Устройство для многостадийного гидравлического разрыва пласта
DEVICE FOR MULTI-STAGE HYDRAULIC FRACTURING

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для добычи нефти, и может быть использована при разработке нефтяных месторождений с использованием многостадийного гидравлического разрыва пласта, поинтервального освоения, кислотной обработке призабойной зоны за одну спуско-подъемную операцию.
Известен патент на изобретение RU №2731484 «Способ обработки нескольких интервалов продуктивного пласта за одну спускоподъемную операцию и устройство для его осуществления» (заявка 2019135220 от 01.11.2019, МПК Е21В 33/12, Е21В 43/25, опубл. 03.09.2020 бюл. 25). Устройство содержит установленные на НКТ верхний и нижний проходные пакеры для отделения и герметизации межпакерного пространства. Между пакерами установлен порт ГРП, клапан, расположенный под нижним проходным пакером и механический якорь, жестко соединенный с механическим перфоратором; корпус порта ГРП содержит перегородку, разделяющую его на две части, в одной из которых выполнены отверстия ГРП, а в другой части выполнены радиальные отверстия для гидравлической связи внутренней полости устройства под нижним проходным пакером с межпакерным затрубным пространством и расположен полый шток, проходящий сквозь внутреннюю полость нижнего проходного пакера; клапан включает корпус и подвижный полый шток, которые снабжены радиальными отверстиями; фиксация устройства в скважине механическим якорем устанавливает плотный контакт между всеми узлами устройства, расположенными под портом ГРП. Устройство может быть дополнительно снабжено механическим локатором муфт.
Недостатком известного устройства является то, что механический якорь, который является основным фиксирующим элементом, размещен в эксплуатационной колонне с минимальным кольцевым просветом. При попадании и скоплении в кольцевом просвете частиц механических примесей (проппант, окалина, забойная грязь) возникает большой риск заклинивания, повреждения устройства и последующей аварии в скважине. Подача жидкости в перфоратор производится через малые отверстия в полом штоке клапана, а в случае попадания в полый шток песка возникает риск аварии из-за заклинивания перфоратора, что ведет к износу устройства.
Известен патент на полезную модель RU №142704 «Скважинная компоновка для проведения селективного гидроразрыва пласта» (заявка 2012145684 от 25.10.2012, МПК Е21В 43/26, опубл. 27.06.2014 бюл. №18) содержит смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) сверху вниз корпус струйного насоса с проходным каналом 5 с возможностью установки в корпусе рабочей вставки (вставного струйного насоса), пакер и отверстие для закачки жидкости гидроразрыва. Компоновка содержит дополнительный пакер, смонтированный на НКТ ниже первого пакера, с возможностью установки пакеров выше и ниже намечаемого для гидроразрыва интервала пласта. Отверстие для закачки жидкости гидроразрыва выполнено между пакерами в виде специального окна (порта). Скважинная компоновка также содержит нагнетательные переводники, количеством которых определяется расстояние между пакерами и ограничительные кольца, предохраняющие герметизирующие элементы пакеров. Устройство снабжено автономным прибором для регистрации температуры, давления и иных показателей.
Недостатком устройства является ограниченное количество использования переводников, в связи с невозможностью достаточного центрирования устройства при разнесении пакеров на большее расстояние, и как следствие повышение аварийности и невозможность проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта.
Известен патент на полезную модель RU №204531 «Устройство для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта» (заявка 2020138098 от 19.11.2020, МПК Е21В 33/122, Е21В 43/26, опубл. 28.05.2021 бюл. №16) содержит перфоратор, локатор муфт, механический якорь, распорную втулку, нижний проходной пакер, запорный клапан, порт ГРП, верхний проходной пакер и центратор. Механический якорь предназначен для фиксации устройства в скважине с целью предотвращения соскальзывания скважинного оборудования. Механический якорь содержит полый корпус с радиальными отверстиями и установленными в верхней части выдвигаемыми анкерными элементами, которые при активации якоря зацепляются за стенку эксплуатационной колоны. Кроме того, на внутренней поверхности корпуса выполнен паз, в котором установлен палец. В полом корпусе механического якоря размещен ствол, на внешней поверхности которого выполнен фигурный паз и винтовые канавки. С фигурным пазом контактирует палец, установленный в корпусе. Верхний проходной пакер и нижний проходной пакер снабжены чашечными эластичными элементами. Между проходными пакерами и размещены порт ГРП и запорный клапан. Порт ГРП представляет собой полый цилиндр с окнами, которые снабжены твердосплавным покрытием - наплавом.
Недостатками устройства является то, что при размещении запорного клапана между нижним проходным пакером, снабженным чашечными эластичными элементами, и портом ГПР повышается риск аварии в скважине. Также при производстве гидроразрыва пласта и после производства работ по обработке пласта происходит выпадение в осадок частиц смеси, например, расклинивающего агента (проппант). Под высоким давлением происходит спрессовывание расклинивающего агента в окна корпуса запорного клапана, что влечет заклинивание при его переключении в открытое положение, и попадание частиц оседания между чашечными эластичными элементами и эксплуатационной колонной, что приводит к разрыву чашек и последующей аварии.
Задачей заявляемого технического решения является создание простого устройства и увеличение срока его эксплуатации, с сокращением времени на выполнение обработки нескольких интервалов продуктивного пласта и количества спускоподъемных операций, снижением аварийности при эксплуатации.
Техническим результатом изобретения является разработка устройства позволяющей проводить многостадийный гидравлический разрыв пласта за одну спускоподъемную операцию, снижение риска заклинивания и износа устройства.
Сокращение времени, затраченное на выполнение обработки, и повышение эффективности воздействия на отдельные пласты, осуществляется за счет проведения перфорации интервалов предполагаемых стадий многостадийного гидравлического разрыва пласта за одну спускоподъемную операцию с применением прокалывающей перфорации, поинтервального освоения и кислотной обработки призабойной зоны в наклонно-направленных, горизонтальных скважинах.
Технический результат достигается тем, что устройство для многостадийного гидравлического разрыва пласта содержит верхний и нижний пакеры, порт ГПР, клапан, якорь, локатор муфт, прокалывающее устройство. Верхний чашечный пакер и нижний чашечный пакер имеют не менее двух конусообразных чашечных манжет, а нижний чашечный пакер снабжен отверстиями в верхней части. Расстояние между верхним чашечным пакером и нижним чашечным пакером разносится, для подбора оптимального расстояния между пакерами для обработки нужных интервалов пласта переводником, состоящим из последовательно установленных центратора и переводника для разноса пакеров, с завершающим последовательность центратором. Количество центраторов и переводников для разноса пакеров, жестко соединенных, определяется геологическими условиями скважины, и размещаются на расстоянии от 10 метров до 250 метров. Переводник имеет не менее двух центраторов и одного переводника для разноса пакеров. Циркуляционный клапан имеющий ограничительное ребро в верхней части полого штока соприкасается с кольцевой проточкой, расположенной вдоль на внутренней плоскости нижней и верхней части корпуса циркуляционного клапана, препятствующей попаданию закачиваемого агента в контурный паз циркуляционного клапана. Скважинный контейнер выполнен с размещенным в нем автономным прибором, считывающийся после всех операций. Магнитный уловитель содержит цилиндрический корпус с равнопроходной внутренней полостью, причем снаружи корпуса выполнены отверстия для вставки магнитов, фиксирующиеся стопорным кольцом. Локатор муфт, центратор, порт для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями покрыты внутри и снаружи никелевым слоем толщиной от 1 до 100 мкм. Струйный насос выполнен с возможностью сброса рабочей вставки.
Устройство для многостадийного гидравлического разрыва пласта имеет конструктивное решение с последовательно установленными на колонне насосно-компрессорных труб сверху вниз струйный насос, центратор, верхний чашечный пакер, переводники с последовательно расположенными центраторами и переводниками, порт для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями, циркуляционный клапан, нижний чашечный пакер, скважинный контейнер с автономным прибором, механический якорь, локатор муфт, магнитный уловитель, прокалывающее устройство.
Узлы устройства для многостадийного гидравлического разрыва пласта имеют следующее расположение струйный насос устанавливается ниже центратора, центратор устанавливается выше струйного насоса и ниже верхнего чашечного пакера, верхний чашечный пакер устанавливается выше центратора и ниже центратора для разноса пакеров переводника, нижний чашечный пакер устанавливается выше циркуляционного клапана и ниже скважинного контейнера с автономным прибором, переводник устанавливается выше верхнего чашечного пакера и ниже порта для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями, переводник для разноса пакеров устанавливается между центраторами для разноса пакеров, порт для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями устанавливается выше переводника и ниже циркуляционного клапана, циркуляционный клапан устанавливается выше порта для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями и ниже нижнего чашечного пакера, скважинный контейнер с автономным прибором устанавливается выше нижнего чашечного пакера и ниже механического якоря, механический якорь устанавливается выше скважинного контейнера с автономным прибором и ниже локатора муфт, локатор муфт устанавливается выше механического якоря и ниже магнитного уловителя, магнитный уловитель устанавливается выше локатора муфт и ниже прокалывающего устройства, прокалывающее устройство устанавливается выше магнитного уловителя.
Устройство для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта поясняется чертежами.
На фиг. 1 изображен общий вид устройства для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта.
На фиг. 2 изображен увеличенный вид переводников
На фиг. 3 изображен продольный разрез механического якоря и фигурный паз
На фиг. 4 изображен продольный разрез магнитного уловителя
На фиг. 5 изображен продольный разрез циркуляционного клапана
На фиг. 6 изображено прокалывающее устройство
На фиг. 1-6 изображены:
1 - струйный насос
2 - центратор
3 - верхний чашечный пакер
4 - переводник
5 - порт для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями
6 - циркуляционный клапан
7 - нижний чашечный пакер
8 - скважинный контейнер с автономным прибором
9 - механический якорь
10 - локатор муфт
11 - магнитный уловитель
12 - прокалывающее устройство
13 - корпус струйного насоса
14 - проходной канал струйного насоса
15 - рабочая вставка струйного насоса
16 - чашечный манжет
17 - переводник для разноса пакеров
18 - центратор для разноса пакеров
19 - отверстия циркуляционного клапана
20 - контурный паз циркуляционного клапана
21 - полый шток циркуляционного клапана
22 - проходной канал циркуляционного клапана
23 - ограничительные ребра полого штока
24 - кольцевая проточка циркуляционного клапана
25 - корпус циркуляционного клапана
26 - отверстия полого штока
27 - полый корпус механического якоря
28 - кулачки механического якоря
29 - наружная рифленая поверхность механического якоря
30 - внутренняя коническая поверхность кулачков механического якоря
31 - конус механического якоря
32 - ребро корпуса механического якоря.
33 - палец корпуса механического якоря
34 - фигурный паз полого корпуса механического якоря
35 - корпус локатора муфт
36 - плашки локатора муфт
37 - рессорная пружина локатора муфт
38 - кольцевой канал корпуса локатора муфт
39 - цилиндрический корпус магнитного уловителя
40 - внутренняя полость магнитного уловителя
41 - отверстия магнитного уловителя
42 - стопорное кольцо магнитного уловителя
43 - форсунки прокалывающего перфоратора
44 - пробойники прокалывающего перфоратора
45 - поршень прокалывающего перфоратора
46 - клин прокалывающего перфоратора
47 - внутренняя полость полого штока
Устройство для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта содержит последовательно смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) сверху вниз следующие основные узлы: струйный насос 1, центратор 2, верхний чашечный пакер 3, переводники 4, порт для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями 5, циркуляционный клапан 6, нижний чашечный пакер 7, скважинный контейнер с автономным прибором 8, механический якорь 9, локатор муфт 10, магнитный уловитель 11, прокалывающее устройство 12.
Насос, например струйный выполненный с возможностью сброса рабочей вставки 15 (например, npogs.ru/struynye-neftyanye-nasosy-ueos) предназначенный для проведения гидродинамических исследований скважины с целью оценки первоначального и заключительного состояния прискважинной зоны пласта путем записи и расшифровки кривой восстановления давления (КВД). Запись и сравнение гидродинамических параметров может проводиться при различных депрессиях на пласт. Струйный насос 1 состоящий из корпуса 13 с проходным каналом 14 и рабочей вставки 15, установленной в корпусе 13. Струйный насос 1 устанавливается ниже центратора 2. Струйный насос 1 соединен с центратором 2 резьбовым соединением.
Центратор 2 состоит из полого корпуса, образующий внутренний канал. Центратор 2 снабжен наружными продольными выступами на всю длину полого корпуса и изготовлен из высокопрочной стали не менее Р-110 по API 5СТ. Центратор 2 покрыт внутри и снаружи никелевым слоем, толщина которого может варьироваться от 1 до 100 мкм. Центратор 2 предназначен для стабилизации устройства при изменении направления ствола скважины. Центратор 2 устанавливаетсян выше струйного насоса 1 и ниже верхнего чашечного пакера 3, создавая гидравлическую связь между узлами. Центратор 2 соединен со струйным насосом 1 и верхним чашечным пакером 3 резьбовым соединением.
Верхний чашечный пакер 3 и нижний чашечный пакер 7 предназначены для герметичного и надежного разобщения требуемых интервалов ствола эксплуатационной колонны и защиты ее от динамического и агрессивного воздействия рабочей среды в процессе проведения обработки пластов. Верхний чашечный пакер 3 и нижний чашечный пакер 7 состоят из корпуса с осевым каналом и имеют не менее двух чашечных манжет 16. Чашечные манжеты 16 конусообразной формы и изготовлены из эластомеров высокого качества. Чашечные манжеты 16 закреплены расширяющимися частями вдоль оси потока жидкости и установлены с возможностью центровки вдоль оси корпуса. Нижний чашечный пакер 7 (например abmsg.ru/product/paker-mekhanicheskiy/paker-dlya-grp/paker-chashechnyy-abm-pe-3m) дополнительно предназначен для разделения в стволе скважины разных частей кольцевого пространства и снабжен отверстиями (проходными каналами) в верхней части для обеспечения доступа жидкости и работы прокалывающего устройства 12. Верхний чашечный пакер 3 и нижний чашечный пакер 7 обеспечивают отделение и герметизацию интервала пласта от затрубного пространства. Верхний чашечный пакер 3 устанавливается выше центратора 2 и ниже центратора для разноса пакеров 18 переводника 4. Верхний чашечный пакер 3 соединен с центратором 2 и центратором для разноса пакеров 18 переводника 4 резьбовым соединением. Нижний чашечный пакер 3 устанавливается выше циркуляционного клапана 6 и ниже скважинного контейнера с автономным прибором 8. Нижний чашечный пакер 3 соединен с циркуляционным клапаном 6 и скважинным контейнером с автономным прибором 8 резьбовым соединением. Между верхним и нижним чашечными пакерами 3,7 установлены переводник 4, порт для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями 5, циркуляционный клапан 6.
Для подбора оптимального расстояния между пакерами для обработки нужных интервалов пласта устройство содержит переводник 4, состоящий из последовательно установленных центратора для разноса пакеров 18 и переводника для разноса пакеров 17, с завершающим последовательность центратором для разноса пакеров 18. Переводник для разноса пакеров 17 предназначен для разнесения верхнего чашечного пакера 3 и нижнего чашечного пакера 7, и относится к насосно-компрессорным трубам (НКТ) прочности не менее Р-110 по API 5СТ. Центратор для разноса пакеров 18 предназначен для стабилизации устройства при изменении направления ствола скважины при разнесении верхнего чашечного пакера 3 и нижнего чашечного пакера 7. В качестве центратора для разноса пакеров 18 может быть использован например, центратор соответствующий центратору 2. Количество центраторов для разноса пакеров 18 и переводников для разноса пакеров 17 определяется геологическими условиями скважины и располагаются на расстоянии от 10 метров до 250 метров. Таким образом расстояние между верхним чашечным пакером 3 и нижним чашечным пакером 7 разносится для подбора оптимального расстояния между пакерами для обработки нужных интервалов пласта. При достижении необходимого расстояния для разнесения верхнего чашечного пакера 3 и нижнего чашечного пакера 7, завершающим после последовательно расположенных центратора для разноса пакеров 18 и переводника для разноса пакеров 17, устанавливается центратор для разноса пакеров 18. Минимальное количество в устройстве центраторов для разноса пакеров 18 не менее двух и один переводник для разноса пакеров 17. Переводник для разноса пакеров 17 устанавливается между центраторами для разноса пакеров 18. Переводник для разноса пакеров 17 и центратор для разноса пакеров 18 жестко соединены резьбовым соединением, создавая между собой гидравлическую связь. Первый и последний центраторы для разноса пакеров 18 переводника 4 соединены соответственно с верхним чашечным пакером 3 и портом для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями 5 резьбовым соединением. Таким образом переводник 4 из центраторов для разноса пакеров 18 и переводников для разноса пакеров 17 устанавливается выше верхнего чашечного пакера 3 и ниже порта для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями 5.
Порт для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями 5 изготовлен из стали высокой прочности не менее Р-110 по API 5СТ (например, 12Х18Н10Т) и для снижения износа поверхностей внутренних полости, на которые воздействует рабочая смесь для обработки интервалов пласта содержащая абразивные частицы, агрессивные, кислотные среды, покрыт по периметру твердосплавным покрытием внутри и снаружи никелевым слоем, толщина которого может варьироваться от 1 до 100 мкм. Порт для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями 5 снабжен равнопроходным каналом, обеспечивающий гидравлическую связь с переводниками 4. Порт для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями 5 устанавливается выше переводника 4 и ниже циркуляционного клапана 6. Порт для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями 5 соединен с переводником 4 и циркуляционным клапаном 6 резьбовым соединением.
Циркуляционный клапан 6 содержит корпус 25 снабженный отверстиями 19 по кругу для обеспечения вывода рабочей смеси с металлической стружкой, заколонного цементного камня и примесей продуктивного пласта в затрубное пространство. Циркуляционный клапан 6 на внутренней плоскости в верхней части корпуса 25 имеет контурный паз 20, выполненный вдоль корпуса 25, и полый шток 21 с проходным каналом 22, выполненный вдоль полого штока 21. Полый шток 21 имеет отверстия 26 и внутреннюю полость 47. Полый шток 21 в нижней и в верхней части оснащен ограничительным ребром 23. Ограничительное ребро 23 в верхней части полого штока 21 соприкасается с кольцевой проточкой 24 расположенной вдоль на внутренней плоскости нижней и верхней части корпуса 25 циркуляционного клапана 6. При движении полого штока 21 до ограничительного ребра 23, расположенного в нижней части корпуса 25, отверстия 19 корпуса 25, совпадают с отверстиями 26 полого штока 21, обеспечивая гидравлическую связь внутренних каналов устройства с затрубным пространством, при этом циркуляционный клапан 6 находится в открытом положении. Отверстия 19 перекрыты когда циркуляционный клапан 6 находится в закрытом положении. Кольцевая проточка 24 циркуляционного клапана 6 препятствует попаданию закачиваемого агента (проппант) в контурный паз 20 циркуляционного клапана 6. Циркуляционный клапан 6 является запирающим элементом и перемещается параллельно оси потока рабочей среды. Циркуляционный клапан 6 размещен в корпусе нижнего чашечного пакера 7 для достижения уменьшения расстояния между портом для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями 5 и нижним чашечным пакером 7. Циркуляционный клапан 6 устанавливается выше порта для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями 5 и ниже нижнего чашечного пакера 7. Циркуляционный клапан 6 соединен с портом для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями 5 и нижнем чашечным пакером 7 резьбовым соединением.
Скважинный контейнер с автономным прибором 8 (например, контейнер скважинный КАП-73 ecolite-st.ru/product/kontejner-skvazhinny), предназначенным для измерения и регистрации значений давления, температуры, расхода жидкости, интегрального уровня гамма-излучения и записи измеренных данных во внутреннюю энергонезависимую память, считывающихся после всех операций. Скважинный контейнер с автономным прибором 8 соединен с нижним чашечным пакером 7 и механическим якорем 9 резьбовым соединением. Скважинный контейнер с автономным прибором 8 устанавливается выше нижнего чашечного пакера 7 и ниже механического якоря 9.
Механический якорь 9 состоит из полого корпуса 27 и установленными выдвигаемыми кулачками 28, выполненными с рифленой наружной поверхностью 29 и внутренней конической поверхностью 30, направленной в сторону конуса 31. Выдвигаемые кулачки 28 предназначены для фиксации устройства в эксплуатационной колонне. С наружной части полого корпуса 27 механического якоря 9 выполнено ребро 32, в котором установлен палец 33. На внешней поверхности полого корпуса 27 выполнен узорный паз 34. С фигурным пазом 34 контактирует палец 33, установленный в корпусе 27 механического якоря 9. При перемещении пальца 33 по фигурному пазу 34 корпус механического якоря 9 перемещается относительно корпуса 27. Механический якорь 9 предназначен для создания опоры на стенку эксплуатационной колонны при работе. Механический якорь 9 устанавливается выше скважинного контейнера с автономным прибором 8 и ниже локатора муфт 10. Механический якорь 9 соединен со скважинным контейнером с автономным прибором 8 и локатором муфт 10 резьбовым соединением.
Локатор муфт 10 выполнен из высокопрочной стали группы прочности Р-110 по API 5СТ и покрыт внутри и снаружи никелевым слоем толщиной слоя от 1 до 100 мкм. Локатор муфт 10 содержит корпус 35, снаружи корпуса 35 плашки с выступами 36, рессорную пружину 37, во внутренней части корпуса 35 кольцевой канал 38. Локатор муфт 10 предназначен для определения местоположения соединительных муфт обсадной колонны с использованием колонны НКТ для корреляции глубины спуска НКТ с истинной глубиной скважины, для избирательной обработки пласта для выхода на заданный интервал перфорации. Локатор муфт 10 устанавливается выше механического якоря 9 и ниже магнитного уловителя 11. Локатор муфт 10 соединен с механическим якорем 9 и магнитным уловителем 11 резьбовым соединением.
Магнитный уловитель 11 представляет собой цилиндрический корпус 39 с равнопроходной внутренней полостью 40. Снаружи корпуса магнитного уловителя И выполнены отверстия 41 для вставки сверхмощных магнитов (например, неодимовый магнит диск 3x2 мм, N35H), фиксирующиеся стопорным кольцом 42. Магнитный уловитель 11 предназначен для ориентирования отклоняющей компоновки на забое, для сбора металлической стружки при спуске и проведении работ. Магнитный уловитель 11 соединен с локатором муфт 10 и прокалывающим устройством 12 резьбовым соединением. Магнитный уловитель 11 устанавливается выше локатора муфт 10 и ниже прокалывающего устройства 12.
В качестве прокалывающего устройства 12 используется гидромеханический прокалывающий перфоратор имеющий намывные форсунки 43 с пробойниками 44, поршень 45 с клином 46, производящий перфорацию обсадной колонны в интервалах обработки продуктивного пласта. Прокалывающее устройство 12 предназначено для вскрытия пласта, путем прокола обсадной колонны, обеспечивает установку и расположение устройства к интервалу пласта, подвергающийся перфорации. Прокалывающее устройство 12 устанавливается выше магнитного уловителя 11, и соединен с магнитным уловителем 11 резьбовым соединением.
Узлы устройства соединены резьбовым соединением согласно ГОСТ 633-80, что обеспечивает гидравлическую связь между узлами устройства, и позволяет беспрепятственно осуществлять обработку пластов. Внутренние полости узлов устройства сообщаются и образуют единый канал.
Устройство имеет конструктивное решение, обеспечивающее проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта, и последовательно расположенные на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) сверху вниз струйный насос 1, центратор 2, верхний чашечный пакер 3, переводник 4 (центратор для разноса пакеров 18 и переводник для разноса пакеров 17), порт для закачки жидкости обработки пластов с отверстиями 5, циркуляционный клапан 6, нижний чашечный пакер 7, скважинный контейнер с автономным прибором 8, механический якорь 9, локатор муфт 10, магнитный уловитель 11, прокалывающее устройство 12.
Устройство для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта работает следующим образом.
Устройство для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта монтируют на устье скважины, соединив с колонной НКТ. Осуществляют спуск устройства для проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта в скважину на колонне НКТ до намечаемого интервала обработки пласта для проведения перфорации и гидравлического разрыва пласта. При спуске верхний чашечный пакер 3 и нижний чашечный пакер 7 находятся в транспортном положении, циркуляционный клапан 6 находится в закрытом положении, механический якорь 9 не активирован при этом полый шток 21, расположен в нижней части контурного паза 20 корпуса 25. Производится установка верхнего чашечного пакера 3 выше выбранного интервала, и нижнего чашечного пакера 7 ниже выбранного интервала.
Через колонну НКТ осуществляется подача рабочей смеси во внутреннюю полость устройства. Рабочая жидкость проходит через центратор 2, верхний чашечный пакер 3, через порт для закачки жидкости обработки пластов 5 выходит в межпакерное пространство, приводя в рабочее положение нижний чашечный пакер 7 и герметизируя пространство между верхним и нижним чашечными пакерами. Под действием давления рабочей смеси полый шток 21 циркуляционного клапана 6 выдвигается перемещением параллельно оси потока рабочей жидкости. Циркуляционный клапан 6 переходит в открытое положение, при этом отверстия 26 полого штока 21 совмещаются с отверстиями 19 корпуса 25 циркуляционного клапана 6, давая доступ рабочей смеси во внутренние каналы устройства. Из межпакерного пространства рабочая смесь через открытый циркуляционный клапан 6 поступает во внутреннюю полость 47 полого штока 21, активируя прокалывающее устройство 12. Под действием давления в прокалывающем устройстве 12 приводится в действие поршень 44 с клином 45 и намывные форсунки 43 с пробойниками 44, осуществляется перфорация эксплуатационной колонны.
Возникающая при перфорации металлическая стружка, заколонный цементный камень, примеси продуктивного пласта, смешиваются с рабочей смесью, находящейся в затрубном пространстве. Эта смесь через отверстия 19 и отверстия 26 попадает во внутреннюю полость 47 полого штока 21 и снова с потоком смеси попадает в затрубное пространство. Возникающее постоянное движение рабочей смеси с металлической стружкой, заколонным цементным камнем, примесями продуктивного пласта, смешиваются не допускает скопление рабочей смеси с примесями в зоне перфорации, что предотвращает заклинивание механического якоря 9.
По завершению осуществления перфорации эксплуатационной колонны, подачу рабочей смеси останавливают, устройство переводят в транспортное положение и перемещают параллельно оси потока рабочей среды.
Продольным перемещением, параллельно оси потока рабочей среды, межпакерную зону устанавливают напротив интервала, осуществившей ранее перфорации продуктивного пласта, и приводят в действие механический якорь 9. Кулачки 28 выдвигаются и упираются рифленой наружной поверхностью 29, прижимаясь к стволу внешней колонны, и фиксируют устройство в эксплуатационной колонне. При этом полый шток 21 циркуляционного клапана 6 перемещаются выше отверстий 19, параллельно оси потока рабочей жидкости, что осуществляет закрытие циркуляционного клапан 6.
Осуществление обработки интервалов продуктивного пласта производят через колонну НКТ подачей рабочей смеси.
Непосредственно по завершению обработки пласта производится обратная промывка скважины для вымыва частиц оседания смеси, например, расклинивающего агента (проппант). Для этого сбрасывают рабочую вставку 15, которая устанавливается в проходной канал 14 корпуса 13 струйного насоса 1. Насосным агрегатом на поверхности, например, ЦА-320 или аналогом, в затрубное пространство (при открытых трубах) закачивают рабочую жидкость (техническую воду). Под струйным насосом 1, создается депрессия, возникает движение жидкости наверх. В результате создания скорости движения жидкости, необходимой для подъема проппанта, производится откачка остатков расклинивающего агента (проппанта) и жидкости для обработки пласта из НКТ и интервала обработки пласта способом гидроразрыва пласта.
По окончании процесса очистки верхний чашечный пакер 3 и нижний чашечный пакер 7 приводятся в транспортное положение. Устройство переводят в транспортное положение и осуществляют извлечение из скважины поднятием НКТ.
В процессе работы устройства автономным прибором 8, расположенным в скважинном контейнере, регистрируются и измеряются значения давления, температуры, расхода жидкости, интегрального уровня гамма-излучения, и после всех операций прибор считывается.
Таким образом, заявляемое устройство позволяет обеспечить проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта за одну спуско-подъемную операцию за счет создания простого устройства обеспечивающее увеличение срока эксплуатации и сокращения времени на выполнение обработки нескольких интервалов продуктивного пласта, снижением аварийности при эксплуатации.