Способ и устройство для волнового воздействия на залежь

Способ и устройство для волнового воздействия на залежь

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных месторождений главным образом путем вытеснения нефти водой, а также любым другим известным способом. Устройство включает станок-качалку, связанную канатом со штоком, лифт, спущенный в колонну скважины. Нижний цилиндр с расширителем установлен на нижней части лифта. Плунжер установлен в нижнем цилиндре. На поверхности установлены устьевая арматура и резервуар, возвратное устройство и перепускное устройство, верхний цилиндр со стаканом и аварийным клапаном. Утяжелитель скреплен с плунжером и штоком. Запорная гайка установлена на штоке. Поплавковый клапан установлен в резервуаре. На опытном участке назначают одну скважину волнового фонда. В этой скважине устанавливают мост-отражатель. В залежах с низкой проницаемостью проводят гидравлический разрыв. Опускают оборудование и проводят волновое воздействие. В процессе воздействия прослеживают за динамикой гидродинамических параметров пласта и в соответствии с ее изменением добавляют потребное количество скважин волнового фонда для разработки всей залежи и назначают режимы работы промыслового оборудования. В процессе работы станка-качалки при ходе плунжера вверх происходит сжатие жидкости в лифте. В момент выхода плунжера в расширитель жидкость из лифта сбрасывается в колонну. В результате сброса в колонне образуется ударная волна, которая проникает в продуктивный пласт и формирует в нем волны давления. Волны давления в продуктивном пласте формируют путем периодического подъема и сброса пород, залегающих над трещинами гидравлического разрыва на породы, залегающие под трещинами гидравлического разрыва. Трещины гидравлического разрыва образуют путем сжатия жидкости в лифте до соответствующего давления. Повышается эффективность волнового воздействия за счет обеспечения полного поглощения продуктивным пластом потребляемой устройством энергии благодаря плавному переходу волн давления из ствола скважины в породу, а также осуществлению гидроразрыва пласта и формированию упругих колебаний в породе при помощи станка-качалки, увеличивается добыча нефти или снижается себестоимость ее добычи особенно на новых месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. 2 с. и 39 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных месторождений главным образом путем вытеснения нефти водой, а также любым другим известным способом.

Известны способ и устройство для волнового воздействия на залежь. Причем способ включает в себя создание на забое скважины волн давления различной амплитуды и частоты в процессе закачки той или иной жидкости в продуктивный пласт. При этом закачку жидкости в продуктивный пласт осуществляют по лифтовым трубам при помощи стандартного оборудования для гидравлического разрыва продуктивного пласта, а генерирование волн давления осуществляют при помощи специального устройства - вибратора, установленного на конце лифта и состоящего из двух соосных цилиндров с короткими косыми вертикальными прорезями. Наружный цилиндр-золотник может вращаться вокруг вертикальной оси подобно турбинному колесу. Истечение жидкости из наружного цилиндра происходит под некоторым углом к касательной цилиндра, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий этот цилиндр во вращательное движение. При совпадении прорезей наружного и внутреннего цилиндров жидкость выходит из лифта. При несовпадении прорезей наружного и внутреннего цилиндров она на мгновение останавливается. Таким образом создаются импульсы давления, частота которых может изменяться в зависимости от изменения числа прорезей в золотнике и скорости его вращения, которая в свою очередь зависит от расхода жидкости. (В. И. Щуров. Технология и техника добычи нефти. Москва. "Недра". 1983 год. cc.-184-185. Патент России N1.772.345 от 30.10.92 Е 21 В 43/18).

Основной недостаток рассмотренного технического решения состоит в том, что из-за высоких частот волн давления, имеющих значительную степень затухания, его можно использовать только для обработки призабойной зоны продуктивного пласта в течение короткого отрезка времени. Попытки использовать данное техническое решение на нагнетательных скважинах с генерированием относительно низких частот в течение длительного отрезка времени ощутимых результатов не принесли.

Наиболее близким техническим решением является способ волнового воздействия на залежь и устройство для его осуществления, описанные в патенте России N2075596 от 11 марта 1995 года по классу Е 21 В 43/25 или в патенте США N5586602 от 11 марта 1995 года по классу 166/249.

Причем устройство состоит из станка-качалки с канатом, колонны насосно-компрессорных труб, спущенных в эксплуатационную колонну скважины и подвешенных на устьевой арматуре, состоящей из затрубной задвижки, лифтовой задвижки, перепускной задвижки и сальника. На конце насосно-компрессорных труб установлен центратор. В цилиндре размещен плунжер с возможностью осевого перемещения и выхода из цилиндра в крайнем верхнем положении станка-качалки. Плунжер связан при помощи штанг и полированного штока с канатом. Между цилиндром и колонной насосно-компрессорных труб установлен центратор. На устьевой арматуре смонтировано подзарядное устройство, связанное с емкостью. Реализация способа состоит в том, что в процессе работы устройства при ходе плунжера вверх происходит сжатие жидкости в насосно-компрессорных трубах. В крайнем верхнем положении станка-качалки сжатая жидкость из насосно-компрессорных труб сбрасывается в эксплуатационную колонну. В момент сброса жидкости в эксплуатационную колонну в ней образуются зоны повышенного и пониженного давления, которые достигают забоя скважины и наносят по нему периодические удары.

Основное преимущество наиболее близкого технического решения по сравнению с рассмотренным выше состоит в том, что оно обеспечивает обработку не только призабойной зоны в течение короткого отрезка времени, но и всего продуктивного пласта в течение всего периода его эксплуатации.

Основной недостаток наиболее близкого технического решения состоит в том, что его эффективность не может быть высокой, так как в процессе работы устройства только незначительная часть волновой энергии поглощается продуктивным пластом, в то время как основная ее часть отражается им и не совершает полезной работы.

Кроме того, наиболее близкое техническое решение не предполагает снижение затрат на разработку залежи. Не обеспечивает возможности образования трещин гидравлического разрыва продуктивного пласта и их закрепления. Не позволяет предотвратить прорыв вытесняющей жидкости из нагнетательной скважины в добывающую в случае образования трещин разрыва между ними. Не дает возможности контроля за динамикой трещин гидравлического разрыва продуктивного пласта. Не обеспечивает получение максимального давления ударной волны в колонне в момент ее воздействия на продуктивный пласт. Не позволяет ускорить и облегчить процесс освоения нагнетательных скважин. Не предполагает синхронизацию работы источников волнового воздействия на залежи и снижение объемов закачки вытесняющей жидкости. Имеет невысокую надежность работы из-за больших габаритов оборудования в скважине и не дает возможности работы в условиях аномально-высоких давлений. Не позволяет максимально использовать стандартное нефтепромысловое оборудование. Не предотвращает аварийную ситуацию в случае обрыва штока. Не дает возможности определения коэффициента подачи установки опытным путем. Не обеспечивает работу оборудования на оптимальном режиме и в условиях низких температур. Не дает возможности работать в скважинах добывающего фонда с открытым продуктивным или непродуктивным пластом с повышенной волновой проводимостью. Не предотвращает от разлива рабочей жидкости на устье скважины и от развинчивания отдельных частей оборудования в процессе его работы под действием динамических нагрузок. Не снижает затрат на ремонт устройства.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности волнового воздействия на залежь за счет обеспечения полного поглощения волновой энергии продуктивным пластом, также снижение затрат на разработку залежи, обеспечение возможности образования трещин гидравлического разрыва продуктивного пласта и их закрепления, предотвращение прорыва вытесняющей жидкости из нагнетательных скважин в добывающие в случае образования трещин разрыва между ними, обеспечение возможности контроля за длиной трещин гидравлического разрыва продуктивного пласта, обеспечение получения максимального давления ударной волны в колонне в момент ее воздействия на продуктивный пласт, ускорение и облегчение процесса освоения нагнетательных скважин, синхронизацию работы источников волнового воздействия на залежи и снижение объемов закачки вытесняющей жидкости, повышение надежности работы устройства, обеспечение возможности работы в условиях аномально-высоких давлений, максимальное использование стандартного нефтепромыслового оборудования, предотвращение аварийной ситуации в случае обрыва штока, обеспечение возможности определения коэффициента подачи установки опытным путем, обеспечение возможности работы оборудования на оптимальном режиме и в условиях низких температур, обеспечение возможности работать в скважинах добывающего фонда с открытым продуктивным или непродуктивным пластом с повышенной волновой проводимостью, предотвращение от разлива рабочей жидкости на устье скважины и от развинчивания отдельных частей оборудования в процессе его работы под действием динамических нагрузок, снижение затрат на ремонт устройства.

Поставленная цель достигается за счет того, что в способе волнового воздействия на залежь, включающем закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины и отбор продуцируемой жидкости из добывающих скважин промысловым оборудованием с одновременным формированием в скважинах волнового фонда, оборудованных лифтом и колонной, волн давления путем периодического сжатия и сброса лифтовой жидкости в колонну и образования в ней зон повышенного и пониженного давления до проведения водного воздействия на залежь в скважинах волнового фонда, к которым относят все нагнетательные и часть добывающих скважин со вскрытым пластом, устанавливают волновой отражатель и проводят гидравлический разрыв вскрытого пласта с определением давления разрыва, а в процессе волнового воздействия на залежь лифтовую жидкость сжимают до давления, превышающего давление разрыва и обеспечивающего получение во вскрытом пласте трещин разрыва, причем волны давления во вскрытом пласте образуют путем периодического подъема и сброса пород, залегающих над трещинами разрыва на породы, залегающие под трещинами разрыва, а длину зон повышенного и пониженного давления в колонне образуют равной удвоенной толщине вскрытого пласта, при этом первоначально на залежи выбирают опытный участок, на котором в одной скважине осуществляют волновое воздействие в течение некоторого отрезка времени и прослеживают за динамикой гидродинамических параметров пласта, а затем в зависимости от ее изменения на опытном участке добавляют потребное количество скважин волнового фонда для разработки всей залежи и изменяют режим работы промыслового оборудования или само промысловое оборудование вплоть до формирования новой системы разработки.

Кроме того, опытный участок выбирают после разведочного бурения, а промысловое оборудование и потребное количество скважин назначают сразу с учетом изменения динамики гидродинамических параметров пласта под действием волн давления.

Кроме того, осуществляют закрепление трещин разрыва обломочным материалом, образуемым при многократном расклинивании и смыкании трещин.

Кроме того, длину закрепленных трещин образуют равной расстоянию между скважиной волнового фонда и ближайшей к ней добывающей скважиной за вычетом длины зоны безопасности.

Кроме того, длину зоны безопасности находят из выражения где Х - длина зоны безопасности, м; S - расстояние от волновой до ближайшей к ней добывающей скважины, м; R - приведенный радиус волновой скважины, м; r - радиус трещины гидравлического разрыва вскрытого пласта, м; n - число трещин гидравлического разрыва вскрытого пласта; h - толщина вскрытого пласта, м.

Кроме того, волновой отражатель устанавливают на уровне подошвы вскрытого пласта.

Кроме того, в качестве волнового отражателя используют металлический мост, а длину зон повышенного и пониженного давления в колонне скважин волнового фонда определяют из выражения где L - длина зон повышенного и пониженного давления в колонне скважин волнового фонда, м; V_ж - скорость распространения упругой волны в жидкости скважин волнового фонда, м/с; t_п - время перетока жидкости из лифта в колонну в процессе ее сброса, с; V(t) - скорость перетока жидкости из лифта в колонну в процессе ее сброса в момент времени t, м/с; t - текущий момент времени в процессе сброса жидкости из лифта в колонну, с.

Кроме того, в нагнетательных скважинах волнового фонда вытесняющую жидкость закачивают или между лифтом и колонной или разделяют на две регулируемые по объему части, одну из которых закачивают в лифт, а другую в пространство между лифтом и колонной.

Кроме того, в процессе освоения нагнетательных скважин волнового фонда первоначально весь объем вытесняющей жидкости закачивают в лифт, а объем закачки вытесняющей жидкости в пространство между лифтом и колонной увеличивают постепенно по мере увеличения приемистости вскрытого пласта.

Кроме того, в добывающих скважинах волнового фонда перекрывают продуктивный пласт волновым отражателем и вскрывают ближайший к нему непродуктивный пласт с повышенной волновой проводимостью.

Кроме того, заменяют продуцируемую жидкость в колонне и лифте на дегазированную, у которой плотность ниже величины, определяемой из выражения где _p - максимальная плотность жидкости в добывающих переливающих скважинах волнового фонда, кг/м³; Р_п - пластовое давление в добывающих переливающих скважинах волнового фонда, кг/м; Н - глубина добывающих переливающих скважин волнового фонда, м.

Кроме того, в добывающих переливающих скважинах волнового фонда режим волнового воздействия чередуют с режимом отбора продуцируемой жидкости.

Кроме того, в случае замены продуцируемой жидкости в колонне и лифте добывающих скважин волнового фонда в волновом режиме их работы отбор дегазированной жидкости из скважин не производят, в случае вскрытия непродуктивного пласта в добывающих скважинах волнового фонда процесс волнового воздействия на залежь осуществляют с пополнением жидкости в колонне из размещенных на устье скважин резервуаров.

Кроме того, в процессе работы нагнетательных скважин волнового фонда синхронно чередуют закачку вытесняющей жидкости с образованием волн давления с закачкой вытесняющей жидкости при постоянном давлении.

Кроме того, в скважинах волнового фонда устанавливают одинаковую частоту волн давления для всех скважин или отличную от основной в целое число раз, а запуск скважин волнового фонда в режим волнового воздействия на протяжении всего периода их жизни осуществляют в один и тот же наперед заданный момент Бремени.

Кроме того, частоту волн давления для всех скважин волнового фонда устанавливают одинаковой или отличной от основной в целое число раз при помощи станка-качалки.

Кроме того, устройство волнового воздействия на залежь, включающее станок-качалку, связанную канатом со штоком и установленную на устье скважины, лифт, спущенный в колонну скважины, нижний цилиндр с расширителем, установленные на нижней части лифта, плунжер, установленный в нижнем цилиндре, устьевую арматуру, включающую в себя крестовину с задвижками, установленную на колонне, резервуар, установленный на устье скважины, возвратное устройство, выполненное в виде проточного тройника, один конец которого соединен с устьевой арматурой, а на двух других установлены краны, причем один из кранов соединен с манометром, а другой кран, выполненный в виде регулируемого штуцера, через обратный клапан и трубопровод соединен с резервуаром, и центратор, снабжено утяжелителем, скрепленным верхним концом со штоком, а нижним концом, скрепленным с плунжером, - арматурной головкой, установленной на крестовине, верхним цилиндром и скрепленным с ним стаканом с крышкой, установленными на арматурной головке, перепускным устройством, предназначенным для перепуска жидкости из полости нагнетательной линии в полость лифта, запорной гайкой, установленной на штоке с возможностью осевого перемещения, стопорными винтами, установленными радиально в нижней части расширителя и аварийным клапаном, установленным на нижней части верхнего цилиндра, причем центратор выполнен в виде металлических стержней, размещенных на утяжелителе вдоль его оси, а станок-качалка размещена на устье нагнетательной или добывающей скважины со вскрытым пластом, при этом резервуар имеет поплавковый клапан и соединен трубопроводом со стаканом, шток составляет с верхним цилиндром прецизионную пару, а лифт подвешен на арматурной головке и имеет диаметр, определяемый из выражения где Д_л - диаметр лифта, м; Д_у - диаметр утяжелителя, м; Д_н - диаметр плунжера, м; Д_в - диаметр штока, м; S_м - максимальный ход станка-качалки, м; - коэффициент подачи установки; к - коэффициент, учитывающий превышение давления гидроудара над давлением гидроразрыва вскрытого пласта; Р_р - давление гидроразыва вскрытого пласта, кг/м²; Р_з - давление на устье скважины волнового фонда, кг/м²; l_у - длина утяжелителя, м; - коэффициент сжимаемости жидкости в лифте, м²/кг.

Кроме того, утяжелитель выполнен из стального круглого проката и состоит из одного или нескольких отрезков, имеющих на одном конце внутреннюю коническую резьбу и монтажную проточку, а на другом конце имеющих наружную коническую резьбу.

Кроме того, диаметр утяжелителя определяется из выражения где Д_у - диаметр утяжелителя, м; Д_в - диаметр штока, м; Р₃ - давление на устье скважины волнового фонда, кг/м; F_т - сила трения при движении утяжелителя, плунжера и штока вниз, кг; Д_н - диаметр плунжера, м; Р_м - максимальный перепад давления на плунжере при его движении вниз, кг/м; l_у - длина утяжелителя, м; _c - плотность стали, кг/м³; _p - плотность жидкости в лифте скважин волнового фонда, кг/м³; П - постоянная величина, равная 3,14.

Кроме того, в качестве прецизионной пары верхнего цилиндра со штоком использована прецизионная пара корпуса глубинного насоса с одним или несколькими плунжерами глубинного насоса, соединенными между собой муфтами, а с верхней и нижней частями штока соединенными резьбой.

Кроме того, один или несколько плунжеров глубинного насоса соединены с верхней и нижней частями штока штангой, пропущенной внутри плунжеров и имеющей на концах резьбу с шагом резьбы плунжеров.

Кроме того, наружные резьбовые соединения штока и плунжеров заварены и отшлифованы.

Кроме того, арматурная головка выполнена в виде фланца под крестовину и корпуса, жестко скрепленного с фланцем и имеющего два боковых отвода, один из которых предназначен для соединения с возвратным устройством, а другой предназначен для соединения с перепускным устройством, причем внутри корпуса имеется проходное отверстие, на концах которого выполнены резьбы, предназначенные для соединения с лифтом и стаканом.

Кроме того, стакан выполнен в виде полого цилиндра, имеющего снаружи резьбу, предназначенную для соединения с арматурной головкой и имеющего посадочное место и внутренние резьбы, предназначенные для соединения с верхним цилиндром и запорной гайкой, причем сбоку стакана выполнен радиальный отвод, предназначенный для соединения с возвратным устройством.

Кроме того, крышка стакана выполнена из двух одинаковых частей и установлена на стакане с возможностью ее демонтажа без отсоединения каната от штока.

Кроме того, перепускное устройство выполнено в виде проточного тройника, один конец которого соединен с корпусом арматурной головки, а на двух других установлены краны, причем один из кранов соединен с выкидной линией, а другой кран через обратный клапан и трубопровод соединен с линией нагнетания.

Кроме того, в качестве обратных клапанов возвратного и перепускного устройства использованы обратные клапаны глубинных насосов.

Кроме того, запорная гайка выполнена в виде втулки, внутренняя поверхность которой составляет прецизионную пару со штоком, а наружная поверхность составляет прецизионную пару с посадочным местом стакана и снабжена резьбой, причем наружная и внутренняя поверхности имеют канавки с установленными в них уплотнительными кольцами.

Кроме того, аварийный клапан выполнен в виде гайки с проушиной, в которой на оси установлена подпруженная крышка, армированная эластичным материалом, с возможностью поворота относительно оси и перекрытия верхнего цилиндра в случае обрыва штока.

Кроме того, в качестве плунжера использован плунжер глубинного насоса, у которого узел обратного клапана размещен внутри его корпуса.

Кроме того, в качестве нижнего цилиндра использован корпус глубинного насоса, соответствующий используемому плунжеру.

Кроме того, поплавковый клапан выполнен в виде полого корпуса с коническим отверстием в верхней части, под которым внутри корпуса установлен поплавок с уплотнительным кольцом, предназначенным для перекрытия конического отверстия при заполнении резервуара жидкостью.

Кроме того, коэффициент подачи установки определяется опытным путем на минимальном ходе станка-качалки из выражения где - коэффициент подачи установки; Р - изменение давления на устье скважины в результате минимального хода станка-качалки верх, кг/м²; V - изменение объема жидкости в лифте в результате минимального хода станка-качалки вверх, м³; V - объем жидкости в лифте в крайней нижней точке станка-качалки, м³; - коэффициент сжимаемости жидкости в лифте, м²/кг.

Кроме того, расстояние от нижнего среза плунжера до нижних металлических стержней центратора равно максимальному ходу станка-качалки.

Кроме того, оптимальная глубина погружения плунжера в нижний цилиндр найдена из выражения S=S_о при где S - длина хода штока в верхнем цилиндре после начала движения из крайней нижней точки, м; S_о - оптимальная глубина погружения плунжера в нижний цилиндр, м; Р - давление в лифте при ходе плунжера вверх, кг/м³; - символ частной производной.

Кроме того, оптимальная глубина погружения плунжера в нижний цилиндр найдена опытным путем и подвергается изменениям в зависимости от изменения коэффициента подачи установки.

Кроме того, в случае работы оборудования ниже точки замерзания жидкости в лифте его полость и полость стакана заполнены незамерзающей рабочей жидкостью, плотность которой ниже плотности жидкости в колонне.

Кроме того, в случае работы оборудования выше точки замерзания жидкости в лифте плунжер выполнен непроточным.

Кроме того, непроточность плунжера обеспечена тем, что на его нижней части установлена глухая муфта, а внутри помещена штанга, скрепляющая центратор с глухой муфтой.

Кроме того, наружные соединения плунжера с глухой муфтой и центратором заварены и отшлифованы.

Кроме того, резьбовые соединения устройства свинчены с использованием смазки, предотвращающей эти соединения от развинчивания под действием динамических нагрузок в процессе работы устройства.

На фиг.1 показан общий вид устройства.

На фиг.2 показан поперечный разрез А-А на фиг.1.

На фиг.3 показано соединение двух частей утяжелителя.

На фиг.4 показано соединение одного плунжера глубинного насоса с верхней и нижней частями штока.

На фиг.5 показано соединение двух плунжеров глубинного насоса с верхней и нижней частями штока.

На. фиг.6 показан аварийный клапан в закрытом состоянии.

На фиг.7 показана конструкция нижней части плунжера.

На фиг.8 показана конструкция поплавкового клапана.

На фиг.9 показан непроточный плунжер.

На фиг. 10 показан характер изменения давления "Р" во времени "t" на устье скважины волнового фонда.

На фиг.11 показан разрез забоя скважины волнового фонда.

На фиг. 12 показан механизм оборудования и закрепления трещин гидравлического разрыва пласта.

На фиг.13 показана типовая динамограмма работы установки.

Устройство волнового воздействия на залежь (фиг.1) включает станок-качалку 1, связанную канатом 2 со штоком 3. Лифт 4, спущенный в колонну скважины 5. Нижний цилиндр 6 с расширителем 7, установленные на нижней части лифта 4. Плунжер 8, установленный в нижнем цилиндре 6. Устьевую арматуру, включающую в себя крестовину 9 с задвижками 10 и 11 установленную на колонне скважины 5. Резервуар 12, установленный на устье скважины. Возвратное устройство, выполненное в виде проточного тройника 13, один конец которого соединен с устьевой арматурой, а на двух других установлены краны, причем один кран 14 соединен с манометром 15, а другой кран 16 выполнен в виде регулируемого штуцера и через обратный клапан 17 и трубопровод 18 соединен с резервуаром 12. Центратор 19 и утяжелитель 20, скрепленный верхним концом со штоком 3, а нижним концом скрепленный с плунжером 8. Арматурная головка 21, установленная на крестовине 9. Верхний цилиндр 22 и скрепленный с ним стакан 23 с крышкой 24, установленными на арматурной головке 21. Перепускное устройство, предназначенное для перепуска вытесняющей жидкости из полости линии 25 в полость лифта 26. Запорную гайку 27, установленную на штоке 3 с возможностью осевого перемещения. Стопорные винты 28 (фиг.2), установленные радиально в нижней части расширителя 7. Аварийный клапан 29 (фиг.1), установленный на нижней части верхнего цилиндра 22. Причем центратор 19 выполнен в виде металлических стержней 30, размещенных на утяжелителе 20 вдоль его оси, а резервуар 12 соединен трубопроводом 31 со стаканом 23. Шток 3 составляет с верхним цилиндром 22 прецизионную пару, а лифт 4 подвешен на арматурной головке 21. Утяжелитель 20 выполнен из стального круглого проката и состоит (фиг. 3) из одного или нескольких отрезков, имеющих на одном конце 32 внутреннюю коническую резьбу 33 и монтажную проточку 34, а на другом конце 35 имеющих наружную коническую резьбу 33. В качестве прецизионной пары верхнего цилиндра 22 со штоком 3 используют прецизионную пару корпуса глубинного насоса 36 с одним (фиг. 4) или несколькими (фиг.5) плунжерами глубинного насоса 37, соединенными между собой муфтой 38, а с верхней 39 и нижней 40 частями штока 3, соединенными резьбой 41 и 42. Причем один или несколько плунжеров глубинного насоса 37 дополнительно соединены с верхней 39 и нижней 40 частями штока штангой 43, пропущенной внутри плунжеров 37 и имеющей на конце резьбу 44 и 45 с шагом резьбы плунжеров 41 и 42. Кроме того, все наружные соединения штока 3 и плунжеров глубинного насоса 37 заварены сваркой 46 и отшлифованы. Арматурная головка 21 (фиг.1) выполнена в виде фланца 47 под крестовину 9 и корпуса 48, жестко скрепленного с фланцем 47 и имеющего два боковых отвода 49 и 50, один из которых предназначен для соединения с возвратным устройством, а другой предназначен для соединения с перепускным устройством. Причем внутри корпуса имеется проходное отверстие 51, на концах которого выполнены резьбы 52 и 53, предназначенные для соединения с лифтом 4 и стаканом 23. Стакан 23 выполнен в виде полого цилиндра, имеющего снаружи резьбу 53, предназначенную для соединения с арматурной головкой 21, и имеющего посадочное место 54 и внутренние резьбы 55 и 56, предназначенные для соединения с верхним цилиндром 22 и запорной гайкой 27. Причем сбоку стакана 23 выполнен радиальный отвод 27, предназначенный для соединения с возвратным устройством. Крышка стакана 24 выполнена из двух одинаковых частей и установлена на стакане 23 с возможностью ее демонтажа без отсоединения каната 2 от штока 3. Перепускное устройство выполнено в виде проточного тройника 58, один конец которого соединен с корпусом арматурной головки 48, а на двух других установлены краны, причем один из кранов 59 соединен с выкидной линией 60, а другой кран 61 через обратный клапан 62 и трубопровод 63 соединен с линией 25. В качестве обратных клапанов возвратного 17 и перепускного 62 устройств используют обратные клапаны глубинных насосов. Запорная гайка 27 выполнена в виде втулки, внутренняя поверхность 64 которой составляет прецизионную пару со штоком 3, а наружная поверхность 65 составляет прецизионную пару с посадочным местом 54 стакана 23 и снабжена резьбой 66. Причем наружная 65 и внутренняя поверхности имеют канавки с установленными в них уплотнительными кольцами 67. Аварийный клапан 29 выполнен (фиг.6) в виде гайки 68 с проушиной 69, в которой на оси 70 установлена подпружиненная крышка 71, армированная пластическим материалом 72, с возможностью поворота относительно оси 70 и перекрытия верхнего цилиндра 22 в случае обрыва штока 3. В качестве плунжера 8 используют плунжер глубинного насоса, у которого узел обратного клапана 73 размещен внутри его корпуса 74 (фиг.7). В качестве нижнего цилиндра 6 используют корпус, соответствующий используемому плунжеру 8. Поплавковый клапан (фиг.8) выполнен в виде полого корпуса 75 с коническим отверстием 76 в верхней части, под которым внутри корпуса 75 установлен поплавок 77 с уплотнительным кольцом 78, предназначенным для перекрытия конического отверстия 76 при заполнении резервуара 12 жидкостью. Расстояние от нижнего среза плунжера 8 до металлических стержней центратора 19 равно максимальному ходу станка-качалки 1. Непроточность плунжера 8 обеспечена тем, что (фиг.9) на его нижней части установлена глухая муфта 79, а внутри помещена штанга 80, скрепляющая центратор 19 с глухой муфтой 79. Кроме того, наружные соединения плунжера 8 с глухой муфтой 79 и центратором 19 заварены сваркой 81 и 82 и отшлифованы. Все резьбовые соединения устройства свинчены с использованием смазки, предотвращающей эти соединения от развинчивания под действием динамических нагрузок в процессе работы устройства. В случае работы оборудования ниже точки замерзания жидкости в лифте 4 его полость 26 и полость 83 стакана 23 заполнена незамерзающей рабочей жидкостью, плотность которой ниже плотности жидкости в колонне 5.

Реализация способа и работа устройства осуществляются следующим образом. В случае доразработки залежи первоначально на ней выбирают опытный участок. На опытном участке назначают одну скважину волнового фонда. При этом в качестве скважины волнового фонда может быть использована нагнетательная или добывающая переливающая или непереливающая скважина. При использовании нагнетательной или переливающей добывающей скважины ниже зоны перфорации устанавливают металлический мост-отражатель. При использовании непереливающей добывающей скважины металлический мост-отражатель устанавливают выше зоны перфорации и перфорируют ближайший к продуктивному непродуктивный пласт с повышенной волновой проводимостью. В залежах с низкой проницаемостью после установки моста-отражателя проводят гидравлический разрыв вскрытого пласта и определяют давление рукава. В залежах с высокой проницаемостью гидравлический разрыв не проводят, а за давление разрыва принимают забойное давление в нагнетательных скважинах. На втором этапе работы в подготовленную скважину опускают оборудование и производят волновое воздействие в течение некоторого отрезка времени. В процессе воздействия в районе волновой и добывающих скважин опытного участка прослеживают за динамикой гидродинамических параметров пласта. На последнем этапе в соответствии с изменением динамики гидродинамических параметров пласта на опытном участке добавляют потребное количество скважин волнового фонда для разработки всей залежи и изменяют режим работы промыслового оборудования или само промысловое оборудование вплоть до формирования новой системы разработки.

В случае разработки новой залежи опытный участок выбирают после разведочного бурения, а промысловое оборудование и потребное количество скважин волнового фонда назначают сразу с учетом изменения динамики гидродинамических параметров пласта под действием волн давления.

Монтаж оборудования на скважинах волнового фонда осуществляют в следующей последовательности. В колонну 5 опускают нижний цилиндр 6, расширитель 7 с завернутыми в него стопорными винтами 28 и лифт 4, скрепленный с арматурной головкой 21. Фланец 47 соединяют с фланцем крестовины 9. В лифт 4 через проходное отверстие 51 опускают плунжер 8, центратор 19 и утяжелитель 20. На штоке 3 размещают аварийный клапан 29, верхний цилиндр 22, стакан 23, крышку 24 и запорную гайку 27. Опускают в лифт 4 шток 3 с размещенными на нем узлами. Свинчивают стакан 23 с арматурной головкой 21. В боковые отводы 49 и 50 вворачивают проточные тройники 13 и 58 и соединяют их с кранами 14, 16, 59 и 61. Кран 59 соединяют с обратным клапаном 62. Кран 14 соединяют с манометром 15. Кран 16 соединяют с обратным клапаном 17. Обратный клапан 17 трубопроводом 18 соединяют с резервуаром 12. Обратный клапан 62 трубопроводом 63 соединяют с линией 25. Резервуар 12 трубопроводом 31 соединяют со стаканом 23. Поднимают шток 3 с утяжелителем 20, центратором 19 и плунжером 8 на величину разницы между максимальным и минимальным ходом станка-качалки 1. Настраивают станок-качалку 1 на минимальный ход и соединяют ее канатом 2 со штоком 3 в крайней нижней точке станка-качалки 1. Дальнейшие работы проводят по-разному, в зависимости от типа используемой скважины. В случае использования в качестве волновой нагнетательной скважины вытесняющей жидкостью заполняют колонну 5 и лифт 4 и осуществляют ее освоение. Для чего первоначально весь объем вытесняющей жидкости закачивают в лифт 4. При этом открывают кран 61 и закрывают задвижку 11, а в стакан 23 устанавливают запорную гайку 27 и включают в работу станок-качалку 1. По мере увеличения приемистости нагнетательной скважины постепенно открывают задвижку 11 и увеличивают закачку вытесняющей жидкости в затрубное пространство. При достижении максимальной приемистости нагнетательной скважины кран 61 полностью закрывают, а задвижку 11 полностью открывают. При этом запорную гайку 27 выворачивают из стакана 23 и устанавливают на крышке 24. Крышку 24 в процессе вворачивания и выворачивания запорной гайки 27 монтируют и демонтируют без отсоединения штока 3 от станка-качалки 1. При необходимости в условиях низких температур до перевода закачки только по затрубному пространству вытесняющую жидкость в лифте 4 заменяют на незамерзающую рабочую жидкость, плотность которой ниже плотности вытесняющей жидкости. Замену жидкостей производят автономным насосным агрегатом по трубопроводу 60 при открытой задвижке 59 и остановленной в крайней мертвой точке станка-качалки 1. В случае работы оборудования выше точки замерзания вытесняющей жидкости ее замену на незамерзающую рабочую жидкость не производят, а закачку осуществляют только через лифт 4 на протяжении всего периода работы оборудования. При этом плунжер 8 выполняют непроточным, а резервуар 12 по мере его заполнения опорожняют автономным насосным агрегатом. В процессе работы нагнетательной скважины синхронно чередуют волновую закачку вытесняющей жидкости при постоянном давлении. Для осуществления такого чередования периодически останавливают станок-качалку 1 и устанавливают запорную гайку 27 в стакан 23. Период остановки станка-качалки 1 испол