Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ВЫЗОВА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Изобретения относятся к горной промышленности, в частности к процессам освоения скважин.

Известен способ вызова притока из пласта (Амиян В.А. и др. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Недра, 1980, с.286.), 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.

Известно также устройство (Амиян В.А. и др. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Недра, 1980, с.286.) для осуществления этого способа, включающее колонну НКТ, пусковые муфты, установленные на НКТ, и устьевую арматуру со штуцером в отводе, гидравлически связанным с затрубным пространством скважины.

Недостатками данного способа и устройства для его осуществления являются:

- во-первых, в процессе нагнетания газообразного агента оттесняемая скважинная жидкость поступает не только в НКТ, но и частично уходит в пласт, что ухудшит фильтрационные характеристики коллектора;

- во-вторых, снижение уровня даже небольшими порциями происходит все же довольно резко, что может вызвать ряд осложнений, например прорыв верхних и нижних вод, разрушение слабосцементированной призабойной зоны пласта и др.

Также известен способ освоения скважины созданием депрессии на пласт (патент RU №2272897, МПК 8 E21B 43/18; B 43/27, опубл. в бюл. №9 от 27.03.2006 г.), включающий замену жидкости, заполняющей скважину на раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) с последующим его газированием путем подачи в скважину газообразователя в виде карбоната аммония, при этом перед подачей газообразующих веществ призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт, в качестве реагентов-газообразователей дополнительно используют водные растворы нитрата натрия NaNO₂ и соляной кислоты HCl; водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м³ в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, при этом каждый последующий раствор имеет плотность бόльшую, чем предыдущий, объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны, и обусловлен полезным объемом скважины, а раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, газирование раствора ПАВ происходит непосредственно в скважине путем подачи газообразующих веществ в призабойную зону скважины, при этом возможны изменения последовательности течения химических реакций и температурного режима, что может привести к изменению физических и химических свойств заменяющей жидкости, в том числе и разложению газированной жидкости на газ и воду, что в целом снижает успешность освоения скважины;

- во-вторых, невозможно эффективно осваивать пласты с загрязненной призабойной зоной, тем более, если эти загрязнения проникли глубоко в пласт, так как для их успешного освоения, кроме кислотной обработки, необходимо значительно увеличить величину депрессии на пласт.

Наиболее близким по технической сущности является способ вызова притока из пласта (патент RU №2065948, МПК 8 E21B 43/25, опубл. в бюл. №24 от 27.08.1996 г.), 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, отличающийся тем, что в процессе спуска насосно-компрессорных труб выше пакера устанавливают циркуляционный клапан, который размещают на глубине, обеспечивающей возможность продувки газообразного агента при максимальном давлении компрессора, а в процессе обвязки устьевой арматуры устанавливают перепускной клапан, гидравлически связанный с трубным пространством, при этом долив технологической жидкости в насосно-компрессорные трубы 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 клапан 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 и в трубное пространство повторно нагнетают газообразный агент при максимально возможном давлении, после чего через перепускной клапан периодически сбрасывают давление до полного выпуска газообразного агента из трубного пространства.

Кроме того, устройство для осуществления данного способа, включающее связанный с насосно-компрессорными трубами, механический пакер, устьевую арматуру с отводами, гидравлически связанными соответственно с трубным и затрубным пространствами насосно-компрессорных труб, 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, при этом оно снабжено дополнительным отводом устьевой арматуры со связанным с полостью насосно-компрессорных труб перепускным узлом, выполненным в виде отрезка трубы с вентилями с двух его сторон, и манометром, прикрепленным внутри устьевой арматуры сбрасываемым штырем, и установленным на насосно-компрессорных трубах 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 торцевого упора муфты, запорный элемент клапанного узла выполнен в виде полого срезного болта, подпоршневая полость цилиндра гидравлически связана с полостью перфорированного хвостовика, диаметр поршня 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.

Недостатками данного способа и устройства для его осуществления являются:

- во-первых, сложность конструкции устройства и технологического процесса его осуществления, в связи с чем увеличиваются материальные затраты на изготовление устройства и финансовые затраты на его осуществление;

- во-вторых, после распакеровки пакера жидкость, находящаяся в скважине в процессе вызова притока из пласта в надпакерном пространстве, попадает обратно в пласт, в связи с чем ухудшается качество вызова притока (освоения) пласта, т.е. снижаются коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП);

- в-третьих, при освоении пласта компрессором, т.е. закачке газа в колонну труб, создается дополнительное противодавление на пласт, вследствие чего пластом поглощается жидкость, уровень ее в скважине снижается;

- в-четвертых, невозможность произвести кислотную обработку загрязненной призабойной зоны пласта сразу после вызова притока.

Задачей изобретения является упрощение конструкции устройства и технологического процесса осуществления способа с возможностью вызова притока из пласта газированной жидкостью расчетной плотности, позволяющей регулировать величину депрессии на пласт в процессе освоения скважины, а также снижение гидравлического давления, возникающего в процессе замены жидкости в скважине с возможностью эффективного освоения пластов с загрязненной призабойной зоной кислотной обработкой, а также улучшить качество освоения путем исключения попадания скважинной жидкости из надпакерного пространства.

Способ для вызова притока из пласта, включающий спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ) цилиндра с радиальными отверстиями, перекрытыми от сообщения с НКТ в транспортном положении клапанным узлом, пакера и установленного выше пакера циркуляционного клапана для сообщения с межтрубным пространством, герметизацию межтрубного пространства пакером выше пласта, снижение уровня жидкости в трубном и межтрубном пространствах для создания депрессии на пласт, открытие клапанного узла.

Новым является то, что снижение уровня в трубном и межтрубном пространствах осуществляют закачкой газированной жидкости через гибкую трубу, предварительно спускаемую в НКТ до взаимодействия с циркуляционным клапаном, который открыт в транспортном положении для сообщения трубного и межтрубного пространств, клапанный узел, выполненный с возможностью притока флюида из пласта с НКТ в транспортном положении, открывают после создания депрессии на пласт, а циркуляционный клапан закрывают, после чего проводят кислотную обработку пласта с последующей технологической выдержкой, далее в НКТ спускают гибкую трубу, закачивают газированную жидкость в НКТ для снижения в ней уровня жидкости и создания депрессии на пласт с выносом продукции реакции кислоты с породой пласта.

А также устройством для осуществления способа, включающим связанный с НКТ пакер, устьевую арматуру с отводами, гидравлически связанными с трубным и межтрубным пространствами НКТ, установленный под пакером цилиндр с радиальными отверстиями, перекрытыми в транспортном положении, клапанным узлом, выполненным в виде поршня, зафиксированного в цилиндре в верхнем положении, и расположенный выше пакера циркуляционный клапан, выполненный в виде муфты с нижним торцевым упором и боковыми отверстиями, выполненными с возможностью перекрытия полой втулкой, зафиксированной в верхнем положении срезными элементами.

Новым является то, что оно оснащено гибкой трубой, спускаемой в НКТ и выполненной с возможностью взаимодействия после создания депрессии на пласт с полой втулкой для перемещения ее до торцевого упора с перекрытием боковых отверстий, открытых в транспортном положении, причем радиальные отверстия цилиндра перекрыты в транспортном положении поршнем, зафиксированным в верхнем положении разрушаемыми элементами и выполненным с возможностью открытия радиальных каналов при перемещении вниз, причем поршень дополнительно оснащен клапаном, пропускающим снизу вверх.

На фиг.1 изображена наземная часть устройства и способа вызова притока из пласта.

На фиг.2, 3, 4 изображена последовательная схема подземной части устройства и способа для вызова притока из пласта.

Способ вызова притока из пласта 1 (см. фиг.2) включает спуск в скважину 2 на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 3 цилиндра 4 с радиальными отверстиями 4', перекрытого от сообщения с НКТ 3 в транспортном положении клапанным узлом 5, пакера 6 и установленного выше пакера 6 циркуляционного клапана 7 для сообщения трубного пространства 8 с межтрубным пространством 9.

Пакер 6 герметизирует межтрубное пространство 9 выше пласта 1, причем нижний конец колонны НКТ 3 должен размещаться на уровне подошвы пласта 1, а пакер 6, например, механического действия марки ПРО-ЯМО, выпускаемой НПФ «ПАКЕР» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Россия) устанавливается на 5-10 метров выше кровли пласта 1.

На устье скважины производят обвязку, как показано на фиг.1, газобустерной установки 10, например УНГ-8/15 (руководство по эксплуатации 5859-0000010 РЭ), предназначенной для приготовления газированной жидкости расчетной плотности с автоцистерной 11, заполненной технологической жидкостью.

Технологическую жидкость в виде 0,1% водного раствора ПАВ МЛ-81Б завозят на скважину 1 в автоцистернах 11 общим объемом в зависимости от времени и объема закачки газированной жидкости в скважину 1, например не менее 20 м³.

Устьевую арматуру 12 скважины 2 обвязывают с желобной системой 13, а также установкой "Колтюбинг" 14, предназначенной для спуска гибкой трубы (ГТ) 15 в колонну НКТ 3 (см. фиг.1 и 2).

Далее (см. фиг.2) в трубное пространство 8 колонны НКТ 3 через центральное отверстие (на фиг. не показано) в устьевой арматуре 12 скважины 1 вводят ГТ 15 (см. фиг.2 и 4) до тех пор, пока нижний конец 16 ГТ 15 не достигнет взаимодействия с циркуляционным клапаном 7, после чего ГТ 15 приподнимают на 1-2 м.

С помощью газобустерной установки 10 на устье скважины 2 газируют технологическую жидкость до получения необходимого объема газированной жидкости и выводят на режим освоения газобустерную установку 10, получив на выходе газированную жидкость расчетной плотности.

После чего производят закачку газированной жидкости от газобустерной установки 10 по нагнетательной линии 17 в ГТ 15, при этом циркуляционный клапан 7 открыт в транспортном положении, т.е. его боковые отверстия 18 сообщают трубное 8 и межтрубное 9 пространства.

Таким образом, закачкой газированной жидкости в ГТ 15 (см. фиг.2) осуществляют снижение уровня жидкости в трубном 8 и межтрубном 9 пространствах, при этом вытесняемая жидкость, находившаяся в трубном 8 и межтрубном 9 пространствах, вытесняется в желобную систему 13 через боковые отводы устьевой арматуры 12 (см. фиг.1), при этом клапанный узел 5 (см. фиг.2) исключает попадание как вытесняемой скважинной жидкости, так и вытесняющей газированной жидкости в пласт 1.

Давление на нагнетательной линии 17 бустерной установки в процессе закачки газированной жидкости не должно превышать 18 МПа, так как это приводит к работе газобустерной установки 10 на максимальном режиме и может привести к выходу его из строя, при этом для снижения давления, в случае достижения вышеуказанного значения давления, увеличивают объем подачи технологической жидкости из автоцистерны 11 в бустерную установку 10 и снижают объем подачи газа компрессором (на фиг. не показано), т.е увеличивают плотность газожидкостной смеси, закачиваемой в ГТ 15.

При снижении уровня жидкости до определенного уровня клапанный узел 5 (см. фиг.2), находящийся в транспортном положении, выполненный с возможностью притока флюида из пласта с НКТ 3, начинает перепускать через себя флюид. В результате на пласт 1 создается депрессия, происходит вызов притока из пласта 1 и загрязнения призабойной зоны увлекаются в основном по трубному пространству 8 колонны НКТ 3 и частично по межтрубному пространству 9 в желобную систему 13, при этом визуально выход загрязнений наблюдается в желобной системе 13. Закачку газированной жидкости в ГТ 15 продолжают в течение 2-3 часов.

После чего прекращают закачку газированной жидкости в ГТ 15. Далее циркуляционный клапан 7 разгрузкой ГТ 15 закрывают (см. фиг.3) и извлекают ГТ 15 из скважины 2. Далее производят кислотную обработку пласта 1.

Причем кислотную обработку производят в зависимости от типа коллектора пласта 1 следующим образом.

Для обработки карбонатных коллекторов в пласт 1 закачивают раствор ингибированной соляной кислоты (по ТУ 2458-017-12966038-2002) из расчета 0,8-1,5 м³ на 1 м толщины пласта.

Для обработки терригенных коллекторов в пласт 1 закачивают раствор глинокислоты (по ТУ 02-1453-78) из расчета 0,4 до 0,6 м³ раствора на 1 м толщины пласта.

Производят кислотную обработку пласта 1, причем первоначально закачкой кислотного раствора в колонне НКТ 3 поднимают давление, например, до значения 6 МПа, при этом разрушаются срезные винты 19 клапанного узла 5 и он занимает рабочее положение, при этом радиальные отверстия 4' цилиндра 4 открываются и пласт 1 сообщается с трубным пространством 8 колонны НКТ 3.

Далее производят закачку по колонне НКТ 3 кислотного раствора с продавкой его в пласт 1 технологической жидкостью посредством кислотного агрегата (на фиг.1 не показано), после чего выдерживают технологическую паузу, например, в течение 12 часов для реакции кислоты с породой пласта 1.

Далее в колонну НКТ 3 (см. фиг.4) вновь спускают гибкую трубу 15 (как описано выше) до тех пор, пока нижний конец 16 ГТ 15 не достигнет взаимодействия с циркуляционным клапаном 17, после чего ГТ 15 приподнимают на 1-2 метра.

С помощью газобустерной установки 10 на устье скважины 2 газируют технологическую жидкость до получения необходимого объема газированной жидкости и выводят на режим освоения газобустерную установку 10, получив на выходе газированную жидкость расчетной плотности.

После чего производят закачку газированной жидкости от газобустерной установки 10 по нагнетательной линии 17 в ГТ 15, при этом циркуляционный клапан 7 закрыт, т.е. его боковые отверстия 18 разобщают трубное 8 и межтрубное 9 пространства.

Таким образом, закачкой газированной жидкости в ГТ 15 осуществляют снижение уровня жидкости в трубном 8 пространстве, при этом вытесняемая жидкость, находившаяся в трубном 8 пространстве, вытесняется в желобную систему 13 через устьевую арматуру 12. При снижении уровня жидкости до определенного уровня клапанный узел 5 (см. фиг.4), находящийся в рабочем положении, выполненный с возможностью притока флюида из пласта с НКТ 3, начинает перепускать через себя флюид.

В результате на пласт 1 создается депрессия, происходит вызов притока из пласта 1 с выносом продукции реакции кислоты с породой пласта 1, продукты реакции увлекаются по трубному пространству 8 колонны НКТ 3 в желобную систему 13, при этом визуально выход продуктов реакции наблюдается в желобной системе 1. Ззакачку газированной жидкости в ГТ 15 продолжают в течение 2-3 ч. После чего прекращают закачку газированной жидкости в ГТ 15. Далее извлекают ГТ 15 из трубного пространства 8 колонны НКТ, затем распакеровывают пакер 6 и извлекают его из скважины 2 вместе с колонной НКТ 3. Определяют приточно-добывные возможности пласта 1, оснащают скважину 2 эксплуатационным оборудованием и запускают в работу.

Устройство для осуществления способа включает связанный с колонной НКТ 3 (см. фиг.1, 2, 3, 4) пакер 6, устьевую арматуру 12 с отводами, гидравлически связанными с трубным 8 и межтрубным 9 пространствами НКТ 3, установленный под пакером 6 цилиндр 4 с радиальными отверстиями 4', перекрытыми в транспортном положении, и клапанным узлом 5, выполненным в виде поршня 20, зафиксированным в цилиндре 4 срезными винтами 21 в верхнем положении, и расположенный выше пакера 6 циркуляционный клапан 7, выполненный в виде муфты с нижним торцевым упором 22 и боковыми отверстиями 18, выполненными с возможностью перекрытия полой втулкой 23, зафиксированной в верхнем положении срезными элементами 25.

Устройство оснащено гибкой трубой 15, спускаемой в НКТ 3 и выполненной с возможностью взаимодействия после создания депрессии на пласт 1 с полой втулкой 23 для перемещения ее до торцевого упора 22 с перекрытием боковых отверстий 18, открытых в транспортном положении.

Радиальные отверстия 4' цилиндра 4 перекрыты в транспортном положении поршнем 20, зафиксированным в верхнем положении разрушаемыми элементами 24 и выполненным с возможностью открытия радиальных отверстий 4' при перемещении вниз, причем поршень 20 дополнительно оснащен клапаном 25, пропускающим снизу вверх.

Предложенное устройство работает следующим образом.

В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 (см. фиг.2, 3, 4) с пакером 6, производят посадку пакера 6 любой известной конструкции (например, механического действия ПРО-ЯМО осевой посадки производства научно-производственной фирмы «Пакер» г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация) на 5-10 м выше кровли пласта 1, т.е. герметизируют межтрубное пространство 9 колонны НКТ 3 выше пакера 6, причем нижний конец колонны НКТ 3, где находится клапанный узел 5, должен размещаться на уровне подошвы пласта 1.

На устье скважины производят обвязку, как показано на фиг.1 газобустерной установки 10, например УНГ-8/15 (руководство по эксплуатации 5859-0000010 РЭ), предназначенной для приготовления газированной жидкости расчетной плотности с автоцистерной 11, заполненной технологической жидкостью.

Технологическую жидкость в виде 0,1% водного раствора ПАВ МЛ-81Б завозят на скважину 1 в автоцистернах 11 общим объемом в зависимости от времени и объема закачки газированной жидкости в скважину 1, например не менее 20 м³.

Устьевую арматуру 12 скважины 2 обвязывают с желобной системой 13, а также установкой "Колтюбинг" 14, предназначенной для спуска гибкой трубы (ГТ) 15 в колонну НКТ 3 (см. фиг.1 и 2).

Далее (см. фиг.2) в трубное пространство 8 колонны НКТ 3 через центральное отверстие (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) в устьевой арматуре 12 скважины 1 вводят ГТ 15 (см. фиг.2 и 4) до тех пор, пока нижний конец 16 ГТ 15 не достигнет взаимодействия с полой втулкой 23 циркуляционного клапана 7, после чего ГТ 15 приподнимают на 1-2 м.

С помощью газобустерной установки 10 на устье скважины 2 газируют технологическую жидкость до получения необходимого объема газированной жидкости и выводят на режим освоения газобустерную установку 10, получив на выходе газированную жидкость расчетной плотности.

После чего производят закачку газированной жидкости расчетной плотности от газобустерной установки 10 по нагнетательной линии 17 в ГТ 15, при этом циркуляционный клапан 7 открыт в транспортном положении, т.е. его боковые отверстия 18 сообщают трубное 8 и межтрубное 9 пространства.

Таким образом, закачкой газированной жидкости в ГТ 15 осуществляют снижение уровня жидкости в трубном 8 и межтрубном 9 пространствах, при этом вытесняемая жидкость, находившаяся в трубном 8 и межтрубном 9 пространствах, вытесняется в желобную систему 13 через боковые отводы устьевой арматуруы 12 (см. фиг.1), при этом клапанный узел 5, выполненный в виде поршня 20 (см. фиг.2), исключает попадание как вытесняемой скважинной жидкости, так и вытесняющей газированной жидкости в пласт 1, так радиальные отверстия 4' цилиндра 4 перекрыты в транспортном положении поршнем 20.

Закачку газированной жидкости в ГТ 15 посредством газобустерной установки 10 продолжают, при этом вследствие замены скважинной жидкости газожидкостной смесью расчетной плотности происходит снижение уровня жидкости до определенного уровня и в определенный момент времени, когда давление в трубном 8 и межтрубном 9 пространствах становится ниже пластового давления (см. фиг.2), клапан 25 поршня 20 клапанного узла 5, находящегося в транспортном положении, начинает перепускать через себя флюид в трубное пространство 8 колонны НКТ 3. В результате на пласт 1 создается депрессия, происходит вызов притока из пласта 1 и загрязнения призабойной зоны увлекаются в основном по трубному пространству 8 колонны НКТ 3 и частично через боковые отверстия 18 циркуляционного клапана 17 по межтрубному пространству 9 в желобную систему 13, при этом визуально выход загрязнений наблюдается в желобной системе 13. Закачку газированной жидкости в ГТ 15 продолжают в течение 2-3 часов.

После чего прекращают закачку газированной жидкости в ГТ 15. Разгружают (на 20-30 кН) нижний конец 16 ГТ 15 на циркуляционный клапан 7, при этом разрушаются срезные элементы 25, полая втулка 23 перемещается вниз до взаимодействия с нижним торцевым упором 22, причем боковыми отверстиями 18 герметично перекрываются полой втулкой 23 и циркуляционный клапан 7, закрывается герметично разобщая трубное 8 и межтрубное 9 пространства колонны НКТ 3. Поршень 20 фиксируется неподвижно посредством пружинного кольца 26 показано на фиг.2 условно.

После чего извлекают ГТ 15 из скважины 2. Далее производят кислотную обработку пласта 1 (см. фиг.3). В процессе кислотной обработки первоначально закачкой кислотного раствора в колонне НКТ 3 поднимают давление, например, до значения 6 МПа, при этом разрушаются срезные винты 24 клапанного узла 5, выполненного в виде поршня 20, и он занимает рабочее положение, при этом радиальные отверстия 4' цилиндра 4 открываются и пласт 1 сообщается с трубным пространством 8 колонны НКТ 3.

Далее производят закачку по колонне НКТ 3 кислотного раствора (например, кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000, или глинокислоту - по ТУ 02-1453-78) с продавкой его в пласт 1 технологической жидкостью посредством кислотного агрегата (на фиг.1 не показано), после чего выдерживают технологическую паузу, например, в течении 12 часов для реакции кислоты с породой пласта 1.

Далее в колонну НКТ 3 (см. фиг.4) вновь спускают гибкую трубу 15 (как описано выше) до тех пор, пока нижний конец 16 ГТ 15 не достигнет взаимодействия с полой втулкой 23 циркуляционного клапана 7, после чего ГТ 15 приподнимают на 1 -2 метра.

С помощью газобустерной установки 10 на устье скважины 2 газируют технологическую жидкость до получения необходимого объема газированной жидкости и выводят на режим освоения газобустерную установку 10, получив на выходе газированную жидкость расчетной плотности.

После чего производят закачку газированной жидкости от газобустерной установки 10 по нагнетательной линии 17 в ГТ 15, при этом циркуляционный клапан 7 закрыт, т.е. его боковые отверстия 18 разобщают трубное 8 и межтрубное 9 пространства.

Таким образом, закачкой газированной жидкости в ГТ 15 осуществляют снижение уровня жидкости в трубном 8 пространстве, при этом вытесняемая жидкость, находившаяся в трубном 8 пространстве, вытесняется в желобную систему 13 через устьевую арматуру 12.

Закачку газированной жидкости в ГТ 15 посредством газобустерной установки 10 продолжают, при этом вследствие замены скважинной жидкости, находящейся в трубном пространстве 8 колонны НКТ 3, газожидкостной смесью расчетной плотности происходит снижение уровня жидкости до определенного уровня в трубном пространстве 8 колонны НКТ 3 (см. фиг.4) и в определенный момент времени, когда давление в трубном 8 пространстве становится ниже пластового давления (см. фиг.4), клапан 25 поршня 20, клапанного узла 5, находящегося в транспортном положении, начинает перепускать в трубное пространство 8 колонны НКТ 3, как через себя, так и через радиальные отверстия 4' цилиндра 4 продукты реакции породы пласта 1 с кислотой.

В результате на пласт 1 создается депрессия, происходит вызов притока из пласта 1 с выносом продукции реакции кислоты с породой пласта 1, продукты реакции увлекаются по трубному пространству 8 колонны НКТ 3 в желобную систему 13, при этом визуально выход продуктов реакции наблюдается в желобной системе 1. Закачку газированной жидкости в ГТ 15 продолжают в течение 2-3 часов. После чего прекращают закачку газированной жидкости в ГТ 15. Далее извлекают ГТ 15 из трубного пространства 8 колонны НКТ, затем распакеровывают пакер 6 и извлекают его из скважины 2 вместе с колонной НКТ 3. Определяют приточно-добывные возможности пласта 1, оснащают скважину 2 эксплуатационным оборудованием и запускают в работу.

Предложенное устройство имеет простую конструкцию и простой технологический процесс осуществления способа путем вызова притока из пласта газированной жидкостью с возможностью эффективного освоения пластов с загрязненной призабойной зоной кислотной обработкой. Также предложенный способ позволяет снизить гидравлическое давление, возникающее в процессе замены жидкости в скважине за счет регулирования расчетной плотности, газожидкостной смеси, позволяющей регулировать величину депрессии на пласт в процессе освоения скважины и позволяет улучшить качество освоения путем исключения попадания скважинной жидкости из надпакерного пространства.