СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ГЕОМЕХАНИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
METHOD AND DEVICE FOR FORMATION GEOMECHANICAL IMPACT

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и могут быть использованы для повышения эффективности добычи нефти из низкопроницаемых продуктивных пластов при разработке нефтяных месторождений.
Известен способ освоения скважин, предусматривающий после выполнения перфорации создание значительной величины депрессии, необходимой для частичного разрушения пласта с последующим ростом проницаемости призабойной зоны и продуктивности скважины, и устройство для его осуществления, содержащее струйный насос (Коваленко Ю.Ф., Кулинич Ю.В., Карев В.И., Титоров М.Ю., Лесничий В.Ф., Самохвалов Г.В. СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН. RU 2179239, 2000). Известные способ и устройство обеспечивают только однократное снижение давления в пласте и его поддержание на данном уровне до перевода скважины в эксплуатационный режим. Кроме того, они не предназначены для реализации на нагнетательных скважинах.
Наиболее близким по технической сущности решением к первому заявляемому изобретению является способ геомеханического воздействия на пласт. Он включает создание вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем снижения забойного давления до минимально технологически возможной величины и раскрытие образовавшихся трещин при восстановлении забойного давления. А также последующий ввод скважины в эксплуатацию в качестве добывающей или нагнетательной и осуществление эксплуатации путем смены нескольких режимов с постепенным наращиванием депрессии или репрессии на пласт и определением оптимальной величины депрессии или репрессии с корректировкой проектных режимов эксплуатации (Закиров С.Н., Дроздов А.Н., Закиров Э.С., Дроздов Н.А. и др., RU 2620099, 2017).
Наиболее близким по технической сущности решением ко второму заявляемому изобретению (устройству) является устройство для геомеханического воздействия на пласт, содержащее устьевую арматуру, спущенные в скважину насосно-компрессорные трубы с установкой погружного центробежного насоса с блоком термоманометрической системы для контроля давления и температуры (RU 2620099, 2017).
Недостатком указанных способа и устройства является малая амплитуда изменения забойного давления, которая не может гарантировать формирование системы микротрещин.
Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемая группа изобретений, является повышение эффективности добычи нефти из низкопроницаемых продуктивных пластов, в частности, из трещиноватых карбонатных коллекторов.
Указанная проблема решается за счет создания вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем циклического снижения и повышения забойного давления. Каждый цикл состоит из этапов создания максимально технологически возможной депрессии на пласт, выдерживания при достигнутом забойном давлении 1-2 суток, остановки скважины для снятия кривой восстановления давления и релаксации напряжений на 1-2 суток, принудительного повышения забойного давления путем нагнетания в пласт жидкости до достижения стационарной величины технологически реализуемого максимального забойного давления, выдерживания при достигнутом давлении 1-2 суток, снятия кривой падения давления в течение 1-2 суток. Циклы повторяют до достижения стабильных значений коэффициентов продуктивности или приемистости. После окончания циклов воздействия вводят скважину в эксплуатацию при проектных режимах добычи или нагнетания.
Предлагаются несколько вариантов реализации способа:
- в качестве жидкости - агенту нагнетания используют воду или раствор на водной основе, например, пластовую воду, воду из системы водозабора с других горизонтов, воду из внешних источников или подготовленный солевой раствор на их основе;
- в качестве агента нагнетания используют дегазированную нефть, или конденсат, или дизельное топливо, или их смесь;
- добываемый флюид сепарируют на поверхности, очищенную воду вновь используют для закачки в скважину;
- в случае изначально низкой продуктивности или приемистости скважины после окончания циклов снижения-повышения давления осуществляют гидроразрыв пласта с целью объединения сформировавшейся системы микротрещин в единую систему;
- в качестве компоновки для создания циклов снижения и повышения давления и последующей эксплуатации скважины используют систему, содержащую спущенную в скважину на насосно-компрессорных трубах погружную насосную установку, при этом в циклах снижения давления производят откачку жидкости из пласта погружной насосной установкой по насосно-компрессорным трубам на поверхность, а в циклах повышения давления погружную насосную установку отключают и осуществляют закачку агента нагнетания (жидкости) в пласт через затрубное пространство скважины с поверхности;
- качестве компоновки для создания циклов снижения и повышения давления и последующей эксплуатации скважины используют систему, содержащую спущенную в скважину промежуточную колонну с хвостовиком и пакером, в которую на насосно-компрессорных трубах спущена погружная насосная установка, при этом в циклах снижения давления производят откачку жидкости из пласта погружной насосной установкой по насосно-компрессорным трубам на поверхность, а в циклах повышения давления погружную насосную установку отключают и осуществляют закачку жидкости в пласт через кольцевое пространство между промежуточной колонной и колонной насосно-компрессорных труб с поверхности;
- в качестве компоновки для создания циклов снижения и повышения давления и последующей эксплуатации скважины используют систему, содержащую спущенную в скважину на насосно-компрессорных трубах байпасную погружную насосную установку, причем затрубное пространство перекрыто пакером, выше пакера установлен якорь, а на выходе погружной насосной установки расположен обратный клапан, при этом в циклах снижения давления перекрывают байпасную линию пробкой и производят откачку жидкости из пласта погружной насосной установкой по насосно-компрессорным трубам на поверхность, а в циклах повышения давления погружную насосную установку отключают, извлекают пробку из байпасной линии и осуществляют закачку жидкости в пласт через насосно-компрессорные трубы и байпасную линию с поверхности, причем после окончания циклов добывающие скважины вводят в эксплуатацию при проектных режимах работы путем перекрытия байпасной линии пробкой и осуществления откачки пластовой продукции погружной насосной установкой по насосно-компрессорным трубам на поверхность, а нагнетательные скважины вводят в эксплуатацию при проектных режимах работы путем извлечения пробки из байпасной линии и закачки жидкости в пласт через насосно-компрессорные трубы и байпасную линию;
- в компоновку, спускаемую в скважину перед началом воздействия, включают установку погружного центробежного насоса, снабженную циркуляционным клапаном для осуществления геомеханического воздействия и рассчитанную на обеспечение проектных режимов эксплуатации скважины после окончания геомеханического воздействия;
- режимы работы погружной насосной установки регулируют с помощью станции управления, снабженной частотным преобразователем.
Альтернативой описанным выше компоновкам, является патентуемое устройство для геомеханического воздействия на пласт, содержащее устьевую арматуру и спущенные в скважину насосно-компрессорные трубы с установкой погружного центробежного насоса с блоком термоманометрической системы для контроля давления и температуры. Согласно изобретению, трубное пространство скважины сообщено через задвижку с линией нагнетания жидкости, на выходе погружного центробежного насоса в колонне насосно-компрессорных труб установлен циркуляционный клапан, при этом выше циркуляционного клапана затрубное пространство скважины перекрыто пакером.
В предпочтительных вариантах реализации устройства:
- циркуляционный клапан состоит из полого корпуса с перепускными радиальными отверстиями, крышки с осевым отверстием и скользящего полого чашеобразного перекрывающего поршня, имеющего осевое отверстие в верхней части с площадью, меньшей площади осевого отверстия в крышке.
- циркуляционный клапан состоит из полого корпуса с перепускными радиальными отверстиями и внутренней проточкой в зоне размещения перепускных радиальных отверстий, скользящей перекрывающей гильзы с перепускными радиальными отверстиями и ловителем, уплотнений и фиксатора, причем скользящая перекрывающая гильза имеет возможность перемещения в корпусе с помощью набора инструментов канатной техники.
- циркуляционный клапан состоит из полого корпуса с перепускными радиальными отверстиями, скользящей перекрывающей гильзы с ловителем, уплотнений и фиксатора, причем скользящая перекрывающая гильза имеет возможность установки в корпус и извлечения из него с помощью набора инструментов канатной техники.
Технический результат группы изобретений заключается в создании за счет циклического геомеханического воздействия на пласт системы множественных микро- и макротрещин в объеме пласта, увеличивающих продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин.
Заявляемые технические решения взаимосвязаны настолько, что образуют единый изобретательский замысел, следовательно, данная группа изобретений удовлетворяет требованию единства изобретения.
Описание чертежей
На фиг. 1 представлена схема компоновки для реализации способа, на фиг. 2 - вариант системы с сепарацией добываемого флюида на поверхности, на фиг. 3 - вариант компоновки с промежуточной колонной и хвостовиком, на фиг. 4 - вариант системы с байпасной погружной насосной установкой, на фиг. 5 - устройство для реализации способа, содержащее установку погружного центробежного насоса с циркуляционным клапаном, на фиг. 6, 7, 8 - варианты выполнения циркуляционного клапана.
Компоновка для реализации способа содержит (см. фиг. 1) спущенную в скважину 1, пробуренную на пласт 2, на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 погружную насосную установку 4 с термоманометрической системой (ТМС). Электроэнергия к погружной насосной установке 4 подается по кабелю 5. Пространство между внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины 1 и внешней поверхностью колонны НКТ 3 - это затрубное пространство 6. Установка 4 снабжена станцией управления 7 с частотным преобразователем. На устье скважины 1 смонтирована устьевая арматура 8. На ней установлены задвижки 9, 10 и 11. Устьевая арматура 8 содержит также обратный клапан 12 для перепуска газа из затрубного пространства 6 в линию 13 при эксплуатации скважины 1.
На поверхности установлен насос 14 с всасывающей 15 и нагнетательной 16 линиями для закачки жидкости в скважину 1 через затрубное пространство 6.
В варианте выполнения компоновки (см. фиг. 2) система содержит также линию 17 подачи продукции скважины в сепаратор 18 с линией выхода нефти и газа 19 и линией выхода воды 20, снабженной задвижкой 21. Линия выхода воды 20 соединена с всасывающей линией 15 насоса 14.
В другом варианте выполнения (см. фиг. 3) система содержит спущенную в скважину 1 промежуточную колонну 22 с хвостовиком 23 и пакером 24. В промежуточную колонну 22 на насосно-компрессорных трубах 3 спущена погружная насосная установка 4, Между внутренней поверхностью промежуточной колонны 22 и наружной поверхностью колонны НКТ 3 образовано кольцевое пространство 25. На устьевой арматуре 8 дополнительно установлены задвижки 26 и 27. При этом нагнетательная линия 16 насоса 14 подключена к кольцевому пространству 25 через задвижку 26.
В одном из вариантов выполнения (см. фиг. 4) система содержит спущенную в скважину 1 на насосно-компрессорных трубах 3 байпасную погружную насосную установку 4 с байпасной линией 28, причем затрубное пространство 6 перекрыто пакером 29, выше пакера 29 установлен якорь 30. На байпасной линии 28 установлена извлекаемая пробка 31. На устьевой арматуре 8 дополнительно установлены задвижки 32 и 33, а на выходе погружной насосной установки 4 расположен обратный клапан 34.
Устройство для геомеханического воздействия на пласт (см. фиг. 5) содержит устьевую арматуру 8, спущенные в скважину 1 насосно-компрессорные трубы 3 с установкой погружного центробежного насоса 4 с блоком термоманометрической системы для контроля давления и температуры. На устьевой арматуре 8 расположены задвижки 9, 10, 11, 32 и 33, а на выходе погружной насосной установки 4 стоит обратный клапан 34. Трубное пространство 6 скважины сообщено через задвижку 32 с линией нагнетания жидкости 16, на выходе погружного центробежного насоса 4 в колонне насосно-компрессорных труб 3 над обратным клапаном 34 установлен циркуляционный клапан 35, при этом выше циркуляционного клапана 35 затрубное пространство 6 скважины 1 перекрыто пакером 29. Выше пакера 29 установлен якорь 30. Электроэнергия к погружной насосной установке 4 подается по кабелю 5. Установка 4 снабжена станцией управления 7 с частотным преобразователем. Так же представлено три варианта циркуляционного клапана.
В первом варианте устройства (см. фиг. 6) циркуляционный клапан 35 состоит из полого корпуса 36 с перепускными радиальными отверстиями 37, крышки 38 с осевым отверстием 39 и скользящего полого чашеобразного перекрывающего поршня 40, имеющего осевое отверстие 41 в верхней части с площадью, меньшей площади осевого отверстия 39 в крышке 38.
В втором варианте устройства (см. фиг. 7) циркуляционный клапан 35 состоит из полого корпуса 42 с перепускными радиальными отверстиями 43 и внутренней проточкой 44 в зоне размещения перепускных радиальных отверстий 43, скользящей перекрывающей гильзы 45 с перепускными радиальными отверстиями 46 и ловителем 47, уплотнений 48, 49 и фиксатора 50, причем скользящая перекрывающая гильза 45 имеет возможность перемещения в корпусе 42 с помощью набора инструментов канатной техники.
В третьем варианте устройства (см. фиг. 8) циркуляционный клапан 35 состоит из полого корпуса 42 с перепускными радиальными отверстиями 43, скользящей перекрывающей гильзы 45 с ловителем 47, уплотнений 48, 49 и фиксатора 50, причем скользящая перекрывающая гильза 45 имеет возможность установки в корпус 42 и извлечения из него с помощью набора инструментов канатной техники.
Способ осуществляют следующим образом.
Проводят реализацию циклов снижения и повышения давления с использованием агента нагнетания для создания сети микро- и макротрещин как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах.
Снижение давления производят путем добычи пластового флюида погружной насосной установкой 4 до достижения стационарной величины технологически реализуемого минимального забойного давления. Установкой 4 при этом откачивают пластовую продукцию по колонне НКТ на устье. Продукция на устье отправляется на амбар с последующей перерабокой согласно действующим регламентам. Режимы работы погружной насосной установки 4 регулируют с помощью станции управления 7, снабженной частотным преобразователем. Скважину 1 эксплуатируют при достигнутом забойном давлении на режиме 1-2 суток. Затем погружную насосную установку 4 отключают, перекрывают устье и осуществляют снятие кривой восстановления давления (КВД) датчиками в составе термоманометрической скважинной системой (ТМС) установки погружного центробежного насоса 4. Длительность записи КВД 1-2 суток, за это время происходит частичная релаксации напряжений в призабойной зоне. Затем принудительно повышают забойное давление путем нагнетания в скважину 1 жидкости до достижения стационарной величины технологически реализуемого максимального забойного давления, выдерживают скважину 1 при достигнутом давлении 1-2 суток, а потом снимают кривую падения давления (КПД) в течение 1-2 суток датчиками в составе термоманометрической скважинной системой ТМС установки погружного центробежного насоса 4. При этом циклы повторяют до достижения стабильных значений коэффициентов продуктивности или приемистости. Значения коэффициентов продуктивности и приемистости определяют по результатам интерпретации КПД/КВД. После окончания циклов воздействия вводят скважину 1 в эксплуатацию при проектных режимах добычи или нагнетания.
В качестве жидкости - агента нагнетания используют воду или раствор на водной основе, например, пластовую воду, воду из системы водозабора с других горизонтов, воду из внешних источников или подготовленный солевой раствор на их основе, или дегазированную нефть, или конденсат, или дизельное топливо.
Выбор агента воздействия производят по результатам лабораторных экспериментов на кернах по вытеснению пластовой нефти предполагаемым агентом воздействия в пластовых условиях. При этом выбирают агент с наибольшим коэффициентом вытеснения и вязкостью в пластовых условиях, близкой к вязкости нефти в пластовых условиях. Соотношение вязкостей, близкое к единице, желательно для максимизации коэффициента охвата процессом вытеснения.
Агент нагнетания подают по всасывающей линии 15 на прием насоса 14, которым закачивают агент в скважину 1 по линии нагнетания 16.
В одном из вариантов способа осуществляют закачку агента (жидкости) нагнетания в пласт 2 через затрубное пространство 6 скважины 1. Этот вариант подходит для неглубоких скважин и невысоких давлений нагнетания.
Для глубоких скважин и высоких давлений нагнетания закачивать жидкость по затрубному пространству 6 нецелесообразно из-за опасности порыва и появления негерметичности эксплуатационной колонны. Для этих условий рекомендуется использовать другие варианты способа.
Согласно первому из них в качестве компоновки для создания циклов снижения и повышения давления и последующей эксплуатации скважины 1 используют систему, содержащую спущенную в скважину промежуточную колонну 22 с хвостовиком 23 и пакером 24, в которую на насосно-компрессорных трубах 3 спущена погружная насосная установка 4. При этом в циклах снижения давления производят откачку жидкости из пласта погружной насосной установкой 4 по насосно-компрессорным трубам 3 на поверхность. В циклах повышения давления погружную насосную установку 4 отключают и осуществляют закачку жидкости через кольцевое пространство 25 между промежуточной колонной 22 и колонной насосно-компрессорных труб 3 и далее по хвостовику 23 в пласт 2 насосом 14, расположенным на поверхности, по линии 16 через задвижку 26. Такая закачка под высоким давлением не повредит эксплуатационную колонну, поскольку она изолирована от воздействия давления нагнетания пакером 24. Однако высокая металлоемкость компоновки удорожает проведение воздействия.
Согласно следующему варианту способа в качестве менее металлоемкой компоновки для создания циклов снижения и повышения давления и последующей эксплуатации скважины используют систему, содержащую спущенную в скважину 1 на насосно-компрессорных трубах 3 байпасную погружную насосную установку 4 с байпасной линией 28. При этом в циклах снижения давления перекрывают байпасную линию 28 пробкой 31 и производят откачку жидкости из пласта погружной насосной установкой 4 по насосно-компрессорным трубам 3 на поверхность. Обратный клапан 34 при этом открыт.В циклах повышения давления погружную насосную установку 4 отключают, извлекают пробку 31 (например, с помощью канатной техники) из байпасной линии 28 и осуществляют закачку жидкости в пласт 2 через насосно-компрессорные трубы 3 и байпасную линию 28 насосом 16, расположенным на поверхности. Обратный клапан 34 при этом закрыт.Поскольку затрубное пространство 6 при этом перекрыто пакером 29, выше которого установлен якорь 30, негативное влияние высокого давления нагнетания на герметичность эксплуатационной колонны скважины 1 отсутствует.
В случае изначально низких фильтрационно-емкостных свойств в скважине 1 после окончания циклов снижения-повышения давления осуществляют гидроразрыв пласта, с целью объединения сформировавшейся системы микротрещин в единую систему. Гидроразрыв проводят путем закачки в пласт 2 через насосно-компрессорные трубы 3 и байпасную линию 28 сначала жидкости разрыва, а потом жидкости-песконосителя с проппантом и продавочной жидкости.
В варианте изобретения при использовании пластовой либо слабоминерализованной воды добываемый флюид сепарируют на поверхности в сепараторе 18, а очищенную воду вновь используют для закачки ее в скважину 1, направляя по линиям 20 и 15 на прием насоса 14.
После проведения воздействия в зависимости от конкретных технологических условий спущенная ранее погружная насосная установка 4 либо остается в добывающей скважине для обеспечения механизированной добычи, либо заменяется на менее производительную. Из нагнетательной скважины после проведения геомеханического воздействия погружная насосная установка 4 либо извлекается, либо остается в ней. В последнем случае закачку жидкости в пласт осуществляют, минуя установку 4, как было описано выше.
В одном из вариантов способа (см. фиг. 4) после окончания циклов добывающие скважины вводят в эксплуатацию при проектных режимах работы путем перекрытия байпасной линии 28 пробкой 31 и осуществления откачки пластовой продукции погружной насосной установкой 4 по насосно-компрессорным трубам 3 на поверхность, а нагнетательные скважины вводят в эксплуатацию при проектных режимах работы путем извлечения пробки 31 из байпасной линии 28 и закачки жидкости в пласт 2 через насосно-компрессорные трубы 3 и байпасную линию 28.
Режимы работы погружной насосной установки 4 регулируют с помощью станции управления 7, снабженной частотным преобразователем.
Устройство для геомеханического воздействия на пласт работает следующим образом (см. фиг. 5).
Запускается в работу установка погружного центробежного насоса 4 с помощью станции управления 7 с частотным преобразователем. Электроэнергия с поверхности подается по кабелю 5. В цикле снижения забойного давления установка погружного центробежного насоса 4, откачивая жидкость из пласта 2 по насосно-компрессорным трубам 3 на поверхность, создает максимально технологически возможную депрессию на пласт 2 для образования микротрещин в призабойной зоне скважины 1. Циркуляционный клапан 35 при этом закрыт, а обратный клапан 34 открыт. Задвижка 9 на устьевой арматуре 8 при этом также открыта, а задвижки 10, 11, 32 и 33 закрыты. Установка погружного центробежного насоса 4 откачивает жидкость из пласта 2 в выкидную линию 13 при достигнутом на установившемся режиме забойном давлении 1-2 суток. Затем установка погружного центробежного насоса 4 отключается с помощью станции управления 7. Датчики в составе ТМС установки погружного центробежного насоса 4 фиксируют и записывают кривую восстановления давления в течение 1-2 суток. После этого закрывается задвижка 9 и открывается задвижка 32 на устьевой арматуре 8. Включается насос 14 и откачивает рабочий агент - жидкость по всасывающей линии 16, подавая затем жидкость под высоким давлением по линии нагнетания 16 в колонну НКТ 3. Циркуляционный клапан 35 при этом открыт, а обратный клапан 34 закрыт.Жидкость нагнетается через открытый циркуляционный клапан 35 в пласт 2, минуя установки погружного центробежного насоса 4, принудительного повышая забойное давление до достижения стационарной величины технологически реализуемого максимального забойного давления. Пакер 29, перекрывающий затрубное пространство 6, при нагнетании жидкости не позволяет высокому давлению негативно воздействовать на эксплуатационную колонну скважины 1 выше пакера 29. Якорь 30 предотвращает перемещение пакера 29 при высоких перепадах давления. Нагнетание жидкости при стационарной величине технологически реализуемого максимального забойного давления продолжается 1-2 суток. При этом раскрываются образовавшиеся в цикле снижения забойного давления микротрещины. Затем насос 14 выключается. Датчики давления в составе ТМС установки погружного центробежного насоса 4 фиксируют и записывают КПД в течение 1-2 суток. Циклы снижения и повышения забойного давления повторяются до достижения стабильных значений коэффициентов продуктивности или приемистости. После окончания циклов воздействия скважина 1 вводится в эксплуатацию при проектных режимах добычи (при включенной установке погружного центробежного насоса 4) или нагнетания (при отключенной установке погружного центробежного насоса 4).
Циркуляционный клапан 35 в одном из вариантов исполнения работает следующим образом (см. фиг. 6).
При включенной установке погружного центробежного насоса 4 добываемая из скважины 1 жидкость нагнетается под давлением вверх в колонну НКТ 3. При прохождении жидкости через отверстие 41 в скользящем полом чашеобразном перекрывающем поршне 41, площадь которого меньше площади отверстия 39 в крышке 38, образуется перепад давления. За счет него поршень 41 поднимается вверх, упираясь в крышку 39, и перекрывает перепускные радиальные отверстия 37 в полом корпусе 38. Циркуляционный клапан 35 при этом закрывается.
При отключенной установке погружного центробежного насоса 4 поршень 41 опускается вниз, и перепускные радиальные отверстия 37 в полом корпусе 38 открываются, обеспечивая работу циркуляционного клапана 35 в открытом положении.
Циркуляционный клапан 35 в другом варианте исполнения работает следующим образом (см. фиг. 7).
Перед началом цикла снижения забойного давления скользящая перекрывающая гильза 45 с перепускными радиальными отверстиями 46 и ловителем 47 с помощью инструментов канатной техники устанавливается и фиксируется фиксатором 50 в полом корпусе 42 таким образом, чтобы перепускные радиальные отверстия 46 в гильзе 45 не совпадали с проточкой 44 и перепускными радиальными отверстиями 43 в полом корпусе 42. Циркуляционный клапан 35 при этом закрыт, поскольку перепускные отверстия 43 и 46 в корпусе 42 и гильзе 45 не совпадают, а уплотнения 48 и 49. предотвращают перетекание жидкости, по зазору между гильзой 45 и корпусом 42 из НКТ 3 в затрубное пространство 6.
Перед началом принудительного нагнетания жидкости в пласт 2 для повышения забойного давления скользящая перекрывающая гильза 45 с перепускными радиальными отверстиями 46 и ловителем 47 с помощью инструментов канатной техники устанавливается и фиксируется фиксатором 50 в полом корпусе 42 таким образом, чтобы перепускные радиальные отверстия 46 в гильзе 45 совпадали с проточкой 44 и перепускными радиальными отверстиями 43 в полом корпусе 42. Циркуляционный клапан 35 при этом открыт.
Циркуляционный клапан 35 в варианте выполнения работает следующим образом (см. фиг. 8).
Перед началом цикла снижения забойного давления скользящая перекрывающая гильза 45 с ловителем 47 с помощью инструментов канатной техники устанавливается и фиксируется фиксатором 50 в полом корпусе 42. Перепускные радиальные отверстия 43 в полом корпусе 42 перекрываются. Циркуляционный клапан 35 при этом закрыт. Уплотнения 48 и 49 предотвращают перетекание жидкости по зазору между гильзой 45 и корпусом 42 из НКТ 3 в затрубное пространство 6.
Перед началом принудительного нагнетания жидкости в пласт 2 для повышения забойного давления скользящая перекрывающая гильза 45 с ловителем 47 с помощью инструментов канатной техники извлекается из полого корпуса 42. Циркуляционный клапан 35 при этом открыт, поскольку открытые перепускные радиальные отверстия в полом корпусе 42 обеспечивают сообщение между внутренней полостью НКТ 3 и пластом 2.
Таким образом, изобретение позволяет значительно повысить амплитуду изменения забойного давления, что гарантирует формирование системы микротрещин и дает возможность существенно увеличить продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин, повысив при этом эффективность добычи нефти.