Qт+Qн, а также продолжается при остановках наземного агрегата. В данном случае забойное давление Рзаб (Hyp) в скважине снижается и увеличивается при остановках наземного насосного агрегата, следовательно, на пласт воздействуют депрессии, различные по величинам и времени выдержки, что улучшает очистку призабойной зоны пласта от загрязняющих материалов.

В случае если продуктивный пласт обводнен и вода в ствол скважины поступает по отдельным интервалам (прослоям), а также с выше или ниже залегающего горизонта, то с помощью предлагаемого устройства можно осуществлять водоизоляционные работы. Проблема водоизоляционных работ становится актуальной при капитальном ремонте скважин месторождений, находящихся в поздней стадии разработки. В данном конкретном случае анализируется весь объем геологопромысловой информации, полученной при исследовании скважины в процессе освоения с помощью предлагаемого устройства. По данным исследований скважины определяются границы источника обводнения и его фильтрационные характеристики.

Режимно-технологические параметры процесса закачки и продавки водоизоляционного состава в обводненный интервал пласта регламентируются значениями забойных давлений по данным профилеметрии притоков и приемности с учетом пластового давления и температуры и т.д. Закачка в скважину и продавливание соответствующего водоизоляционного состава осуществляется аналогично вышеописанной обработке пласта химическими растворами.

Водоизоляционные работы в высокообводненных скважинах рекомендуется проводить поэтапно в следующем порядке:
- закачивание, продавливание в интервал обводнения первого объема водоизоляционного состава и выдержка его в пласте для протекания реакции полимеризации,
- освоение скважины с помощью устройства 3 и геофизическими исследованиями для контроля качества изоляции источника обводнения,
- закачивание, продавливание второго объема изоляционной композиции, реакция полимеризации, освоение скважины с геофизическими, гидродинамическими исследованиями, отбором глубинных проб пластового флюида и т.д. (на фиг.не показано).

При работах с применением водоизоляционных композиций на основе органических жидкостей, не обладающих агрессивностью по отношению к регистрирующей глубинной аппаратуре и каротажному кабелю, контроль качества и эффективности данных мероприятий осуществляется непосредственно на всех вышеуказанных этапах ремонтно-изоляционных работ (РИР).

В скважинах, где пласты имеют низкие ФЕС, методика оценки их продуктивности (по результатам освоения) заключается в дифференциальной обработке величины притока Qн по времени Т (δQн/δQt) в динамике изменения уровня жидкости Hyp до стабилизации его на своем статистическом значении Нст (Рст). В данном случае приток Qн из пласта 33 поступает в подпакерную зону С через направляющую воронку 36 в насосно-компрессорные трубы 2, центральный канал Г корпуса устройства 3, посадочный патрубок 26, насосно-компрессорные трубы 12. Прослеживание динамики изменения уровня жидкости после остановки наземного насосного агрегата производится геофизическими приборами дистанционного контроля 35 и передачей сигнала на наземную станцию (лабораторию) по кабелю 34 или автономными глубинными манометрами-термометрами 37 (фиг.6), спускаемыми в скважину на каротажном кабеле 34 или скребковой проволоке, при этом клапаны устройства 3 находятся в своих конусных гнездах 21.

Использование предлагаемой группы изобретений позволит сократить сроки освоения скважин за счет исключения из общего цикла работ спускоподъемных операций подземного скважинного оборудования, а следовательно, снизить материально-технические затраты.

Источники информации
1. Пат. 2131023 РФ, МПК 6 Е 21 В 43/25, 49/00, опубл. 1999.

2. Пат. 2107842 РФ, МПК 6 F 04 F 5/54, опубл. 1998 (прототип).

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для освоения скважин, исследования пластов, интенсификации нефтегазовых притоков и проведения водоизоляционных работ. Сначала в скважину опускают наружный ряд насосно-компрессорных труб, включающих пакер и корпус устройства. После проверки пакера и насосно-компрессорных труб (НКТ) на герметичность опрессовкой в скважину в наружный ряд НКТ опускают центральный ряд НКТ до посадки в корпусе устройства. Для посадки и герметизации центрального ряда НКТ в корпусе устройства используют посадочный патрубок, имеющий наружную коническую поверхность. При опрессовке наружного, центрального рядов НКТ, спущенных в скважину, и пакера применяют тарированную опрессовочную заглушку, установленную в боковом входном канале рабочей камеры устройства, которая является общей для струйных насосов, расположенных коаксиально вокруг проходного канала в корпусе устройства. Приемные каналы устройства связаны общим каналом с камерой смешения струйных насосов. Устройство снабжено одинаковым количеством струйных насосов и обратных клапанов. Способ освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, осуществления водоизоляционных работ реализуется путем создания различных переменных депрессий на пласт посредством понижения забойных давлений откачкой струйными насосами жидкости из центрального ряда НКТ, связанных с пластом и имеющих ограниченный внутренний объем. Регистрирующая измерительная аппаратура может свободно перемещаться в скважине и в интервале продуктивного пласта. Повышаются полнота и качество промысловой информации, сокращаются сроки освоения скважин, снижаются материально-технические затраты. Появляется возможность выполнения геофизических, гидродинамических исследований, обработок пласта и водоизоляционных работ за один спускоподъем подземного скважинного оборудования. 2 с. и 2 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков, осуществления водоизоляционных работ, включающий спуск на насосно-компрессорных трубах (НКТ) корпуса устройства с пакером в скважину до интервала перфорации пласта, установку и проверку пакера на герметичность опрессовкой, подачу рабочей жидкости и откачку пластового флюида и подачу смешанной жидкости из скважины на поверхность, отличающийся тем, что после установки пакера в скважине спускают центральный ряд НКТ до посадки в корпусе устройства, для опрессовки применяют тарированную опрессовочную заглушку, подачу рабочей жидкости осуществляют по затрубному пространству, а смешанную жидкость подают на поверхность через кольцевой канал, образованный наружным и центральным рядами НКТ. 2. Устройство для освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков, осуществления водоизоляционных работ, содержащее колонну насосно-компрессорных труб, включающих корпус устройства с выполненными в нем проходным осевым, продольными и радиальными каналами для приема и отвода жидкостей, струйные насосы и пакер, отличающееся тем, что оно дополнительно снабжено центральным рядом насосно-компрессорных труб, для посадки и герметизации которого использован посадочный патрубок, при этом корпус устройства образует своими наружными стенками и внутренней поверхностью центрального ряда НКТ кольцевые цилиндрические камеры, являющиеся общими приемной и рабочей камерами струйных насосов, расположенных коаксиально по периметру вокруг проходного осевого канала корпуса устройства, причем каждый насос снабжен обратным клапаном, приемная камера устройства связана общим каналом с камерой смешения струйных насосов, а боковой входной канал рабочей камеры снабжен тарированной легкосплавной заглушкой. 3. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что обратные клапаны струйных насосов установлены в осевых каналах корпуса устройства. 4. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что посадочный патрубок имеет наружные конические поверхности.