Способ разработки углеводородной залежи и устройства для его осуществления

Изобретение относится к области разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений. Обеспечивает повышение производительности нефтяных и газовых скважин, а также коэффициента извлечения углеводородов из залежи. Сущность изобретения: оно представляет собой группу изобретений. Способ включает бурение скважины и вскрытие продуктивного пласта, установку в скважине эксплуатационной колонны, насосно-компрессорных труб, пакера и хвостовика, непрерывную закачку с дневной поверхности через межтрубное пространство стимулирующего агента, которым обрабатывают прискважинную зону продуктивного пласта, и добычу углеводородов. Согласно изобретению пакер устанавливают у кровли продуктивного пласта. Стимулирующим агентом обрабатывают прискважинную зону всего продуктивного пласта путем доставки этого агента в продуктивный пласт через зоны хвостовика, которые располагают между интервалами притока углеводородов в ствол скважины. При этом пакер выполняют с возможностью инвертирования встречных коаксиальных потоков закачиваемого стимулирующего агента и добываемых углеводородов. Одно устройство - инвертор для потоков включает верхнюю трубу для добываемых углеводородов с фланцем, выполненным с отверстием для стимулирующего агента, нижнюю трубу для стимулирующего агента с фланцем, выполненным с отверстием для добываемых углеводородов и с патрубком, охватывающим нижнюю трубу над ее фланцем и выполненным с направляющими для фланца верхней трубы. Имеется охватывающий патрубок фланца нижней трубы эластичный пояс, установленный с возможностью расширения при его сжатии фланцами верхней и нижней трубы. При этом нижняя труба входит в верхнюю с возможностью скольжения вдоль нее, разделена перегородкой и выполнена с отверстиями в стенке, расположенными над ее фланцем, выше и ниже разделяющей ее перегородки. Патрубок выполнен с перегородкой, разделяющей поток стимулирующего агента, проходящий через отверстие во фланце верхней трубы в отверстие в стенке нижней трубы, расположенное ниже ее перегородки, и поток углеводородов, проходящий через отверстие во фланце нижней трубы в отверстие в стенке нижней трубы, расположенное над ее перегородкой. Другое устройство служит для непрерывной закачки в пласт стимулирующего агента и включает трубу с перфорацией и перегородки, изолирующие зону закачки стимулирующего агента в пласт. Согласно изобретению оно дополнительно включает трубу для перепускания добываемых углеводородов через зону закачки стимулирующего агента и перегородки ее изолирующие. Каждая из перегородок, изолирующих зону закачки стимулирующего агента, выполнена в виде двух фланцев трубы для стимулирующего агента и закрепленного на них эластичного пояса, образующих полость, примыкающую с внешней стороны к стенке эксплуатационной колонны или открытого ствола скважины. Труба для стимулирующего агента выполнена с отверстием в стенке между фланцами перегородки для заполнения стимулирующим агентом полости в перегородке. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Область техники

Изобретение относится к области разработки нефтяных и газоконденсатных скважин.

Уровень техники

Проблема, с которой приходится сталкиваться в процессе разработки месторождения углеводородов в призабойной зоне эксплуатационных скважин, заключается в том, что неизбежно образуется воронка депрессии давления, обусловленная фильтрационным сопротивлением породы - коллектора нефти и газа. При эксплуатации первоначально однофазной нефтяной залежи в результате прогрессирующего падения давления текущее пластовое давление снижается до начального давления насыщения пластовой нефти (Ps) и начинается ее дегазация еще при подходе к забою эксплуатационных скважин. Из-за нарушения исходного состава и термодинамического равновесия происходит выпадение из пластовой нефти твердого парафина, загрязненного темными асфальтосмолистыми веществами, что неизбежно приводит к снижению продуктивности скважин. С другой стороны, снижение давления в насыщенной газоконденсатной системе, движущейся к эксплуатационным скважинам, приводит к выпадению углеводородного конденсата в пористой среде прискважинной зоны коллектора, возникновению двухфазного течения газоконденсатной смеси и резкому сокращению продуктивности скважин, особенно при низкой проницаемости коллектора.

Известные способы эксплуатации нефтяных и газоконденсатных месторождений заключаются в том, что бурят эксплуатационные и нагнетательные скважины, перфорируют их на уровне продуктивного пласта, осваивают эксплуатационные скважины путем проведения комплекса работ по вызову притока пластового флюида, исследуют их на продуктивность через колонну насосно-компрессорных труб и после изоляции межтрубного пространства от воздействия агрессивных компонентов добывают углеводородную смесь, применяя различные методы воздействия на пласт через нагнетательные скважины, например, закачку вытесняющих агентов с целью продвижения пластовой углеводородной смеси через поровое пространство горных пород - коллекторов нефти и газа к эксплуатационным скважинам и поддержания при этом пластового давления выше давления насыщения нефти или начала конденсации газоконденсатной системы (см. Карнаухов М.А., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин. - М.: Недра, 1984. - 268 с. и Инструкцию по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. / Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.). Однако это условие поддержания текущего пластового давления выше давления однофазного состояния пластовой углеводородной системы на поздней стадии эксплуатации месторождения практически неосуществимо по технико-экономическим причинам, и дальнейшая эксплуатация, например, газоконденсатного месторождения в режиме истощения приводит к скоплению конденсата на забое и в призабойной зоне добывающих скважин вплоть до их отключения, когда дебит газа становится ниже минимально допустимого для устойчивого выноса жидкости (см. Перепеличенко В.Ф. и др. Повышение компонентоотдачи нефтегазоконденсатных месторождений. Обзорная инф. / ВНИИЭгазпрома, сер.: Важнейшие научно-техн. проблемы газовой пром-сти, 1986, № 6, 48 с. и Желтовский В.И. (ВНИИГАЗ). Влияние закачки газа на фазовые превращения пластовой системы Карачаганакского месторождения. Методы интенсификации добычи газа).

Известен способ эксплуатации газоконденсатного месторождения по патенту РФ № 2245997, включающий исследование скважины на газоконденсатность и периодическую очистку призабойной зоны скважины от выпадающего углеводородного конденсата путем закачки в пласт растворителя углеводородного конденсата, выдержки скважины на период растворения конденсата и последующего удаления полученного раствора из призабойной зоны при пуске скважины, отличающийся тем, что в качестве растворителя углеводородного конденсата используют бинарную смесь с неограниченной взаимной растворимостью компонентов, в которой по меньшей мере один из них обладает неограниченной взаимной растворимостью и с углеводородным конденсатом, причем в качестве такой бинарной смеси используют, например, смесь ацетона и метанола.

Однако указанный способ характеризуется недостаточной продолжительностью положительного эффекта, получаемого при периодическом удалении выпавшего конденсата из призабойной зоны пласта путем остановки скважины, закачки в пласт растворителя конденсата, выдержки скважины и последующего ее пуска в работу.

Наиболее близким аналогом заявляемого способа является способ, описанный в патенте США 3978926, который включает бурение скважины и вскрытие продуктивного пласта, установку в скважине эксплуатационной колонны, насосно-компрессорных труб, пакера, изолирующего межтрубное пространство от воздействия агрессивных компонентов, и хвостовика и непрерывную закачку стимулирующего агента через межтрубное пространство, при этом стимулирующим агентом очищают внутрискважинное оборудование и обрабатывают прискважинную зону продуктивного пласта. Недостатком этого известного способа является то, что закачка стимулирующего агента в продуктивный пласт осуществляется над паркером, что не позволяет вести добычу нефти из всего продуктивного пласта, а только под паркером.

Известно устройство для непрерывной закачки в пласт стимулирующего агента, описанное в международной заявке PCT/US2004/024947 (см. фиг.8). Это известное устройство включает трубу с перфорацией, через которую стимулирующий агент подается в зону его закачки в пласт, и перегородки, изолирующие зону закачки стимулирующего агента в пласт. Недостатком этого известного устройства является то, что перегородки, изолирующие зону закачки стимулирующего агента в пласт, не обеспечивают плотного прилегания перегородок к стенке эксплуатационной колонны или открытого ствола скважины.

Раскрытие изобретения

Целью настоящего изобретения является повышение производительности нефтяных и газовых скважин, а также коэффициента извлечения углеводородов из залежи.

Технический результат, достигаемый в заявленном способе разработки углеводородной залежи, заключается в обеспечении притока добываемых углеводородов в скважину вдоль всей прискважинной зоны продуктивного пласта при непрерывной очистке забоя скважины и внутрискважинного оборудования от отложений парафина, асфальтосмолистых веществ и газовых гидратов, а прискважинной зоны всего продуктивного пласта - от выпадающего при снижении давления углеводородного конденсата посредством их направленной обработки соответствующим стимулирующим агентом, например, селективным растворителем твердого парафина или выпавшего конденсата с добавкой ингибитора гидратообразования. Другими словами говоря, технический результат заключается в обработке стимулирующим агентом всей работающей зоны скважины за счет размещения узких зон закачки в пласт стимулирующего агента в промежутках между широкими интервалами притока углеводородов в вертикальный или горизонтальный ствол, тем самым обеспечивается экстрагирование практически всего продуктивного пласта, как в огромном экстракционном аппарате Сокслета, что дополнительно повышает производительность скважин, а также коэффициент извлечения углеводородов из залежи.

Технический результат, достигаемый в заявленном инверторе встречных коаксиальных потоков добываемых из залежи углеводородов и закачиваемого с дневной поверхности стимулирующего агента, заключается в направлении потока стимулирующего агента по хвостовику и его доставку в зону продуктивного пласта. Кроме того, при этом изолируется межтрубное пространство скважины от воздействия агрессивных компонентов в соответствии с правилами эксплуатации скважин и обеспечивается добыча углеводородов при непрерывной очистке внутрискважинного оборудования от отложений парафина, асфальтосмолистых веществ и газовых гидратов.

Технический результат, достигаемый в заявленном устройстве для непрерывной закачки в пласт стимулирующего агента, заключается в изоляции в скважине зоны закачки в пласт стимулирующего агента.

Указанный технический результат достигается в способе разработки углеводородной залежи, включающем бурение скважины и вскрытие продуктивного пласта вертикальным или горизонтальным стволом, установку в скважине эксплуатационной колонны, насосно-компрессорных труб, пакера, изолирующего межтрубное пространство от воздействия агрессивных компонентов, и хвостовика и непрерывную закачку стимулирующего агента через межтрубное пространство, при этом стимулирующим агентом очищают внутрискважинное оборудование и обрабатывают прискважинную зону продуктивного пласта, пакер устанавливают у кровли продуктивного пласта, инвертируют встречные коаксиальные потоки закачиваемого с дневной поверхности стимулирующего агента и добываемых углеводородов, содержащих агрессивные компоненты, и закачивают стимулирующий агент через хвостовик в прискважинную зону продуктивного пласта в промежутках притока углеводородов в скважину.

Инвертировать встречные коаксиальные потоки закачиваемого с дневной поверхности стимулирующего агента и добываемых углеводородов можно в пакере.

Указанный технический результат достигается в инверторе встречных коаксиальных потоков добываемых из залежи углеводородов и закачиваемого с дневной поверхности стимулирующего агента, включающем верхнюю трубу для добываемых углеводородов с фланцем, выполненным с отверстием для стимулирующего агента, нижнюю трубу для стимулирующего агента с фланцем, выполненным с отверстием для добываемых углеводородов и с патрубком, охватывающим нижнюю трубу над ее фланцем и выполненным с направляющими для фланца верхней трубы, снабженными ограничителями перемещения фланца верхней трубы вдоль них, и охватывающий патрубок фланца нижней трубы эластичный пояс, установленный с возможностью расширения при его сжатии фланцами верхней и нижней трубы, при этом нижняя труба входит в верхнюю с возможностью скольжения вдоль нее, разделена перегородкой и выполнена с отверстиями в стенке, расположенными над ее фланцем, выше и ниже разделяющей ее перегородки, а патрубок выполнен с перегородкой, разделяющей поток стимулирующего агента, проходящий через отверстие во фланце верхней трубы в отверстие в стенке нижней трубы, расположенное ниже ее перегородки, и поток углеводородов, проходящий через отверстие во фланце нижней трубы в отверстие в стенке нижней трубы, расположенное над ее перегородкой.

Верхняя труба может быть выполнена с резьбой для соединения с колонной насосно-компрессорных труб, а нижняя труба может быть выполнена с резьбой для соединения с хвостовиком.

Направляющие для фланца верхней трубы могут быть выполнены у своего окончания с резьбой, а ограничители могут быть выполнены в виде гаек.

Указанный технический результат достигается в устройстве для непрерывной закачки в пласт стимулирующего агента, включающем трубу с перфорацией, через которую стимулирующий агент подается в зону его закачки в пласт, перегородки, изолирующие зону закачки стимулирующего агента в пласт, и трубу для перепускания добываемых углеводородов через зону закачки стимулирующего агента и перегородки ее изолирующие, каждая из перегородок, изолирующих зону закачки стимулирующего агента, выполнена в виде двух фланцев трубы для стимулирующего агента и закрепленного на них эластичного пояса, образующих полость, примыкающую с внешней стороны к стенке эксплуатационной колонны или открытого ствола скважины, а труба для стимулирующего агента выполнена с отверстием в стенке между фланцами перегородки для заполнения стимулирующим агентом полости в перегородке.

Отверстия в трубе, через которую стимулирующий агент подается в зону его закачки в пласт, могут быть снабжены регулируемыми клапанами, обеспечивающими в зоне закачки в пласт давление стимулирующего агента ниже его давления в полостях перегородок, изолирующих эту зону закачки.

Устройство может включать несколько труб для перепускания добываемых углеводородов через зону закачки стимулирующего агента и перегородки ее изолирующие.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показано осуществление заявленного способа.

На фиг.2 представлен заявленный инвертор.

На фиг.3 представлено заявленное устройство для непрерывной закачки в пласт стимулирующего агента.

Осуществление изобретения

Фиг.1 иллюстрирует реализацию заявленного способа, предусматривающую последовательное соединение в скважине трех устройств для закачки в пласт стимулирующего агента, расположенных под инвертором встречных коаксиальных потоков, установленным у кровли продуктивного пласта. При этом обеспечивается выход закачиваемого селективного растворителя через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны или открытый ствол в прискважинную зону газонефтяного коллектора в трех узких светлых зонах и приток в скважину разжиженной растворителем первоначально вязкой пластовой нефти или газоконденсатной смеси с растворенным в нем ранее выпавшим тяжелым углеводородным конденсатом в трех широких интервалах. Существует и возможность круговой циркуляции светлых углеводородов С₅₊, отсепарированных из попутного газа, для интенсификации притока в скважину трудно извлекаемой тяжелой и вязкой нефти, что резко удешевит процесс.

Согласно заявленному способу для разработки углеводородной залежи бурят и обустраивают скважину, перфорируют эксплуатационную колонну в интервале продуктивного пласта, шлифуют ее внутренние стенки для удаления задиров, образовавшихся после перфорации, исследуют скважину на продуктивность через колонну насосно-компрессорных труб. Затем, с целью непрерывной очистки в процессе добычи углеводородов забоя скважины и внутрискважинного оборудования от отложений парафина, асфальтосмолистых веществ и газовых гидратов, а прискважинной зоны продуктивного пласта от выпадающего при снижении давления углеводородного конденсата путем их направленной обработки соответствующим стимулирующим агентом, в интервал газонефтяного коллектора спускают на заглушенном с конца хвостовике гирлянду, состоящую из расчетного количества предлагаемых устройств для закачки в пласт стимулирующего агента с учетом толщины продуктивного пласта. При этом за счет рациональной компоновки устройств обеспечивают выход закачиваемого растворителя через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны или открытый ствол в прискважинную зону коллектора в узких интервалах, а приток в скважину разжиженной растворителем пластовой нефти или газоконденсатной смеси с растворенным в нем ранее выпавшим тяжелым конденсатом в широких интервалах. Затем на насосно-компрессорных трубах (НКТ) спускают до кровли продуктивного пласта и устанавливают инвертор потоков для изоляции вышерасположенного межтрубного пространства от воздействия агрессивных компонентов добываемых углеводородов в процессе непрерывного встречного коаксиального течения закачиваемого растворителя. После надежного уплотнения инвертора потоков за счет расплющивания его массивного эластичного пояса под давлением НКТ (что обеспечивается при условии спуска хвостовика до забоя скважины) сначала путем только закачки растворителя при остановленной добыче создают глубоко обработанную зону пласта, а после этого осуществляют одновременную с закачкой интенсивную добычу углеводородов.

На фиг.2 представлен заявленный инвертор коаксиальных потоков. Он выполнен из нижней трубы (1), плотно входящей в верхнюю трубу (2) по пришлифованным поверхностям, при этом верхняя труба (2) может быть жестко связана сверху через соединительную резьбу с колонной насосно-компрессорных труб. Верхняя труба (2) выполнена с фланцем (3) с просверленными в нем отверстиями для шпилек (направляющих) (4) и закачиваемого растворителя. Нижняя труба выполнена с соединительной резьбой и посредством нее может быть жестко связана снизу с опирающимся на забой хвостовиком. Нижняя труба выполнена с перегородкой, образующей изолированные друг от друга верхнюю (5) и нижнюю (6) полости, соединяемые с внутренним пространством соответственно насосно-компрессорных труб и хвостовика. Нижняя труба выполнен вместе с фланцем (7) и патрубком (8) на нем, при этом фланец относительно патрубка имеет выступ (9) и снабжен крупными отверстиями (10) для входа в соответствующий отсек восходящего потока добываемых из залежи углеводородов. Прохождение углеводородов в верхнюю полость и далее в насосно-компрессорные трубы обеспечивается через широкое горизонтальное отверстие (11) в стенке нижней трубы. Перегородка (12) патрубка (8) приварена к нижней трубе ниже ее отшлифованной поверхности. Патрубок (8) выполнен со встроенными в него шпильками (4) с навинчивающимися на них гайками (13), удерживающими сверху фланец верхней трубы, и с мелкими отверстиями (14) для последующего прохождения нисходящего потока закачиваемого стимулирующего агента через узкое горизонтальное отверстие (15) в нижнюю трубу и далее в хвостовик. Уплотнение инвертора с эксплуатационной колонной достигается за счет веса колонны насосно-компрессорных труб, давящей через фланец верхней трубы на массивный эластичный пояс (16), опирающийся на круговой выступ (9) фланца нижней трубы, и встречного скольжения внешней трубы и центрального стержня по пришлифованным поверхностям.

Инвертор работает следующим образом. Нисходящий поток стимулирующего агента (например, селективного растворителя асфальто-смоло-парафиновых отложений или бинарной смеси для удаления выпавшего углеводородного конденсата) и восходящий поток добываемых вязких углеводородов входят в инвертор через перфорации фланцев верхней и нижней трубы, проходят в горизонтальные отверстия 15 и 11, расположенные по разные стороны глухой перегородки между верхней и нижней полостями внутри нижней трубы, и таким образом инвертируются, т.е. меняют свое местонахождение в коаксиальных трубах.

На фиг.3 представлено заявляемое устройство для непрерывной закачки в пласт стимулирующего агента. Оно состоит из отрезка центральной трубы-хвостовика (17) с соединительной резьбой на концах, двух перегородок, каждая из которых выполнена в виде пары фланцев (18) отрезка центральной трубы (17), трубок (19), перепускающих через обе перегородки добываемые углеводороды, и эластичного пояса (20). Края эластичного пояса (20) зажаты посредством накладок, установленных на фланцах (18) и притянутых к ним болтами (21). На накладках выполнены углубления для уплотнительных колец и периферийные круговые канавки (22). Эластичный пояс (20) образует вместе с фланцами полость вокруг отрезка центральной трубы, сообщающуюся через отверстия (23) с отрезком центральной трубы. В зоне закачки в пласт стимулирующего агента, ограниченной с двух сторон перегородками, в резьбовые отверстия отрезка центральной трубы ввинчены регулируемые пружинно-поршневые клапаны (24), обеспечивающие за счет сопротивления пружин сжатию в процессе закачки стимулирующего агента внутри центральной трубы и замкнутых цилиндрических полостей большее давление, воздействующее изнутри на эластичные уплотнительные мембраны, чем давление в зоне закачки, и таким образом надежное уплотнение устройства в перфорированном или открытом стволе как вертикальной, так и горизонтальной скважины.

Устройство для закачки в пласт стимулирующего агента работает следующим образом. Селективный растворитель для очистки прискважинной зоны пласта и снижения вязкости притекающих углеводородов по центральной трубе-хвостовику (17) под расчетным давлением, значительно превышающим текущее пластовое, подается в замкнутые цилиндрические полости и зону закачки. При этом за счет действия отрегулированных пружинно-поршневых клапанов внутреннее давление в зоне закачки самого устройства, ограниченной замкнутыми цилиндрическими полостями, всегда несколько ниже давления в этих замкнутых полостях (что предотвращает утечку растворителя между уплотнительной мембраной и стенками скважины), однако это расчетное внутреннее давление значительно превышает давление в обрабатываемой прискважинной зоне пласта. Это и обеспечивает надежную работу устройства в перфорированном или открытом стволе как вертикальной, так и горизонтальной скважины.

1. Способ разработки углеводородной залежи, включающий бурение скважины и вскрытие продуктивного пласта, установку в скважине эксплуатационной колонны, насосно-компрессорных труб, пакера и хвостовика, непрерывную закачку с дневной поверхности через межтрубное пространство стимулирующего агента, которым обрабатывают прискважинную зону продуктивного пласта, и добычу углеводородов, отличающийся тем, что пакер устанавливают у кровли продуктивного пласта, а стимулирующим агентом обрабатывают прискважинную зону всего продуктивного пласта путем доставки этого агента в продуктивный пласт через зоны хвостовика, которые располагают между интервалами притока углеводородов в ствол скважины, при этом пакер выполняют с возможностью инвертирования встречных коаксиальных потоков закачиваемого стимулирующего агента и добываемых углеводородов.

2. Инвертор для потоков стимулирующего агента и добываемых углеводородов, включающий верхнюю трубу для добываемых углеводородов с фланцем, выполненным с отверстием для стимулирующего агента, нижнюю трубу для стимулирующего агента с фланцем, выполненным с отверстием для добываемых углеводородов и с патрубком, охватывающим нижнюю трубу над ее фланцем и выполненным с направляющими для фланца верхней трубы, и охватывающий патрубок фланца нижней трубы эластичный пояс, установленный с возможностью расширения при его сжатии фланцами верхней и нижней трубы, при этом нижняя труба входит в верхнюю с возможностью скольжения вдоль нее, разделена перегородкой и выполнена с отверстиями в стенке, расположенными над ее фланцем, выше и ниже разделяющей ее перегородки, а патрубок выполнен с перегородкой, разделяющей поток стимулирующего агента, для его прохождения через отверстие во фланце верхней трубы в отверстие в стенке нижней трубы, расположенное ниже ее перегородки, и поток углеводородов, проходящий через отверстие во фланце нижней трубы в отверстие в стенке нижней трубы, расположенное над ее перегородкой.

3. Инвертор по п.2, отличающийся тем, что верхняя труба выполнена с резьбой для соединения с колонной насосно-компрессорных труб, а нижняя труба выполнена с резьбой для соединения с хвостовиком.

4. Устройство для непрерывной закачки в пласт стимулирующего агента, включающее трубу с перфорацией для подачи стимулирующего агента в зону его закачки в пласт, и перегородки, изолирующие зону закачки стимулирующего агента в пласт, отличающееся тем, что дополнительно включает трубу для перепускания добываемых углеводородов через зону закачки стимулирующего агента и перегородки ее изолирующие, каждая из перегородок, изолирующих зону закачки стимулирующего агента, выполнена в виде двух фланцев трубы для стимулирующего агента и закрепленного на них эластичного пояса, образующих полость, примыкающую с внешней стороны к стенке эксплуатационной колонны или открытого ствола скважины, а труба для стимулирующего агента выполнена с отверстием в стенке между фланцами перегородки для заполнения стимулирующим агентом полости в перегородке.

5. Устройство по п.4, отличающееся тем, что отверстия в трубе, через которую стимулирующий агент подается в зону его закачки в пласт, снабжены регулируемыми клапанами, обеспечивающими в зоне закачки в пласт давление стимулирующего агента ниже его давления в полостях перегородок, изолирующих эту зону закачки.

6. Устройство по п.4, отличающееся тем, что дополнительно включает несколько труб для перепускания добываемых углеводородов через зону закачки стимулирующего агента и перегородки ее изолирующие.

7. Устройство по п.4, отличающееся тем, что труба с перфорацией, через которую стимулирующий агент подается в зону его закачки в пласт, выполнена с резьбой на концах.