Устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины

Устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и в процессе эксплуатации скважин для увеличения их продуктивности, а также для повышения нефтеотдачи пластов.

Известно устройство для обработки призабойной зоны скважины, включающее корпус с кабельной головкой, имплозионную камеру с датчиком гидравлического давления, управляемый впускной клапан с термопластичным спусковым стопором и спиральным электронагревателем, генератор возбуждения, блок акустических излучателей, блок управления амплитудой возбуждения акустических излучателей синхронно с депресионно-репрессионным колебательным процессом в скважине, при этом блок акустических излучателей выполнен с системой радиальных каналов между ними, сообщающихся со скважиной, внутренней полостью корпуса и входным отверстием имплозионной камеры, в котором установлен кольцевой спусковой стопор для впускного клапана, выполненный из термопластичного материала со встроенным в него спиральным электронагревателем. (Патент РФ №2180938, кл. Е 21 В 43/25, 28/00, 1999 г.).

Наиболее значительным недостатком известного устройства является возможность его однократного применения, так как для повторной обработки призабойной зоны необходим подъем устройства на поверхность для перезарядки имплозионной камеры.

Данное устройство не позволяет оценить состояние призабойной скважины после ее обработки, в результате чего после подъема устройства на поверхность необходимо проведение специальной операции, подтверждающей достаточность степени восстановления проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП).

Кроме того, в патенте не указано, каким образом акустические излучатели могут быть сориентированы напротив перфорационных отверстий в обсадной колонне. Поэтому можно ожидать, что ни при каких условиях точно это не может быть выдержано, следует ожидать, что примерно половина энергии акустических колебаний будет рассеиваться на обсадной трубе, не проникая в прилегающий нефтяной пласт.

Известно техническое решение для динамического воздействия на нефтяной пласт, включающее сваб, совершающий возвратно-поступательные перемещения с помощью каната в насосно-компрессорной трубе (НКТ), с вычерпыванием из скважины скважинной жидкости и дополнительное динамическое воздействие на фильтр и пласт этой же жидкостью, осуществляемое путем подъема сваба на заданную высоту над уровнем жидкости в скважине и последующем сбросе его вместе со столбом жидкости, находящейся над свабом, на жидкость, находящуюся в скважине ниже сваба. (Патент РФ №2172392, кл. Е 21 В 43/00, 2000 г.).

Недостатком известного технического решения является его малая эффективность, поскольку при повышении давления (репрессии) в результате прямого гидроудара, имеющего максимальную амплитуду, подвижные частицы кольматанта будут переноситься вглубь пласта, в результате чего они оказываются вне зоны пониженного давления (депрессии), возникающей при обратном гидроударе, амплитуда которого ниже, чем прямого. По этой причине, этот способ целесообразно применять для очистки призабойной зоны нагнетательных скважин, в которых подвижные частицы кольматанта удаляются из призабойной зоны вглубь ее, не загрязняя вторично призабойную зону скважины при работе скважины в режиме нагнетания. В случае добывающих скважин, оттесненные из призабойной зоны подвижные частицы кольматанта при работе скважины в режиме откачки флюида, начнут перемещаться в призабойную зону скважины, приводя к снижению проницаемости прискважинной зоны нефтяного пласта. Кроме того, при подъеме сваба зона разряжения под ним будет заполняться газом, выделяющимся из всего объема нефти, находящейся в скважине, что приведет к созданию газовой подушки, частично демпфирующей гидроудар, создаваемый при падении сваба, что также снижает эффективность известного технического решения.

Известно устройство для возбуждения колебаний гидродинамического давления в добывающей скважине, включающее штанговый глубинный насос с гидроусилителем, представляющим собой цилиндрическую камеру с выпускным клапаном и поршнем, жестко связанным с плунжером насоса, а в стенке камеры гидроусилителя выполнены отверстия, периодически перекрывающиеся поршнем при его возвратно-поступательном движении. (Патент РФ №2175057, кл. Е 21 В 43/25, 1999 г.).

Недостатком известного устройства является ограниченность ресурса его работы. Это связано с тем, что скважинная жидкость, содержащая вынесенные из пласта частицы кольматанта, поступает в камеру гидроусилителя, откуда вытесняется поршнем гидроусилителя через выпускной клапан гидроусилителя, расположенный в нижней части устройства. Поскольку всасывающие клапаны насоса находятся значительно выше, то частицы кольматанта будут осаждаться на забой скважины, что с течением времени приведет к подъему слоя отложений частиц кольматанта до уровня выпускного клапана гидроусилителя, а затем и выше до уровня отверстий в стенке камеры гидроусилителя. В результате этого эффективность работы устройства уменьшится. Для очистки забоя скважины и камеры гидроусилителя от осевших частиц кольматанта потребуется подъем насоса, с последующей промывкой забоя скважины и камеры гидроусилителя.

Кроме того, в известном устройстве нет возможности регулировать величину депресионно-репрессионного воздействия на ПЗП, поскольку отверстия в камере гидроусилителя, с помощью которых создается это воздействие, постоянно раскрыты.

Известно устройство для воздействия на призабойную зону пласта, включающее спускаемый на трубах полый корпус и гидравлически связанные с ним проточные цилиндрические камеры, установленные в корпусе перпендикулярно осевому направлению полого корпуса с осевым пересечением с его центральной осью, и каждая проточная камера снабжена последовательно размещенным центральным завихрителем потока жидкости, напорным соплом и выходной тороидальной вихревой камерой с выходным соплом, при этом торцовые поверхности проточных камер установлены с равным зазором относительно внутренней поверхности колонны скважин. При этом устройство выполнено с возможностью самопроизвольного вращения корпуса вместе с цилиндрическими проточными камерами вокруг своей оси в процессе работы. (Патент РФ №2175058, кл. Е 21 В 43/25, 28/00, 1999 г.).

Недостатком известного устройства является его сравнительно низкая эффективность, связанная с тем, что в процессе обработки скважины при перемещении устройства вдоль интервала перфорации невозможно выполнить условия, обеспечивающие наиболее эффективное его использование. Так, например, при вращении корпуса вместе с размещенными на нем вихревыми камерами и при перемещении устройства вдоль интервала перфорации центральные пульсирующие области вихрей периодически накрывают входные отверстия перфорационных каналов скважины, доля времени, когда излучатель и входное отверстие находятся напротив друг друга, пропорционально произведению долей площади перфорационных отверстий на обсадной трубе и площади излучателей на боковой поверхности корпуса устройства. Оценивая эти доли величинами 0,2 и 0,5 соответственно, получим, что лишь 0,1 всего времени расположение соответствовало оптимальному, когда отверстия находятся напротив друг друга. В случае, если за счет принудительного вращения корпуса устройства предполагается, что удается сориентировать излучатели с входными отверстиями перфорационных каналов скважины, значительная часть энергии излучения также будет расходоваться нерационально, так как, учитывая реальные размеры перфорационных отверстий в 0,03-0,01 м, расположенных с шагом 0,5-0,3 м, представляется практически нереальным установить в этой же плоскости и излучатели. Если оценить линейную точность установки корпуса излучателя в 0,1 м, то вероятность их точного совпадения также не составляет 10-20%.

Данное устройство не позволяет оценить состояние призабойной скважины после ее обработки, в результате чего после подъема устройства на поверхность необходимо проведение специальной операции, подтверждающей достаточность степени восстановления проницаемости призабойной зоны пласта, а при ее недостаточности - повторение обработки, что удлиняет весь процесс обработки ПЗП.

Известно техническое решение для создания плавной, регулируемой депрессии на продуктивный пласт с помощью размещенных в колоннах насосно-компрессорных труб внутри эксплуатационной колонны, по крайней мере, двух свабов, перемещающихся синхронно или асинхронно, в одном или в оппозитных направлениях, за счет чего на забое скважины создают парные импульсы депрессии с регулируемым интервалом их создания: от нуля, при одновременном подъеме свабов в двух колоннах НКТ, до половины периода цикла свабирования, при перемещении свабов в двух НКТ в оппозитных направлениях. (Патент РФ №2181830, кл. Е 21 В 43/00, 43/18, 2000 г.).

Недостатком известного технического решения является техническая сложность его реализации, связанная с необходимостью размещения внутри эксплуатационной колонны двух НКТ и сложностью поддержания заданного режима движения свабов в течение продолжительного времени.

Существенным недостатком данного устройства является также ограниченность уровня очистки ПЗП, поскольку при плавной депрессии из нефтяного пласта в основном будут удаляться подвижные частицы кольматанта, не скрепленные со стенками скелета пласта, а частицы, скрепленные с поверхностью, в этих условиях удаляться не будут. Скрепленные частицы кольматанта, перекрывая живое сечение капилляров, будут, в свою очередь, задерживать подвижные частицы кольматанта, причем этот эффект с течением времени будет усиливаться, а следовательно, эффективность его работы будет снижаться. По этим причинам данное техническое решение имеет ограниченную область применения, а именно нефтяного пласта с трещиноватым коллектором.

Кроме того, поскольку свабы поднимаются принудительно, то есть скорость нарастания депрессии регулируется и, в принципе, возможно достижение условий, близких к обратному гидроудару, при обратном ходе, то есть опускание свабов происходит под действием силы тяжести, следовательно, достигаемый уровень репрессии незначителен.

Наиболее близким по технической сущности решением (прототипом) является устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины, включающее штанговый насос, соединенный в верхней части с колонной насосно-компрессорных труб, заглушенный в нижней торцовой части цилиндрический корпус насоса с входным отверстием в верхней части и установленный в корпусе с возможностью возвратно-поступательного движения, соединенный со штангой плунжер с клапаном, при этом входное отверстие снабжено фильтром, корпус насоса в нижней части снабжен шламонакопителем, а длина части насоса под входным отверстием выполнена большей, чем длина плунжера. (Патент РФ №2145380, кл. Е 21 В 43/00, 43/18, 1999 г.).

Недостатком известного устройства является низкая эффективность, связанная с тем, что, вызывая отток загрязняющих частиц кольматанта из призабойной зоны скважины в межтрубное пространство, оно фактически не выводит наиболее крупные частицы из межтрубного пространства, так как фильтр препятствует их попаданию внутрь насоса, а следовательно, и их последующей подачи на устье скважины.

Отсутствует также возможность регулирования глубиной депрессии - репрессии, поскольку их амплитуда определяется объемом части камеры насоса, находящейся ниже входного отверстия, которая остается постоянной в процессе работы.

Вызываемая насосом имплозия будет развиваться преимущественно со стороны входного отверстия в насос, то есть имеет односторонний не осесимметричный характер, что также снижает эффективность обработки ПЗП в целом.

Кроме того, требование малости времени раскрытия входного отверстия, равного отношению диаметра входного отверстия (0,03-0,01 м) к скорости движения плунжера 0,3-1 м/с, что благоприятно для развития глубокой депрессии в ПЗП, должно сочетаться с необходимостью полного заполнения имплозионной камеры, образуемой под плунжером при его движении вверх, в тот же промежуток времени, поскольку в противном случае эффект депрессии на ПЗП будет снижаться.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет получения возможности регулирования амплитуды и частоты гидравлического воздействия на ПЗП.

Поставленная цель достигается тем, что в предложенном устройстве для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины, включающем заглушенный в нижней торцовой части и соединенный в верхней части с насосно-компрессорной трубой цилиндрический корпус насоса с входным отверстием в верхней части и установленный в корпусе с возможностью возвратно-поступательного движения, соединенный в верхней части со штангой плунжер с цилиндрической боковой поверхностью и с диаметром, равным внутреннему диаметру корпуса насоса с входным отверстием в верхней части и выходным отверстием с обратным клапаном в донной части, в отличие от прототипа, в корпусе насоса выполнено, по крайней мере, четыре входных отверстия, расположенных попарно на разных уровнях и с равным шагом между собой и симметрично относительно оси корпуса, при этом одна из пар входных отверстий расположена в верхней части корпуса насоса, другая - в нижней части, к донной части плунжера закреплена юбка цилиндрической формы с диаметром, равным внутреннему диаметру корпуса насоса, на боковой поверхности которой выполнены, по крайней мере, два входных отверстия, расположенных в одной плоскости с входными отверстиями корпуса насоса, на внутренней поверхности корпуса насоса выполнены, по крайней мере, две направляющие щели, а на цилиндрической образующей боковой поверхности юбки плунжера установлены пластины с возможностью их перемещения в направляющих щелях для совмещения входных отверстий корпуса насоса и боковой поверхности юбки плунжера.

Устройство отличается и тем, что входные отверстия, расположенные на корпусе насоса, снабжены обратными клапанами.

Кроме того, входные отверстия, расположенные на корпусе и юбке плунжера на разных уровнях, выполнены повернутыми относительно друг друга на половину шага между отверстиями корпуса.

Наличие в корпусе насоса, по крайней мере, четырех входных отверстий, расположенных попарно на разных уровнях и с равным шагом между собой, при том, что одна из пар входных отверстий расположена в верхней части корпуса насоса, другая - в нижней части, обеспечивает создание двух обратных гидроударов, воздействующих на ПЗП. При движении плунжера вверх в объеме между заглушенной торцевой частью корпуса насоса и донной частью плунжера образуется вакуумированный объем, выполняющий функцию имплозионной камеры. Первый гидроудар возникнет в момент времени, когда скважинная жидкость будет поступать в имплозионную камеру через верхнюю пару входных отверстий в корпусе насоса. Второй гидроудар возникнет в момент времени, когда скважинная жидкость будет поступать в имплозионную камеру через нижнюю пару входных отверстий в корпусе насоса. Симметричное расположение входных отверстий в корпусе относительно оси насоса, во-первых, обеспечивает более однородное гидродинамическое воздействие на ПЗП, и, во-вторых, позволяет скомпенсировать гидродинамическое воздействие, оказываемое поступающей в корпус насоса струей скважинной жидкости, на сам насос.

Прикрепление к донной части плунжера юбки цилиндрической формы с диаметром, равным внутреннему диаметру насоса, позволяет образовывать между торцом корпуса насоса и донной частью плунжера вакуумированную полость, поскольку при движении юбка перекрывает входные отверстия в корпусе насоса.

Наличие на цилиндрической боковой поверхности юбки, по крайней мере, двух входных отверстий и расположение их в одной плоскости с входными отверстиями корпуса насоса при одном рабочем ходе насоса приводит к поочередному совпадению этих отверстий, тем самым обеспечивая заполнение имплозионной камеры скважинной жидкостью при обратном гидроударе. Изменение размера отверстий и скорости хода плунжера позволяет регулировать величину амплитуды и длительность гидравлического удара, поскольку, при прочих равных условиях, они определяются объемом имплозионной камеры и временем ее раскрытия (Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М.: Недра, 1990 г., с.78-88, 134, 135).

Если такие отверстия установлены только на одном уровне, а именно в верхней части цилиндрической боковой поверхности юбки плунжера, а входные отверстия на корпусе установлены на двух уровнях, то первый обратный гидроудар возникнет при совпадении нижнего ряда отверстий на корпусе и ряда отверстий на цилиндрической боковой поверхности юбки плунжера. Второй гидроудар произойдет при совпадении верхнего ряда входных отверстий на корпусе с входными отверстиями на цилиндрической боковой поверхности юбки плунжера, при этом нижний ряд отверстий на корпусе насоса будет перекрыт юбкой плунжера. Если на корпусе насоса установить три ряда отверстий, то произойдет три гидроудара. Регулируя число и размер отверстий, а также скорость перемещения плунжера, можно регулировать амплитуду и длительность гидродинамического воздействия, что позволяет при одном ходе плунжера создать один - два гидроудара малой амплитуды, а завершить его наиболее мощным воздействием. Таким образом, оказывается возможным вначале слабыми воздействиями провести своеобразную "раскачку" призабойной зоны, а затем, используя наиболее мощное воздействие, вызвать депрессию в сторону скважины. Указанная последовательность возрастания уровня гидродинамического воздействия повышает эффективность обработки ПЗП.

Расположение входных отверстий в корпусе насоса и на цилиндрической боковой поверхности юбки плунжера с равным шагом между собой обеспечивает симметричное развитие гидроударов относительно оси скважины. Например, при наличии четырех входных отверстий обеспечивается примерная осевая симметричность гидродинамического воздействия при гидроударах, что, в свою очередь, обеспечивает осесимметричность воздействия на ПЗП и, следовательно, повышает эффективность воздействия на ПЗП.

Размещенные на внутренней поверхности корпуса насоса две направляющие щели и установленные на цилиндрической образующей боковой поверхности юбки пластины, имеющие возможность перемещаться в направляющих щелях, обеспечивают совмещение входных отверстий на корпусе насоса и цилиндрической боковой поверхности юбки и плунжера при работе насоса.

Обратные клапаны, установленные во входных отверстиях на корпусе насоса, не препятствуя поступлению скважинной жидкости внутрь насоса при обратном гидроударе, препятствуют обратному истечению жидкости из насоса, как происходит в прототипе, то есть уровень репрессии, создаваемой при прямом гидроударе, снижается, что способствует более интенсивному выносу частиц кольматанта из призабойной зоны скважины.

Наличие входных отверстий, расположенных на корпусе и юбке на двух уровнях, с поворотом на половину шага между отверстиями обеспечивает более осесимметричное воздействие на ПЗП, в сравнении с прототипом, что повышает эффективность обработки. Например, если нижняя пара отверстий в корпусе расположена в одной плоскости с верхней парой отверстий в юбке, а верхняя пара отверстий на корпусе и нижняя пара отверстий в юбке расположены в плоскости под углом в девяносто градусов, то первый гидроудар произойдет при совпадении нижних отверстий в корпусе и верхних отверстий в юбке, а второй - при совпадении верхней пары отверстий в корпусе и нижней пары отверстий в юбке. Увеличение числа отверстий на одном уровне на корпусе и юбке плунжера до трех или четырех позволяет еще больше приблизиться к созданию последовательности гидроударов, создающих результирующее воздействие, близкое к осесимметричному воздействию, поскольку в этих случаях углы между плоскостями, в которых расположены совпадающие отверстия на корпусе и плунжере, составят соответственно шестьдесят и сорок пять градусов.

Длина части насоса под входными отверстиями, расположенными в нижней части корпуса, выполнена не меньше суммы длин плунжера и юбки, что обеспечивает пространственную совместимость конструкции, тем самым обеспечивает эффективность работы устройства. Функционально такой выбор длин элементов конструкции устройства обеспечивает полное заполнение внутренней полости насоса скважинной жидкостью и полнопроходное совмещение входных отверстий корпуса и юбки в процессе работы устройства.

На фиг.1 изображено устройство, разрез, на фиг.2 - разрез А-А на фиг.1, на фиг.3 устройство изображено в момент оказания гидродинамического воздействия.

Устройство включает в себя штанговый насос, состоящий из цилиндрического корпуса 1 с четырьмя входными отверстиями 2, снабженными обратными клапанами 3 и расположенными попарно на разных уровнях и с равным шагом между собой, при этом одна из пар входных отверстий расположена в верхней части корпуса насоса, другая - в нижней части, торцевой заглушки 4, плунжера 5 с входным отверстием 6 в верхней части и выходным отверстием 7, снабженным обратным клапаном 8, в донной части. Плунжер 5 соединен в верхней части со штангой 9, а в донной части с юбкой 10, выполненной цилиндрической формы с диаметром, равным внутреннему диаметру корпуса насоса, на боковой поверхности которой выполнены два входных отверстия 11, расположенных в одной плоскости с входными отверстиями 2 корпуса 1 насоса. На внутренней поверхности корпуса 1 выполнены две направляющие щели 12, на цилиндрической образующей боковой поверхности юбки плунжера установлены пластины 13 с возможностью перемещения их в направляющих щелях 12, обеспечивая совмещение входных отверстий корпуса 2 насоса и входных отверстий 11 юбки 10 плунжера (фиг.2). Длина части насоса под входными отверстиями, расположенными в нижней части корпуса, выполнена не меньше суммы длин плунжера и юбки. Устройство соединено с насосно-компрессорной трубой 14, в межтрубном пространстве установлен пакер 15, и расположено внутри обсаженной колонны 16 с перфорационными каналами 17 в продуктивном пласте 18 с гидродинамическим воздействием 19, схематично изображенным в виде волн депрессии, распространяющихся от входных отверстий 2 и потоком скважинной жидкости 20, втекающим в имплозионную камеру 21 (фиг.3).

Как вариант, цилиндрическая боковая поверхность юбки 10 плунжера 5 может иметь не один, а два или три ряда входных отверстий 11, расположенных на таком же расстоянии друг от друга, как и входные отверстия 2 на корпусе 1 насоса.

Устройство для обработки призабойной зоны скважины работает следующим образом.

Устройство (фиг.1) на НКТ 14 спускают в призабойную зону обсаженной колонны 16, располагая входными отверстиями 2 напротив перфорационных каналов 17 в продуктивном пласте 18. Устанавливают пакер 15 на 0,5-1 метр выше зоны перфорационных каналов. Для определенности, пусть плунжер 5 установлен в крайнее нижнее положение, а на цилиндрической боковой поверхности юбки 10 имеется одна пара отверстий 11, расположенных у донной части плунжера 5, а на цилиндрической поверхности корпуса 1 имеется два ряда входных отверстий 2 - верхний и нижний. С наземного пульта управления (на чертеже не показан) включается привод штангового насоса (на чертеже не показан). В результате чего штанга 9 приводит в движение плунжер 5. При движении плунжера 5 вверх, при закрытых обратных клапанах 3 и 8, в объеме между донной частью плунжера 5 и торцевой заглушкой 4 возникнет разряжение, то есть образуется имплозионная камера 21. В некоторый момент времени входные отверстия 11 на боковой поверхности юбки 10 плунжера 5 совпадут с нижним рядом входных отверстий 2. При этом ввиду того, что в имплозионной камере 21 создано разряжение, верхний ряд обратных клапанов 3 откроется, в результате чего возникнет депрессия в виде гидродинамического воздействия 19 (обратного гидравлического удара), и поток скважинной жидкости 20 из межтрубного пространства будет направляться внутрь имплозионной камеры 21. Уровень депрессии будет определяться интервалом времени, в течение которого совпадают отверстия нижнего ряда входных отверстий 2 и входных отверстий 11. При дальнейшем движении плунжера 5 вверх нижний ряд входных отверстий 2 перекрывается цилиндрической боковой поверхностью юбки 10 плунжера 5, и депрессия прекращается. За счет подбора размеров входных отверстий 2 и 11, скорости перемещения плунжера 5 имплозионная камера 21 будет лишь частично заполнена скважинной жидкостью. Приближенно оценка времени раскрытия проводится на основе геометрических размеров отверстий и скорости перемещения плунжера, а параметры депрессии могут быть определены с помощью расчетных соотношений, приведенных в книге: Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважины. М., Недра, 1990 г., с.78-88. При дальнейшем движении вверх к оставшейся не заполненной части имплозионной камеры 21 добавится дополнительный вакуумированный объем, равный объему внутренней полости насоса между нижним и верхним рядами входных отверстий 2. При дальнейшем движении плунжера 5 вверх, при совмещении верхнего ряда входных отверстий 2 и входных отверстий 11 юбки плунжера, процесс повторится, но в этом случае геометрические размеры верхнего ряда входных отверстий 2 и входных отверстий 11 должны быть выбраны таким образом, чтобы была обеспечена максимальная депрессия, а имплозионная камера 21 полностью заполнена скважинной жидкостью. Одновременно с созданием депрессии насос производит откачку скважинной жидкости, находящейся над плунжером 5, подавая ее к устью скважины по НКТ 14. При движении плунжера 5 вниз скважинная жидкость, находящаяся в объеме имплозионной камеры 21, через обратный клапан 8 поступит внутрь плунжера 5, откуда через входное отверстие 6 в цилиндрическую полость насоса. При этом скважинная жидкость не будет поступать в межтрубное пространство, поскольку обратные клапаны 3 будут закрыты.

Далее этот процесс повторяется.

Основанием для завершения процесса обработки прискважинной зоны служит выход на установившуюся приемистость скважины по дебиту скважинной жидкости.

Если на цилиндрической боковой поверхности юбки 10 плунжера 5 установлены два ряда входных отверстий 11 с шагом равным расстоянию между тремя рядами входных отверстий 2, то при первой депрессии совпадут входные отверстия нижнего ряда входных отверстий 2 и верхнего ряда входных отверстий 11. При второй депрессии совпадут входные отверстия среднего ряда входных отверстий 2 с верхним рядом входных отверстий 11 и нижний ряд входных отверстий 2 и нижний ряд входных отверстий 11, в результате чего имплозионная камера будет заполняться в два раза быстрее, что увеличит уровень депрессии. Это же положение сохранится и при совпадении двух верхних рядов входных отверстий 2 с соответствующими двумя рядами входных отверстий 11.

Если на боковой цилиндрической поверхности юбки 10 плунжера 5 установлены три ряда входных отверстий 11, а в корпусе насоса также имеется три ряда входных отверстий 2, то при первой депрессии совпадут нижний ряд отверстий 2 и верхний ряд отверстий 11, затем, при второй депрессии, площадь отверстий, через которые заполняется имплозионная камера, удвоится, как в предыдущем случае, а при третьей депрессии и утроится при совпадении всех трех рядов входных отверстий 2 и входных отверстий 11.

Таким образом, предлагаемое устройство позволяет в достаточно широких пределах варьировать уровнем депрессии, воздействующим на призабойную зону скважины.

Предлагаемое устройство обладает простотой реализации, что в сочетании с отработанностью отдельных элементов позволяет достигнуть высокой степени эффективности при очистки прискважинной зоны от кольматантов, повысить приемистость скважин.

1. Устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины, включающее заглушенный в нижней торцовой части и соединенный в верхней части с насосно-компрессорной трубой цилиндрический корпус насоса с входным отверстием в верхней части и установленный в корпусе с возможностью возвратно-поступательного движения, соединенный в верхней части со штангой плунжер с цилиндрической боковой поверхностью и с диаметром, равным внутреннему диаметру корпуса насоса с входным отверстием в верхней части и выходным отверстием с обратным клапаном в донной части, отличающееся тем, что в корпусе насоса выполнено, по крайней мере, четыре входных отверстия, расположенных попарно на разных уровнях и с равным шагом между собой и симметрично относительно оси корпуса, при этом одна из пар входных отверстий расположена в верхней части корпуса насоса, другая - в нижней части, к донной части плунжера закреплена юбка цилиндрической формы с диаметром, равным внутреннему диаметру корпуса насоса, на боковой поверхности которой выполнены, по крайней мере, два входных отверстия, расположенных в одной плоскости с входными отверстиями корпуса насоса, на внутренней поверхности корпуса насоса выполнены, по крайней мере, две направляющие щели, а на цилиндрической образующей боковой поверхности юбки плунжера установлены пластины с возможностью их перемещения в направляющих щелях для совмещения входных отверстий корпуса насоса и боковой поверхности юбки плунжера.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что входные отверстия, расположенные на корпусе насоса, снабжены обратными клапанами.

3. Устройство по любому из пп.1 и 2, отличающееся тем, что входные отверстия, расположенные на корпусе и юбке плунжера на разных уровнях, выполнены повернутыми относительно друг друга на половину шага между отверстиями корпуса.