Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ УКРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ, СЛОЖЕННОЙ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ, И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
СПОСОБ УКРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ, СЛОЖЕННОЙ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ, И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

СПОСОБ УКРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ, СЛОЖЕННОЙ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ, И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: в горной промышленности при строительстве и подземном ремонте газовых скважин, призабойная зона /ПЗ/ которых сложена слабосцементированными коллекторами. Обеспечивает повышение эффективности процесса управления ПЗ газовой скважины, упрощение проведения самого процесса, а также исключение применения сложной наземной техники. Сущность изобретения: в стволе скважины осуществляют разрушение песчаной пробки. После разрушения песчаной пробки ствол скважины в ПЗ расширяют. Скважину промывают, поднимают бурильный инструмент и спускают колонну насосно-компрессорных труб /НКТ/. Последнюю оснащают пакером и другим подземным оборудованием. К нижнему концу колонны НКТ присоединен патрубок с радиальными каналами. В них размещены сопла. Над и под патрубком установлены клапаны. Верхний уровень сопел располагают в кровле ПЗ. Устье скважины герметизируют. Производят освоение и продувку скважины. Затем последнюю останавливают и отмечают статическое устье давление. В колонну НКТ сбрасывают шаровой запорный орган /ШЗО/. Он садится в клапане. После этого заканчивают порцию жидкого закрепляющего состава. Осуществляют продавку разделительной пробки в колонну НКТ. После среза клапана и размещения ЩЗО к клапане происходит обработка ПЗ через сопла закрепляющим составом. Затем в заколонное пространство НКТ из колонны этих труб выдавливают с помощью разделительной пробки находящийся в ней газ. После восстановления устьевого давления в заколонном пространстве НКТ до отмеченной ранее величины скважину пускают в эксплуатацию по заколонному пространству НКТ с уменьшенным дебитом. После затвердевания закрепляющего состава скважину останавливают. Возобновляют продавку и после пакерования выдавливают ШЗО и разделительную пробку на забой. Скважину повторно осваивают, продувают и пускают в эксплуатацию по колонне НКТ с расчетным дебитом. 2 с. и 5 з.п. ф-лы, 2 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2081296
Класс(ы) патента: E21B33/13
Номер заявки: 95114506/03
Дата подачи заявки: 10.08.1995
Дата публикации: 10.06.1997
Заявитель(и): Тугушев Расим Шахимарданович; Кейбал Александр Викторович
Автор(ы): Тугушев Расим Шахимарданович; Кейбал Александр Викторович
Патентообладатель(и): Тугушев Расим Шахимарданович; Кейбал Александр Викторович
Описание изобретения: Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при строительстве и подземном ремонте газовых скважин, призабойная зона которых в интервале вскрытого продуктивного пласта сложена слабосцементированными коллекторами (в основном песчаниками).
Известны способы укрепления призабойных зон пескопроявляющих скважин с помощью закачки в поровое пространство жидких закрепляющих составов, например органических смол, полимерных составов и т.д. Для проведения подобного процесса в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером. После установки пакера в колонну НКТ последовательно закачивают расчетные порции жидкости для предварительной обработки пласта, закрепляющего состава, а затем вытесняющий и продавочный жидкостей [1] Зерна породы в призабойной зоне при этом оказываются склеенными друг с другом, а излишний объем закрепляющего состава вытесняется вглубь призабойной зоны.
Недостатками данного способа являются низкая прочность и проницаемость закрепленной части призабойной зоны, высокая трудоемкость процесса, частые неудачи в проведении процесса из-за загрязнения химреагентов и вытеснения закрепляющего состава не в то место слабосцементированного пласта, куда нужно.
Наиболее близким к предложенному является способ укрепления рыхлых песков на подземных хранилищах газа [2] включающий следующие последовательно выполняемые операции: удаление песчаной пробки, промывку скважины и спуск в нее колонны НКТ с пакером. После установки пакера скважину осваивают и пускают ее в эксплуатацию до прекращения выноса на устье жидкой фазы. В колонну НКТ заканчивают расчетную порцию закрепляющего состава, который продавливают в пласт с помощью углеводородной жидкости (дизельного топлива или газового конденсата). После выдержки во времени для затвердевания закрепляющего в пласт заканчивают газ, что способствует повышению прочности закрепляющего состава и упрощает процесс повторного освоения скважины.
Однако известный способ имеет ряд недостатков. Для продавки углеводородной жидкости газом требуются мощные компрессоры, т.к. давление в линии промысловой газораспределительной станции для этой цели недостаточно. Вязкость продавочной жидкости в пластовых условиях должна быть такой же, как и вязкость закрепляющего состава в тех же условиях. При значительной мощности обрабатываемого интервала или при нарушении структуры пласта трудно получить однородное распределение закрепляющего состава в пласте, что ведет к неудачному результату. Кроме того, закачка закрепляющего состава в пласт на значительную глубину резко ухудшает его проницаемость.
Известно устройство для поинтервального нанесения на стенки скважин жидкого тампонажного вещества [3] которое состоит из узлов нагнетания тампонажного раствора, его перемещения в интервале изоляции, изоляция интервала тампонирования от соседних интервалов, ликвидации застойных зон выше и ниже интервала тампонирования. Известное устройство связано с нижним концом колонны НКТ, по которой с помощью насосного агрегата нагнетается тампонажное вещество. К недостаткам известного устройства следует отнести его сложность и низкую эффективность при обработке предварительно расширенной призабойной зоны скважины, заполненной жидкостью.
Наиболее близким к предложенному техническому решению является устройство для нанесения на стенки скважины жидкого тампонажного вещества [4] Известное устройство содержит соединенный с нижним концом колонны НКТ цилиндрический контейнер с днищем, в котором выполнены наклонные каналы. К днищу прикреплен разбрызгиватель в виде свободно вращающегося ребристого диска. С контейнером связаны верхний и нижний клапаны, включающие корпуса и седла, перекрываемые запорным органом. Контейнер имеет боковые окна, через которые жидкое тампонажное вещество в виде мелких брызг попадает на стенки скважины. Однако известному устройству присущи недостатки, главным из которых являются трудность его использования в газовой скважине, находящейся под давлением. Спуск и последующий подъем известного устройства технически сложны и требуют использования специального противовыбросового оборудования. Кроме того, наличие давления в скважине потребует использования мощных компрессоров, т.к. давление в контейнере обеспечивается закачкой с устья сжатого воздуха. Известное устройство предназначено для работы в сухой скважине, где давление отсутствует.
Целью изобретения является повышение эффективности процесса укрепления призабойной зоны газовой скважины, упрощение проведения самого процесса, а также исключение применения сложной наземной техники.
Поставленная задача достигается тем, что после разрушения песчаной пробки скважину расширяют, промывают, поднимают бурильный инструмент, спускают в скважину колонну НКТ оборудованную в нижней части пакером и размещенными под ним патрубком со сквозными радиальными каналами и кольцевым сужением в осевом канале, а также двумя клапанами, которые могут быть последовательно перекрыты сбрасываемым в колонну НКТ шаровым запорным органом, после чего обвязывают устье скважины, устанавливают фонтанную арматуру, затем в скважину нагнетают порцию электроактивированной воды, а освоение начинают после 3-4 ч выдержки этой порции в призабойной зоне, после чего скважину пускают в эксплуатацию по колонне НКТ с расчетным дебитом, затем скважину останавливают, отмечают величину установившегося устьевого давления, сбрасывают в колонну НКТ шаровой запорный орган, после чего заканчивают в нее порцию закрепляющего состава и скважину оставляют в покое на время перетока закрепляющего состава в нижнюю часть колонны НКТ, затем пускают разделительную пробку, которую продавливают жидкостью с помощью насосного агрегата до ее посадки в кольцевом сужении патрубка, причем в качестве закачиваемого в скважину газа используют газ, находящийся в колонне НКТ, при этом его выдавливают из последней в заколонное пространство НКТ с помощью разделительной пробки, а после восстановления в заколонном пространстве НКТ устьевого давления до величины ранее отмеченного скважину пускают в эксплуатацию по заколонному пространству НКТ с дебитом, равным 0,2 0,4 от расчетного, до окончания срока затвердевания закрепляющего состава, затем скважину пакеруют, а разделительную пробку и шаровой запорный орган выдавливают из колонны НКТ на забой.
В предложенном устройстве поставленная задача достигается тем, что соединенный с нижним концом колонны НКТ патрубок с осевым каналом размещен межу имеющими корпуса и седла клапанами, перекрываемыми запорным органом, причем осевой канал патрубка выполнен со ступенчатой внутренней поверхностью и с кольцевым сужением в верхней части, а в средней части патрубка на нескольких уровнях по его длине имеются сквозные радиальные каналы, внутри которых установлены сопла и турбулизаторы потока в виде спирально изогнутых пластин, причем корпус клапана представляет собой полый цилиндр со ступенчатой внутренней поверхностью и с внутренней кольцевой проточкой, а седло - разрезную цангу с перьями, при этом цанга имеет возможность осевого перемещения относительно корпуса и в своем крайнем верхнем положении связана с корпусом с помощью срезных элементов, причем усилие их среза в нижнем клапане превращает усилие среза в верхнем. При этом в крайнем нижнем положении цанги ее перья располагают во внутренней кольцевой проточке корпуса, а запорный орган выполнен в виде шара, который сбрасывается с устья и имеет возможность последовательного взаимодействия с седлами верхнего и нижнего клапанов, причем наружный диаметр шара меньше внутреннего диаметра кольцевого сужения канала патрубка, при этом ось закручивания пластины совпадает с осью сквозного радиального канала, а оси сопел составляют с осью патрубка прямой или острый угол, причем сопла установлены в сквозных радиальных каналах с наружной стороны патрубка, а турбулизаторы между соплами и осевым каналом патрубка, при этом оси сквозных радиальных каналов каждого уровня смещены с горизонтальной плоскости относительно соответствующих осей каналов смежных с ним уровней.
Таким образом, предложенные технические решения соответствуют критерию "новизна".
Сравнительный анализ предложенных технических решений, проведенный по патентной и технической литературе, не только с прототипами, но и с другими известными техническими решениями в данной области техники и технологии, не выявил в них признаки, отличающие предложенные технические решения от прототипов, что позволяет сделать вывод о их соответствии критерию "изобретательский уровень".
На фиг.1 показано предлагаемое устройство, общий вид; на фиг.2 - размещение в скважине подземного оборудования.
Предложенное устройство состоит из патрубка 1, в средней части которого имеются сквозные радиальные каналы 2. С наружной стороны патрубка 1 в каналах 2 размещены сопла 3. Внутри каналов 2 установлены турбулизаторы (не показаны), которые имеют вид спирально изогнутых в осевом направлении пластин. Ось закручивания пластины совпадает с осью радиального канала 2. Сквозные радиальные каналы 2 выполнены в патрубке 1 на нескольких уровнях 4. Последние представляют собой несколько каналов 2, равномерно размещенных по окружности в одной горизонтальной плоскости (относительно вертикальной оси патрубка 1). Оси каналов 2 смежных уровней 4 смещены относительно друг друга в горизонтальной плоскости для более полного перекрытия струями закрепляющего состава обрабатываемой поверхности. С этой же целью, учитывая, что длина патрубка 1 меньше длины обрабатываемого интервала скважины, оси сопел 3 могут составлять с осью патрубка 1 прямой или острый угол. Оси сопел 3 верхнего уровня 4 составляют с осью патрубка 1 прямой угол, а оси сопел 3 нижерасположенных уровней 4 острый (см. фиг.2).
Патрубок 1 имеет осевой канал 5 со ступенчатой внутренней поверхностью. Сверху и снизу к патрубку 1 присоединены корпуса верхнего 6 и нижнего 7 клапанов. Внутри клапанов 6 и 7 в крайнем верхнем положении установлены седла 8 и 9, связанные с их корпусами с помощью срезных элементов 10 и 11. Седла 8 и 9 выполнены в виде разрезных цанг с перьями. Корпуса клапанов 6 и 7 имеют форму полого цилиндра со ступенчатой внутренней поверхностью и с кольцевой внутренней проточкой. В этой проточке в крайнем нижнем положении цанги относительно корпуса размещаются ее перья. Элементы 11 имеют усилие среза выше, чем элементы 10. Седла 8 и 9 последовательно перекрываются с помощью сбрасываемого с устья шарового запорного органа 12. Клапаны 6 и 7 вместе с патрубком 1 присоединены к нижнему концу колонны НКТ 13, которая спущена в эксплуатационную колонну 14, перекрывающую разрез скважины над призабойной зоной 15. Внутри колонны НКТ 13 может перемещаться упругая разделительная пробка. В осевом канале 5 патрубка 1, выше радиальных каналов 2, выполнено кольцевое сужение 16, через которое свободно проходит шаровой запорный орган 12 и со значительным усилием упругая разделительная пробка. Над клапаном 6 на колонне НКТ 13 установлено подземное оборудование, в т.ч. гидравлический пакер 17 с якорем, разъединитель колонны 18,посадочный ниппель 19, циркуляционный механический клапан 20, ингибиторный клапан 21, установленный в скважинной камере, телескопическое соединение 22 и т.д.
Предложенный способ осуществляется следующим образом. После удаления песчаной пробки призабойную зону 15 в интервале вскрытого газового пласта расширяют. Ствол скважины тщательно промывают. Поднимают бурильный инструмент и в скважину спускают колонну НКТ 13, нижний конец которой предварительно оборудуют двумя клапанами 6 и 7, между которыми размещен патрубок 1. Выше клапана 6 колонна НКТ 13 оборудована гидравлическим пакером 17 и другим необходимым подземным оборудованием. Патрубок 1 устанавливают в скважине таким образом, чтобы каналы 2 верхнего уровня 4 разместились на уровне верхней части призабойной зоны 15. Устье скважины после спуска колонны НКТ 13 обвязывают, устанавливают фонтанную арматуру, оборудуют заливочной головкой с размещенной в ней упругой разделительной пробкой и приспособлением для сброса шарового запорного органа 12 в колонну НКТ 13.
После этого скважину вновь тщательно промывают водой, а затем, если призабойная зона 15 в интервале вскрытого газового пласта в значительной степени загрязнена кольматирующим материалом, в нее задавливают расчетную порцию электроактивированной воды. Для этого на байпасе нагнетательной линии насосного агрегата устанавливают специальный электролизер. Объем задавливаемой электроактивированной воды должен быть равен объему порового пространства призабойной зоны 15 в радиусе 1,5-2,0 м. Электроактивированная вода, проникая в поры продуктивного газового пласта, взаимодействует с кольматирующим материалом и способствует его разрыхлению и последующему вымыву. После 3-4 ч выдержки скважину осваивают и пускают в эксплуатацию по колонне НКТ 13. Продувка скважины проводят до полной очистки призабойной зоны 15, т. е. до прекращения выноса на устье жидкой фазы при расчетном эксплуатационной дебите. Затем скважину останавливают и отмечают установившуюся величину устьевого давления.
В колонну НКТ 13 сбрасывают шаровой запорный орган 12, который размещается на седле 8 верхнего клапана 6, перекрывая тем самым колонну НКТ 13. С помощью насосного агрегата в последнюю закачивают порцию закрепляющего состава, выжидают пока он не перетечет в нижнюю часть колонны НКТ 13, после чего в нее пускают упругую разделительную пробку.
В качестве закрепляющего состава могут быть использованы различные маловязкие растворы (эмульсии) пленкообразующих веществ в водной или углеводородной среде. Время полного затвердевания закрепляющего состава в пластовых условиях должно быть достаточно коротким и не превышать 20-24 ч. Закрепляющий состав должен обладать высокой адгезией по отношению к поверхности стенок призабойной зоны 15. Объем порции закрепляющего состава определяют расчетным путем, исходя из длины обрабатываемого интервала, глубины пропитки стенок призабойной зоны 15, величины пористости газового пласта и т.д.
Продавку разделительной пробки осуществляют водой или другой жидкостью с помощью насосного агрегата. По мере продвижения разделительной пробки вниз столб газа в колонне НКТ 13 сжимается и давление его возрастает. При достижении расчетного давления происходит срез седла 8 верхнего клапана 6, шаровой запорный орган 12 опускается вниз и размещается на седле 9 нижнего клапана 7.
Порция закрепляющего состава под действием сжатого в колонне НКТ 13 газа через сопла 3 патрубка 1 наносится на стенки призабойной зоны 15. Распыление закрепляющего состава через турбулизаторы и сопла 3 способствует его равномерному распределению по стенкам обрабатываемой призабойной зоны 15. При этом происходит капиллярная пропитка ее стенок.
Процесс продавки разделительной пробки продолжают и после истечения порции закрепляющего состава через сопла 3 сжатый в колонне НКТ 13 газ также выдавливается в заколонное пространство НКТ. Разделительная пробка входит в кольцевое сужение 16 осевого канала 5 патрубка 1 и прекращает свое перемещение. Резкое повышение давления на напорной линии насосного агрегата является сигналом для остановки процесса продавки разделительной пробки. Давление в заколонном пространстве НКТ после выхода в него сжатого газа увеличивается, что повышает эффективность капиллярной пропитки призабойной зоны 15 закрепляющим составом. После этого скважину оставляют в покое до момента, когда величина устьевого давления в заколонном пространстве НКТ вновь снизится до величины ранее отмеченного устьевого давления. После восстановления этого давления скважину пускают в эксплуатацию по заколонному пространству НК0т с дебитом, равным 0,2-0,4 от величины расчетного эксплуатационного дебита, до окончания срока полного затвердевания закрепляющего состава в пластовых условиях. Приток газа из пласта способствует минимальному ухудшению проницаемости призабойной зоны 15 и сокращает срок полного затвердевания закрепляющего состава.
После окончания срока полного затвердевания последнего скважину останавливают и возобновляют продавку разделительной пробки через кольцевое сужение 16 осевого канала 5 патрубка 1. Избыточное давление в колонне НКТ поднимают до величины пакерования и выдерживают в течение 15-20 мин. После завершения процесса пакерования увеличивают избыточное давление в колонне НКТ 13. Происходит срез седла 9 нижнего клапана 7. Шаровой запорный орган 12 и разделительная пробка отделяются от колонны НКТ 13 и опускаются на забой скважины. Давление в запорной линии насосного агрегата резко снижается и процесс продавки прекращают.
Скважину повторного осваивают и продувают до полной очистки призабойной зоны 15 от жидкой фазы. Затем скважину пускают в эксплуатацию по колонне НКТ 13 с расчетным дебитом.
Пример. Газовая скважина глубиной 1000 м обсажена эксплуатационной колонной ⊘ 168х9 мм до кровли продуктивного пласта мощностью 15 м. Диаметр ствола скважины в призабойной зоне составляет 215,9 мм. Продуктивный пласт представлен слабосцементированным песчаником с пористостью 20% Дебит скважины 150000 нм3/сут. при штуцере o 8 мм. Статическое устьевое давление 12 МПа, пластовое давление 15 МПА, пластовая температура 47oC. После задавки скважины и разрушения песчаной пробки ствол скважины в призабойной зоне расширили до диаметра 0,6 м. В скважину до кровли продуктивного пласта спустили колонну НКТ o 89х8 мм, оборудованную в нижней части двумя клапанами и патрубком с соплами. Верхний уровень размещения сопел совпадает с верхней частью призабойной зоны. Выше (на 15-20 м) на колонне НКТ установлен гидравлический пакер ПНЭМ-140 с якорем, а над ним разъединитель колонны, посадочный ниппель, циркуляционный и ингибиторный клапаны, телескопическое соединение и т.д.
После обвязки устья скважины и установки заливочной головки скважину промыли и освоили. После окончания продувки ее остановили, в колонну НКТ сбросили шаровой запорный орган и закачали 0,45 м3 закрепляющего состава. В качестве закрепляющего состава использовали водную эмульсию поливинилацетата с функциональными добавками для снижения вязкости и повышения смачиваемости. Применялся следующий закрепляющий состав:
50%-ная эмульсия поливинилацетата 40%
10%-ный пероксид водород 2%
ОП-7 0,01%
Вода остальное
После прекращения закачки закрепляющего состава скважину оставили в покое на 2 ч, чтобы порция закрепляющего состава перетекала в нижнюю часть колонны НКТ. Затем в колонну НКТ запустили упругую разделительную пробку и начли ее продавку водой. При достижении величины избыточного давления 1,5 МПа произошел срез верхнего клапана. Обработку призабойной зоны вели с постоянной производительностью насосного агрегата при избыточном давлении 3,0 МПа в колонне НК0т. По мере закачки воды величина избыточного давления в колонне НКТ постепенно уменьшалась. После закачки воды в объеме 4,25 м3 отметили посадку разделительной пробки в кольцевом сужении осевого канала патрубка и продавку прекратили. Устьевое давление в заколонном пространстве НКТ после выпуска в него сжатого газа из колонны НКТ увеличилось до 14,6 МПа. В течение последующих 1,5 ч устьевое давление вновь снизилось до 12 МПа. После этого скважину пустили в эксплуатацию по заколонному пространству НКТ с дебитом 30000 нм3/сут. В течение 6 ч дебит плавно увеличили до 60000 нм3/сут и в этом режиме эксплуатацию продолжали еще 12 ч, после чего скважину остановили. Затем возобновили продавку и подняли величину избыточного давления в колонне НКТ до 6-7 МПа для обеспечения срабатываемого пакера. После 20 мин выдержки для обеспечения качественной пакеровки увеличили избыточное давление в колонне НКТ до 12,5 МПа и произвели срез нижнего клапана. Отметив по резкому падению давления освобождение колонны НКТ от шарового запорного органа и разделительной пробки, продавку прекратили. Скважину продули через колонну НКТ со штуцером o 20 мм. После окончания продувки штуцер o 20 мм заменили на штуцер o 8 мм и скважину пустили в эксплуатацию с дебитом 150000 нм3/сут по колонне НКТ.
Формула изобретения: 1. Способ укрепления призабойной зоны газовой скважины, сложенной слабосцементированными коллекторами, включающий разрушение песчаной пробки, промывку ствола скважины, подъем бурильного инструмента и спуск колонны насосно-компрессорных труб с пакером, обвязку устья скважины и установку фонтанной арматуры, освоение скважины и пуск ее в эксплуатацию с расчетным дебитом по колонне насосно-компрессорных труб, остановку скважины, закачку в колонну насосно-компрессорных труб закрепляющего состава, его продавку насосным агрегатом, обработку закрепляющим составом призабойной зоны в интервале вскрытого продуктивного пласта, закачку в скважину газа, повторное освоение скважины и возобновление ее эксплуатации, отличающийся тем, что перед промывкой ствола скважины ее призабойную зону в интервале вскрытого продуктивного пласта расширяют, нижний конец колонны насосно-компрессорных труб перед спуском в скважину оборудуют двумя клапанами с возможностью их последовательного перекрытия сбрасываемым в колонну насосно-компрессорных труб шаровым запорным органом и размещенным между клапанами патрубком со сквозными радиальными каналами и кольцевым сужением в осевом канале, причем после остановки скважины отмечают установившееся устьевое давление и сбрасывают в колонну насосно-компрессорных труб шаровой запорный орган, при этом после закачки закрепляющего состава в колонну насосно-компрессорных труб скважину оставляют в покое на время перетока закрепляющего состава в нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб, а в качестве закачиваемого в скважину газа используют газ, находящийся в колонне насосно-компрессорных труб, причем его выпускают в заколонное пространство насосно-компрессорных труб из колонны этих труб с помощью разделительной пробки, которую пускают в колонну насосно-копрессорных труб после выдержки скважины в покое и продавливают до посадки в кольцевом сужении осевого канала патрубка, при этом перед возобновлением эксплуатации скважину выдерживают во времени до момента восстановления устьевого давления в заколонном пространстве насосно-компрессорных труб до величины отмеченного ранее устьевого давления, после чего скважину пускают в эксплуатацию по заколонному пространству насосно-компрессорных труб с дебитом 0,2 0,4 величины расчетного дебита на период времени до окончания срока затвердевания закрепляющего состава, затем ее пакируют и выдавливают разделительную пробку и шаровой запорный орган из колонны насосно-компрессорных труб на забой.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после обвязки устья скважины и установки фонтанной арматуры производят задавку в призабойную зону электроактивированной воды, а освоение скважины осуществляют после 3 4 ч выдержки в призабойной зоне закачанной порции электроактивированной воды.
3. Устройство для укрепления призабойной зоны газовой скважины, сложенной слабосцементированными коллекторами, содержащее связанный с нижним концом колонны насосно-компрессорных труб патрубок с осевым каналом и сквозными радиальными каналами, соединенные с патрубком верхний и нижний клапаны с корпусами и седлами и запорный орган, отличающееся тем, что патрубок выполнен со ступенчатой внутренней поверхностью и кольцевым сужением в верхней части, а его сквозные радиальные каналы выполнены в средней части под кольцевым сужением, при этом седла каждого из клапанов имеют вид разрезной цанги с перьями, установленной с возможностью ее осевого перемещения относительно корпуса и связанной с последним в ее крайнем верхнем положении срезными элементами, усилие среза которых в нижнем клапане превышает усилие среза в верхнем клапане, корпус каждого из которых имеет вид полого цилиндра со ступенчатой внутренней поверхностью и внутренней кольцевой проточкой под перья разрезной цанги в ее крайнем нижнем положении, а запорный орган выполнен в виде сбрасываемого с устья шара, который имеет возможность последовательного взаимодействия с седлами каждого из клапанов, причем диаметр шара меньше диаметра кольцевого сужения патрубка.
4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что оно снабжено соплами, размещенными в сквозных радиальных каналах патрубка с наружной стороны.
5. Устройство по пп. 3 и 4, отличающееся тем, что сквозные радиальные каналы в патрубке выполнены на нескольких уровнях по его длине, причем оси каналов каждого уровня смещены в горизонтальной плоскости относительно осей каналов смежных с ним уровней.
6. Устройство по пп.4 и 5, отличающееся тем, что оси сопел, размещенных в сквозных радиальных каналах патрубка, составляют с осью последнего прямой или острый угол.
7. Устройство по пп.4 6, отличающееся тем, что оно снабжено турбулизаторами потока в виде спирально изогнутых в осевом направлении пластин, причем ось закручивания пластины совпадает с осью сквозного радиального канала патрубка, при этом турбулизаторы установлены в сквозных радиальных каналах патрубка между соплом и осевым каналом патрубка.