Способ освоения, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ и устройство для его осуществления

Способ освоения, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ и устройство для его осуществления

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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

Известен способ работы скважинной струйной установки, включающий установку на колонне труб пакера и струйного насоса, в котором выполнен проходной канал с посадочным местом, после спуска этой сборки в скважину, пакеровки и размещения в скважине различного оборудования и регистрирующих приборов на каротажном кабеле или проволоке /RU 2190779 С1, МПК⁷ F04F 5/02, F04F 5/44, опубл. 2002.10.10/.

Причиной, препятствующей достижению требуемого технического результата, известным способом является сложная технология замены функциональных вставок и вставок с герметизирующим узлом различных приборов и оборудования за счет применения каротажного кабеля или проволоки, герметизация которых не надежна, значительно увеличиваются сроки освоения скважины, растут материальные, трудовые затраты на производстве.

Известен способ освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, осуществления водоизоляционных работ, включающий спуск на насосно-компрессорных трубах (НКТ) корпуса устройства с пакером в скважину до интервала перфорации пласта, установку пакера в скважине, спуск центрального ряда НКТ до посадки в корпусе устройств /RU 2179631 С1, МПК⁷ Е21В 43/25, Е21В 49/00, опубл. 2002.02.20.10/. Для опрессовки пакера и центрального ряда НКТ 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, струйными насосами с обратными клапанами.

Причинами, препятствующими достижению требуемого технического результата, известным способом являются необходимость в дополнительных спускоподъемных операциях устройства для замены легкосплавной тарированной заглушки и проблема качественного проведения операции запрессовки легкосплавной тарированной заглушки в полевых условиях, что повлечет за собой увеличение сроков освоения скважины, а следовательно, материальные и трудовые затраты.

Известна скважинная струйная установка для испытания и освоения скважин, содержащая пакер, колонну труб, струйный насос, в корпусе которого выполнен ступенчатый переходной канал с посадочным местом между ступенями для установки герметизирующего узла с осевым каналом /RU 2190779 С1, МПК⁷ F04F 5/02, F04F 5/44, опубл. 2002.10.10/. Герметизирующий узел размещен на каротажном кабеле или проволоке, пропускаемой через осевой канал, и установлен с возможностью, например, поочередной его замены на функциональные вставки: депрессионную, опрессовочную вставку для замены кривых восстановления давления, для гидродинамического воздействия на пласт и т.д.

Причиной, препятствующей достижению требуемого технического результата, известной установкой является низкая надежность герметизации функциональных вставок в посадочных местах при попадании на них различных материалов: механических примесей, металлической и резиновой стружки.

Наиболее близким устройством того же назначения к заявленному устройству по совокупности признаков является устройство для освоения, исследования скважин интенсификации нефтегазовых притоков и осуществления водоизоляционных работ, содержащее колонну НКТ, включающих корпус устройства с выполненным в нем проходным осевым, продольными и радиальными каналами для приема и отвода жидкостей, струйные насосы и пакер, центральный ряд НКТ, для посадки и герметизации которого использован посадочный патрубок /RU 2190779 С1, МПК⁷ F04F 5/02, F04F 5/44, опубл. 2002.10.10/. Корпус устройства, с выполненными в нем проходными осевыми, продольными и радиальными каналами для приема и отвода жидкостей, струйные насосы и пакер дополнительно содержат кольцевые цилиндрические камеры, являющиеся общими с приемными камерами струйных насосов, расположенные коаксиально по периметру вокруг проходного осевого канала корпуса устройства. Каждый струйный насос снабжен обратным клапаном, а боковой входной канал рабочей камеры снабжен легкосплавной тарированной заглушкой.

Недостатки известного устройства заключаются в следующем. Легкосплавная тарированная опрессовочная заглушка, расположенная в боковом радиальном канале корпуса устройства, удаляется путем создания наземными насосными агрегатами определенного расчетного давления в трубном пространстве, образованным центральным рядом НКТ, после их опрессовки. При этом тарированная легкосплавная заглушка попадает в затрубное пространство и имеет возможность упасть на резиновую часть пакера, которая при снятии пакера может повредиться легкосплавной тарированной заглушкой, и в дальнейшем потребуется замена резиновых элементов пакера и самой заглушки, а это новые материальные затраты. Так как легкосплавная тарированная заглушка держится в корпусе устройства только за счет сил трения, создаваемых запрессовкой ее в корпус, а они не поддаются точному контролю, то легкосплавная тарированная заглушка может выйти из своего гнезда еще раньше, до окончательной опрессовки центрального ряда НКТ. Все это повлечет за собой увеличения сроков освоения скважины, а следовательно, материальные и трудовые затраты.

Задачами, на решение которых направлены заявляемые способ и устройство, являются изменение технологии проведения опрессовки пакера, надежного и качественного запуска в работу струйных насосов устройства и в дальнейшем устойчивой подачи смешанной жидкости на поверхность через кольцевой канал, образованный наружным и центральным рядом НКТ, и осуществление освоения исследования скважин интенсификации нефтегазовых притоков, осуществление водоизоляционных работ за один спускоподъем подземного скважинного оборудования.

При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении надежности работы и сокращении сроков освоения скважины.

Указанный единый технический результат по объекту группы изобретений - способ достигается тем, что способ освоения, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ в скважинах, оборудованных эксплуатационной колонной, включает спуск на наружных НКТ корпуса устройства с пакером и опрессовочным клапаном в скважину до интервала перфорации пласта, установку и проверку пакера на герметичность опрессовкой, установку и опрессовку центрального ряда НКТ, подачу рабочей жидкости, откачку пластового флюида и подачу смешанной жидкости из скважины на поверхность через кольцевое пространство, образованное наружным и центральным рядом НКТ. Особенностью является то, что для запуска в работу струйных насосов устройства рабочую жидкость подают через опрессовочный клапан по затрубному пространству, образованному между эксплуатационной колонной и наружным рядом НКТ.

Указанный единый технический результат по объекту группы изобретений по объекту - устройство достигается тем, что устройство для освоения, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ в скважинах, оборудованных эксплуатационной колонной, содержит корпус устройства с опрессовочным клапаном, при этом в корпусе устройства выполнены проходной осевой, продольные каналы и радиальные наружные и внутренние каналы для приема и отвода жидкостей, струйные насосы с диффузорами, обратные клапаны, установленные в корпусе устройства, спускаемое на колонне насосно-компрессорных труб, внутри которых установлен центральный ряд, снабженный центратором, расположенным в месте соприкосновения с посадочным патрубком. Особенностью устройства является то, что дополнительно каждый струйный насос снабжен верхним обратным клапаном, расположенным в продольном канале над диффузором, а опрессовочный клапан расположен между наружным радиальным каналом и каналом, соединяющим коаксиальные каналы сопел струйных насосов. Кроме того, опрессовочный клапан дополнительно закреплен тарированным срезным штифтом.

Именно заявленная реализация устройства и способа путем создания различных переменных депрессий на пласт посредством снижения забойных давлений откачкой струйными насосами жидкости из центрального ряда НКТ, связанного с пластом и имеющего ограниченный внутренний объем, расположение струйных насосов в корпусе устройства и обратных клапанов обеспечивает получение единого технического результата. Следовательно, заявленная группа изобретений соответствует требованию единства изобретений, поскольку образует единый изобретательский замысел, причем один из заявленных объектов группы - устройство для освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ в скважинах предназначено для осуществления другого объекта - способа освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ в скважинах, при этом оба объекта группы направлены на решение одних и тех же задач с получением единого технического результата.

Использование в устройстве верхних обратных клапанов для струйных насосов повышает надежность работы устройства и предотвращает перетоки жидкостей в центральном канале среднего ряда НКТ. Расположение центратора на центральном ряде НКТ в месте соприкосновения с посадочным патрубком создает надежный спуск центрального ряда НКТ и качественную посадку в посадочный патрубок устройства, так как перекосы среднего ряда НКТ при посадке в посадочный патрубок не происходит, что обеспечивает надежную и качественную подачу смешанной жидкости на поверхность, через кольцевой канал, образованный наружным и центральным рядами НКТ.

Установка опрессовочного клапана в теле устройства позволяет решить вопрос качественной проверки герметичности спущенных в скважину НКТ, на которых установлено устройство и опрессовки пакера, а также надежный запуск струйных насосов устройства. 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 объекта заявленной группы изобретений соответствует условию «изобретательский уровень».

Работа устройства и способа его осуществления поясняется чертежами, где на фиг.1 изображено устройство для освоения, исследования скважин интенсификации нефтегазовых притоков и проведения водоизоляционных работ, на фиг.2; 3; 4 - разрезы по А-А; Б-Б; В-В на фиг.1, на фиг.5; 6; 7; 8 - принципиальные схемы работы устройства, на фиг.9 представлена диаграмма изменения забойного давления(Р_заб) в процессе освоения скважины.

Устройство для освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ (фиг.1) устанавливается на наружных НКТ 1; 2 и содержит корпус 3, струйные насосы 4 обратной схемы циркуляции рабочей жидкости, обратные клапаны 5 и верхние обратные клапаны 6, и центратор 7, на который устанавливается дополнительный центральный ряд НКТ 8.

Корпус 3 состоит из муфты 9 ниппеля 10, посадочного патрубка 11 и имеет полую конструкцию, в теле которой выполнены: проходной осевой (центральный) канал 12, проходящий по оси устройства, продольный (кольцевой) канал 13, образованный муфтой 9 и посадочным патрубком 11 (фиг.2), по которому смешанная жидкость Q_c поступает из диффузора струйного насоса 4 в полость между наружными трубами НКТ 1 и центральным рядом 8, коаксиальные осевые каналы 14 (фиг.4), по которьм рабочая жидкость Q_p поступает в сопло струйных насосов 4, радиальные боковые каналы внутренний 15 и наружный 16, при этом в радиальный боковой внутренний канал 15 поступает пластовый флюид Q_н из подпакерного пространства по проходному осевому (центральному) каналу 12, а в радиальный боковой наружный канал 16 поступает рабочая жидкость Q_p из затрубного пространства, канал 17 (фиг.4), который соединяет боковой канал 16 с коаксиальными каналами 14, и каналы 18 (фиг.3), соединяющие обратные клапаны 5 с камерами смешения струйного насоса 4.

Каждый струйный насос 4 включает в себя сопло 19, камеру смешения 20, диффузор 21. Обратные клапаны 5 установлены в теле корпуса 3 над осевым каналами 22. При открытом клапане 5 камера смешения 20 струйного насоса 4 через канал 18, канал 22 и радиальный боковой канал 15 соединяется с проходным осевым (центральным) каналом 12, при этом все эти выше перечисленные элементы соответствуют каждому отдельному струйному насосу 4, установленному в корпусе 3 устройства.

Верхний обратный клапан 6 устанавливают в продольном (кольцевом) канале 13 над диффузором 21 струйного насоса 4. Продольный (кольцевой) канал 13 является общим для всех обратных клапанов 6.

Опрессовочный клапан 23, расположенный в корпусе 3 между радиальным боковым наружным каналом 16 и каналами 17, соединяющими коаксиальные каналы сопел 19 струйных насосов 4, крепится тарированным срезным штифтом 24. Наружный вход канала 17 (радиального) снабжен фильтром 25, выполненным, например, в виде металлической сетки.

Работа устройства производится следующим образом.

Корпус устройства 3 со струйным насосами 4, обратными клапанами 5 и 6, опрессовочным клапаном 23, тарированным срезным штифтом 24 и фильтром 25 спускают в эксплуатационную колонну 26 (фиг.5) на НКТ 1 и 2 совместно с пакером 27 и устанавливают на расчетной глубине до интервала перфорации пласта.

С целью проверки герметичности спущенных в скважину НКТ 1; 2 и пакера 27 наземными насосными агрегатами создают давление в затрубном пространстве 28 (фиг.5; 6; 7; 8), в 1,5 раза превышающее расчетное рабочее давление. При отсутствии циркуляции жидкости на устье из НКТ 1 определяют герметичность пакера 27 и НКТ 1 и 2.

Далее в скважину, в трубное пространство НКТ 1 спускают центральный ряд НКТ 8, который внизу, для центровки и посадки на посадочный патрубок 11 (фиг.1), оборудуют центратором 7. Герметичность посадки центрального ряда НКТ 8 на посадочный патрубок 11 дополнительно обуславливается тем, что конические поверхности центратора 7 и посадочного патрубка 11 армированы герметизирующим уплотняющим материалом.

Проверку герметичности центрального ряда НКТ 8 осуществляют плавным созданием давления в кольцевом пространстве 29 между наружным НКТ 1 и центральным рядом НКТ 8. При отсутствии циркуляции жидкости на устье из трубного пространства 30 определяют герметичность центрального ряда НКТ 8, спущенного в скважину и установленного в корпус устройства 3 (фиг.5).

Устье скважины оборудуют фонтанной арматурой, соответствующей типу при газлифтной эксплуатации скважины, трубное пространство 30 герметизируют лубрикатором (на фиг. не показано).

С целью проведения геофизических и гидродинамических исследований скважины, с помощью каротажного подъемника, через устьевой лубрикатор, в трубное пространство 30 (фиг.5; 6) центрального ряда НКТ 8, проходной осевой (центральный) канал 12, корпуса 3 НКТ 2 в интервал перфорации 31 продуктивного пласта, на геофизическом кабеле 32 спускают глубинную регистрирующую аппаратуру 33.

С помощью наземного агрегата рабочую жидкость Q_p с определенным давлением, необходимым для среза тарированного штифта 24, подают в затрубное пространство 28 между эксплуатационной колонной 26 и наружным рядом НКТ 1 к струйным насосам 4 (фиг.5). Рабочая жидкость Q_p, проходя через затрубное пространство 28, наружный боковой канал 16, срезает тарированный штифт 24, опрессовочный клапан 23 открывает канал 17 и по осевым каналам 14 к соплам 19 струйных насосов 4, камеры смешения 20 и диффузоры 21 попадает в кольцевое пространство 29 между наружным рядом НКТ 1 и центральным рядом НКТ 8, при открытых обратных клапанах 6, и оттуда на поверхность (фиг.1; 5).

Нагнетаемый поток рабочей жидкости Q_p, истекая с высокой скоростью из сопел 19, эжектирует жидкость Q_т из трубного пространства 30 и пластовый флюид Q_н из-под пакерного пространства 34 (фиг.5), который через внутренний радиальный боковой канал 15, открытые обратные клапаны 5, канал 18 корпуса устройства 3 поступает в камеры смешения 20 и диффузоры 21 струйных насосов 4, где происходит смешение рабочей Q_p и эжектируемой жидкости Q_т из трубного пространства 30 и эжектируемого пластового флюида Q_н. Смешанная жидкость Q_c=Q_p+Q_т+Q_н из диффузоров 21 поступает в кольцевое пространство 29 и оттуда на поверхность. Струйные насосы 4 начинают работать.

При работе струйных насосов 4 обратные клапаны 5 из-за разности давления в канале 18 и внутреннего радиального бокового канала 15 (фиг.3) находятся открытыми, и через них проходит жидкость Q_т из трубного пространства 30 и поступающий пластовый флюид Q_н из-под пакерного пространства 34. В это время в трубном пространстве 30 центрального ряда НКТ 8, по причине откачки жидкости струйными насосами 4, происходит снижение уровня жидкости Н_ур, а следовательно, и забойного давления Р_заб.

Таким образом, на пласт создается депрессия, и из него в подпакерное пространство 34, трубное пространство 30, во внутренние радиальные боковые каналы 15 и каналы 18 корпуса устройства 3 одновременно с жидкостью Q_т из трубного пространства 30 начинает поступать и откачиваться на поверхность струйными насосами 4 пластовый флюид Q_н (фиг.5; 6). При этом с глубинной регистрирующей аппаратуры 33 электрический сигнал по геофизическому (каротажному) кабелю 32 передается на каротажную станцию.

Следовательно, с помощью соответствующих геофизических и гидродинамических комплексов исследований и регистрирующей аппаратуры осуществляют оперативный контроль над процессом освоения скважины, определяют 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, менять величины депрессий на пласт, время их выдержки, темпов снижения забойного давления Р_заб, уровня жидкости Н_ур, достигая тем самым подключения в работу пропластков и нефтенасыщенных зон продуктивного горизонта.

При прекращении работы наземного насосного агрегата, под действием пружин, а так же гидростатического столба жидкости обратные клапаны 5 и 6 закрываются, тем самым герметизируя подпакерное пространство 34, трубное пространство 30 от затрубного 28 и кольцевого (межтрубного) 29 пространств. В это время глубинная регистрирующая аппаратура 33 (фиг.6), которую с помощью каротажного подъемника на кабеле 32 перемещают в интервале пласта подпакерного пространства 34, в трубном пространстве 30, осуществляет регистрацию температуры пласта, фазовые составляющие притока, границы раздела газ-нефть-вода по высоте, а так же запись кривых восстановления забойного давления (КВД) величины и скорости изменения уровня жидкости в скважине (Н_ур) и 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.9) представлена картограмма процесса освоения низкодебитной скважины предлагаемым устройством в координатах: время Т_(час) - забойное давление Р_заб (МПа), где отображены следующие участки: а) гидростатическое давление на забое скважины Р₂ до начала освоения, б) первый цикл снижения забойного давления Р_3.1 уровня жидкости Н_ур1 в скважине, в) кривая восстановления забойного давления в скважине КВД1 (Н_ур2) после остановки наземного насосного агрегата, г) второй цикл снижения забойного давления Р_3.2 (Н_ур3) в скважине, д) кривая восстановления забойного давления в скважине КВД2 (Н_ур4) после второго цикла откачки жидкости из кольцевого пространства 30, ж) третий цикл снижения забойного давления в скважине Р_3.3 (Н_ур5), з) кривая восстановления забойного давления Р_ст (Н_ст).

Процесс геофизических и гидродинамических исследований путем циклических откачек скважинной эжектирующей жидкости из кольцевого (межтрубного) 29 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 центральный ряд НКТ 8 и корпус устройства 3 малогабаритные перфораторы на кабеле 32. После вскрытия пласта приступают к его обработке химическими растворами.

Наземный насосный агрегат закачивает по НКТ 8 в трубное пространство 30 требуемый химический раствор. По достижении нижней границей химического раствора в трубном пространстве 30 корпуса устройства 3, кольцевое пространство 29 и затрубное пространство 28 на устьевой фонтанной арматуре герметизируют закрытием задвижек (не показано). При этом химические растворы проходят в корпус 3 по каналу 12, через НКТ 2, пакер 27 поступают в подпакерное пространство 34 и оттуда наземным насосным агрегатом продавливаются в пласт.

После обработки скважины химическими растворами в интервале перфорации пласта 31 через НКТ 8, корпус устройства 3 пакер 27 и направляющую воронку 35 на кабеле 32 опускают глубинную регистрирующую геофизическую аппаратуру 33 (фиг.6). В оставленной скважине осуществляют фоновый замер температуры по всей высоте вскрытого пласта. Далее при работающем наземном насосном агрегате в процессе эжектирования скважинной жидкости (снижение Р_заб, Н_ур) 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 перфорации пласта 31 на кабеле 32 опускают скважинный генератор 36 и воздействуют физическими полями: акустическими, тепловыми, электромагнитными и т.д. (фиг.7). С помощью каротажного кабеля 32 скважинный генератор 36 перемещают в подпакерном пространстве 34 сверху вниз или снизу вверх и устанавливают для обработки напротив каждого интервала перфорации пласта 31, характеризующегося ухудшенными фильтрационными свойствами (фиг.7). Обработка интервалов перфорации пласта 31 генератором 36 совмещается с процессом освоения, эжектирования скважинной жидкости Q_т+Q_н, а также продолжается при остановках наземного агрегата. В данном случае забойное давление Р_заб (Н_ур) 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 нижезалегающего 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 регламентируется 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, геодинамическими 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 Q_н по времени Т (δQ_н/δQ_т) в динамике изменения уровня жидкости Н_ур до стабилизации его на своем статистическом значении Н_ст (Р_ст). В данном случае приток Q_н из интервала перфорации пласта 31 поступает в подпакерную зону 34 через направляющую воронку 35 в НКТ 2, осевой проходной (центральный) канал 12 корпуса устройства 3, центральный ряд НКТ 8. Прослеживание динамики изменения уровня жидкости после остановки наземного насосного агрегата производят при помощи глубинной регистрирующей аппаратуры (геофизическими приборами дистанционного контроля) 33 и передачей электрического сигнала на наземную станцию (лабораторию) по кабелю 32 или автономными глубинными манометрами-термометрами 37 (фиг.8), спускаемыми в скважину на каротажном кабеле 32 или скребковой проволоке, при этом клапаны 5; 6 устройства 3 закрыты.

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.

1. Способ освоения, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ в скважинах, оборудованных эксплуатационной колонной, включающий спуск на наружных насосно-компрессорных трубах корпуса устройства с пакером и опрессовочным клапаном в скважину до интервала перфорации пласта, установку и проверку пакера на герметичность опрессовкой, установку и опрессовку центрального ряда насосно-компрессорных труб, подачу рабочей жидкости, откачку пластового флюида и подачу смешанной жидкости из скважины на поверхность через кольцевое пространство, образованное наружным и центральным рядом НКТ, отличающийся тем, для запуска в работу струйных насосов устройства рабочую жидкость подают через опрессовочный клапан по затрубному пространству, образованному между эксплуатационной колонной и наружным рядом насосно-компрессорных труб.

2. Устройство для освоения, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ в скважинах, оборудованных эксплуатационной колонной, содержащее корпус устройства с опрессовочным клапаном, при этом в корпусе устройства выполнены проходной осевой, продольные каналы и радиальные наружные и внутренние каналы для приема и отвода жидкостей, струйные насосы с диффузорами, обратные клапаны, установленные в корпусе устройства, спускаемого на колонне насосно-компрессорных труб, внутри которых установлен центральный ряд, снабженный центратором, расположенным в месте соприкосновения с посадочным патрубком, отличающийся тем, что дополнительно каждый струйный насос снабжен верхним обратным клапаном, расположенным в продольном канале над диффузором, а опрессовочный клапан расположен между наружным радиальным каналом и каналом, соединяющим коаксиальные каналы сопел струйных насосов.

3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что опрессовочный клапан дополнительно закреплен тарированным срезным штифтом.