EA005104B1 - Способ работы скважинной струйной установки при ремонтно-изоляционных работах и устройство для его осуществления - Google Patents

Abstract

Способ заключается в том, что в скважине устанавливают разбуриваемый пакер с каналом, перекрытым обратным клапаном. Затем в скважину спускают колонну труб со струйным насосом и хвостовиком-стингером. Последний соединяют с пакером. Открывают обратный клапан. В колонну на кабеле спускают каротажный прибор и герметизирующий узел. Насосом создают депрессии на пласт, регистрируя прибором забойное давление и параметры пласта, производят запись параметров физических полей. Интерпретируют материалы исследований и определяют техническое состояние скважины. Извлекают прибор с герметизирующим узлом и сбрасывают в колонну блокирующую вставку. Приподнимают колонну, отсоединяя компоновку от пакера и закрывая обратный клапан. Закачивают в колонну тампонажный раствор. Опускают колонну и соединяют хвостовик-стингер с пакером с открытием обратного клапана. Закачивают раствор в подпакерное пространство, задавливают его в продуктивный пласт и извлекают колонну с насосом и хвостовиком. После затвердевания раствора разбуривают пакер, перфорируют пласт и спускают в скважину колонну с хвостовиком с направляющей воронкой, пакером и насосом. В результате, повышается надежность ремонтно-изоляционных работ.

Description

Область применения

Изобретение относится к области струйной техники, преимущественно к скважинным струйным установкам, используемым при проведении ремонтно-восстановительных и ремонтно-изоляционных работ в скважинах.

Предшествующий уровень техники

Известен способ работы скважинной струйной установки, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб со струйным насосом, пакером и перфоратором, размещение перфоратора против продуктивного пласта и подрыв перфоратора с последующим прокачиванием жидкой рабочей среды через струйный насос (8И 1146416 А).

Из того же источника известна скважинная струйная установка, содержащая колонну насосно-компрессорных труб со струйным насосом, пакером и перфоратором, при этом последний размещен ниже струйного насоса против продуктивного пласта.

Известные способ и установка позволяют проводить перфорацию скважины при заданной величине депрессии и откачку из скважины различных добываемых сред, например нефти, с одновременной интенсификацией добычи среды из пласта.

Однако данные способ и установка не позволяют проводить установку в скважине технологического оборудования ниже струйного насоса, а также производить замену последнего в процессе работы без распакеровки колонны насосно-компрессорных труб, что снижает эффективность проводимой работы по освоению скважины.

Наиболее близким к изобретению в части способа по технической сущности и достигаемому результату является способ работы скважинной струйной установки, включающий спуск на колонне труб и установку над продуктивным пластом струйного насоса и пакера, спуск на кабеле в интервал продуктивного пласта излучателя и приемника-преобразователя физических полей, причем кабель пропущен через размещенный на нем герметизирующий узел, и создание депрессии на пласт с помощью струйного насоса (ВИ 2129671 С1).

Известный способ работы скважинной струйной установки позволяет проводить различные технологические операции в скважине ниже уровня размещения струйного насоса, в том числе путем создания перепада давления над и под герметизирующим узлом.

Однако данный способ работы установки не дает возможности провести полный объем работ по исследованию и восстановлению скважины, что сужает область его использования.

Наиболее близким к изобретению в части устройства по технической сущности и достигаемому результату является скважинная струйная установка, содержащая установленные на колонне насосно-компрессорных труб пакер и струйный насос с активным соплом, камерой смешения и проходным каналом с посадочным местом для установки герметизирующего узла, при этом установка снабжена излучателем и приемником-преобразователем физических полей, размещенным в подпакерной зоне со стороны входа в струйный насос откачиваемой из скважины среды и установленным на каротажном кабеле, пропущенном через осевой канал герметизирующего узла, выход струйного насоса сообщен с пространством, окружающим колонну насосно-компрессорных труб, вход канала подвода откачиваемой среды струйного насоса сообщен с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб ниже герметизирующего узла, а вход канала подвода жидкой рабочей среды в активное сопло сообщен с внутренней полостью колонны насоснокомпрессорных труб выше герметизирующего узла (ВИ 2059891 С1).

Известная скважинная струйная установка позволяет проводить различные технологические операции в скважине ниже уровня размещения струйного насоса, в том числе путем создания перепада давления над и под герметизирующим узлом.

Однако данная установка не дает возможности провести полный объем работ по исследованию и восстановлению скважины, что сужает область ее использования.

Раскрытие изобретения

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение надежности проводимых ремонтно-изоляционных работ с помощью скважинной струйной установки за счет расширения возможностей установки и оптимизации операций, проводимых в скважине.

Указанная задача в части способа решается за счет того, что способ работы скважинной струйной установки при ремонтно-изоляционных работах заключается в том, что предварительно устанавливают в скважине над кровлей продуктивного пласта разбуриваемый пакер с выполненным в нем проходным каналом и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном, спускают в скважину колонну труб с последовательно размещенными на ней сверху вниз струйным насосом и хвостовиком-стингером, при этом струйный насос установлен в корпусе, в котором выполнен проходной канал с посадочным местом, а хвостовик-стингер установлен ниже корпуса и предназначен для безрезьбового соединения и разъединения с разбуриваемым пакером, далее соединяют хвостовик-стингер с разбуриваемым пакером, с открытием при этом обратного клапана и сообщением подпакерного пространства с внутренней полостью колонны труб, затем на каротажном кабеле спускают в скважину через внутреннюю полость колонны труб каротажный прибор с подвижно размещенным выше него на каротажном кабеле герметизирующим узлом, устанавливаемым на посадочное место проходного канала корпуса струйного насоса, с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения каротажного кабеля как при работающем, так и при неработающем струйном насосе, после достижения каротажным прибором интервала продуктивного пласта устанавливают его неподвижно и путем подачи рабочей жидкости на сопло струйного насоса последовательно создают несколько значений депрессии на пласт длительностью, достаточной для стабилизации забойного давления и притока флюидов из пласта, регистрируют в этом режиме с помощью каротажного прибора забойное давление, параметры пластового флюида, после этого проводят запись параметров физических полей при нескольких фиксированных значениях депрессии на пласт, перемещая при этом каротажный прибор вдоль скважины в подпакерной зоне, а после выполнения программы исследований проводят интерпретацию полученных материалов, по результатам которой определяют источники обводнения и техническое состояние скважины, извлекают из скважины каротажный прибор с герметизирующим узлом, далее, при необходимости, проводят через струйный насос геолого-технические мероприятия по созданию необходимой гидродинамической связи пласта со скважиной: кислотные обработки, воздействие на пласт мгновенными циклическими депрессиями-репрессиями, перестрелы пласта, акустическое воздействие на прискважинную зону пласта в режиме депрессии, и снова повторяют весь цикл исследований с помощью каротажных приборов в режиме депрессии на пласт, потом извлекают каротажный прибор вместе с герметизирующим узлом из скважины и сбрасывают во внутреннюю полость колонны труб блокирующую вставку со сквозным проходным каналом с установкой последней в проходном канале корпуса струйного насоса, перекрытием блокирующей вставкой каналов подвода активной и откачиваемой сред струйного насоса и разобщением, таким образом, затрубного пространства колонны труб и пространства внутри колонны труб, после чего приподнимают колонну труб, отсоединяя компоновку от пакера, с закрытием при этом обратного клапана и разобщением, за счет этого, пространства скважины на над- и подпакерное, затем закачивают в колонну труб тампонажный раствор и при его достижении нижней части хвостовика-стингера снова опускают колонну труб и соединяют хвостовик-стингер с разбуриваемым пакером с открытием при этом обратного клапана, после чего закачивают тампонажный раствор в подпакерное пространство и задавливают его в продуктивный пласт, потом извлекают колонну труб со струйным насосом и хвостовиком-стингером из скважины и после расчетного времени затвердевания тампонажно го раствора разбуривают пакер и цементный мост, образовавшийся в результате затвердевания тампонажного раствора, далее проводят перфорацию пласта в расчетном интервале глубин и спускают в скважину колонну труб с размещенными на ней снизу вверх хвостовиком с направляющей воронкой, пакером и струйным насосом, имеющим в корпусе проходной канал с посадочным местом, затем производят распакеровку пакера и проводят весь цикл каротажных и гидродинамических исследований, по результатам которых принимают решение о запуске скважины в работу или проводят дополнительные исследования или работы по интенсификации дебита скважины, а после этого осуществляют мероприятия по запуску скважины в работу.

Указанная задача в части устройства решается за счет того, что скважинная струйная установка содержит установленные на колонне насосно-компрессорных труб пакер и струйный насос с активным соплом, камерой смешения и проходным каналом с посадочным местом для установки герметизирующего узла, при этом установка снабжена излучателем и приемникомпреобразователем физических полей, размещенным в подпакерной зоне со стороны входа в струйный насос откачиваемой из скважины среды и установленным на каротажном кабеле, пропущенном через осевой канал герметизирующего узла, выход струйного насоса сообщен с пространством, окружающим колонну насосно-компрессорных труб, вход канала подвода откачиваемой среды струйного насоса сообщен с внутренней полостью колонны насоснокомпрессорных труб ниже герметизирующего узла, а вход канала подвода жидкой рабочей среды в активное сопло сообщен с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб выше герметизирующего узла, при этом установка снабжена хвостовиком-стингером, предназначенным для безрезьбового соединения и разъединения с предварительно установленным в скважине разбуриваемым пакером, выполненным с проходным каналом и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном с возможностью открытия последнего в сторону продуктивного пласта, а пакер выполнен с центральным каналом и размещенным ниже пакера хвостовиком с направляющей воронкой и установлен с возможностью его замены хвостовиком-стингером, при этом внутренний диаметр хвостовика-стингера и внутренний диаметр хвостовика с направляющей воронкой на менее чем на 1 мм больше диаметра излучателя и приемника-преобразователя физических полей, герметизирующий узел установлен с возможностью его замены другими функциональными вставками: блокирующей, опрессовочной, депрессионной и вставкой для записи кривых восстановления пластового давления с автономными глубинными приборами, а излучатель и приемник-преобразователь физических полей выполнен с возможностью его замены на другие глубинные приборы, например на перфоратор или прибор для акустического воздействия на продуктивный пласт.

В ходе проведенного исследования было установлено, что выполнение технологических операций в скважине с помощью скважинкой струйной установки в определенной последовательности с использованием вспомогательного оборудования позволяет значительно повысить надежность проводимых ремонтных работ в скважине. Установка в скважине разбуриваемого пакера с проходным каналом и обратным клапаном в совокупности с установкой над указанным пакером скважинной струйной установки позволило расширить возможности по разобщению пространства скважины. Представляется возможность разобщать не только надпакерное и подпакерное пространство, но затрубное пространство колонны труб и пространство внутри колонны труб, причем указанное разобщение можно проводить в различном сочетании, что позволило расширить возможности как по исследованию скважины, так и по ее ремонту. Предлагаемое изобретение позволило объединить в единый технологический цикл такие, казалось бы, не взаимосвязанные работы, как создание различного вида депрессий и репрессий на пласт, подача в скважину тампонажного раствора, кислотная обработка скважины и проведение работ по перфорированию скважины. В результате, была подобрана оптимальная технологическая цепочка операций по исследованию скважины после установки разбуриваемого пакера, которая включает регистрацию забойного давления и параметров пластового флюида при нескольких значениях депрессии на пласт, причем исследование проводят как при работающем, так и при не работающем струйном насосе, а каротажный прибор-излучатель и приемникпреобразователь физических полей перемещают вдоль скважины. Далее на базе полученных данных появилась возможность проводить строго определенные работы по улучшению гидродинамической связи продуктивного пласта со скважинной, которые могут включать кислотную обработку скважины, воздействие на пласт циклическими депрессиями-репрессиями, акустическое воздействие на пласт и перестрелы пласта (проведение работ по перфорации пласта с помощью подрыва пиротехнических устройств). Кроме того, появилась возможность проводить работы по переводу скважины в эксплуатационный режим, которые включают подачу тампонажного раствора (преимущественно цементного раствора) в скважину, разбуривание затвердевшего тампонажного раствора и разбуриваемого пакера и проведение перфорации пласта. Далее можно провести размещение в скважине скважинной струйной установки с пакером и хвостовиком с направляющей ворон кой, который в последующем может быть использован как при проведении дальнейших исследований скважины и работ, связанных с повышением ее продуктивности, так и при ее эксплуатации с установкой в скважине выше пакера насоса для принудительной добычи, например, нефти. Выполнение внутреннего диаметра хвостовика-стингера и внутреннего диаметра хвостовика с направляющей воронкой не менее чем на 1 мм больше диаметра излучателя и приемника-преобразователя физических полей позволяет снизить вероятность застревания в указанных выше хвостовиках каротажных и других приборов, спускаемых в зону продуктивного пласта, что повышает надежность работы установки.

Таким образом, описанная выше установка позволяет провести определенную последовательность действий и создать надежный способ работы скважинной струйного установки при проведении в скважине ремонтно-изоляционных работ.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 схематически представлена скважинная струйная установки в момент спуска колонны насосно-компрессорных труб со струйным насосом и хвостовиком-стингером;

на фиг. 2 схематически представлена установка в момент спуска в скважины каротажного прибора после установки хвостовика-стингера в разбуриваемом пакере;

на фиг. 3 схематически представлена установка с установленной в струйном насосе блокирующей вставкой;

на фиг. 4 схематически представлена установка в момент разбуривания цементного моста и разбуриваемого пакера;

на фиг. 5 схематически представлена установка после установки колонны насосно-компрессорных труб со струйным насосом, пакером и хвостовиком с направляющей воронкой.

Лучший вариант осуществления изобретения

Предлагаемая скважинная струйная установка для реализации описываемого способа содержит установленный предварительно в скважине над продуктивным пластом 21 разбуриваемый пакер 1 с выполненным в нем проходным каналом 2 и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном 3 с возможностью открытия последнего в сторону продуктивного пласта и колонну насоснокомпрессорных труб 4 с последовательно размещенными на ней сверху вниз струйным насосом 5 и хвостовиком-стингером 6. Струйный насос 5 с активным соплом 13 снабжен корпусом 7, в котором выполнен проходной канал 8 с посадочным местом 9. Выход струйного насоса 5 сообщен с пространством, окружающим колонну труб 4, вход канала подвода откачиваемой среды 17 струйного насоса 5 сообщен с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб 4 ниже герметизирующего

Ί узла 12, а вход канала подвода жидкой рабочей среды 16 в активное сопло 13 сообщен с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб 4 выше герметизирующего узла 12. Хвостовик-стингер 6 установлен ниже корпуса 7 струйного насоса 5 и предназначен для безрезьбового соединения и разъединения с разбуриваемым пакером 1. На каротажном кабеле 10 (вместо каротажного кабеля может быть использована проволока), пропущенном через осевой канал 24 герметизирующего узла 12, в скважину может быть спущен каротажный прибор 11 - излучатель и приемникпреобразователь физических полей. Герметизирующий узел 12 устанавливают на посадочное место 9 проходного канала 8 корпуса 7 струйного насоса 5 с обеспечением при этом возвратнопоступательного движения каротажного кабеля 10 как при работающем, так и при не работающем струйном насосе 5. Вместо герметизирующего узла 12, в проходном канале 8 на посадочном месте 9 может быть установлена блокирующая вставка 14 со сквозным проходным каналом 15 с перекрытием блокирующей вставкой 14 каналов подвода жидкой рабочей (активной) среды 16 и откачиваемой среды 17 струйного насоса 5 и разобщением, таким образом, затрубного пространства колонны насоснокомпрессорных труб 4 и пространства внутри колонны насосно-компрессорных труб 4. С помощью долота 18 проводят разбуривание пакера 1 и цементного моста 22. После разбуривания на колонне насосно-компрессорных труб 4 могут быть размещены снизу вверх хвостовик 19 с направляющей воронкой 23, пакер 20 с центральным каналом и струйный насос 5, имеющий в корпусе 7 проходной канал 8 с посадочным местом 9. Внутренний диаметр Ό! хвостовика-стингера 6 и внутренний диаметр Ό₂ хвостовика 19 с направляющей воронкой 23 на менее чем на 1 мм больше диаметра Ό₃ излучателя и приемника-преобразователя физических полей 11.

Описываемый способ работы скважинной струйной установки при ремонтно-изоляционных работах реализуется следующим образом.

Сначала в скважине над кровлей продуктивного пласта 21 предварительно устанавливают разбуриваемый пакер 1 с выполненным в нем проходным каналом 2 и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном 3. Затем производят спуск в скважину колонны труб 4 с последовательно размещенными на ней сверху вниз струйным насосом 5 и хвостовиком-стингером 6. Далее соединяют хвостовик-стингер 6 с разбуриваемым пакером 1 с открытием при этом обратного клапана 3 и сообщением подпакерного пространства с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб 4. Затем на каротажном кабеле 10 спускают в скважину через внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб 4 каротажный прибор 11 с подвижно размещенным выше него на каротажном кабеле 10 герметизирующим узлом 12, устанавливаемым на посадочное место 9 проходного канала 8 корпуса 7 струйного насоса 5 с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения каротажного кабеля 10 как при работающем, так и при не работающем струйном насосе 5. После достижения каротажным прибором 11 интервала продуктивного пласта 21 устанавливают его неподвижно и путем подачи рабочей жидкости на сопло 13 струйного насоса 5 последовательно создают несколько значений депрессии на пласт 21 длительностью, достаточной для стабилизации забойного давления и притока флюидов из пласта 21, регистрируют в этом режиме с помощью каротажного прибора 11 забойное давление и параметры пластового флюида. После этого проводят запись параметров физических полей при нескольких фиксированных значениях депрессии на пласт 21, перемещая при этом каротажный прибор 11 вдоль скважины в подпакерной зоне. После выполнения программы исследований проводят интерпретацию полученных материалов, по результатам которой определяют источники обводнения и техническое состояние скважины, извлекают из скважины каротажный прибор 11 с герметизирующим узлом 12. Далее, при необходимости, проводят через струйный насос 5 геолого-технические мероприятия по созданию необходимой гидродинамической связи пласта со скважиной: кислотные обработки, воздействие на пласт 21 мгновенными циклическими депрессиямирепрессиями, перестрелы пласта 21, акустическое воздействие на прискважинную зону пласта 21 в режиме депрессии и т.п., и снова повторяют весь цикл исследований с помощью каротажных приборов 11 в режиме депрессии на пласт 21. Далее извлекают каротажный прибор 11 вместе с герметизирующим узлом 12 из скважины и сбрасывают во внутреннюю полость колонны труб 4 блокирующую вставку 14 со сквозным проходным каналом 15 с установкой последней в проходном канале 8 корпуса 7 струйного насоса 5, перекрытием блокирующей вставкой 14 каналов 16, 17 подвода жидкой рабочей (активной) и откачиваемой сред струйного насоса 5 и разобщением таким образом затрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб 4 и пространства внутри колонны насосно-компрессорных труб 4. После этого приподнимают колонну насосно-компрессорных труб 4, отсоединяя хвостовик-стингер 6 от пакера 1, с закрытием при этом обратного клапана 3 и разобщением, за счет этого, пространства скважины на над- и подпакерное. Затем закачивают в колонну труб 4 тампонажный раствор (например, цементный раствор) и при его достижении нижней части хвостовикастингера 6 снова опускают колонну труб 4 и соединяют хвостовик-стингер 6 с пакером 1 с открытием при этом обратного клапана 3. После этого закачивают тампонажный раствор в подпакерное пространство и задавливают его в продуктивный пласт 21. Потом извлекают колонну труб 4 со струйным насосом 5 и хвостовиком-стингером 6 из скважины и после расчетного времени затвердевания тампонажного раствора разбуривают долотом 18 пакер 1 и цементный мост 22, образовавшийся в результате затвердевания тампонажного раствора. Далее проводят перфорацию пласта 21 в расчетном интервале глубин и спускают в скважину колонну труб 4 с размещенными на ней снизу вверх хвостовиком 19 с направляющей воронкой 23, пакером 20 и струйным насосом 5, имеющим в корпусе 7 проходной канал 8 с посадочным местом 9. Затем производят распакеровку пакера 20 и проводят весь цикл каротажных и гидродинамических исследований, по результатам которых принимают решение о запуске скважины в работу или проведении дополнительных работ по интенсификации дебита скважины, и после этого осуществляют мероприятия по запуску скважины в работу.

Промышленная применимость

Настоящее изобретение может найти применение в нефтедобывающей промышленности при ремонтно-изоляционных, ремонтно-восстановительных работах, а также при испытании и освоении скважин в других отраслях промышленности, где производится добыча различных сред из скважин.

Claims (2)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ работы скважинной струйной установки при ремонтно-изоляционных работах, заключающийся в том, что предварительно устанавливают в скважине над кровлей продуктивного пласта разбуриваемый пакер с выполненным в нем проходным каналом и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном, спускают в скважину колонну труб с последовательно размещенными на ней сверху вниз струйным насосом и хвостовикомстингером, при этом струйный насос установлен в корпусе, в котором выполнен проходной канал с посадочным местом, а хвостовик-стингер установлен ниже корпуса и предназначен для безрезьбового соединения и разъединения с разбуриваемым пакером, далее соединяют хвостовикстингер с разбуриваемым пакером, с открытием при этом обратного клапана и сообщением подпакерного пространства с внутренней полостью колонны труб, затем на каротажном кабеле спускают в скважину через внутреннюю полость колонны труб каротажный прибор с подвижно размещенным выше него на каротажном кабеле герметизирующим узлом, устанавливаемым на посадочное место проходного канала корпуса струйного насоса, с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения ка ротажного кабеля как при работающем, так и при не работающем струйном насосе, после достижения каротажным прибором интервала продуктивного пласта устанавливают его неподвижно и путем подачи рабочей жидкости на сопло струйного насоса последовательно создают несколько значений депрессии на пласт длительностью, достаточной для стабилизации забойного давления и притока флюидов из пласта, регистрируют в этом режиме с помощью каротажного прибора забойное давление, параметры пластового флюида, после этого проводят запись параметров физических полей при нескольких фиксированных значениях депрессии на пласт, перемещая при этом каротажный прибор вдоль скважины в подпакерной зоне, а после выполнения программы исследований проводят интерпретацию полученных материалов, по результатам которой определяют источники обводнения и техническое состояние скважины, извлекают из скважины каротажный прибор с герметизирующим узлом, далее, при необходимости, проводят через струйный насос геолого-технические мероприятия по созданию необходимой гидродинамической связи пласта со скважиной: кислотные обработки, воздействие на пласт мгновенными циклическими депрессиями-репрессиями, перестрелы пласта, акустическое воздействие на прискважинную зону пласта в режиме депрессии, и снова повторяют весь цикл исследований с помощью каротажных приборов в режиме депрессии на пласт, далее извлекают каротажный прибор вместе с герметизирующим узлом из скважины и сбрасывают во внутреннюю полость колонны труб блокирующую вставку со сквозным проходным каналом с установкой последней в проходном канале корпуса струйного насоса, перекрытием блокирующей вставкой каналов подвода активной и откачиваемой сред струйного насоса и разобщением, таким образом, затрубного пространства колонны труб и пространства внутри колонны труб, после чего приподнимают колонну труб, отсоединяя компоновку от пакера, с закрытием при этом обратного клапана и разобщением, за счет этого, пространства скважины на над- и подпакерное, затем закачивают в колонну труб тампонажный раствор и при его достижении нижней части хвостовика-стингера снова опускают колонну труб и соединяют хвостовик-стингер с разбуриваемым пакером с открытием при этом обратного клапана, после чего закачивают тампонажный раствор в подпакерное пространство и задавливают его в продуктивный пласт, потом извлекают колонну труб со струйным насосом и хвостовикомстингером из скважины и после расчетного времени затвердевания тампонажного раствора разбуривают пакер и цементный мост, образовавшийся в результате затвердевания тампонажного раствора, далее проводят перфорацию пласта в расчетном интервале глубин и спуска ют в скважину колонну труб с размещенными на ней снизу вверх хвостовиком с направляющей воронкой, пакером и струйным насосом, имеющим в корпусе проходной канал с посадочным местом, затем производят распакеровку пакера и повторно проводят весь цикл каротажных и гидродинамических исследований, по результатам которых принимают решение о запуске скважины в работу или проводят дополнительные работы по интенсификации дебита скважины.
2. 2. Скважинная струйная установка, содержащая установленные на колонне насоснокомпрессорных труб пакер и струйный насос с активным соплом, камерой смешения и проходным каналом с посадочным местом для установки герметизирующего узла, при этом установка снабжена излучателем и приемникомпреобразователем физических полей, размещенным в подпакерной зоне со стороны входа в струйный насос откачиваемой из скважины среды и установленным на каротажном кабеле, пропущенном через осевой канал герметизирующего узла, выход струйного насоса сообщен с пространством, окружающим колонну насосно-компрессорных труб, вход канала подвода откачиваемой среды струйного насоса сообщен с внутренней полостью колонны насоснокомпрессорных труб ниже герметизирующего узла, а вход канала подвода жидкой рабочей среды в активное сопло сообщен с внутренней

   Фиг. 1 полостью колонны насосно-компрессорных труб выше герметизирующего узла, отличающаяся тем, что установка снабжена хвостовиком-стингером, предназначенным для безрезьбового соединения и разъединения с предварительно установленным в скважине разбуриваемым пакером, выполненным с проходным каналом и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном с возможностью открытия последнего в сторону продуктивного пласта, а пакер выполнен с центральным каналом и размещенным ниже пакера хвостовиком с направляющей воронкой и установлен с возможностью его замены хвостовиком-стингером, при этом внутренний диаметр хвостовикастингера и внутренний диаметр хвостовика с направляющей воронкой на менее чем на 1 мм больше диаметра излучателя и приемникапреобразователя физических полей, герметизирующий узел установлен с возможностью его замены другими функциональными вставками: блокирующей, опрессовочной, депрессионной и вставкой для записи кривых восстановления пластового давления с автономными глубинными приборами, а излучатель и приемникпреобразователь физических полей выполнен с возможностью его замены на другие глубинные приборы, например на перфоратор или прибор для акустического воздействия на продуктивный пласт.