СИСТЕМА ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА И ОСУЩЕСТВЛЯЕМЫЙ С ЕЁ ПОМОЩЬЮ СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА (ВАРИАНТЫ)
SYSTEM OF DOWNHOLE EQUIPMENT FOR HYDRAULIC FRACTURING AND METHOD OF CONDUCTING HYDRAULIC FRACTURING (VERSIONS)

Область техники
Группа изобретений относится к внутрискважинному оборудованию для проведения гидравлического разрыва пласта для добычи нефти и газа и предлагает способ удаления из скважины жидкости гидроразрыва и проппанта после выполнения операции гидравлического разрыва пласта (ГРП).
Уровень техники
Гидравлический разрыв пласта (именуемый также «гидроразрыв», «ГРП») является методом добычи природного газа и нефти, при котором жидкости гидроразрыва с добавленными в них твердыми материалами (как правило, песком или абразивными частицами, известными как «проппанты») под давлением вводятся в скважину для разрыва подземных пород, чтобы таким образом высвободить из пород природный газ и нефть для добычи.
Обычной проблемой при проведении ГРП является то, что некоторая часть жидкости гидроразрыва остается в скважине после завершения процесса ГРП. Жидкость гидроразрыва, оставшаяся в скважине, может привести к заклиниванию нижней части компоновки ГРП; это усложняет ее извлечение после завершения гидравлического разрыва. Вместо этого было бы желательно удалять ненужную жидкость гидроразрыва с проппантом из скважины для предотвращения проблемы с застреванием.
Заявляемая группа изобретений предлагает ряд подходов для удаления остаточной жидкости гидроразрыва из скважины после завершения процесса гидравлического разрыва.
Сущность изобретения
Предлагается система внутрискважинного оборудования для гидроразрыва пласта, которая включает промывочный порт и струйный насос и позволяет осуществить два разных способа ГРП с удалением остаточной жидкости гидроразрыва из скважины после завершения операции ГРП. Согласно предпочтительным вариантам реализации изобретения, струйный насос и промывочный порт могут быть использованы для очистки области между верхним и нижним пакером. Согласно другим предпочтительным вариантам реализации изобретения, клапанная муфта над верхним пакером может быть использована для очистки области над верхним пакером.
Согласно одному из предложенных вариантов реализации, настоящее изобретение в части устройства предоставляет собой систему для выполнения гидравлического разрыва пласта, содержащую: (а) продольно расположенную компоновку, смонтированную на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ); (б) нижний пакер на продольно расположенной компоновке; (в) промывочный порт, расположенный над нижним пакером на продольно расположенной компоновке; (г) порт ГРП, расположенный над промывочным портом на продольно расположенной компоновке; (д) верхний пакер, расположенный над портом ГРП на продольной компоновке; (е) клапанную муфту, расположенную над верхним пакером продольной компоновки; и (ж) вставной струйный насос с возможностью установки на посадочное место, расположенное над клапанной муфтой на продольной компоновке. И промывочный порт, и порт ГРП оба могут быть открыты с помощью сброса шаров (с применением шаров разных размеров). Гидроразрыв выполняется путем: (а) размещения продольно расположенной компоновки ГРП в скважине; (б) активирования верхнего и нижнего пакеров на продольно расположенной компоновке, что приводит к герметизации секции скважины между верхним и нижним пакерами; (в) открытия порта ГРП на компоновке между верхним и нижним пакерами; (г) подачи жидкости гидроразрыва с проппантом под давлением через продольно расположенную компоновку в порт ГРП, что приводит к разрыву пород, окружающих скважину; и затем выносу нефти и газов из разорванных пород через порт гидравлического разрыва и вверх через продольно расположенную компоновку.
После выполнения ГРП предлагаемая система может быть использована двумя разными способами для удаления любой остаточной жидкости гидроразрыва и содержащегося в ней проппанта, по-прежнему находящихся между верхним и нижним пакерами. Оба этих способа включают подачу в скважину жидкости по давлением (чистящей жидкости) для вымывания остатков жидкости гидроразрыва с проппантом, находящейся либо внутри колонны НКТ над верхним пакером, либо в интервале скважины, изолированном между верхним и нижним пакерами.
Согласно первому способу, остаточная жидкость гидроразрыва с проппантом, расположенные между верхним и нижним пакерами, выталкиваются в промывочный порт, расположенный непосредственно над нижним пакером, и затем возвращаются на поверхность земли через НКТ. Первый способ включает следующие действия: (а) открытие байпаса на верхнем пакере для попадания чистящей жидкости в межпакерный интервал; (б) подрыв (разгерметизацию) верхнего пакера; и затем (в) создание давления в скважине с проталкиванием чистящей жидкости вниз в обход разгерметизированного верхнего пакера в открытый интервал между верхним и нижним пакерами. Это, в свою очередь, приводит к проталкиванию остаточной жидкости гидроразрыва с проппантом, расположенной между верхним и нижним пакерами, в промывочный порт (который расположен непосредственно над нижним пакером). Оставшаяся жидкость гидроразрыва и проппант затем поднимаются по НКТ компоновки и выходят из скважины, таким образом удаляется оставшаяся жидкость гидроразрыва с проппантом, расположенная между верхним и нижним пакерами (по мере того, как остаточная жидкость гидроразрыва замещается чистящей жидкостью). С течением времени, по мере того, как большее количество чистящей жидкости вводится в скважину, она постепенно заместит оставшуюся жидкость гидроразрыва. В конечном итоге чистящая жидкость выйдет на поверхность земли. В различных вариантах реализации изобретения также может быть использован струйный насос для создания всасывания между верхним и нижним пакерами, таким образом извлекая всю оставшуюся жидкость гидроразрыва и проппант, находящиеся между верхним и нижним пакерами. При необходимости перед этапом открытия байпаса в верхнем пакере клапанная муфта над верхним пакером может быть открыта, и в скважине может быть создано давление для удаления любой жидкости гидроразрыва и проппанта, расположенных внутри компоновки в НКТ над верхним пакером. Согласно описанному первому способу, порт ГРП открывается (для гидроразрыва) после того, как был открыт промывочный порт.Затем, перед удалением остаточной жидкости гидроразрыва порт гидравлического разрыва затем закрывается, а промывочный порт остается открытым. Предпочтительно, чтобы и порт гидравлического разрыва и промывочный порт открывались путем сброса шара, причем шар для промывочного порта должен быть меньше, чем шар для порта ГРП.
Согласно второму способу пространство между пакерами очищается преимущественно с помощью струйного насоса, сбрасываемого в компоновку после проведения гидроразрыва. При этом, согласно второму варианту способа, пространство над верхним пакером предварительно очищается с помощью клапанной муфты. Остаточная жидкость гидроразрыва с проппантом, расположенная в этой зоне, препятствует сбросу модуля струйного насоса на посадочное место. Очистка при помощи клапанной муфты дает возможность гарантировать освобождение посадочного места от проппанта для приема в него вставного модуля струйного насоса. Способ предпочтительно начинается со следующих шагов: (а) открытие клапанной муфты над верхним пакером; и затем (б) создание давления в скважине (например, с помощью чистящей жидкости). В результате чистящая жидкость будет проталкиваться в клапанную муфту (расположенную непосредственно над верхним пакером). Затем жидкость ГРП, находящаяся в НКТ на уровне клапанной муфты и выше, будет замещаться поступающей чистящей жидкостью и проталкиваться вверх по НКТ на поверхность. После очистки интервала НКТ над верхним пакером клапанная муфта закрывается, после чего в компоновку сбрасывается вставной струйный насос. Затем в скважину подается давление. Прохождение жидкости через струйный насос создаст всасывающую силу, которая будет передана вниз по НКТ до открытого промывочного порта (находящегося над нижним пакером). В результате созданного таким образом всасывания любая оставшаяся жидкость гидроразрыва с проппантом, находящаяся между верхним и нижним пакерами, будет удалена. Преимуществом предложенной системы оборудования и осуществляемых с ее помощью способов для удаления остаточных жидкостей гидроразрыва (и проппантов, содержащихся в них) из скважины после гидравлического разрыва (техническим результатом) является то, что она упрощает удаление компоновки для ГРП из скважины, позволяет сделать это быстро и легко, таким образом ускоряя весь процесс и снижая риск аварийных ситуаций. Данная система позволяет в кратчайшие сроки очистить скважину после ГРП от незакрепившегося проппанта и сразу же начать освоение скважины.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1А представляет собой боковой вид настоящей системы в скважине.
Фиг. 1В представляет собой блок-схему движения жидкостей во время проведения гидравлического разрыва пласта.
Фиг. 1С представляет собой блок-схему движения жидкостей во время удаления остаточной жидкости гидроразрыва и проппанта согласно первому способу.
Фиг. 1D представляет собой блок-схему движения жидкостей во время удаления остаточной жидкости гидроразрыва и проппанта согласно второму способу. Он иллюстрирует очистку межпакерного пространства с помощью струйного насоса.
Фиг. 1Е является блок-схемой, демонстрирующей предварительное удаление жидкости гидроразрыва над верхним пакером перед удалением жидкости гидроразрыва между верхним и нижним пакерами согласно первому или второму способу.
Фиг. 2 включает последовательные виды А-Е устройства в разрезе, показывающие работу
порта гидравлического разрыва и промывочного порта до, во время и после гидроразрыва,
согласно одной из предпочтительных реализаций способа.
Фиг. 3 является боковым видом в разрезе корпуса струйного насоса.
Фиг. 4 является боковым видом в разрезе клапанной муфты.
Фиг. 5 является боковым видом в разрезе верхнего пакера перед запуском.
Фиг. 6 является боковым видом в разрезе порта гидравлического разрыва перед
гидроразрывом.
Фиг. 7 является боковым видом в разрезе промывочного порта и нижнего пакера перед запуском нижнего пакера.
Фиг. 8 является боковым видом в разрезе верхнего пакера после запуска.
Фиг. 9 является боковым видом в разрезе промывочного порта и нижнего пакера после
запуска нижнего пакера.
Фиг. 10 является боковым видом в разрезе верхнего пакера после запуска, показывающим фиксирующую плашку, предотвращающую продольное перемещение компоновки в скважине во время ГРП. (Фиксирующая плашка выступает из пакера под высоким давлением, создаваемым в НКТ.)
Фиг. 11 является боковым видом в разрезе порта гидравлического разрыва во время ГРП. Фиг. 12 является боковым видом в разрезе промывочного порта и нижнего пакера после запуска нижнего пакера.
Фиг. 13 является видом в разрезе открытой клапанной муфты (таким образом, что может быть выполнена чистка над клапанной муфтой).
Фиг. 14 является видом в разрезе порта гидравлического разрыва, закрытого после гидроразрыва из-за отсутствия давления в НКТ.
Фиг. 15 является видом в разрезе клапанной муфты после того, как она была закрыта.
Фиг. 16 является боковым видом в разрезе верхнего пакера, возвращенного в исходную негерметичную позицию.
Фиг. 17 является боковым видом в разрезе промывочного порта и нижнего пакера после выполнения ГРП.
Фиг. 18 является видом в разрезе струйного насоса, показывающим работу струйного насоса. Фиг. 19 является боковым видом верхнего пакера после запуска (интервал между верхним и нижним пакерами является изолированным).
Осуществление изобретения Фиг. 1А является боковым видом настоящей системы в скважине. Система гидравлического разрыва пласта размещается в скважине 7. Скважина 7 имеет нижнюю часть (зумпф) 9. Система гидравлического разрыва пласта содержит: продольно расположенную компоновку 10; нижний пакер 6 на продольно расположенной компоновке 10; промывочный порт 5, расположенный над нижним пакером 6; порт ГРП 4, расположенный над промывочным портом 5; верхний пакер 3, расположенный над портом ГРП 4; клапанную муфту 2, расположенную над верхним пакером 3; и вставной струйный насос 1, расположенный над клапанной муфтой 2.
Как видно на фиг. 1В, гидроразрыв выполняется путем, во-первых, герметизации пакеров 3 и 6 к боковым стенкам скважины 7 (таким образом герметизируется секция скважины между пакерами 3 и 6). Далее, жидкость гидроразрыва FF вводится в скважину через компоновку 10 и из порта ГРП 4. Это высокомощное введение жидкости гидроразрыва FF в окружающую породу высвободит газ и/или нефть, заключенные в породе таким образом, что газ/нефть могут быть собраны на поверхности.
К сожалению, после выполнения ГРП некоторая часть излишней жидкости гидроразрыва останется в виде скопления в области над нижним пакером 6 (в интервале между верхним пакером 3 и нижним пакером 6 и выше внутри НКТ вплоть до поверхности). Остаточная жидкость гидроразрыва затрудняет извлечение компоновки ГРП. Более того, нижняя часть компоновки часто застревает в скважине. Настоящее изобретение предлагает два различных способа, с помощью которых остаточная жидкость гидроразрыва (находящаяся в затрубье между нижним пакером 6 и верхним пакером 3 и препятствующая извлечению компоновки), может быть удалена. Кроме того, также предложены системы для предварительного удаления жидкости гидроразрыва, находящейся внутри НКТ над верхним пакером 3.
По первому способу, показанному на фиг. 1С и разъясняемому далее в настоящем описании, чистящие жидкости CF вводятся в скважину 7. Клапанная муфта 2 остается закрытой, при этом, верхний пакер 3 подрывается путем открытия байпаса для пропуска чистящей жидкости под верхний пакер 3, выравнивания таким образом давлений над и под верхним пакером и последующего поднятия колонны НКТ вверх для снятия нагрузки с верхнего пакера 3 и его разгерметизации. Промывочный порт 5 также будет открыт. В результате, по мере того, как чистящая жидкость вводится в скважину 7, она проходит снаружи разгерметизированного верхнего пакера 3 по затрубу и поступает в пространство между пакерами 3 и 6, замещая любую остаточную жидкость гидроразрыва FF, которая будет вытеснена в промывочный порт 5 и затем через компоновку 10 вынесена на поверхность земли. (В это время порт ГРП 4 будет оставаться закрытым.) Со временем остаточная жидкость гидроразрыва FF будет полностью удалена, а чистящая жидкость достигнет верха компоновки 10.
В дополнительных возможных реализациях изобретения предварительно, перед разгерметизацией верхнего пакера 3, интервал внутри НКТ над верхним пакером 3 может быть очищен путем: открытия клапанной муфты над верхним пакером 3 и создания давления в скважине, проталкивания таким образом чистящей жидкости через клапанную муфту над верхним пакером внутрь НКТ, и таким образом выталкивания оставшейся жидкости гидроразрыва с проппантом, расположенной над верхним пакером внутри НКТ, вверх по компоновке и далее из скважины.
Возможно также, что после выполнения описанных шагов по очистке межпакерного пространства будет применен струйный насос для удаления остаточного незакрепившегося проппанта и освоения скважины. Для этого верхний пакер вновь активируется, вставка струйного насоса 1 сбрасывается на посадочное место, специально предусмотренное для размещения струйного насоса 1 в компоновке 10 над верхним пакером 3, а затем создается всасывание (производится откачивание) с помощью струйного насоса 1, удаляющее оставшийся незакрепленный проппант, находящийся между верхним и нижним пакерами 3 и 6.
Согласно второму способу, показанному на фиг. 1D и поясненному далее в описании, чистящие жидкости CF также вводятся в скважину 7. Однако, по второму способу, первоначально открывается клапанная муфта 2, так что поток чистящей жидкости будет направлен через нее в колонну НКТ и затем вверх по НКТ на поверхность. (В это время порт ГРП 4 будет оставаться закрытым.)
Фиг. 1Е иллюстрирует этап очистки через клапанную муфту 2, который может быть включен и первый и во второй способы удаления жидкости гидроразрыва из скважины после ГРП и при необходимости должен выполняться перед этапами по очистке межпакерного интервала. Конкретно, перед открытием байпаса в верхнем пакере 3 (в первом способе), или перед вставкой струйного насоса 1 в компоновку (во втором способе) должны быть выполнены следующие шаги. Во-первых, открывается клапанная муфта 2. Далее в скважину подается давление, за счет которого чистящая жидкость выталкивается в клапанную муфту 2 (которая расположена над верхним пакером 3), таким образом выталкивая оставшуюся жидкость гидроразрыва с проппантом, расположенную в НКТ над верхним пакером 3, назад через компоновку и далее из скважины. Так область НКТ над верхним пакером 3 может быть предварительно очищена перед очисткой области между пакерами 3 и 6 (с применением любого из двух способов, описанных выше).
Возвращаясь к фиг. 1В и фиг. 2 (А-Е), ГРП выполняется следующим образом. Вначале компоновка 10 размещается в позиции внутри скважины 7. Далее верхний и нижний пакеры 3 и 6 активируются таким образом, что они расширяются и герметизируют секцию 8 скважины 7 между ними.
На фиг. 2А и порт ГРП 4, и промывочный порт 5 первоначально закрыты. Далее, как видно из фиг. 2В, малый шар 21 сбрасывается в центральный проходной канал компоновки 10 на посадочное место 22. Далее, как видно на фиг. 2С, направленное вниз давление в центральном проходном канале компоновки 10 будет толкать шар 21 вниз, таким образом сдвигая посадочное место 22 вниз, и открывая внешние порты 30.
Далее, как видно на фиг. 2D, второй (большего размера) шар 25 сбрасывается в центральный ствол компоновки 10 на посадочное место 26 (которое выполнено на пружине 27), толкая при подаче давления посадочное место 26 вниз, открывая внешние порты 29. Далее жидкость гидроразрыва FF (с проппантом в ней) вводится сверху 46 таким образом, что она проходит через порт 29 и в окружающую породу для высвобождения нефти и газов, заключенных в ней. (Таким образом гидроразрыв выполняется на этапе, показанном на фиг. 2D.)
Наконец, как видно на фиг. 2Е, когда чистящая жидкость CF введена в область между пакерами 3 и 6, она заместит любую остаточную жидкость гидроразрыва FF, расположенную над нижним пакером 6, так что жидкость гидроразрыва будет вытолкнута через отверстия 30 в промывочный порт 5, а затем выведена на поверхность земли. Следует понимать, что фиг. 2Е также иллюстрирует ситуацию, в которой струйный насос 1 используется для создания всасывающей силы в компоновке 10, так что остаточная жидкость гидроразрыва FF, расположенная над нижним пакером 6, будет вытянута наверх через отверстия 30 в промывочном порту 5, и затем выведена на поверхность земли. Как также видно из фиг. 2Е, по мере того, как давление понижается после гидроразрыва, пружина 27 заставит посадочное место 26 подняться, таким образом герметизируя порты 29. Остаточная жидкость гидроразрыва FF, проходя вверх, вернет шар 25 на поверхность земли.
Дальнейшие особенности конструкции и применения предлагаемой системы оборудования с осуществлением заявляемых способов показаны на чертежах (фигуры 3-19) и состоят в следующем.
Вначале выполняется гидроразрыв следующим образом.
Фиг. 6 является боковым видом в разрезе порта ГРП 4 перед гидроразрывом. Фиг. 11 является боковым видом в разрезе порта ГРП 4 после того, как был сброшен шар 25, переместивший посадочное место 26 вниз, нажимая на пружину 27. Гидроразрыв выполняется шагами, проиллюстрированными на фиг. 11, с жидкостью гидроразрыва FF, проходящей через боковые окна 29. В итоге, после проведения гидроразрыва, как показано на фиг. 14, жидкость гидроразрыва не будет больше проталкиваться вниз через центральный проходной канал устройства, и пружина 27 поднимется, герметизируя боковые окна 29 с помощью посадочного места 26.
Фиг. 7 демонстрирует боковой вид в разрезе промывочного порта 5 и нижнего пакера 6 перед запуском нижнего пакера 6. Далее, фиг. 9 демонстрирует запуск нижнего пакера 6 (так, что нижний пакер 6 герметизируется со стенками скважины). Конкретно, на фиг. 9 показан нижний пакер 6, который активируется, когда его центраторы 17 контактируют со стенками скважины, заставляя подвижный корпус 16 пакера с плашками 18 перемещаться вверх вдоль ствола пакера. Плашки 18 выталкиваются в разные стороны конусом 19 для фиксации нижнего пакера 6 в позицию внутри скважины. Продвижение компоновки 10 на колонне труб 15 вниз приводит к дальнейшему раздвижению конусом 19 плашек 18 и закрепляет нижний пакер 6 в позиции. Дальнейшее продвижение компоновки вниз заставляет конус 19 продвигаться вверх вдоль ствола пакера, воздействуя на уплотнения 20, которые расширяются и изолируют интервал проведения работ.
Далее, фиг. 12 иллюстрирует боковой вид в разрезе после того, как шар 21 был сброшен на посадочное место 22, перемещая посадочное место 22 вниз, таким образом открывая боковые порты 30. Посадочное место удерживается в этой позиции при помощи цанги 23, зацепляющейся за выступ 24.
Наконец, фиг. 17 показывает удаление остаточной жидкости гидроразрыва FF (любым из двух предпочтительных способов, раскрытых в настоящем описании). Конкретно, фиг. 17 показывает осуществление второго способа, где прохождением чистящей жидкости в струйный насос 1 откачивается на поверхность земли жидкость гидроразрыва и проппант из интервала скважины между верхним пакером 3 и нижним пакером 6.
Фиг. 5 является боковым видом в разрезе верхнего пакера 3 перед запуском. Фиг. 8 является боковым видом в разрезе верхнего пакера 3 после запуска. Как видно из фиг. 8, дальнейшее опускание компоновки для ГРП заставляет подвижный корпус 11 верхнего пакера 3 скользить вдоль и вверх его ствола 12, заставляя его уплотнители 13 расширяться. Таким образом верхний пакер 3 фиксируется на позиции.
Фиг. 10 является боковым видом в разрезе верхнего пакера 3 после запуска, показывающим фиксирующие плашки 28, предотвращающие продольное перемещение компоновки в скважине во время гидроразрыва. Фиксирующие плашки 28 выходят из пакера 3 под влиянием высокого давления, созданного в НКТ.
Разгерметизация верхнего пакера 3 производится поднятием компоновки. Конкретно, при начале подъема (компоновки) уплотнение 14 байпаса перемещается из позиции, показанной на фиг. 8, в позицию, показанную на фиг. 16 (ту же, что и на фиг. 5). Таким образом канал 44 байпаса (показан на фиг. 19) открывается, чтобы позволить жидкости проходить из интервала над верхним пакером 3 в интервал между пакерами. Таким образом выравниваются давления над и под верхним пакером 3, что обеспечивает дальнейшую разгерметизацию верхнего пакера.
Фиг. 16 показывает следующий шаг разгерметизации верхнего пакера 3, когда компоновка поднимается далее для снятия нагрузки с верхнего пакера 3. В результате верхний пакер 3 возвращается в свое исходное положение (как на фиг. 5), таким образом освобождая путь чистящей жидкости в скважине к промывочному порту 5.
Фиг. 19 показывает позицию раскрытого верхнего пакера во время работы струйного насоса 1. Конкретно, компоновка 10 опускается, и ее вес снова расширяет уплотнители 13 верхнего пакера. Таким образом интервал между верхним и нижним пакерами изолируется.
Фиг.4 является боковым видом в разрезе клапанной муфты 2. Фиг. 13 является боковым видом в разрезе открытой клапанной муфты 2. Конкретно, чистящая жидкость CF подается в скважину под давлением. Эта чистящая жидкость CF поступает в камеру 32 клапанной муфты через небольшие порты 31 в корпусе клапанной муфты. Затем чистящая жидкость толкает втулку 33 вверх, чтобы порты 34, 35, 36 совместились и таким образом открыли путь поступления для чистящей жидкости из скважины 7 в клапанную муфту 2 и подъема на поверхность. Результатом этой циркуляции жидкости будет замещение любой остаточной жидкости гидроразрыва, расположенной в НКТ выше клапанной муфты, поступающей чистящей жидкостью и проталкивание ее через компоновку 10, так что она может быть собрана на поверхности земли.
После завершения очистки этого интервала давление рабочей жидкости повышается, втулка 33 перемещается выше и закрывает порты 34 (как показано на фиг. 15).
Клапанная муфта 2 используется для очистки интервала НКТ над верхним пакером 3. После этого струйный насос 1 может быть использован для очищения интервала скважины между верхним и нижним пакерами 3 и 6.
Наконец, фиг. 3 и 18 иллюстрируют работу струйного насоса 1. Фиг. 3 является боковым видом в разрезе посадочного места для корпуса струйного насоса 1. Струйный насос 1 предпочтительно может быть вставлен в продольно расположенную компоновку после завершения ГРП и предварительной очистки интервала над верхним пакером 3 с помощью клапанной муфты 2. Фиг. 18 является видом в разрезе струйного насоса 1, показывающим работу струйного насоса, следующим образом.
Вставной модуль 37 струйного насоса сбрасывается с поверхности на подвижную втулку 38, блокирующую проходной канал 39 в корпусе струйного насоса. Давлением, создаваемым в НКТ, вставной модуль 37 на втулке 38 проталкивается вниз, открывая проходной канал 39 в корпусе струйного насоса.
Фиг. 18 показывает работу струйного насоса, где рабочая жидкость CF проходит через проходной канал 39 в сопло 40, и затем через камеру 41 поступает в камеру смешения 42, и, пройдя отверстия 43, попадает в НКТ и направляется вверх, на поверхность. Высокоскоростной поток внутри камеры 41 создает низкое давление. В результате разницы давлений между камерой 41 и пространством под вставленным модулем струйного насоса жидкость (поток FF) начинает перемещаться вверх по каналу 45. Потоки CF и FF смешиваются в камере смешения 42.