Изобретение относитс к оборудованию , используемому в нефтегазодобывающей промышленности5 а имен-но к устройствам дл освоени , эксплуатации , скважнн н обработки призабойной зоны пласта раз,личными peaгентаьш , например кислотой или гор чим теплонос1- телем, ггосле чего не обхол.имо быстро извлечь из пласта закачанные рабочие агенты. Известно устройство дл освоени обработки и эксплуатации CKBajKHHj включающее установленный в колонке труб струйный насос и пакер lj Однако устройство не позвол ет провода-1ть работы по воздействию на призабойную зону пласта. Известно также устройство дл ос воени . , обработки и эксплуатации скважин, включающее св занный с колонной труб корпус с радиальными каналами, пакер, струйный насос ус тановленную внутри корпуса с возмож ностью осевого перемещени и сообще ни через струйный насос внутритруб ного и затрубного пространств скватк ны запорную втулкз с осевым и радиальными каналами 2J , Недостатком устройства вл етс то, что наличие запорного сбросовог клапана требует дополнительных затр времени и средств на его извлечение при необходимости подъема устройств на поверхность 5 или при обработке призабойной зоны, пласта после предварительного освоени скважины с применением данного устройства, или последовательной обработки и освоени нескольких пластов Кроме того, усложнен процесс пуска устройства в работу из-за необходимости переключени работь скважины из затрубного пространства на работу по лифту после вызова притока флюида из апаста.5 а по -этой причине невозможно использовать устройство дл эксп луататщи скважин,, требущих периодического создани повышенных депрессий ма пласт. Из-за освоени скважи Е-1Ь по затрубному пространству ухудшены услови фонтанировани скважинь при БЬзове из нее притока. Услож нена ионструкци устройства, вследCTsiie сложности монтажа струйного насоса снаружи рабочей колонны труб при обеспечении герметичного подсое дмнени его к центральному осевому канаусу и надв шого спуска его в скв 42 жину. Устройство характеризуетс больши 4и потер ми энергии подсасываемой пластовой жидкости вследствие поступлени ее в камеру смешени через боковые окна в подвижной втулке и корпуса устройства и пластинчатый клапан. Цель изобретени - повышение надежности работы и упрощение конструкции и расширение эксплуатационных возможностей. Поставленна цель достигаетс тем, что в устройстве дл освоени , обработки и эксплуатащш скважин, включающем св занный с колонной труб корпус с радиальными каналами, пакер, струйный насос, установленную внутри корпуса с возможностью осевого перемещени и сообщени через струйный насос внутритрубного и затрубного пространства скважины запорну1о втулку с осевым и радиальными каналами, запорна втулка выполнена дифференциальной с кольцевым пазом дл размещени в нем в крайнем верхнем положении запорной втулки камеры смешени струйного насоса, диффузор которого имеет в торце циркул ционные каналы, при этом запорна втулка выполнена с продольными каналами , а ее осевой канал имеет в нижней части заглушку, над которой установлено подвижное в осевом направлении сопло. На фиг. 1 показано устройство в момент закачки рабочего агента в пласт, на фиг. 2 - устройство в момент дренировани пласта. Устройство спускаетс в скважину на насосно-компрессорных трубах 1 и включает в себ корпус 2 с каналами 3 .J внутри которого установлены струйный насос, включающий диффузор 4 с циркул ционными каналами 5 в торцовой части и св занна с ним камера смешени 6, образующие с корпусом кольцевой зазор 7, выполненна с возможностью возвратно-поступательного движени относительно корпуса дифференциальна запорна втулка 8 с радиальными каналами 9, сообщающими затрубное пространство скважины 10, при закачке по нему рабочего агента с соплом 11, и пакер 12; установленный на корпусе 2 с каналами 3. Дл подсоса жидкости из подпакерного пространства 13 в дифференциальной запорной втулке 8 3 имеютс циркул ционные продольные каналы 14. Сопло 11 установлено в центральном канале запорной втулки 8, котора имеет заглушку 15 и выпо нено дифференциальным с возможность осевого перемещени относительно втулки. Устройство работает следующим об разом. После спуска устройства в скважину на насосно-компрессорных трубах 1 в компоновке с пакером 12 и установки его выше интервала подлежащего освоению, осуществл етс операци по разобщению зоны пласта и затрубного пространства 10 одним из известных способов в зависимости от конструкции спущенного пакера 12. При необходимости ниже пакера 12 могут быть спущены трубы в за данном количестве, Дальше производитс закачка рабочего агента в пласт в расчетном объеме и при необходимом давлении путем нагнетани его в насосно компрессорные трубы 1 Рабочий агент, проход через цир кул ционные каналы 5 в торцовой час ти диффузора 4, кольцевой зазор 7, а также сам диффузор 4 и камеру сме шени 6, давит на дифференциальную запорную втулку 8, в результате чего она, за счет разности площадей верхнего и нижнего концов, пере мещаетс вниз, выход из зацеплени с камерой смещени 6. Одновременно сопло 11 перемещаетс в глухом цент ральном канале запорной втулки 8 в крайнее нижнее положение, перекрыва радиальные каналы 9, в результате чего затрубное пространство 10 сква жины оказываетс изолированным от полости насосно-компрессорных труб 1. При этом рабочий агент как через циркул ционные каналы 5 в торцовой части диффузора 4, так и через дифф зор 4, камеру смешени 6 попадает в циркул рные продольные каналы 14 в запорной втулке 8 и далее в подпа керное пространство 13 и обрабатыва мый пласт. Дл вызова притока из скважины п реключаетс нагнетательна лини аг 04 регата на затрубное пространство и созлаетс в нем избыточное давление. В результате возлействи избыточного давлени на разность площадей верхнего и нижнего концов дифференциальной запорной втулки 8 она возвращаетс в исходное положениеJ вход в зацепление с камерой смеигени 6. Одновременно под действием избыточного давлени возвращаетс в исходное положение сопло 11. При этом рабоча жидкость, закачиваема в затрубное пространство скважины 10, проход через радиальные каналы 3 в корпусе устройства 2, радиальные каналы 9 в запорной втулке 8 и истека из сопла 11, осуществл ет подсос жидкости из пласта и вынос ее вместе с рабочей жидкостью через камеру смешени 6, диффузор 4, насоснокомпрессорные трубы 1 на поверхность. В начальный момент это будут продукты реакции закачанного в пласт, рабочего агента, а в дальнейшем - пластовый флюид, Устройство можно использовать без каких-либо дополнительных операций и при обратной последовательности работ, т.е. после предварительного вызова притока из объекта дл обработки призабойной зоны пласта и повторного его освоени , а также эксплуатации скважин. Переход на освоение нового интервала или извлечение устройства из скважины осуществл етс после распакеровани . Применение предлагаемого устройства в нефтепромысловой практике позволит нар ду с экономией средств и времени на освоение скважин, вышедших из бурени , повысить эффективность кислотных и термических обработок призабойной зоны пласта в эксплуатационных скважинах, за счет немедленного извлечени продуктов реакции и растворенных парафиносмолистых веществ из пласта, а также снизить затраты на эксплуатацию скважин, требующих периодического создани повьшгенных депрессий на пласт.The invention relates to equipment used in the oil and gas industry5, namely, to devices for the development, operation, well treatment of the bottomhole formation zone once, personal agents, for example, acid or hot coolant, which quickly removed from the formation uploaded working agents. A device for mastering processing and operating CKBajKHHj includes a jet pump installed in a pipe column and a packer lj. However, the device does not allow work to be done on the impact on the bottomhole formation zone. It is also known a device for warping. , treatment and operation of wells, including a housing with radial channels connected with the pipe string, a packer, a jet pump installed inside the body with the possibility of axial movement and communication through the jet pump of the in-line and annular spaces of the squamous locking sleeve with axial and radial channels 2J. A disadvantage of the device is that the presence of a shut-off valve dumps requires additional time and resources for its removal if it is necessary to lift the devices to the surface 5 or during processing downhole zone, reservoir after preliminary development of a well using this device, or sequential processing and development of several layers. In addition, the process of launching the device into operation is complicated due to the need to switch operation of the well from the annulus to elevator work after calling for fluid inflow from the apast. 5 and, for this reason, it is impossible to use a device for drilling wells that require periodic creation of increased depressions in the reservoir. Due to the development of the well E-1b in the annular space, the conditions for the flow of wells during the inflow from it are worsened. The device is complicated by ionization, due to the complexities of mounting the jet pump outside the working string of pipes, while ensuring hermetic supply of it to the central axial canaus and its lowering into the well 42. The device is characterized by a large 4 and a loss of energy of the drawn-in formation fluid due to its entry into the mixing chamber through the side windows in the movable sleeve and the device body and the plate valve. The purpose of the invention is to increase reliability and simplify the design and increase operational capabilities. This goal is achieved by the fact that in a device for development, processing and operation of wells, including a housing with radial channels connected to a pipe string, a packer, a jet pump installed inside the body with the possibility of axial movement and communication through the jet pump of the in-line and annular space of the wellhead sleeve with axial and radial channels, the locking sleeve is made differential with an annular groove for accommodating in the extreme upper position of the locking sleeve of the mixing chamber of the jet second pump diffuser which has in an end face circulation channels, wherein the locking sleeve is provided with longitudinal channels, and it has an axial passage in the bottom of the cap, on which are movably mounted in the axial direction of the nozzle. FIG. 1 shows the device at the time of pumping the working agent into the reservoir; FIG. 2 — device at the time of formation drainage. The device is lowered into the well on tubing tubes 1 and includes a housing 2 with ducts 3 .J inside which a jet pump is installed, including a diffuser 4 with circulation ducts 5 in the end part and a mixing chamber 6 connected to it an annular gap 7, made with the possibility of reciprocating motion relative to the housing differential closure sleeve 8 with radial channels 9, informing the annulus of the borehole 10, when pumping a working agent with a nozzle 11 through it p 12; mounted on the housing 2 with the channels 3. For suction of fluid from the subpacker space 13 in the differential shut-off sleeve 8 3 there are circulating longitudinal channels 14. The nozzle 11 is installed in the central channel of the stop sleeve 8, which has a plug 15 and is differential with the possibility of axial movement relative to the sleeve. The device works as follows. After the device is lowered into the well on tubing 1 in layout with packer 12 and installed above the interval to be developed, the operation is performed to separate the formation zone and the annulus 10 by one of the known methods, depending on the design of the lowered packer 12. If necessary, below the packer 12 can be lowered into the pipe in a given quantity, then the working agent is pumped into the reservoir in the calculated volume and at the required pressure by pumping it into the pump-compressor tubes 1 Rab This agent, the passage through the circulation channels 5 in the end part of the diffuser 4, the annular gap 7, as well as the diffuser 4 itself and the mixing chamber 6, presses on the differential shut-off sleeve 8, as a result of which it is due to the difference in the area of the upper and the lower ends, moves down, leaving the engagement with the displacement chamber 6. At the same time, the nozzle 11 moves in the deaf central channel of the locking sleeve 8 to the lowest position, blocking the radial channels 9, with the result that the annulus 10 of the wellbore is isolated from Ratios of tubing tubes 1. At the same time, the working agent, both through the circulation channels 5 in the end part of the diffuser 4, and through the diffuser 4, the mixing chamber 6 enters the circular longitudinal channels 14 in the stop sleeve 8 and further into the spacer 13 and the treated layer. To call the inflow from the well, the injection line switches the regatta to the annulus and overpressures in it. As a result of overpressure on the difference in the areas of the upper and lower ends of the differential closure sleeve 8, it returns to its initial positionJ enters into engagement with the mixing chamber 6. Simultaneously, under the action of overpressure, the nozzle 11 returns to its initial position. the borehole 10, the passage through the radial channels 3 in the body of the device 2, the radial channels 9 in the shut-off sleeve 8 and the flow out of the nozzle 11, carries out suction of fluid from the reservoir and removing it together with the working fluid through the mixing chamber 6, the diffuser 4, tubing pipes 1 to the surface. At the initial moment, these will be the reaction products injected into the reservoir, the working agent, and later - the formation fluid. The device can be used without any additional operations and during the reverse sequence of work, i.e. after a preliminary call of the inflow from the object for the treatment of the bottomhole formation zone and its re-development, as well as the operation of wells. The transition to the development of a new interval or the extraction of the device from the well is carried out after unpacking. The application of the proposed device in the oil field practice will allow, along with saving of time and money for the development of wells that have come out of drilling, to increase the efficiency of acid and thermal treatments in the bottomhole formation zone in production wells, due to the immediate extraction of reaction products and dissolved paraffin-resin from the reservoir, as well as reduce the cost of operating wells that require periodic formation of major depressions on the reservoir.