RU2065948C1

RU2065948C1 - Method and device for initiating inflow from stratum

Info

Publication number: RU2065948C1
Application number: RU93050695A
Authority: RU
Inventors: Николай Александрович Петров; Роман Тагирович Маликов
Original assignee: Николай Александрович Петров; Роман Тагирович Маликов
Priority date: 1993-11-09
Filing date: 1993-11-09
Publication date: 1996-08-27

Abstract

FIELD: arrangement of holes. SUBSTANCE: for smooth starting of hole operation and ensuring multiple creation of stratum depression, circulation valve is installed above packer during lowering pump and compressor tubing. Valve is positioned at depth sufficient for pushing down of gaseous agent at maximum pressure produced by compressor. Overflow unit is installed and it is hydraulically connected with tube space. Technological fluid is added into tube string to level below circulation valve, then working agent is pumped at maximum possible pressure, and before opening of valve unit tube space is closed and tube pressure is periodically released up to complete outflow of gaseous agent. Device for initiating inflow from stratum is provided with additional pipe fitting connected with overflow unit and made in the form of pipe section with valves at its two sides and pressure gauge. Circulation valve represents sleeve with end stop and side bores closed in extreme upper position by shear bush axially movable up to sleeve end stop. Closing member of valve unit is formed as hollow shear bolt. Under-piston space of cylinder is hydraulically connected with space of perforated end piece. Piston diameter is less than inner diameter of perforated end piece which is provided with circular stop in its lower part for piston sealing. Mass of pin exceeds friction force which keeps piston in cylinder. EFFECT: high efficiency. 2 cl, 8 dwg

Description

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к процессам освоения скважин. The invention relates to the mining industry, in particular to well development processes.

Известен способ вызова притока из пласта, включающий последовательный спуск в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) с пусковыми муфтами, установленными на расстоянии друг от друга и на глубинах, обеспечивающих возможность продавки газообразного агента при максимальном давлении компрессора, обвязку устьевой арматуры, нагнетание в насосно-компрессорные трубы газообразного агента и продувку затрубного пространства через пусковую муфту. Устройство для вызова притока из пласта включает НКТ, пусковые муфты, установленные на НКТ, и устьевую арматуру со штуцером в отводе, гидравлически связанным с затрубным пространством. There is a method of causing inflow from the reservoir, including sequential descent into the well of tubing (tubing) with start-up couplings installed at a distance from each other and at depths that provide the possibility of pushing a gaseous agent at maximum compressor pressure, strapping wellhead fittings, pumping into a pump -compressor pipes of the gaseous agent and the purge of the annulus through the starting sleeve. A device for causing inflow from the formation includes tubing, start-up couplings installed on the tubing, and wellhead fittings with a fitting in the branch, hydraulically connected to the annulus.

Несмотря на то, что для осуществления способа используется несложное оборудование способу присущи ряд недостатков при применении этого оборудования. Так в процессе нагнетания газообразного агента оттесняемая скважинная жидкость поступает не только в НКТ, но и частично уходит в пласт, что ухудшит фильтрационные характеристики коллектора. Кроме того, снижение уровня даже небольшими порциями происходит все же довольно резко, что может вызвать ряд осложнений, например прорыв верхних и нижних вод, разрушение слабоцементированной призабойной зоны пласта и др. Despite the fact that for the implementation of the method simple equipment is used, the method has a number of disadvantages when using this equipment. So, in the process of pumping a gaseous agent, the displaced well fluid enters not only the tubing, but also partially leaves the formation, which will worsen the filtration characteristics of the reservoir. In addition, the decrease in the level even in small portions still occurs rather sharply, which can cause a number of complications, for example, a breakthrough of the upper and lower waters, the destruction of the weakly cemented bottom-hole formation zone, etc.

Известен также способ вызова притока из пласта, включающий последовательный спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах без долива жидкости перфорированного хвостовика, клапанного узла и пакера, обвязку устьевой арматуры, герметизацию затрубного пространства скважины пакером и на устье скважины, долив насосно-компрессорных труб технологической жидкостью и открытие клапанного узла для создания депрессии на пласт. Устройство для вызова притока из пласта включает связанный с НКТ механический пакер, устьевую арматуру с отводами, гидравлически связанными соответственно с трубным и затрубным пространствами НКТ, установленный под пакером цилиндр с радиальным отверстием, клапанным узлом, выполненным в виде зафиксированного в цилиндре запорного элемента, перекрывающего радиальное отверстие цилиндра и выполненным под клапанным узлом посадочным конусом, в котором установлен поршень и соединенный с цилиндром перфорированный хвостовик. There is also known a method of causing inflow from the reservoir, including sequential descent into the well on tubing without adding fluid to the perforated liner, valve assembly and packer, strapping wellhead fittings, sealing the annulus of the well with a packer and at the wellhead, adding tubing with process fluid and opening the valve assembly to create depression on the formation. The device for causing inflow from the formation includes a mechanical packer connected to the tubing, wellhead fittings with bends hydraulically connected respectively to the tubing and annular tubing spaces, a cylinder installed under the packer with a radial hole, a valve assembly made in the form of a locking element fixed in the cylinder that overlaps the radial a cylinder bore and a landing cone made under the valve assembly, in which a piston and a perforated shank connected to the cylinder are mounted.

Способ и устройство для его осуществления предусматривают мгновенное снижение давления на забое скважины, поэтому они не могут применяться при вызове притока нефти на сложнопостроенных месторождениях в скважинах с подошвенным водами. Кроме того, недостатком способа и устройства является то, что возможно только однократное создание депрессии на пласт. К тому же, полость цилиндра клапанного узла и полость перфорированного хвостовика гидравлически не связаны, что ухудшает условия очистки пласта-коллектора от кольматанта при получении притока из-за повышенных гидравлических сопротивлений в радиальных отверстиях. The method and device for its implementation provide for an instant decrease in pressure at the bottom of the well, therefore, they cannot be used when triggering oil inflow at complex fields in wells with bottom water. In addition, the disadvantage of the method and device is that it is only possible to create a single depression on the formation. In addition, the cavity of the cylinder of the valve assembly and the cavity of the perforated liner are not hydraulically connected, which worsens the conditions for cleaning the reservoir from colmatant when receiving inflow due to increased hydraulic resistance in the radial holes.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе вызова притока из пласта в процессе спуска НКТ выше пакера устанавливают циркуляционный клапан, который размещают на глубине, обеспечивающей возможность продавки газообразного агента при максимальном давлении компрессора, а в процессе обвязки устьевой арматуры устанавливают перепускной узел, гидравлически связанный с трубным пространством, при этом долив технологической жидкости в НКТ осуществляют до уровня ниже циркуляционного клапана, после чего нагнетают рабочий агент максимально возможным давлением, а перед открытием клапанного узла трубное пространство закрывают, после чего через перепускной узел периодически сбрасывают давление в трубном пространстве до полного выпуска газообразного агента, открывают циркуляционный клапан, в трубное пространство нагнетают газообразный агент, и через циркуляционный клапан продувают затрубное пространство, затем затрубное пространство на устье закрывают в трубное пространство повторно нагнетают газообразный агент с максимально возможным давлением, после чего через перепускной узел периодически сбрасывают давление до полного выпуска газообразного агента из трубного пространства. Устройство для вызова притока из пласта снабжено дополнительным отводом устьевой арматуры со связанным с полостью НКТ перепускным узлом, выполненным в виде отрезка трубы с вентилями с двух его сторон, и манометром, прикрепленным внутри устьевой арматуры сбрасываемым штырем и установленным на НКТ над пакером циркуляционным клапаном, выполненным в виде муфты с торцевым упором и боковыми отверстиями, перекрытыми зафиксированной в крайнем верхнем положении срезным элементом втулкой с посадочным седлом под сбрасываемый шар, при этом втулка установлена с возможностью осевого перемещения до торцового упора муфты, запорный элемент клапанного узла выполнен в виде полого срезного болта, подпоршневая полость цилиндра гидравлически связана с полостью перфорированного хвостовика, диаметр порня меньше внутреннего диаметра перфорированного хвостовика, который имеет кольцевой упор в нижней части для посадки поршня, а масса штыря превышает силу трения, удерживающую поршень в цилиндре. The essence of the invention lies in the fact that in the method of causing inflow from the formation during the descent of the tubing, a circulation valve is installed above the packer, which is placed at a depth that allows the gaseous agent to be forced at the maximum pressure of the compressor, and in the process of tying the wellhead fittings, a bypass assembly is hydraulically connected with a tube space, while topping up the process fluid in the tubing is carried out to a level below the circulation valve, after which the working agent max possible pressure, and before opening the valve assembly, the pipe space is closed, after which the pressure in the pipe space is periodically released through the bypass assembly until the gaseous agent is completely discharged, the circulation valve is opened, the gaseous agent is pumped into the pipe space, and the annulus is blown through the circulation valve, then the annulus at the mouth is closed into the tube space and the gaseous agent is re-injected with the maximum possible pressure, after which erepusknoy node periodically depressurized until complete release of the gaseous agent tube space. The device for causing inflow from the reservoir is equipped with an additional outlet of the wellhead valve with a bypass assembly connected to the tubing cavity, made in the form of a pipe segment with valves on its two sides, and a pressure gauge attached to the wellhead with a resettable pin and a circulation valve mounted on the tubing above the packer, made in the form of a coupling with an end stop and side holes blocked by a shear element fixed in the extreme upper position with a sleeve with a seating seat for a ball to be reset, while the sleeve and installed with the possibility of axial movement to the end stop of the coupling, the locking element of the valve assembly is made in the form of a hollow shear bolt, the piston cylinder cavity is hydraulically connected to the cavity of the perforated shaft, the diameter of the porn is smaller than the inner diameter of the perforated shaft, which has an annular stop in the lower part for the piston to fit and the mass of the pin exceeds the friction force holding the piston in the cylinder.

Технический результат изобретения осуществление плавного запуска скважины и обеспечении многократного создания депрессии на пласт при наличии простой конструкции устройства. The technical result of the invention is the implementation of a smooth start of the well and ensuring the multiple creation of depression on the formation in the presence of a simple device design.

На фиг. 1 изображена скважинная часть устройства для вызова притока из пласта; на фиг. 2 наземная и скважинная части устройства в период нагнетания газообразного агента в незаполненные НКТ; на фиг. 3 этап постепенного сброса давления газообразного агента через перепускной узел после среза полого болта сбрасываемым штырем; на фиг. 4 полное открытие клапанного узла при вызове притока сразу после первого этапа; на фиг. 5 открытие циркуляционного клапана в случае отсутствия или слабого притока пластовых флюидов в скважину путем сброса шара с последующим нагнетанием газообразного агента в трубное пространство и дальнейшим вытеснением жидкости в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ для продувки; на фиг. 6 этап нагнетания газообразного агента в трубное и затрубное пространства выше циркуляционного клапана при закрытом на устье затрубном пространстве при максимальном давлении компрессора; на фиг. 7 этап постепенного сброса давления газообразного агента в трубном пространстве через перепускной узел; на фиг. 8 получение устойчивого притока после проведения многочисленных операций по созданию депрессии. In FIG. 1 shows the downhole part of a device for causing inflow from a formation; in FIG. 2 surface and borehole parts of the device during the injection of a gaseous agent into unfilled tubing; in FIG. 3 stage of the gradual release of pressure of the gaseous agent through the bypass node after cutting the hollow bolt with a reset pin; in FIG. 4 full opening of the valve assembly when the inflow is called immediately after the first stage; in FIG. 5 opening the circulation valve in the absence or weak flow of formation fluids into the well by dumping the ball, followed by injection of the gaseous agent into the pipe space and further displacing the liquid into the annulus between the production string and tubing for purging; in FIG. 6 stage of injecting a gaseous agent into the pipe and annular spaces above the circulation valve with the annular space closed at the mouth at the maximum pressure of the compressor; in FIG. 7 stage of the gradual release of pressure of the gaseous agent in the pipe space through the bypass node; in FIG. 8 receiving steady inflow after numerous operations to create depression.

Устройство для вызова притока из пласта состоит из скважинного и наземного оборудования. В скважинную часть устройства снизу вверх входит (фиг. 1) перфорированный хвостовик 1 с нижним кольцевым упором 2. К хвостовику 1 присоединен клапанный узел из полого цилиндра 3 с посадочным конусом 4 под, установленный внутри, поршень 5, причем диаметр поршня 5 меньше внутреннего диаметра перфорированного хвостовика 1, при этом подпоршневая полость цилиндра 3 гидравлически связана с внутренней полостью хвостовика 1. Выше посадочного седла 4 цилиндра 3 выполнено радиальное отверстие 6 для запорного элемента полого срезного болта 7. К цилиндру 6 для запорного элемента полого срезного болта 7. К цилиндру 3 клапанного узла 3 7 присоединен корпус 8 механического пакера. Внутри корпуса 8 с возможностью осевого перемещения установлен патрубок 9 с нижним торцовым упором 10, контактирующим с кольцевым выступом 11 корпуса 8. Снаружи патрубка 9 размещены резиновые элементы 12, чередующиеся металлическими кольцами 13. Сверху патрубок 9 ввернут в переходный переводник 14 для подсоединения с НКТ 15. Далее НКТ 15 присоединена муфта 16 циркуляционного клапана. Муфта 16 выполнена с боковыми отверстиями 17, перекрытыми втулкой 18, установленной с возможностью осевого перемещения вниз до торцового упора 19 муфты 16. В исходном положении втулка 18 зафиксирована в крайнем верхнем положении срезными элементами 20 и выполнена с посадочным седлом 21 под сбрасываемый, например алюминиевый, шар 22. К муфте 16 циркуляционного клапан 16 22 присоединена труба верхнего участка 23 НКТ. К наземной части устройства относится устьевая арматура из колонной головки 24 с герметизатором 25 затрубного пространства, бокового отвода 26, гидравлически связанного с затрубным пространством, задвижки 27 с манометром 28, установленных на боковом отводе 26 и, при необходимости, вмонтированного штуцера 29 внутри последнего, бокового отвода 30, гидравлически связанного с трубным пространством, задвижки 31 бокового отвода 30, манометра 32 колонной головки 24. Внутри устьевой арматуры колонной головки 24 зафиксирован шпильками 33 сбрасываемый штырь 34, а шпилькой 35 сбрасываемый шар 22. Массу штыря 34 подбирают такой, чтобы превышала силу трения и запрессовки поршня 5, удерживающие его в цилиндре 3. К дополнительному отводу 36 колонной головки 24, гидравлически связанным с трубным пространством НКТ 15 и 23, присоединен перепускной узел, выполненный в виде отрезка трубы 37 с крышками 38 по бокам и манометром 39, с двух сторон которой установлены впускной 40 и выпускной 41 вентили. The device for causing inflow from the reservoir consists of downhole and ground equipment. The perforated shank 1 with the lower annular stop 2 enters the downhole part of the device (Fig. 1). A valve assembly of a hollow cylinder 3 with a seating cone 4 underneath installed inside the piston 5 is attached to the shank 1, and the diameter of the piston 5 is smaller than the internal diameter perforated shank 1, while the piston cavity of the cylinder 3 is hydraulically connected to the inner cavity of the shank 1. Above the seat seat 4 of the cylinder 3, a radial hole 6 is made for the locking element of the hollow shear bolt 7. To the cylinder 6 d I locking element hollow shear bolt 7. By cylinder 3 of the valve assembly 7 March body 8 attached mechanical packer. A nozzle 9 with a lower end stop 10 in contact with the annular protrusion 11 of the housing 8 is mounted inside the housing 8 with axial movement. Outside of the nozzle 9, rubber elements 12 are placed, alternating with metal rings 13. At the top, the nozzle 9 is screwed into the adapter 14 for connecting to the tubing 15 Next, the tubing 15 is connected to the coupling 16 of the circulation valve. The clutch 16 is made with side holes 17, overlapped by a sleeve 18, which is axially movable downward to the end stop 19 of the clutch 16. In the initial position, the sleeve 18 is fixed in its highest position by shear elements 20 and is made with a landing seat 21 for a reset, for example aluminum, ball 22. To the coupling 16 of the circulation valve 16 22 connected to the pipe of the upper section 23 of the tubing. The ground part of the device includes wellhead fittings from a column head 24 with a seal 25 of the annulus, a lateral outlet 26 hydraulically connected to the annulus, a valve 27 with a manometer 28 installed on the lateral outlet 26 and, if necessary, a mounted fitting 29 inside the last, lateral branch 30, hydraulically connected with the tube space, the valve 31 of the lateral branch 30, the pressure gauge 32 of the column head 24. Inside the wellhead reinforcement of the column head 24 is fixed by pins 33 reset pin 34 and with a pin 35 a ball being discharged 22. The mass of the pin 34 is selected so that it exceeds the friction force and press-fit of the piston 5 holding it in the cylinder 3. An overflow unit is connected to the additional outlet 36 of the column head 24 hydraulically connected to the pipe space of the tubing 15 and 23 made in the form of a pipe segment 37 with covers 38 on the sides and a manometer 39, on both sides of which are installed an inlet 40 and an outlet 41 valves.

Способ вызова притока из пласта осуществляют следующим образом. The method of causing inflow from the reservoir is as follows.

В скважину последовательно спускают перфорированный хвостовик 1 и 2 (фильтр)0, клапанный узел 3 7, механический пакер 8 14, первый участок 15 НКТ, циркуляционный клапан 16 22 и верхний участок 23 НКТ. При этом длину перфорированного хвостовика 1 подбирают из условия нахождения механического пакера 8 14 в конце спуска НКТ 15 и 23 выше интервала перфорации 42 продуктивного пласта 43, а соотношение длин первого 15 и второго 23 участков НКТ таким образом, чтобы циркуляционный клапан 16 22 находился на глубине h, равной возможной продавки газообразного агента 44 при максимальном давлении компрессора. По достижении пакера 8 14 места установки перфорированный хвостовик 1 упирается в искусственный забой 45 и НКТ 15 частично разгружают, примерно на 2 7 т. Под действием веса НКТ переводник 14 с патрубком 9 перемещаются вниз и сжимают резиновые элемента 12, последние увеличиваются в диаметре, тем самым осуществляют герметизацию затрубного пространства 46 между НКТ 15 и 23 и эксплуатационной колонной 47, т. е. отделение забойной части 48 скважины от затрубного пространства 46. Кроме того, затрубное пространство 46 герметизатором 25 колонной головки 24 уплотняют и на устье. В конце спуска в трубное пространство 49 НКТ 15 доливают технологическую жидкость 50, причем ее уровень H устанавливают на глубине несколько ниже циркуляционного клапана 16 - 22, примерно на 100 500 м, в зависимости от того, какой планируют создать первый скачок депрессии на пласт. Допускается долив НКТ 15 и в процессе спуска в глубокие скважины, когда могут возникнуть большие сжимающие нагрузки под действием наружного давления, но при этом уровень технологической жидкости 48 не должен доходить до устья. При обвязке устьевой арматуры вентили 40 41 закрывают, задвижку 27 и 31 открывают. Затем в трубное пространство 49 верха НКТ 15 и 23 компрессором нагнетают газообразный агент 44 максимально возможным давлением (фиг. 2), но при этом суммарное давление гидростатического столба технологической жидкости 50, например воды или нефти, с давлением газообразного агента 44 в верхнем пространстве НКТ 15 и 23, не должно превышать пластовое давление Р_пл для того, чтобы предупредить поступление технологической жидкости в продуктивный пласт 43 при открытии клапанного узла 3 7. Далее закрывают задвижку 31, отворачивают шпильку 33 и сбрасывают штырь 34, при соударении которого с полым болтом 7 происходит его срез и сообщение забойной части 48 скважины с трубным пространством 49. Штырь 34 с отломанным концом полого болта 7 падают на поршень 5. В результате этого частичного открытия клапанного узла 3-7 происходит создание первого скачка депрессии (1 5 МПа) на пласт 43, резкость которого зависит от диаметра отверстия в полом болте 7. Под действием депрессии пластовые флюиды 51 начинают поступать в забойную часть 48 скважины. Затем на поверхности открывают впускной вентиль 40 перепускного узла и часть газообразного агента 44 заполняет отрезок трубы 37. При выравнивании давления газообразного агента 44 в трубном пространстве 49 и в отрезке трубы 37 впускной вентиль 40 закрывают, а выпускной вентиль 41 открывают и стравливают давление внутри отрезка трубы 37 до атмосферного. В зависимости от того какой внутренний объем имеет отрезок трубы 37 перепускного узла и давление газообразного агента 44 в ней, происходит соответствующее увеличение депрессии на продуктивный пласт 43. Далее вновь открывают впускной вентиль 40 выравнивают давление газообразного агента 44 в трубном пространстве 49 и отрезке трубы 37, закрывают впускной вентиль 40, открывают выпускной вентиль 41 и стравливают давление в отрезке трубы 37 до атмосферного. Этот процесс периодического сбрасывания давления рабочего агента 44 в трубном пространстве 49, примерно по 0,1 1,0 МПа, осуществляют (фиг. 3) до тех пор, пока в трубном пространстве 49 давление не станет равным атмосферному. Наличие перепускного узла 37-41 позволяет регулировать постепенное нарастание депрессии на пласт во времени. Если сообщение между пластом и скважиной хорошее, то уровень жидкости в НКТ 15 и 23 повышается одновременно со снижением давления газообразного агента 44 и в результате выравнивания давления в НКТ 15 и 23 выше поршня 5 и пластового давления ниже поршня 5 под действием веса штыря 34 поршень 5 выталкивается из цилиндра 3 и они вместе падают вниз до кольцевого упора 2 хвостовика 1. В трубное пространство 49 НКТ 15 и 23 пластовые флюиды 51 в этом случае будут поступать не только через отверстие полого болта 7, но и через фильтровые отверстия перфорированного хвостовика 1 с гидравлически восстановленной связью с полостью цилиндра 3 (фиг. 4). Скважинная жидкость (технологическая жидкость 50 и пластовые флюиды 51) из трубного пространства 49 направляются в отвод 30. При получении удовлетворительного дебита после одного цикла создания депрессии скважину оставляют на притоке для очистке околоскважинной зоны от кольматанта до получения устойчивого дебита. На этом процесс освоения можно приостановить.Perforated liner 1 and 2 (filter) 0, valve assembly 3 7, mechanical packer 8 14, first tubing section 15, circulation valve 16 22 and upper tubing section 23 are successively lowered into the well. The length of the perforated shank 1 is selected from the condition that the mechanical packer 8 14 is located at the end of the tubing descent 15 and 23 above the perforation interval 42 of the reservoir 43, and the ratio of the lengths of the first 15 and second 23 sections of the tubing so that the circulation valve 16 22 is at a depth h equal to the possible delivery of gaseous agent 44 at maximum compressor pressure. Upon reaching the packer 8 14 of the installation site, the perforated shank 1 rests on the artificial face 45 and the tubing 15 is partially unloaded, by approximately 2 7 tons. Under the influence of the weight of the tubing, the sub 14 with the pipe 9 moves down and compresses the rubber elements 12, the latter increase in diameter, thereby the annular space 46 is sealed between the tubing 15 and 23 and the production string 47, that is, the bottomhole portion 48 of the well is separated from the annular space 46. In addition, the annular space 46 is sealed by the sealant 25 of the column head 24 of the seal and at the mouth. At the end of the descent into the pipe space 49 of the tubing 15, the process fluid 50 is added, and its level H is set at a depth slightly lower than the circulation valve 16-22, approximately 100,500 m, depending on which one plans to create the first jump of the depression onto the formation. It is allowed to add tubing 15 during the descent into deep wells, when large compressive loads can arise under the influence of external pressure, but the level of the process fluid 48 should not reach the wellhead. When tying wellhead valves 40 41 are closed, the valve 27 and 31 open. Then, the gaseous agent 44 is pumped into the pipe space 49 of the top of the tubing 15 and 23 with the maximum possible pressure (Fig. 2), but the total pressure of the hydrostatic column of the process fluid 50, such as water or oil, with the pressure of the gaseous agent 44 in the upper space of the tubing 15 and 23, should not exceed the reservoir pressure P _PL in order to prevent the flow of process fluid into the reservoir 43 when opening the valve assembly 3 7. Next, close the valve 31, unscrew the pin 33 and reset the pin b 34, in the collision of which with the hollow bolt 7 it is cut and the bottomhole part 48 of the well communicates with the pipe space 49. The pin 34 with the broken end of the hollow bolt 7 falls on the piston 5. As a result of this partial opening of the valve assembly 3-7, the first a jump in depression (1 5 MPa) to formation 43, the sharpness of which depends on the diameter of the hole in the hollow bolt 7. Under the influence of depression, formation fluids 51 begin to flow into the bottomhole portion 48 of the well. Then, the inlet valve 40 of the bypass assembly is opened on the surface and a part of the gaseous agent 44 fills the pipe section 37. When the pressure of the gaseous agent 44 in the pipe space 49 and in the pipe section 37 is equalized, the inlet valve 40 is closed and the outlet valve 41 is opened and the pressure inside the pipe section is released. 37 to atmospheric. Depending on what internal volume the pipe segment 37 of the bypass assembly has and the pressure of the gaseous agent 44 in it, a corresponding increase in the depression on the reservoir 43 occurs. Then, the inlet valve 40 is again opened, the pressure of the gaseous agent 44 in the pipe space 49 and the pipe segment 37 are equalized. close the intake valve 40, open the exhaust valve 41 and release the pressure in the pipe section 37 to atmospheric. This process of periodically releasing the pressure of the working agent 44 in the pipe space 49, approximately 0.1 1.0 MPa, is carried out (Fig. 3) until the pressure in the pipe space 49 becomes atmospheric. The presence of the bypass node 37-41 allows you to adjust the gradual increase in depression on the formation over time. If the communication between the formation and the well is good, then the fluid level in the tubing 15 and 23 increases simultaneously with a decrease in the pressure of the gaseous agent 44 and as a result of pressure equalization in the tubing 15 and 23 above the piston 5 and the reservoir pressure below the piston 5 under the action of the weight of the pin 34 piston 5 it is pushed out of the cylinder 3 and together they fall down to the annular stop 2 of the shank 1. In the pipe space 49 of the tubing 15 and 23, formation fluids 51 in this case will come not only through the hole of the hollow bolt 7, but also through the filter holes of the perforated vostovika 1 reconstituted with hydraulically coupled with the cylinder 3 (FIG. 4). Downhole fluid (process fluid 50 and formation fluids 51) from the pipe space 49 is directed to the outlet 30. When a satisfactory production rate is obtained after one depression cycle, the well is left on the inflow to clear the near-wellbore zone from the mud to a stable production rate. On this, the development process can be suspended.

Если же не получен приток или получен слабый приток пластовых флюидов 51 в скважину, то процесс освоения продолжают. Отворачивают шпильку 35 и сбрасывают шар 22. Последний опускается на седло 21 втулки 18 циркуляционного клапана. Через отвод 30 в трубное пространство 49 НКТ 23 нагнетают газообразный агент 44 и с повышением давления срезаются элементы 20, втулка 18 с шаром 22 опускается вниз до торцевого упора 19 муфты 16, при этом открываются боковые отверстия 17. Тем самым открывают циркуляционный клапан 16 22 и сообщают трубное пространство 49 с затрубным пространством 46 НКТ 15 и 23. Продолжая нагнетание газообразного агента 44 скважинную жидкость выше циркуляционного клапана 16 22 из трубного пространства 49 через боковые отверстия 17 вытесняют в затрубное пространство 46 (фиг. 5). После заполнения трубного пространства 49 газообразным агентом 44 продувают и затрубное пространство 46 выше циркуляционного клапана 16 22 от скважинной жидкости. При этом скважинную жидкость удаляют через боковой отвод 26, где для предупреждения ускоренного опорожнения затрубного пространства и резкого падения давления в трубном пространстве 49, жидкость проходит через штуцер 29 определенного диаметра. Когда из затрубного пространства 46 выше циркуляционного клапана 16 22 скважинная жидкость будет удалена задвижку 27 закрывают, а давление газообразного агента 44 в трубном 49 и затрубном 46 пространствах выше циркуляционного клапана 16 22 доводят до максимально возможного компрессором (фиг. 6), после чего задвижку 31 закрывают. Далее открывают впускной вентиль 40 и газообразный агент 44 поступает в отрезок трубы 37 перепускного узла, после заполнения закрывают впускной вентиль 40 и открывают выпускной вентиль 41 и стравливают давление в отрезке трубы 37 до атмосферного. Многократно повторяя эту операцию постепенно стравливают давление газообразного агента 44 в трубном пространстве 49 до атмосферного. При этом происходит нарастание депрессии на пласт 43, алюминиевый шар 22 приподнимается и перепускает часть жидкости (пластовые флюиды 51) в пространство над циркуляционным клапаном 16 22 (фиг. 7). При получении притока жидкости уровень в трубном пространстве 49 повышается и в момент выравнивания давления над и под поршнем 5, последний вместе со штырем 34 падает на кольцевой упор 2 хвостовика 1. Шар 22 под действием потока жидкости вымывают вверх и удаляют. Оставшийся в затрубном пространстве 46 газообразный агент 44 через штуцер 29 стравливают (фиг. 8). If an inflow is not received or a weak inflow of formation fluids 51 into the well is obtained, the development process is continued. Unscrew the pin 35 and discard the ball 22. The latter is lowered onto the saddle 21 of the sleeve 18 of the circulation valve. Through the branch 30, a gaseous agent 44 is pumped into the pipe space 49 of the tubing 23 and the elements 20 are cut off, the sleeve 18 with the ball 22 is lowered down to the end stop 19 of the sleeve 16, and the side holes 17 are opened. Thereby, the circulation valve 16 22 is opened and the tube space 49 is reported with the annular space 46 of the tubing 15 and 23. Continuing the injection of the gaseous agent 44, the borehole fluid above the circulation valve 16 22 is displaced from the tube space 49 through the side holes 17 into the annulus 46 (Fig. 5). After filling the pipe space 49 with a gaseous agent 44, the annular space 46 is also blown above the circulation valve 16 22 from the well fluid. In this case, the borehole fluid is removed through the lateral branch 26, where to prevent accelerated emptying of the annulus and a sharp pressure drop in the tube space 49, the fluid passes through a fitting 29 of a certain diameter. When from the annular space 46 above the circulation valve 16 22 the well fluid will be removed, the valve 27 is closed, and the pressure of the gaseous agent 44 in the pipe 49 and annular 46 spaces above the circulation valve 16 22 is brought to the maximum possible by the compressor (Fig. 6), after which the valve 31 close. Next, the inlet valve 40 is opened and the gaseous agent 44 enters the pipe section 37 of the bypass assembly, after filling, close the inlet valve 40 and open the outlet valve 41 and release the pressure in the pipe section 37 to atmospheric pressure. Repeating this operation many times gradually relieves the pressure of the gaseous agent 44 in the pipe space 49 to atmospheric. In this case, the depression builds up on the formation 43, the aluminum ball 22 rises and passes part of the fluid (formation fluids 51) into the space above the circulation valve 16 22 (Fig. 7). Upon receipt of a fluid influx, the level in the pipe space 49 rises and at the time of equalizing the pressure above and below the piston 5, the latter, together with the pin 34, falls onto the annular stop 2 of the shank 1. The ball 22 is washed up and removed by the action of the fluid flow. The gaseous agent 44 remaining in the annulus 46 is vented through the nozzle 29 (FIG. 8).

Если же и после этого цикла постепенного создания депрессии на продуктивный пласт 43 не получают притока пластовых флюидов 51, то шар 22 не удаляют и последний цикл по заполнению трубного 49 и затрубного 46 пространств газообразным агентом 44 со сбросом давления через перепускной узел 37 41 повторяют. If after this cycle of gradual creation of depression on the reservoir 43 the flow of formation fluids 51 is not received, then the ball 22 is not removed and the last cycle of filling the pipe 49 and annular 46 spaces with a gaseous agent 44 with pressure relief through the bypass node 37 41 is repeated.

В том случае, если даже после проведения многократных циклов по созданию плавно нарастающей депрессии не приведет к положительному результату приступают к созданию резкой депрессии. При этом после нагнетания газообразного агента 44 в трубное 49 и затрубное 46 пространства выше циркуляционного клапана 16 22 одновременно открывают все задвижки 27, 31 и вентили 40, 41. В результате происходит резкое стравливание газообразного агента до атмосферного. In the event that even after conducting repeated cycles to create a gradually increasing depression does not lead to a positive result, they begin to create a sharp depression. In this case, after injection of the gaseous agent 44 into the pipe 49 and annular 46 spaces above the circulation valve 16 22, all valves 27, 31 and valves 40, 41 are simultaneously opened. As a result, the gaseous agent is sharply etched to atmospheric.

Предлагаемый способ позволяет плавно запустить скважину, что важно при близком расположении к продуктивному нефтеносному горизонту водоносных горизонтов, поскольку предупреждает разрушение призабойной зоны, сложенной слабоцементированным коллектором, нарушение целостности цементного кольца за эксплуатационной колонной и нарушение сцепления в контактны зонах "обсадная колонна-цементный камень-горная порода", так как релаксационные процессы в цементном камне и горной породе будут проходить параллельно (не отставать) с упругой деформацией сжатия обсадной колонны, а значит предупредит преждевременное обводнение продукции скважины, позволит исключить затраты, связанные с ремонтно-изоляционными работами. The proposed method allows you to smoothly start the well, which is important when the aquifers are close to the productive oil bearing horizon, since it prevents the destruction of the bottomhole zone, folded by a weakly cemented reservoir, the violation of the integrity of the cement ring behind the production string and the adhesion in the contact zones "casing-cement-rock-casing rock ", as the relaxation processes in cement stone and rock will run parallel (not lag) with elastic deformation by compression of the casing string, which means it will prevent premature flooding of the well’s production, it will eliminate the costs associated with repair and insulation works.

Предлагаемое устройство позволяет многократно производить операции по созданию плавно нарастающей депрессии без подъема НКТ, что снижает трудоемкость работ. Устройство также позволяет проводить работы в расширенном диапазоне скорости нарастания депрессии (мгновенной, постепенной, резкой) для подбора наиболее оптимального режима в конкретной скважине и повышения тем самым успешности работ. ЫЫЫ2 ЫЫЫ4 ЫЫЫ6 The proposed device allows you to repeatedly perform operations to create a smoothly growing depression without lifting tubing, which reduces the complexity of the work. The device also allows you to work in an extended range of the rate of increase of depression (instant, gradual, sharp) to select the most optimal mode in a particular well and thereby increase the success of the work. YYY2 YYY4 YYY6

Claims

1. A method of causing inflow from the formation, including sequential descent into the well on tubing without adding fluid to the perforated liner, valve assembly and packer, strapping wellhead fittings, sealing the annulus of the well with a packer and at the wellhead, adding tubing to the process fluid and opening the valve assembly to create depression on the formation, characterized in that during the descent of the tubing above the packer, a circulation valve is installed that is sized they are pressed at a depth that allows the gaseous agent to be purged at the maximum compressor pressure, and in the process of strapping the wellhead fittings, a bypass assembly is installed hydraulically connected to the pipe space, while topping up the process fluid into the tubing is carried out to a level below the circulation valve, and then pumped working agent with the maximum possible pressure, and before opening the valve assembly, the pipe space is closed, after which it is periodically and the pressure in the tube space is released until the gaseous agent is completely discharged, the circulation valve is opened, the gaseous agent is pumped into the tube space and the annulus is blown through the circulation valve, then the annulus at the mouth is closed and the gaseous agent is re-pumped into the tube space with the maximum possible pressure, after which, through the bypass assembly, periodically release pressure until the gaseous agent is completely discharged from the pipe space.

2. A device for causing inflow from the formation, including a mechanical packer associated with tubing, wellhead fittings with bends hydraulically connected respectively to the tubing and annular spaces of the tubing, a cylinder installed beneath the packer with a radial hole, a valve assembly made in in the form of a locking element fixed in the cylinder, overlapping the radial hole of the cylinder, and made under the valve assembly landing cone in which the piston is mounted and connected the perforated liner with the cylinder, characterized in that it is provided with an additional outlet of the wellhead fittings with a bypass assembly connected to the cavity of the tubing made in the form of a pipe segment with valves on its two sides, and a manometer attached with a reset pin to the inside of the wellhead fittings, and a circulation valve installed on the tubing above the packer, made in the form of a coupling with an end stop and side holes overlapped by a shear fixed in the highest position a thrust element, a sleeve with a seating seat for a ball being dropped, the sleeve being mounted axially movable to the end stop of the coupling, the locking element of the valve assembly is made in the form of a hollow shear bolt, the piston cylinder cavity is hydraulically connected to the perforated shaft cavity, the piston diameter is smaller than the inner diameter perforated shank, which has an annular stop at the bottom for landing the piston, and the mass of the pin exceeds the friction force holding the piston in the cylinder.