Устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении и в процессе эксплуатации скважин для увеличения их продуктивности, а также для повышения нефтеотдачи пластов. Обеспечивает повышение эффективности добычи нефти и обработки призабойной зоны пласта за счет возможности регулирования амплитуды и частоты воздействия на пласт. Сущность изобретения: устройство включает соединенный с насосно-компрессорной трубой цилиндрический корпус насоса с входным отверстием в верхней части и установленный в корпусе, с возможностью возвратно-поступательного движения, плунжер с отверстием, цилиндрической боковой поверхностью и диаметром, равным внутреннему диаметру корпуса насоса. Согласно изобретению, в корпусе насоса выполнено, по крайней мере, четыре входных отверстия, расположенных попарно на разных уровнях и с равным шагом между собой и симметрично относительно оси корпуса. Одна пара входных отверстий расположена в верхней части корпуса, а другая - в нижней части. Верхняя часть корпуса насоса снабжена размещенной над днищем плунжера крышкой с цилиндрическим кожухом. Он закреплен с внутренней поверхностью корпуса насоса с образованием кольцевой полости, в которой размещена боковая поверхность плунжера. В нижней части цилиндрической боковой поверхности плунжера выполнены, по крайней мере, два входных отверстия, расположенных в одной плоскости с входными отверстиями корпуса насоса. На внутренней поверхности корпуса насоса выполнены, по крайней мере, две направляющие щели. На цилиндрической образующей боковой поверхности плунжера установлены пластины с возможностью их перемещения в направляющих щелях для совмещения входных отверстий корпуса насоса и боковой поверхности плунжера. Днище плунжера соединено со штангой. В крышке корпуса насоса выполнено отверстие по оси корпуса с диаметром, равным диаметру штанги, для обеспечения возвратно-поступательного движения плунжера, и на ней выполнены два входных отверстия, расположенных симметрично относительно оси корпуса насоса и снабженных обратными клапанами. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

призабойной зоны пласта, а при ее недостаточности повторение обработки, что удлиняет весь процесс обработки ПЗП.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Поставленная цель достигается тем, что в предложенном устройстве для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины, включающем соединенный с насосно-компрессорной трубой цилиндрический корпус насоса с входным отверстием в верхней части и установленный в корпусе с возможностью возвратно-поступательного движения соединенный со штангой плунжер с отверстием, с цилиндрической боковой поверхностью и с диаметром, равным внутреннему диаметру корпуса насоса, в отличие от прототипа в корпусе насоса выполнено, по крайней мере, четыре входных отверстия, расположенных попарно на разных уровнях и с равным шагом между собой и симметрично относительно оси корпуса насоса, при этом одна пара входных отверстий расположена в верхней части корпуса насоса, другая - в нижней части корпуса насоса, верхняя часть корпуса насоса снабжена размещенной над днищем плунжера крышкой с цилиндрическим кожухом, закрепленным с внутренней поверхностью корпуса насоса с образованием кольцевой полости, в которой размещена боковая поверхность плунжера, в нижней части цилиндрической боковой поверхности плунжера выполнены, по крайней мере, два входных отверстия, расположенных в одной плоскости с входными отверстиями корпуса насоса, на внутренней поверхности корпуса насоса выполнены, по крайней мере, две направляющие щели, а на цилиндрической образующей боковой поверхности плунжера установлены пластины с возможностью их перемещения в направляющих щелях для совмещения входных отверстий корпуса насоса и боковой поверхности плунжера, при этом днище плунжера соединено со штангой, а в крышке корпуса насоса выполнено отверстие по оси корпуса с диаметром, равным диаметру штанги, для обеспечения возвратно-поступательного движения плунжера, и на ней выполнены два выходных отверстия, расположенных симметрично относительно оси корпуса насоса и снабженных обратными клапанами.

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

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

Наличие в корпусе насоса, по крайней мере, четырех входных отверстий, расположенных попарно на разных уровнях и с равным шагом между собой симметрично относительно оси корпуса насоса, притом, что одна из пар входных отверстий расположена в верхней части корпуса насоса, другая - в нижней части, обеспечивает создание двух обратных гидроударов, воздействующих на ПЗП. Первый гидроудар возникнет в момент времени, когда скважинная жидкость будет поступать в имплозионную камеру, образовавшуюся между крышкой насоса и днищем плунжера, через верхнюю пару входных отверстий в корпусе насоса и входных отверстий на боковой поверхности плунжера. Второй гидроудар возникнет в момент времени, когда скважинная жидкость будет поступать в имплозионную камеру через нижнюю пару входных отверстий в корпусе насоса и входных отверстий на боковой поверхности плунжера. Симметричное расположение входных отверстий относительно оси насоса, во-первых, обеспечивает более однородное гидродинамическое воздействие на ПЗП и, во-вторых, позволяет скомпенсировать гидродинамическое воздействие, оказываемое поступающей в корпус насоса струей скважинной жидкости, на сам насос. Расположение входных отверстий в корпусе насоса и в нижней части цилиндрической боковой поверхности плунжера с равным шагом между собой обеспечивает симметричное развитие гидроударов относительно оси скважины. Например, при наличии четырех входных отверстий достигается осевая симметричность гидродинамического воздействия при гидроударах, что, в свою очередь, обеспечивает осесимметричность воздействия на ПЗП и, следовательно, повышает эффективность работы устройства.

Наличие в верхней части корпуса насоса размещенной над днищем плунжера крышки с цилиндрическим кожухом, закрепленным с внутренней поверхностью корпуса насоса с образованием кольцевой полости, в которой размещена цилиндрическая боковая поверхность плунжера, позволяет образовывать вакуумированный объем между крышкой насоса с кожухом и днищем плунжера при его движении вниз. Образующийся вакуумированный объем выполняет функцию имплозионной камеры при создании гидроудара. Кроме того, кольцевая полость, образованная между цилиндрическим кожухом и закрепленной с ним внутренней поверхностью корпуса насоса, необходима для того, чтобы в нем разместилась боковая поверхность плунжера при его крайнем верхнем положении. При движении плунжера вниз эта полость является частью вакуумированного объема, образующего имплозионную камеру.

Наличие на цилиндрической боковой поверхности плунжера, по крайней мере, двух входных отверстий, расположенных в одной плоскости с входными отверстиями корпуса насоса, которые при одном рабочем ходе насоса поочередно совпадают с соответствующими входными отверстиями корпуса насоса, позволяет создать обратный гидравлический удар. Для обеспечения в момент гидроудара совпадения входных отверстий в корпусе насоса и боковой поверхности плунжера необходимо, чтобы они лежали в одной плоскости, что позволяет регулировать величину амплитуды и длительность гидравлического удара, поскольку при прочих равных условиях они определяются объемом имплозионной камеры и временем ее раскрытия (Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М., Недра, 1990 г., с.78-88, 134, 135).

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

Отверстие в крышке насоса по оси с диаметром, равным диаметру штанги, обеспечивает возможность передачи штангой плунжеру механического усилия, обеспечивающего возвратно-поступательное движение плунжера.

Симметричное расположение относительно оси корпуса насоса двух входных отверстий в крышке, снабженных обратными клапанами, обеспечивает подачу сквозь обратные клапаны скважинной жидкости насоса при движении плунжера вверх и создание вакуумированного объема под крышкой при движении плунжера вниз, а также препятствует возникновению нескомпенсированных поперечных нагрузок, возникающих при движении жидкости сквозь них.

Размещенные на внутренней поверхности насоса две направляющие щели и установленные на цилиндрической образующей боковой поверхности

плунжера пластины, имеющие возможность перемещаться в направляющих щелях, обеспечивают совмещение входных отверстий на корпусе насоса и цилиндрической боковой поверхности плунжера при работе насоса.

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

Наличие входных отверстий, расположенных на корпусе и плунжере на двух уровнях, выполненных с поворотом на половину шага между отверстиями, обеспечивает более осесимметричное воздействие на ПЗП, в сравнении с прототипом, что повышает эффективность обработки. Например, если нижние пары отверстий на корпусе и плунжере расположены в одной плоскости, а верхние пары отверстий на корпусе и плунжере расположены в плоскости под углом в девяносто градусов, то первый гидроудар произойдет при совпадении верхних пар отверстий на корпусе и плунжере, а второй - при совпадении нижних пар отверстий на корпусе и плунжере. Увеличение число отверстий на одном уровне на корпусе и плунжере до трех или четырех позволяет еще больше приблизиться к созданию гидроудара, близкого к осесимметричному воздействию, поскольку в этих случаях углы между плоскостями, в которых расположены совпадающие отверстия на корпусе и плунжере, составят соответственно шестьдесят и сорок пять градусов.

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

Устройство включает в себя (фиг.1) цилиндрический корпус 1 насоса с четырьмя входными отверстиями 2, расположенными попарно на разных уровнях и с равным шагом между собой и симметрично относительно корпуса насоса, при этом одна из пар входных отверстий 2 расположена в верхней части корпуса 1 насоса, другая - в нижней, входные отверстия 2 снабжены обратными клапанами 3. Устройство включает также установленный с возможностью возвратно-поступательного движения в корпусе 1 плунжер 4, днище которого соединено со штангой 5, плунжер 4 имеет цилиндрическую боковую поверхность, на которой выполнены два входных отверстия 6, расположенных в одной плоскости с входными отверстиями 2, выполненными в корпусе 1 насоса, верхняя часть корпуса 1 насоса снабжена размещенной над днищем плунжера 4 крышкой 7 с цилиндрическим кожухом 8, закрепленным с внутренней поверхностью корпуса 1 насоса с образованием кольцевой полости, в которой размещена боковая поверхность плунжера 4. В крышке 7 выполнено отверстие 9 по оси корпуса 1 насоса с диаметром, равным диаметру штанги 5, и два входных отверстия 10, расположенных симметрично относительно оси корпуса насоса и снабженных обратными клапанами 11. На внутренней поверхности корпуса 1 насоса выполнены две направляющие щели 12 (фиг.2), на цилиндрической образующей боковой поверхности плунжера 4 установлены пластины 13 с возможностью перемещения их в направляющих щелях 12 для совмещения входных отверстий 2 корпуса 1 насоса и отверстий 6 боковой поверхности плунжера 4. Верхняя часть корпуса 1 насоса соединена с насосно-компрессорной трубой (НКТ) 14. Устройство показано в обсаженной скважине 15, с перфорационными каналами 16 в продуктивном пласте 17 с гидродинамическим воздействием 18, условно представленным в виде волны разряжения, распространяющейся в сторону нефтяного пласта, и потоком скважинной жидкости 19, заполняющим рабочий объем 20 насоса (имплозионная камера) и пакером 21 (фиг.3).

Как вариант цилиндрическая боковая поверхность плунжера 4 может иметь не один, а два или три ряда входных отверстий 6, расположенных на таком же расстоянии друг от друга, как и входные отверстия 2 на корпусе 1 насоса.

Устройство для обработки призабойной зоны скважины работает следующим образом.

Устройство (фиг.1) на НКТ 14 спускают в призабойную зону обсаженной скважины 15, располагая входными отверстиями 2 напротив перфорационных каналов 16 в продуктивном пласте 17. Устанавливают пакер 21 на 0,5-1 м выше зоны перфорационных каналов. Для определенности, пусть плунжер 4 устанавливают в крайнее верхнее положение, в нижней части цилиндрической боковой поверхности плунжера имеется пара отверстий 6, а на цилиндрической поверхности корпуса 1 насоса имеются два ряда входных отверстий 2: верхний и нижний. С наземного пульта управления (на чертеже не показан) включается привод штангового насоса (на чертеже не показан), за счет чего штанга 5 приводит в движение плунжер 4. При движении плунжера 4 вниз, при закрытых обратных клапанах 11, в объеме между движущимся днищем плунжера 4 и крышкой 7 с цилиндрическим кожухом 8, в рабочем объеме 20 насоса (фиг.3) возникнет разряжение, то есть образуется имплозионная камера. В некоторый момент времени, отверстия 6 на боковой поверхности плунжера 4 совпадут с верхним рядом входных отверстий 2. При этом ввиду того, что в рабочем объеме 20 насоса (имплозионной камере) создано разряжение, верхний ряд обратных клапанов 3 откроется, в результате чего возникнет депрессия в виде гидродинамического воздействия 18 (волны разряжения) и скважинная жидкость 19 из межтрубного пространства будет направляться внутрь рабочего объема 20. Уровень депрессии будет определяться интервалом времени, в течение которого совпадают отверстия верхнего ряда входных отверстий 2 и входных отверстий 6. При дальнейшем движении плунжера 4 вниз верхний ряд входных отверстий 2 перекрывается верхней частью цилиндрической боковой поверхностью плунжера 4, и депрессия прекращается. За счет подбора размеров входных отверстий 2 и 6, скорости перемещения плунжера 4 рабочий объем 20 насоса будет лишь частично заполнен скважинной жидкостью. Приближенно оценка времени раскрытия проводится на основе геометрических размеров отверстий и скорости перемещения плунжера, а параметры депрессии могут быть определены с помощью расчетных соотношений, приведенных в книге: Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважины. М., Недра, 1990 г., с.78-88. При дальнейшем движении вниз к оставшейся незаполненной части рабочего объема 20 добавится дополнительный вакуумированный объем, примерно равный объему внутренней полости насоса между верхним и нижним рядами входных отверстий 2. При дальнейшем движении плунжера 4 вниз, при совмещении нижнего ряда входных отверстий 2 и входных отверстий 6 плунжера 4 процесс повторится, но в этом случае геометрические размеры нижнего ряда входных отверстий 2 должны быть выбраны таким образом, чтобы была обеспечена максимальная депрессия, а рабочий объем 20 полностью заполнен скважинной жидкостью. При движении плунжера 4 верх скважинная жидкость, находящаяся в рабочем объеме 20, через обратные клапана 11 поступит внутрь насосно-компрессорной трубы 14 над крышкой насоса 7 и не будет поступать в межтрубное пространство, поскольку обратные клапаны 3 будут закрыты. Совпадение входных отверстий 2 и входных отверстий 6 обеспечивается тем, что пластины 13 перемещаются в направляющих щелях 12.

Далее этот процесс повторяется.

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

Если на цилиндрической поверхности корпуса 1 насоса имеется три ряда входных отверстий 2: верхний, средний и нижний, а на цилиндрической боковой части плунжера 4 установлены два ряда входных отверстий 6 - верхний и нижний, с шагом, равным расстоянию между рядами входных отверстий 2, то при первой депрессии совпадут входные отверстия верхнего ряда входных отверстий 2 и нижнего ряда входных отверстий 6. При второй депрессии совпадут входные отверстия 2 среднего ряда с нижним рядом входных отверстий 6 и верхнего ряда входных отверстий 2 и верхнего ряда входных отверстий 6, в результате чего имплозионная камера будет заполняться в два раза быстрее, что увеличит уровень депрессии. Это же положение сохраниться и при совпадении среднего и нижнего рядов входных отверстий 2 с соответствующими двумя рядами входных отверстий 6.

Если на боковой цилиндрической части плунжера 4 установлены три ряда входных отверстий 6, то при первой депрессии совпадет верхний ряд отверстий 2 и нижний ряд отверстий 6, затем при второй депрессии площадь отверстий, через которое заполняется имплозионная камера, удвоится, как в предыдущем случае, а при третьей депрессии и утроится (при совпадении всех трех рядов входных отверстий 2 и входных отверстий 6).

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

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

1. Устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины, включающее соединенный с насосно-компрессорной трубой цилиндрический корпус насоса с входным отверстием в верхней части и установленный в корпусе с возможностью возвратно-поступательного движения, соединенный со штангой плунжер с отверстием, с цилиндрической боковой поверхностью и с диаметром, равным внутреннему диаметру корпуса насоса, отличающееся тем, что в корпусе насоса выполнено, по крайней мере, четыре входных отверстия, расположенных попарно на разных уровнях и с равным шагом между собой и симметрично относительно оси корпуса, при этом одна пара входных отверстий расположена в верхней части корпуса, а другая - в нижней части, верхняя часть корпуса насоса снабжена размещенной над днищем плунжера крышкой с цилиндрическим кожухом, закрепленным с внутренней поверхностью корпуса насоса с образованием кольцевой полости, в которой размещена боковая поверхность плунжера, в нижней части цилиндрической боковой поверхности плунжера выполнены, по крайней мере, два входных отверстия, расположенных в одной плоскости с входными отверстиями корпуса насоса, на внутренней поверхности корпуса насоса выполнены, по крайней мере, две направляющие щели, а на цилиндрической образующей боковой поверхности плунжера установлены пластины с возможностью их перемещения в направляющих щелях для совмещения входных отверстий корпуса насоса и боковой поверхности плунжера, при этом днище плунжера соединено со штангой, а в крышке корпуса насоса выполнено отверстие по оси корпуса с диаметром, равным диаметру штанги, для обеспечения возвратно-поступательного движения плунжера, и на ней выполнены два входных отверстия, расположенных симметрично относительно оси корпуса насоса и снабженных обратными клапанами.

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

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