Багатофункціональний ізоляційний пристрій і спосіб його застосування

Реферат: Пропонуються інструментальний вузол і спосіб його використання для закінчування свердловини. Інструмент розміщений на насосно-компресорній колоні й містить вузол для обробки текучим середовищем із чашоподібними ущільненнями вище і нижче від отворів для обробки. Клапан вирівнювання нижче від вузла для розриву пластів може бути відкритий або закритий для контролю проходження текучого середовища між безперервною насоснокомпресорною колоною і оброблюваною зоною стовбура свердловини до розташованого нижче стовбура свердловини. UA 108664 C2 (12) UA 108664 C2 UA 108664 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 ОБЛАСТЬ ВИНАХОДУ Даний винахід належить в цілому до закінчування нафтової та газової свердловини. Зокрема даний винахід відноситься до інструментального вузла для використання в перфорації, ізоляції та розриві пластів у інтервалах стовбура газової, нафтової або вугільно-метанної свердловини за одне введення інструментального вузла. РІВЕНЬ ТЕХНІКИ Інструменти для використання всередині свердловини при закінчуванні стовбура свердловини в цілому є добре відомими. Наприклад, пристрої перфорації зазвичай розміщаються всередині свердловини на канаті, тросі або на насосно-компресорній колоні, і ущільнювальні пристрої, такі як мостові пробки й роздільні пакери, широко використовуються для ізоляції частин стовбура свердловини під час обробки текучим середовищем. При цьому інструменти зазнають впливу різних умов під час використання, і вдосконалення були розроблені з часом для вирішення проблем, які зазвичай виникають усередині свердловини. Розробники даного винаходу вже описували інструмент і спосіб для використання в перфорації та обробці інтервалів стовбура свердловини. Той інструмент включав пристрій струминної перфорації та ущільнювальний вузол, а також клапан вирівнювання для контролю протікання текучого середовища через вузол і поблизу вузла. Обробку текучим середовищем застосовують у напрямку вниз затрубного простору стовбура свердловини для обробки верхньої перфорованої зони. Коли декілька попередньо існуючих перфорацій повинні бути обробленими, застосування обробляючого текучого середовища в напрямку вниз затрубного простору стовбура свердловини є небажаним, оскільки перфорації не можуть бути вибірково оброблені цим способом. Зазвичай потрібен ізолюючий пристрій. Є відомим використання чашоподібних ущільнень у роздільних інструментах та інших ізолюючих інструментах, але вони погано підходять для областей, які потребують багаторазового використання за одне введення всередину стовбура свердловини, через ризик зношування й виходу з ладу, коли інструментальний вузол ковзає всередині стовбура свердловини в той час як ущільнення встановлені. Цей ризик є більшим у областях, де пісок та інші частки присутні всередині свердловини, оскільки чашоподібні ущільнення можуть бути не здатними повністю забезпечувати ущільнення по обсадній колоні в присутності піску або інших твердих тіл, що призводить до переміщення ущільнень і передчасного зношування. Використання будь-якого ущільнювального пристрою в присутності значних кількостей піску або інших твердих тіл збільшує ризик порушення функціонування інструмента. Крім того, інструмент може застрягати всередині свердловини, коли виникає блокування твердими тілами під час обробки, або коли пласт виштовхує тверді тіла при скиданні гідравлічного тиску в затрубному просторі стовбура свердловини, коли обробка закінчена. Типові вузли для закінчування свердловини мають багато рухомих компонентів для забезпечення приведення в дію різних внутрішньоскважинних функцій, і присутність піску або інших твердих тіл усередині цих механізмів, що забезпечують приведення в дію, створює ризик засмічення цих механізмів, що може призводити до порушення функціонування або непоправного пошкодження інструмента або свердловини. Виправлення такої ситуації є дорогим і вносить значні затримки в закінчування свердловини. Відповідно, оператори свердловин, компанії, що займаються розриванням пластів, і постачальники інструментів/сервісні компанії є зазвичай дуже уважними при виборі текучих середовищ та інструментів для використання в операціях закінчування свердловини. КОРОТКИЙ ОПИС ВИНАХОДУ Згідно з першим аспектом, даним винаходом пропонується інструмент для закінчування свердловини для розміщення всередині стовбура свердловини на насосно-компресорній колоні, яка містить верхні та нижні ущільнювальні елементи, що утворюють відділяючу зону між верхніми та нижніми ущільнювальними елементами; щонайменше один отвір для обробки всередині відділяючої зони, причому отвори для обробки сполучаються з насоснокомпресорною колоною для забезпечення можливості подачі текучого середовища до стовбура свердловини з поверхні; корпус клапана, установлений нижче від нижнього ущільнювального елемента, причому корпус клапана утворює прохід для текучого середовища, сполучений із насосно-компресорною колоною і з затрубним простором нижче від нижнього ущільнювального елемента для забезпечення можливості вирівнювання тиску між ними; пропускну пробку, виконану з можливістю переміщення всередині корпуса клапана між відкритою позицією, при якій проходження текучого середовища через корпус є можливим, і ущільненою позицією, при якій проходження текучого середовища через корпус попереджене, при цьому пробка виконана з можливістю приведення її в дію для відкривання або ущільнення проходу шляхом 1 UA 108664 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 прикладання механічного тиску до насосно-компресорної колони; і виконаний із можливістю багаторазового введення в спряження якірний пристрій, у робочому стані встановлений нижче від нижнього ущільнювального елемента, для спряження з обсадною колоною стовбура свердловини, причому якірний пристрій виконаний із можливістю керування ним шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони. У різних варіантах реалізації ущільнювальні елементи можуть являти собою чашоподібні ущільнення, надувні ущільнювальні елементи або стискувані ущільнювальні елементи, або інші ущільнювальні елементи, які приводяться в дію механічно або гідравлічно. У одному варіанті реалізації якірний пристрій містить щонайменше одну заякорюючу розпірку, розташовану навколо оправки якірного пристрою, і виконавчо-приводний конус, виконаний із можливістю переміщення відносно оправки якірного пристрою для спряження зі зміщеними всередину розпірками й приведення в рух зазначених розпірок назовні для їх спряження з обсадною колоною і тим самим заякорювання інструментального вузла на обсадній колоні. Якір може бути приведений у дію з поверхні шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони. При цьому насосно-компресорна колона являє собою безперервну насосно-компресорну колону, а механічне зусилля являє собою напрямлене вгору або вниз зусилля. У ще одному варіанті реалізації якір виконаний із можливістю приведення в дію з поверхні шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони. Наприклад, прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони може забезпечувати переміщення штиря всередині профілю автоматичного керування, причому профіль автоматичного керування має стопорні позиції штиря, які відповідають щонайменше двом робочим позиціям якірного пристрою. У ще одному варіанті реалізації якірний пристрій додатково містить механічний локатор муфт обсадної колони для забезпечення опору тертя, за рахунок чого якірним пристроєм можна керувати шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони з поверхні. У варіанті реалізації інструмент для закінчування свердловини додатково містить щонайменше одне сопло струминної перфорації, сформоване у вузлі нижче від корпуса клапана. Згідно з другим аспектом винаходу, пропонується інструмент для закінчування свердловини для розміщення всередині стовбура свердловини на насосно-компресорній колоні, який містить відділяючий вузол, що містить верхні та нижні ущільнювальні елементи, які утворюють відділяючу зону; щонайменше один отвір для обробки всередині відділяючої зони відділяючого вузла, причому отвори для обробки сполучаються з насосно-компресорною колоною для забезпечення можливості подачі текучого середовища до стовбура свердловини з поверхні; пристрій струминної перфорації, у робочому стані прикріплений нижче від відділяючого вузла, причому пристрій струминної перфорації містить трубку, яка має щонайменше одне сопло струминної перфорації, яке сполучається з насосно-компресорною колоною; корпус клапана між відділяючим вузлом і пристроєм струминної перфорації, причому корпус клапана утворює прохід для текучого середовища між відділяючим вузлом і пристроєм струминної перфорації; пропускну пробку, виконану з можливістю переміщення всередині корпуса клапана між відкритою позицією, при якій проходження текучого середовища через корпус до пристрою струминної перфорації є можливим, і ущільненою позицією, при якій проходження текучого середовища через корпус попереджене, при цьому пробка виконана з можливістю приведення її в дію для відкривання або ущільнення проходу шляхом прикладання механічного тиску до насосно-компресорної колони. У варіанті реалізації інструмент для закінчування свердловини додатково містить виконаний із можливістю багаторазового введення в спряження якірний пристрій для спряження з обсадною колоною стовбура свердловини, причому якірний пристрій виконаний із можливістю керування ним шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони. Якірний пристрій може містити щонайменше одну заякорюючу розпірку, розташовану навколо оправки якірного пристрою, і виконавчо-приводний конус, виконаний із можливістю переміщення відносно оправки якірного пристрою для спряження зі зміщеними всередину заякорюючими розпірками й приведення в рух зазначених розпірок назовні для їх спряження з обсадною колоною і тим самим заякорювання інструментального вузла на обсадній колоні. У конкретному варіанті реалізації якір може приводитися в дію з поверхні шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони, причому зазначене механічне зусилля забезпечує переміщення штиря всередині профілю автоматичного керування, причому профіль 2 UA 108664 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 автоматичного керування має стопорні позиції штиря, які відповідають щонайменше двом ковзаючим позиціям виконавчо-приводного конуса. У варіанті реалізації якір додатково містить механічний локатор муфт обсадної колони для забезпечення опору тертя, за рахунок чого якірним пристроєм можна керувати шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони з поверхні. Згідно з третім аспектом винаходу, пропонується спосіб для обробки стовбура свердловини, який містить наступні етапи: - забезпечення інструментального вузла, який містить: верхні та нижні ущільнювальні елементи, встановлені вздовж оправки, які утворюють відділяючу зону між верхніми та нижніми ущільнювальними елементами; щонайменше один отвір для обробки всередині відділяючої зони для подачі обробляючого текучого середовища до стовбура свердловини з насоснокомпресорної колони; корпус клапана, встановлений нижче від нижнього ущільнювального елемента, причому корпус клапана утворює прохід для текучого середовища, який сполучається з насосно-компресорною колоною і з затрубним простором нижче від нижнього ущільнювального елемента для забезпечення можливості вирівнювання тиску між ними; пропускну пробку, виконану з можливістю переміщення всередині корпуса клапана між відкритою позицією, при якій проходження текучого середовища через корпус є можливим, і ущільненою позицією, при якій проходження текучого середовища через корпус попереджене, при цьому пробка виконана з можливістю приведення її в дію для відкривання або ущільнення проходу шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони; і виконаний із можливістю багаторазового введення в спряження якірний пристрій, у робочому стані установлений нижче від нижнього ущільнювального елемента, для спряження з обсадною колоною стовбура свердловини, причому якірний пристрій виконаний із можливістю керування ним шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони; - розташування інструмента для закінчування свердловини всередині свердловини в позиції, в якій верхні та нижні ущільнювальні елементи відокремлюють перфорацію обсадної колони, яка підлягає обробці; - ущільнення проходу для текучого середовища через корпус клапана; - прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони для введення якоря в спряження з обсадною колоною; і - подачу обробляючого текучого середовища до насосно-компресорної колони для ізоляції та обробки перфорації. У варіанті реалізації спосіб додатково містить етап розущільнення проходу для текучого середовища через корпус клапана для вирівнювання гідравлічного тиску по обидва боки нижнього ущільнювального елемента. У ще одному варіанті реалізації спосіб додатково містить етап виведення якоря з обсадної колони. Щонайменше один етап способу можуть повторювати всередині одного стовбура свердловини, якщо це необхідно, без вилучення інструментального вузла зі стовбура свердловини. Згідно з четвертим аспектом винаходу пропонується спосіб для обробки стовбура свердловини, який містить наступні етапи: - забезпечення інструмента для закінчування свердловини, який містить відділяючий вузол, що містить верхні та нижні ущільнювальні елементи, які утворюють відділяючу зону; щонайменше один отвір для обробки всередині відділяючої зони, причому отвори для обробки сполучаються з насосно-компресорною колоною для можливості подачі текучого середовища через отвори для обробки з поверхні; пристрій струминної перфорації, у робочому стані прикріплений нижче від відділяючого вузла, причому пристрій струминної перфорації містить трубку, яка має щонайменше одне сопло струминної перфорації, яке сполучається з насоснокомпресорною колоною; корпус клапана між відділяючим вузлом і пристроєм струминної перфорації, причому корпус клапана утворює прохід для текучого середовища між відділяючим вузлом і пристроєм струминної перфорації; пропускну пробку для ущільнення з можливістю розущільнення проходу для текучого середовища через корпус клапана, причому пробка виконана з можливістю керування нею шляхом прикладання механічного тиску до насоснокомпресорної колони; - розташування інструмента для закінчування свердловини всередині стовбура свердловини поблизу зони, що представляє інтерес, і - подачу текучого середовища до насосно-компресорної колони. 3 UA 108664 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 У варіанті реалізації прохід для текучого середовища між відділяючим вузлом і пристроєм струминної перфорації ущільнюють, коли текуче середовище подають до насосно-компресорної колони, так що текуче середовище подається до стовбура свердловини лише у відділяючій зоні. У ще одному варіанті реалізації прохід для текучого середовища між відділяючим вузлом і пристроєм струминної перфорації розущільнюють, коли текуче середовище подають до насосно-компресорної колони, так що текуче середовище подається до стовбура свердловини у відділяючій зоні, а також через сопла в пристрої струминної перфорації. У ще одному варіанті реалізації інструмент додатково містить виконаний із можливістю багаторазового введення в спряження якірний пристрій, у робочому стані прикріплений нижче від нижнього ущільнювального елемента, для спряження з обсадною колоною стовбура свердловини з метою стабілізації інструмента всередині обсадної колони, причому якірний пристрій виконаний із можливістю керування ним шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони; причому спосіб додатково містить етап прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони для введення якоря в спряження з обсадною колоною. Згідно з п'ятим аспектом винаходу пропонується спосіб для перфорації та обробки стовбура свердловини, який містить наступні етапи: - забезпечення внутрішньосвердловинного вузла, розміщеного на насосно-компресорній колоні, причому внутрішньосвердловинний вузол містить відділяючий пристрій, пристрій піскоструминної перфорації та пропускний клапан текучого середовища між ізолюючим пристроєм і пристроєм піскоструминної перфорації; - установка відділяючого пристрою всередині свердловини біля перфорації, яка підлягає обробці; - нагнітання текучого середовища до насосно-компресорної колони при закритому пропускному клапані для запобігання проходженню зазначеного текучого середовища до пристрою піскоструминної перфорації; - коли обробка перфорації виконана – відкривання пропускного клапана для забезпечення скидання гідравлічного тиску у відділяючому пристрої. У варіанті реалізації етап введення в спряження відділяючого вузла містить введення в спряження верхніх і нижніх чашоподібних ущільнень по обидва боки відділяючої зони. У варіанті реалізації спосіб додатково містить наступні етапи: - ідентифікація інтервалу стовбура свердловини, який необхідно перфорувати; - розташування внутрішньосвердловинного вузла всередині інтервалу стовбура свердловини, який необхідно перфорувати; - ущільнення пропускного клапана; - нагнітання абразивного текучого середовища до низу насосно-компресорної колони для перфорації інтервалу стовбура свердловини. У варіанті реалізації спосіб додатково містить повторення щонайменше одного етапу без вилучення інструмента для закінчування свердловини зі стовбура свердловини. У варіанті реалізації спосіб додатково містить етап приведення в дію виконаного з можливістю багаторазового введення в спряження якірного пристрою для його спряження з обсадною колоною з метою стабілізації інструмента всередині обсадної колони. Етап приведення в дію виконаного з можливістю багаторазового введення в спряження якоря може містити етап прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони. Інші аспекти і ознаки даного винаходу стануть зрозумілими фахівцям, що мають середній рівень знань у даній області, при вивченні нижченаведеного опису конкретних варіантів реалізації винаходу разом із доданими кресленнями. КОРОТКИЙ ОПИС КРЕСЛЕНЬ Далі будуть описані варіанти реалізації даного винаходу, які наведені лише як приклад, з посиланнями на додані фігури, з яких Фіг. 1 – перспективний вид інструментального вузла згідно з одним варіантом реалізації; Фіг. 2 – схематичний вид у поздовжньому розрізі частини інструментального вузла, яка має клапан вирівнювання і якірний вузол; Фіг. 3a – схематичний вид у поздовжньому розрізі пропускної пробки 51, показаної на Фіг. 2; Фіг. 3b – схематичний вид у поздовжньому розрізі корпуса 55 вирівнювання, показаного на Фіг. 2; Фіг. 4 – схема профілю керування, використовуваного для приведення в дію інструментального вузла, показаного на Фіг. 2; і Фіг. 5 – схематичний вид у поздовжньому розрізі верхньої частини інструментального вузла, яка має виконані з можливістю переміщення верхні чашоподібні ущільнення. 4 UA 108664 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 ДОКЛАДНИЙ ОПИС У цілому, пропонуються свердловинний вузол і спосіб для його використання в розриві пластів у інтервалах стовбура свердловини без вилучення інструментального вузла зі стовбура свердловини між інтервалами. Ця система може в цілому бути використана у вертикальних, похилих, горизонтальних або розгалужених нафтогазових свердловинах, що мають обсаджені стовбури. У даному описі терміни "вище/нижче" і "верхній/нижній" використовуються для полегшення розуміння й у цілому призначені для позначення напрямку до устя свердловини і напрямку до вибою свердловини. Однак ці терміни можуть знижувати точність опису деяких варіантів реалізації в залежності від конфігурації стовбура свердловини. Наприклад, у горизонтальному стовбурі свердловини один пристрій не може знаходитися вище від іншого, а може знаходитися ближче до входу до стовбура свердловини (ближче до устя свердловини, вище) або далі від входу до стовбура свердловини (ближче до вибою свердловини, нижче). Аналогічним чином, термін "поверхня" призначений для позначення точки входу всередину стовбура свердловини, тобто робочої поверхні, де вузол вводять всередину стовбура свердловини. Струминна перфорація, про яку йде мова в даному документі, являє собою технологію подачі абразивного текучого середовища з високою швидкістю для ерозії стінки стовбура свердловини в конкретному місці зі створенням перфорації. Зазвичай абразивне текуче середовище викидається з сопел, розташованих навколо оправки, так, що великі витрати потоку викидають абразивне текуче середовище з сопел до обсадної колони стовбура свердловини. Піскоструминна перфорація являє собою технологію використання піску як абразивної речовини в підходящому несучому текучому середовищі. Наприклад, типові несучі текучі середовища для використання в складах для піскоструминної перфорації можуть включати щонайменше одне з наступного: вода, текучі середовища на вуглеводневій основі, пропан, діоксид вуглецю, вода, що містить азот, і т.п. Описуваний у даному документі вузол може бути розміщений усередині стовбура свердловини на насосно-компресорній колоні, канаті, тросі або за допомогою іншого підходящого підвісу або носія. Варіанти реалізації вузла, зображені на фігурах, показані й описані як такі, що розміщені на насосно-компресорній колоні, такій як безперервна насоснокомпресорна колона. Однак інші типи колон (наприклад, колона з різьбою) або інші підвісні системи (канат, трос і т.д.) можуть бути підходящими в залежності від конкретних умов. Огляд У цілому, вузол може бути розміщений на насосно-компресорній колоні, такій як складена насосно-компресорна колона, концентрична насосно-компресорна колона або безперервна насосно-компресорна колона. Вузол зазвичай включає верхній і нижній ізолюючі елементи, отвір для розриву пластів між ізолюючими елементами та якірний пристрій нижче від нижнього ізолюючого елемента. Пристрій струминної перфорації може також бути нижче від нижнього ізолюючого елемента. Якірний пристрій є наявним у деяких варіантах реалізації для стабільності при фіксації інструмента і для запобігання переміщення інструментального вузла всередині стовбура свердловини під час обробки. Крім того, якірний пристрій забезпечує можливість контрольованого приведення в дію клапана/пробки вирівнювання всередині корпуса шляхом прикладання механічного тиску до насосно-компресорної колони з поверхні. Підходящі якірні пристрої можуть включати фрикційні блоки, механічні розпірки, пакери та інші якірні пристрої, відомі в рівні техніки. Просте механічне приведення в дію якоря є зазвичай переважним для забезпечення ефективного контролю над введенням якоря в спряження і для зведення до мінімуму ймовірності виходів із ладу або обумовленого частками заклинювання під час введення в спряження та звільнення якоря. Механічне приведення в дію якірного вузла має слабкий зв'язок із приведенням у дію пропускного клапана, що забезпечує можливість координації між цими двома виконаними з можливістю переміщення механізмами. Наявність механічного локатора муфт обсадної колони або іншого пристрою, який забезпечує деяку величину тертя по обсадній колоні, допомагає створювати опір, за рахунок чого якір і пропускний клапан/клапан вирівнювання можуть бути механічно приведені в дію. Різні ущільнювальні пристрої є придатними для використання в інструментальному вузлі для ізоляції зони, що представляє інтерес, у тому числі фрикційні чаші, надувні пакери і стискувані ущільнювальні елементи. У конкретних варіантах реалізації, зображених і описаних у даному документі, фрикційні чаші показані такими, що забезпечують відділення отворів для розриву пластів/для обробки в інструменті. Коли пристрій струминної перфорації також є наявним у інструментальному вузлі, ці фрикційні чаші також діють як якір для інструментального вузла під час струминної перфорації, як буде описано нижче. 5 UA 108664 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Хоча описувані в даному документі варіанти реалізації використовують чашоподібні ущільнення для ізоляції інтервалів стовбура свердловини і можуть додатково включати якірний вузол для фіксації позиції інструмента в кожному інтервалі перед розривом пластів, інші компоненти та інші розташування компонентів вузла можуть бути використані відповідно до ступеня мінливості й відповідно до експериментів, типових для даної області техніки. Як показано на Фіг. 1, є наявним вузол 10 для розриву пластів або для обробки, призначений для подачі текучого середовища для розриву пластів (або іншого обробляючого текучого середовища) до інтервалу, що представляє інтерес, стовбура свердловини через насосно-компресорну колону. Вузли 20, 30 із двома чашоподібними елементами відокремлюють вузол 10 для розриву пластів і забезпечують ущільнення по обсадній колоні при подачі обробляючого текучого середовища, яке перебуває під тиском, до інтервалу стовбура свердловини. Якірний вузол 40 спрягається з обсадною колоною нижче від ізольованого інтервалу. Пристрій 80 струминної перфорації (коли він є) може бути використаний для подачі абразивного текучого середовища, яке має високу швидкість, через сопла 81 струминної перфорації для формування перфорацій у стовбурі свердловини, коли це необхідно. Інструментальний вузол збирають і розміщають усередині свердловини на колоні (наприклад, безперервній насосно-компресорній колоні або складеній трубі) біля інтервалу, що представляє інтерес, стовбура свердловини. Потім якір вводять у спряження з обсадною колоною, а до насосно-компресорної колони під тиском нагнітають текуче середовище, яке виходить із насосно-компресорної колони через отвори 11 для розриву пластів. Це призводить до розширення чашоподібних ущільнень 20, 30, причому розширені чашоподібні ущільнення забезпечують ущільнення по обсадній колоні. Якщо потрібен розрив пластів або інша обробка текучим середовищем, пропускний клапан 43 закривають, а фрикційні чаші розташовують по сторонах перфорованої частини стовбура свердловини. Закритий пропускний клапан перешкоджає проходженню текучого середовища до низу інструментального вузла до пристрою 80 струминної перфорації. Відповідно, текуче середовище, яке подається до вузла, виходить із отворів 11 для розриву пластів і створює тиск у відділеному інтервалі, подаючи обробляюче текуче середовище до зони через ізольовані перфорації. Коли обробка припинена, пропускний клапан 43 витягують у відкрите положення для скидання тиску з ізольованої зони, дозволяючи текучому середовищу й часткам текти до вибою свердловини через нижню частину інструментального вузла. Тиск усередині насоснокомпресорної колони можуть також скидати, якщо це необхідно, з поверхні. Коли тиск усередині зони розриву пластів скинутий, чашоподібні ущільнення вертаються до позицій для їх переміщення. Якір потім виводять зі спряження, а інструментальний вузол можуть переміщати до наступного інтервалу, що представляє інтерес, або вилучити зі стовбура свердловини. Якщо потрібна перфорація стовбура свердловини, пропускний клапан 43 відкривають, а фрикційні чаші поміщають у стовбурі свердловини вище від зони, що підлягає перфорації. Нагнітання абразивного текучого середовища до низу насосно-компресорної колони подає текуче середовище в першу чергу через отвори 11 для обробки доти, доки фрикційні чаші не забезпечать ущільнення по стовбуру свердловини. Оскільки цей інтервал є неперфорованим, цей інтервал залишається під тиском і, таким чином, діє як якір, фіксуючи позицію інструментального вузла всередині стовбура свердловини. Наступне текуче середовище, що подається, досягає пристрою струминної перфорації та виходить із сопел 81 струминної перфорації, в результаті чого відбувається викидання абразивного текучого середовища на обсадну колону для перфорації стовбура свердловини поблизу сопел струминної перфорації. Оскільки навколишнє середовище, в якому використовують пропонований інструментальний вузол, може являти собою середовище, яке містить пісок (через характеристики пласта, використання абразивних текучих середовищ і/або текучих середовищ для розриву пластів, що містять пісок), існує великий ризик того, що частки будуть накопичуватися всередині отворів, пазів, камер і рухомих частин інструмента під час розміщення. Наприклад, тверді тіла можуть накопичуватися над чашоподібними ущільненнями і якорем. Відповідно, засоби видалення часток можуть бути впроваджені в інструмент, як описано в канадській заявці 2693676, яка перебуває на розгляді одночасно з даною заявкою. Вузол У вузлі, показаному на Фіг. 1, верхні та нижні чашоподібні ущільнення 20, 30 у цілому утворюють зону, яку потрібно ізолювати для обробки текучим середовищем. Відстань між цими ущільненнями визначають заздалегідь до складання й можуть індивідуально підбирати для кожного введення всередину свердловини. Верхні чашоподібні ущільнення 20 з можливістю переміщення розташовані вище від вузла 10 для розриву пластів, як показано на Фіг. 5. Нижні чашоподібні ущільнення 30 складені між отворами 11 для обробки і якірним вузлом 40. Пристрій 6 UA 108664 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 80 струминної перфорації може також бути складений нижче від нижніх чашоподібних ущільнень 30. Зображений вузол 10 для розриву пластів також включає щонайменше один запобіжний патрубок і пружинний центратор. Можуть також бути додаткові компоненти інструментального вузла. Отвори 11 для подачі текучого середовища/для розриву пластів у вузлі для розриву пластів забезпечують подачу текучого середовища до стовбура свердловини з поверхні. Якірний вузол 40 включає якірний пристрій 41 і вузол, що забезпечує приведення в дію (на даних кресленнях представлений конічним елементом 45), пропускний клапан 43/клапан 43 вирівнювання й локатор 44 муфт обсадної колони. Як показано на фігурах, якірний пристрій 41 може являти собою комплект механічних розпірок, які приводяться в рух назовні до обсадної колони. У варіанті реалізації, показаному на фігурах, розпірки приводяться в рух назовні напрямленим униз переміщенням конічного елемента 45. Пропускний вузол і виконавчоприводний вузол якоря, показані на Фіг. 1, керуються з поверхні шляхом прикладання механічного зусилля до безперервної насосно-компресорної колони, яке приводить в рух штир 73 всередині профілю 74 автоматичного керування, розташованого навколо оправки 60 виконавчо-приводного вузла. Це показано на Фіг. 2 і 4. Підходящі якірні пристрої можуть включати надувні пакери, стискувані пакери, фрикційні блоки та інші якірні пристрої, відомі в рівні техніки. Наприклад, відомі якірні пристрої включають якорі, які механічно вводяться в спряження або гідравлічно вводяться в спряження і які мають односторонні або двосторонні розпірки, що приводяться в рух конусом. Якірний пристрій 41 і виконавчо-приводний вузол 42, показані на фігурах, були створені зі стискуваного пакерного вузла, який механічно вводиться в спряження. Іншими словами, пакер був модифікований для заміни стискуваного пакерного елемента нестискуваним сталевим конусом 45 підходящого розміру для спряження з розпірками 41. Пальці механічного локатора 44 муфт обсадної колони, коли розташовані всередині свердловини в належному місці, забезпечують достатній опір тертя для оперування механізмом автоматичного керування виконавчо-приводного вузла 42 шляхом прикладання зусилля до насосно-компресорної колони. Коли штир 73 приводиться в рух до найнижчої стопорної позиції 79a штиря в профілі керування, конус 45 приводиться в рух до розпірок, видавлюючи їх назовні до обсадної колони, при цьому розпірки діють як якорі всередині стовбура свердловини. Коли розрив пластів виконаний, або коли заякорювання більше не потрібне з іншої причини, конус 45 виводять зі спряження з розпірками, що зміщуються всередину, шляхом переміщення штиря всередині профілю керування до позиції 79b звільнення, в результаті чого забезпечується відведення розпірок 41 від обсадної колони. Заякорювання вузла всередині стовбура свердловини забезпечує належне місце обробки текучим середовищем, а також запобігає переміщенню чашоподібних ущільнень усередині стовбура свердловини, що могло б у противному випадку призвести до передчасного зношування, яке нерідко є причиною виходу з ладу чашоподібних ущільнень у інших інструментах. Під час струминної перфорації якір зазвичай виведений зі спряження, а пропускний клапан відкритий. Коли прикладений тиск текучого середовища, чашоподібні ущільнення стають спряженими з обсадною колоною, а інструментальний вузол залишається зафіксованим, стабілізуючи пристрій струминної перфорації при викиданні абразивного текучого середовища з сопел 81 струминної перфорації. Відкривання і закривання пропускного клапана Пропускний вузол являє собою модифіковану версію клапана вирівнювання, описаного в канадській заявці 2693676, автором якої є автор даної заявки, і яка перебуває на розгляді одночасно з даною заявкою. Необхідно відмітити, що пропускний клапан забезпечує центральний прохід для текучого середовища з колони до більш низької частини стовбура свердловини. Пропускна пробка 51 виконана з можливістю переміщення всередині вузла при прикладанні зусилля до насосно-компресорної колони для відкривання й закривання зазначеного проходу. Необхідно відмітити, що, хоча стан і пропускного клапана, і якоря залежить від прикладання зусилля до насосно-компресорної колони з поверхні, пропускна пробка приводиться в дію спочатку без якого-небудь переміщення штиря 73 всередині паза 74 автоматичного керування. Для ініціювання ізоляції та обробки інтервалу, що представляє інтерес, стовбура свердловини якір вводять у спряження, закриваючи пропускний клапан і стабілізуючи стовбур свердловини. Деякий об'єм обробляючого текучого середовища подають через насоснокомпресорну колону під тиском, що змушує чашоподібні ущільнення ввійти в спряження з обсадною колоною. Текуче середовище, що подається далі, обробляє інтервал, як необхідно. Коли обробка завершена, тиск ізольованої зони вирівнюють із тиском по іншу сторону якоря 7 UA 108664 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 шляхом відкривання клапана 43 вирівнювання, або пропускного клапана 43. Коли текуче середовище проходить із ізольованої зони через пропускний клапан для вирівнювання тисків по обидва боки нижнього чашоподібного ущільнення, чашоподібні ущільнення виходять зі спряження з обсадною колоною. У випадку, коли верхні чашоподібні ущільнення не виходять зі спряження одночасно з нижніми чашоподібними ущільненнями або не виходять зі спряження повністю, позиція інструментального вузла підтримується якорем, який залишається в спряженні з обсадною колоною. Для виводу зі спряження якоря напрямлене вгору зусилля прикладають до насосно-компресорної колони, фізично приводячи в рух штир усередині паза керування до позиції 79b звільнення. Коли клапан вирівнювання відкритий, а якір виведений зі спряження, переміщення інструментального вузла вгору або вниз полегшене, оскільки текучі середовища стовбура свердловини можуть циркулювати через вузол, а також усередині затрубного простору, обмежуючи гідравлічний опір переміщенню всередину стовбура свердловини й зі стовбура свердловини. Пропускний клапан включає пропускну пробку 51, виконану з можливістю переміщення всередині корпуса 55 клапана вирівнювання (див. Фіг. 3a і 3b). Таке переміщення викликається з поверхні шляхом витягування або штовхання колони, яка приєднана до вузла за допомогою головної труби 59, що передає зусилля. Головна труба, що передає зусилля, є в цілому циліндричною і забезпечує відкритий центральний прохід для проходження текучого середовища через корпус із колони. Пропускна пробка 51 зафіксована поверх труби 59, що передає зусилля, формуючи верхній уступ 51a, який обмежує ступінь переміщення пропускної пробки 51 усередині корпуса 55 клапана. Зокрема, верхня стопорна гайка прикріплена до корпуса 55 клапана і забезпечує ущільнення по зовнішній поверхні труби 59, що передає зусилля, утворюючи упор 53a для стиковки з верхнім уступом 51a пропускної пробки. Нижній кінець корпуса 55 клапана зафіксований поверх оправки 60 якоря, яка утворює найнижчу межу, до якої пропускна пробка 51 може переміщатися всередині корпуса 55 клапана. Пропускна пробка 51 закрита на її нижньому кінці 54a і покрита клейовим ущільненням 54b. Суцільний кінець 54a пропускної пробки і клейове ущільнення 54b мають розмір для спряження з внутрішньою поверхнею оправки 60 якоря для запобігання сполучення текучим середовищем між затрубним простором/насосно-компресорною колоною і нижніми ділянками стовбура свердловини, коли пропускна пробка 51 досягла нижньої межі переміщення. Спряження клейового ущільнення 54b з внутрішньою поверхнею оправки 60 запобігає проходженню текучого середовища, але може бути усунуте для відкривання оправки шляхом прикладання достатнього тягнучого зусилля до безперервної насосно-компресорної колони. Це тягнуче зусилля є меншим, ніж тягнуче зусилля, необхідне для виведення зі спряження якоря, через можливість переміщення пропускної пробки 51 усередині корпуса між оправкою 60 і упором 53a. Відповідно, клапан вирівнювання може бути відкритий шляхом прикладання тягнучого зусилля до насосно-компресорної колони, в той час як якірний пристрій залишається спряженим із обсадною колоною стовбура свердловини. Це забезпечує вирівнювання тиску з ізольованою зоною й виведення зі спряження чашоподібних ущільнень без переміщення і ушкодження чашоподібних ущільнень у процесі вирівнювання тиску. Механізм для введення в спряження й виведення зі спряження якоря включає прикладання зусилля (напрямленого або вгору, або вниз) до безперервної насосно-компресорної колони, яке передається трубі 59, що передає зусилля. Іншими словами, профіль 74 керування сформований навколо оправки 60. Штир 73 утримується на місці поверх оправки (всередині профілю керування), наприклад, утримуючим кільцем 76, яке складається з однієї частини або складається з двох частин. Обертальне переміщення штиря всередині профілю керування є незалежним від насосно-компресорної колони, щоб не викликати виникнення крутного моменту в насосно-компресорній колоні. І утримуюче кільце, і профіль керування можуть мати отвори для випускання часток для забезпечення можливості проходження текучого середовища і твердих тіл під час переміщення штиря 73 всередині профілю 74 керування. Різні профілі керування, придатні для приведення в дію пристроїв, що знаходяться всередині свердловини, відомі в рівні техніки. Один підходящий профіль 74 керування показаний на Фіг. 4; він має три послідовні позиції, які повторюються навколо оправки. Отвори 78 для випускання часток можуть бути в різних місцях усередині профілю керування для забезпечення можливості випускання осілих твердих тіл, коли штир 73 ковзає всередині профілю керування. Пази 74 керування є також більш глибокими, ніж зазвичай потрібно на основі лише довжини штиря, що додатково забезпечує місце для накопичення й виведення часток без перешкоджання приведенню в дію ущільнюючого пристрою. 8 UA 108664 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Профіль керування, показаний на Фіг. 4, має три послідовні стопорні позиції штиря, а саме позицію 79a спряження якоря, позицію 79b звільнення і позицію 79c переміщення. Оправка 60 вузла пов'язана з трубою 59, що передає зусилля, і виконана з можливістю переміщення відносно нижнього перевідника 50 із труб на інструмент, який утримує штир 73. Механічний локатор 44 муфт обсадної колони зазвичай забезпечує гальмування по обсадній колоні й забезпечує достатній опір для того, щоб дозволяти штирю 73 ковзати всередині профілю 74 керування, коли трубою 59, що передає зусилля, оперують із поверхні. У варіанті реалізації, показаному на кресленнях, є вигідним те, що труба, яка передає зусилля, пускає в хід як пропускний клапан, так і механізм керування для якірного пристрою при різних зусиллях для можливості вибіркового приведення в дію. Однак інші механізми для забезпечення цієї функції можуть тепер бути запропоновані фахівцями в даній області та входять до об'єму даного винаходу. Компоненти можуть дублюватися всередині вузла і бути розміщеними так, як необхідно, наприклад, шляхом приєднання щонайменше одного запобіжного патрубка всередині вузла. Таке розташування може бути використане для захисту компонентів інструментального вузла від абразивного пошкодження всередині свердловини, наприклад, коли тверді тіла видаляються з перфорацій після обробки під тиском. Наприклад, запобіжні патрубки можуть бути розташовані всередині вузла для приймання початкового абразивного текучого середовища, яке видаляється з перфорацій, коли обробка припинена, і інструмент тягнуть нагору. Інші способи для обробки перфорацій з використанням описуваного в даному документі інструментального вузла (з модифікаціями або без модифікацій) є можливими з використанням знань і досвіду, типових для операторів у цій області техніки. Спосіб для перфорації Інструментальний вузол вводять усередину стовбура свердловини, при цьому штир 73 в профілі керування перебуває в позиції 79. При такому положенні штиря якір утримується в позиції, яка не дозволяє механічним заякорюючим розпіркам спрягатися з обсадною колоною. Відповідно, тертя механічного локатора муфт обсадної колони і фрикційних виступів, які знаходяться на розпірках, долається прикладанням ваги до насосно-компресорної колони, що забезпечує переміщення вузла всередині свердловини до бажаної позиції обробки. Можна відмітити, що пропускна пробка при цьому забезпечує ущільнення по внутрішній поверхні оправки якоря в результаті напрямленого вниз тиску на трубу, що передає зусилля, і опору локатора муфт обсадної колони. Відповідно, пропускний клапан зазвичай закритий при переміщенні в свердловині. Для того, щоб дозволити текучому середовищу, яке подається до насосно-компресорної колони, досягти сопел 81 струминної перфорації, пропускний клапан повинен бути у відкритій позиції. Було відмічено під час використання, що, коли текуче середовище подається до пропускного клапана з великими витратами, тиск усередині клапана зазвичай прагне відкрити клапан. Іншими словами, слід прикладати фізичне зусилля для утримання клапана закритим, наприклад, шляхом введення в спряження якоря. Відповідно, коли потрібна струминна перфорація, клапан відкривають шляхом витягування насосно-компресорної колони вгору в позицію для перфорації. Коли подача текучого середовища ініційована при відкритому пропускному клапані, гідравлічний тиск, що прикладається до насосно-компресорної колони (і через отвори для розриву пластів), змушує чашоподібні ущільнення забезпечити ущільнення по обсадній колоні. Якщо перфорація відсутня всередині цього інтервалу, гідравлічний тиск усередині цього інтервалу підтримується між чашоподібними ущільненнями, заякорюючи інструментальний вузол усередині стовбура свердловини. Наступне текуче середовище, яке перебуває під тиском і яке подається до насосно-компресорної колони, отже, не буде поглинатися ізольованим інтервалом, а буде продавлюватися/викидатися через сопла 81. Текуче середовище, що викидається з сопел, перфорує або еродує обсадну колону і при продовженні подачі текучого середовища може проходити вниз по стовбуру свердловини й виходити зі стовбура свердловини, наприклад, проходячи всередину пласта крізь перфорації, необсаджену свердловину або інші механічно створені отвори в стовбурі свердловини. Як правило, текуче середовище, що викидається з сопел 81, являє собою абразивне текуче середовище, яке зазвичай використовується в технологіях піскоструминної перфорації, відомих у рівні техніки. Необхідно відмітити, що в пропонованих способах інструментальний вузол заякорений під час перфорації за допомогою чашоподібних ущільнень, і в результаті цього в обсадній колоні створюються сфокусовані перфорації. Це є відмінністю від стандартних способів рівня техніки, які не дозволяють заякорювати вузол струминної перфорації під час процесу абразивної перфорації та зазвичай створюють пази або, інакше кажучи, широкі перфорації в обсадній колоні внаслідок переміщення зазначеного пристрою під час перфорації. 9 UA 108664 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Коли перфорація закінчена, подачу текучого середовища зазвичай припиняють, і тиск усередині насосно-компресорної колони й відділеного інтервалу падає. Інструмент можуть потім перемістити для ініціювання додаткової перфорації або для операції обробки. Спосіб розриву пласта Якір вводять у спряження шляхом прикладання тягнучого зусилля до насосно-компресорної колони (і тим самим до труби, що передає зусилля) для переведення якоря в позицію 79b звільнення. Пропускний клапан, таким чином, відкривається під час цього прикладання тягнучого зусилля, оскільки механічне граничне зусилля для оперування пропускним клапаном є меншим, ніж необхідне зусилля для переміщення штиря всередині профілю автоматичного керування. Наступне прикладання напрямленого вниз зусилля до насосно-компресорної колони знову закриває пропускний клапан, а також переводить штир 73 в позицію 79a спряження якоря, переміщаючи пакерний елемент 45 униз до його спряження з механічними розпірками 41 з їх переміщенням назовні до обсадної колони. Коли позиція інструментального вузла всередині свердловини заякорена за допомогою цього, а пропускний клапан закритий, бажаний об'єм текучого середовища подають до пласта шляхом нагнітання текучого середовища через безперервну насосно-компресорну колону. Коли витрати подачі текучого середовища до безперервної насосно-компресорної колони призводять до подачі текучого середовища високого тиску з отворів 11 для розриву пластів, гідравлічний тиск у вузлі розриву пластів перевищує граничний тиск чашоподібного ущільнення, і чашоподібні ущільнення розширюються назовні, забезпечуючи ущільнення по обсадній колоні. Інша частина стовбура свердловини, отже, стає ізольованою від оброблюваного інтервалу для проведення частини обробки, що залишилася. Коли обробка успішно виконана в ізольованому інтервалі, пропускну пробку можуть відкрити шляхом витягування насосно-компресорної колони. Це забезпечує вирівнювання тиску між ізольованим інтервалом і стовбуром свердловини нижче від якоря. Тиск усередині насоснокомпресорної колони можуть також скидати на поверхні. Наступне прикладання тягнучого зусилля до насосно-компресорної колони виводить якір зі спряження за рахунок переміщення штиря 73 в позицію 79b звільнення в профілі керування. Вузол потім можуть переміщати вгору для перфорації та обробки ще одного інтервалу. Для перевірки належного функціонування чашоподібних ущільнень і клапана вирівнювання/пропускного клапана, випробування тиском можуть проводити в неперфорованому сегменті стовбура свердловини перед використанням або між обробками. Іншими словами, текуче середовище подають із моніторингом затрубного тиску, щоб переконатися, що чашоподібні ущільнення забезпечують належне ущільнення. Також можуть випробовувати протікання текучого середовища всередину перфорацій. Зазвичай пропускний клапан являє собою пробку вирівнювання, виконану з можливістю переміщення всередині корпуса клапана. Згідно з прикладом, показаним на фігурах креслень, пробка може бути переміщена з позиції ущільнення, при якій нижній кінець 54a пробки й клейове ущільнення 54b спряжені з оправкою 60, яка знаходиться нижче, до позиції розущільнення, при якій текуче середовище може проходити до зазначеного інтервалу і з зазначеного ізольованого інтервалу до нижньої частини стовбура свердловини. Пробка в робочому стані прикріплена до труби 59, що передає зусилля, яка може приводитися в дію з поверхні для керування позицією пробки 51 вирівнювання всередині корпуса 55 клапана. Верхні чашоподібні ущільнення 20 виконані з можливістю переміщення відносно нижніх чашоподібних ущільнень 30, як показано на Фіг. 1 і 5. У випадку, якщо частки накопичилися вище від верхнього чашоподібного ущільнення, напрямлене вгору зусилля може, як і раніше, бути прикладеним до насосно-компресорної колони для виведення зі спряження якоря завдяки виконаному з можливістю переміщення верхньому ущільнювальному вузлу. Іншими словами, коли текуче середовище високого тиску спочатку подають через отвори для розриву пластів, верхнє чашоподібне ущільнення ковзає вгору перед ущільненням по обсадній колоні. Відповідно, після обробки, якщо верхні чашоподібні ущільнення не можуть вийти зі спряження або якщо надлишок часток присутній вище від верхнього чашоподібного ущільнення, тягнуче зусилля, прикладене до насосно-компресорної колони, забезпечує переміщення верхніх чашоподібних ущільнень до низу інструмента до їхньої найнижчої позиції. Ця незначна гра в позиції верхніх чашоподібних ущільнень зводить до мінімуму ризик викликаного частками виходу з ладу чашоподібних ущільнень або інструмента. Пропонується спосіб для розміщення і використання описаного вище інструментального вузла для перфорації та розриву пластів у стовбурі свердловини. Спосіб зазвичай включає наступні етапи: 10 UA 108664 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 - переміщення інструментального вузла всередині свердловини на попередньо визначену глибину, при цьому інструментальний вузол має оправку з отворами між верхніми і нижніми ущільнювальними елементами; пропускний клапан нижче від ущільнювальних елементів; механічний локатор муфт обсадної колони нижче від нижніх ущільнювальних елементів; щонайменше одне сопло струминної перфорації нижче від пропускного клапана; - спряження ущільнювальних елементів з обсадною колоною стовбура свердловини для ізоляції частини стовбура свердловини між ущільнювальними елементами; - нагнітання текучого середовища до низу насосно-компресорної колони й через отвори для розриву пластів до ізольованої частини стовбура свердловини; - відкривання пропускного клапана для вирівнювання тиску по обидва боки нижнього ущільнювального елемента; - переміщення інструментального вузла всередині цього ж стовбура свердловини й повторення будь-яких або всіх із описаних вище етапів. У місцях, де перфорація обсадної колони є бажаною, наприклад, якщо попередньо виконані отвори або перфорації закриті або якщо новий інтервал стовбура свердловини потребує перфорації, абразивне текуче середовище подають до вузла в нижній частині насоснокомпресорної колони при відкритому пропускному клапані. Абразивне текуче середовище одночасно доставляється до стовбура свердловини через отвори для розриву пластів, вводячи в спряження верхні й нижні чашоподібні ущільнення, і – у мінімальній кількості – через сопла струминної перфорації. Коли чашоподібні ущільнення ввійшли в спряження, ізолювавши інтервал стовбура свердловини між цими чашоподібними ущільненнями, ця неперфорована ізольована зона стає такою, що перебуває під тиском, що дозволяє абразивному текучому середовищу подаватися під високими тисками через сопла струминної перфорації. Відповідно, нові перфорації створюються нижче від ізольованого інтервалу. Інструментальний вузол може потім бути переміщений усередині свердловини для ізоляції та обробки знову сформованих перфорацій при закритому пропускному клапані. Коли є наявним якірний вузол, його використовують для стабілізації положення інструментального вузла під час розриву пластів. І напроти, якір зазвичай не вводять у спряження під час операції піскоструминної перфорації, коли пропускний клапан залишається відкритим. Однак для ініціювання операції піскоструминної перфорації текуче середовище, яке подається до насосно-компресорної колони, спочатку входить до отворів для розриву пластів, вводячи верхні та нижні чашоподібні ущільнення в спряження з обсадною колоною. Це спряження верхніх і нижніх чашоподібних ущільнень, таким чином, діє як якір для операції піскоструминної перфорації, стабілізуючи позицію інструментального вузла всередині свердловини для забезпечення сфокусованих перфорацій. У деяких випадках стовбур свердловини може містити існуючі перфорації, які потребують розриву пласта або іншої обробки текучим середовищем. Однак також можуть бути потрібні додаткові перфорації. Описуваний у даному документі інструмент для закінчування свердловини забезпечує універсальність для роботи як відділяючий і обробляючий інструмент та як пристрій піскоструминної перфорації. Іншими словами, коли пропускний клапан закритий, обрана функція відділяючої ізоляції та обробки. При виникненні проблем у обробці конкретної зони додаткова перфорація може бути створена всередині цієї зони за мінімальний час і з мінімальними витратами просто шляхом належного коректування позиції інструмента, відкривання пропускного клапана і подачі абразивного перфоруючого текучого середовища до насосно-компресорної колони. Коли інтервал був повторно перфорований (пристроєм струминної перфорації), інструментальний вузол переміщають для розташування чашоподібних ущільнень вище і нижче від нової перфорації, і обробка може бути відновлена. Необхідно відмітити, що це коректування плану обробки стовбура свердловини може бути виконане на місці в реальному часі без необхідності введення нових інструментів до свердловини або виклику додаткового технічного персоналу на місце. Хоча інструмент, показаний на фігурах, включає механічний локатор муфт обсадної колони, необхідно розуміти те, що інші пристрої контролю глибини можуть бути використані, а також те, що введення механічного локатора муфт обсадної колони має другу функцію – сприяння приведенню в дію пропускної пробки і якірного пристрою (якщо він є). Локаторні пальці механічного локатора муфт обсадної колони зазвичай призначені для опору руху вздовж обсадної колони, коли інструмент переміщають угору або вниз. Як такий, цей опір руху забезпечує деякий мінімальний ступінь опору тертя, який допомагає приведенню в рух штиря всередині паза керування у відповідь на механічне зусилля, яке прикладається до насоснокомпресорної колони з поверхні. Присутній на місці персонал здійснює моніторинг позиції штиря всередині паза керування і використовує опір руху механічного локатора муфт обсадної колони 11 UA 108664 C2 5 в циклічному переміщенні штиря до позиції в пазі керування, необхідної для приведення в дію якірного пристрою. Описані вище варіанти реалізації даного винаходу наведені лише як приклади. Усі ознаки, елементи і етапи описаних вище варіантів реалізації можуть поєднуватися будь-яким підходящим способом згідно з загальною сутністю ідеї, представленою в даному документі. Зміни, модифікації та варіації можуть бути внесені фахівцями в даній області без виходу за рамки об'єму винаходу, який визначений лише доданою формулою винаходу. ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 1. Інструмент для закінчування свердловини для розміщення всередині стовбура свердловини на насосно-компресорній колоні, який містить - верхні та нижні ущільнювальні елементи, що утворюють відділяючу зону між верхніми та нижніми ущільнювальними елементами; - щонайменше один отвір для обробки всередині відділяючої зони, причому отвори для обробки сполучаються з насосно-компресорною колоною для забезпечення можливості подачі текучого середовища до стовбура свердловини з поверхні; - корпус клапана, встановлений нижче від нижнього ущільнювального елемента, причому корпус клапана утворює прохід для текучого середовища, який сполучається з насоснокомпресорною колоною і з затрубним простором нижче від нижнього ущільнювального елемента для забезпечення можливості вирівнювання тиску між ними; - пропускну пробку, виконану з можливістю переміщення всередині корпуса клапана між відкритою позицією, при якій проходження текучого середовища через корпус є можливим, і ущільненою позицією, при якій проходження текучого середовища через корпус попереджене, при цьому пробка виконана з можливістю приведення її в дію для відкривання або ущільнення проходу шляхом прикладання механічного тиску до насосно-компресорної колони; і - виконаний із можливістю багаторазового введення в спряження якірний пристрій, у робочому стані встановлений нижче від нижнього ущільнювального елемента, для спряження з обсадною колоною стовбура свердловини, причому якірний пристрій виконаний із можливістю керування ним шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони. 2. Інструмент для закінчування свердловини за п. 1, у якому верхні та нижні ущільнювальні елементи являють собою чашоподібні ущільнення, надувні ущільнювальні елементи або стискувані ущільнювальні елементи. 3. Інструмент для закінчування свердловини за п. 1, у якому якірний пристрій містить щонайменше одну заякорюючу розпірку, розташовану навколо оправки якірного пристрою, і виконавчо-привідний конус, виконаний із можливістю переміщення відносно оправки якірного пристрою для спряження зі зміщеними всередину розпірками та приведення в рух зазначених розпірок назовні для спряження з обсадною колоною й тим самим заякорювання інструментального вузла на обсадній колоні. 4. Інструмент для закінчування свердловини за п. 1, у якому якір виконаний із можливістю приведення в дію з поверхні шляхом прикладання механічного зусилля до насоснокомпресорної колони. 5. Інструмент для закінчування свердловини за п. 4, в якому прикладанням механічного зусилля до насосно-компресорної колони забезпечене переміщення штиря всередині профілю автоматичного керування, причому профіль автоматичного керування має стопорні позиції штиря, які відповідають щонайменше двом робочим позиціям якірного пристрою. 6. Інструмент для закінчування свердловини за п. 3, в якому якір виконаний із можливістю приведення в дію з поверхні шляхом прикладання механічного зусилля до насоснокомпресорної колони, причому зазначене механічне зусилля забезпечує переміщення штиря всередині профілю автоматичного керування, причому профіль автоматичного керування має стопорні позиції штиря, які відповідають щонайменше двом позиціям переміщення виконавчопривідного конуса. 7. Інструмент для закінчування свердловини за одним із пп. 1-6, у якому якірний пристрій додатково містить механічний локатор муфт обсадної колони для забезпечення опору тертя, за рахунок чого якірним пристроєм можна керувати шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони з поверхні. 8. Інструмент для закінчування свердловини за одним із пп. 1-7, який додатково містить щонайменше одне сопло струминної перфорації, сформоване у вузлі нижче від корпуса клапана. 12 UA 108664 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 9. Інструмент для закінчування свердловини для розміщення всередині стовбура свердловини на насосно-компресорній колоні, який містить - відділяючий вузол, що містить верхні та нижні ущільнювальні елементи, які утворюють відділяючу зону; - щонайменше один отвір для обробки всередині відділяючої зони відділяючого вузла, причому отвори для обробки сполучаються з насосно-компресорною колоною для забезпечення можливості подачі текучого середовища до стовбура свердловини з поверхні; - пристрій струминної перфорації, у робочому стані прикріплений нижче від відділяючого вузла, причому пристрій струминної перфорації містить трубку, яка має щонайменше одне сопло струминної перфорації, яке сполучається з насосно-компресорною колоною; - корпус клапана між відділяючим вузлом і пристроєм струминної перфорації, причому корпус клапана утворює прохід для текучого середовища між відділяючим вузлом і пристроєм струминної перфорації; - пропускну пробку, виконану з можливістю переміщення всередині корпуса клапана між відкритою позицією, при якій проходження текучого середовища через корпус до пристрою струминної перфорації є можливим, і ущільненою позицією, при якій проходження текучого середовища через корпус попереджене, при цьому пробка виконана з можливістю приведення її в дію для відкривання або ущільнення проходу шляхом прикладання механічного тиску до насосно-компресорної колони. 10. Інструмент для закінчування свердловини за п. 9, який додатково містить виконаний із можливістю багаторазового введення в спряження якірний пристрій для спряження з обсадною колоною стовбура свердловини, причому якірний пристрій виконаний із можливістю керування ним шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони. 11. Інструмент для закінчування свердловини за п. 10, у якому якірний пристрій містить щонайменше одну зміщену всередину заякорюючу розпірку, розташовану навколо оправки якірного пристрою, і виконавчо-привідний конус, виконаний із можливістю переміщення відносно оправки якірного пристрою для спряження зі зміщеними всередину заякорюючими розпірками й приведення в рух зазначених розпірок назовні для спряження з обсадною колоною й тим самим заякорювання інструментального вузла на обсадній колоні. 12. Інструмент для закінчування свердловини за п. 10, у якому прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони забезпечує переміщення штиря всередині профілю автоматичного керування, причому профіль автоматичного керування має стопорні позиції штиря, які відповідають щонайменше двом робочим позиціям якірного пристрою. 13. Інструмент для закінчування свердловини за п. 11, у якому якір виконаний із можливістю приведення в дію з поверхні шляхом прикладання механічного зусилля до насоснокомпресорної колони, причому зазначене механічне зусилля забезпечує переміщення штиря всередині профілю автоматичного керування, причому профіль автоматичного керування має стопорні позиції штиря, які відповідають щонайменше двом позиціям переміщення виконавчопривідного конуса. 14. Інструмент для закінчування свердловини за одним із пп. 10-13, у якому якірний пристрій додатково містить механічний локатор муфт обсадної колони для забезпечення опору тертя, за рахунок чого якірним пристроєм можна керувати шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони з поверхні. 15. Спосіб для обробки стовбура свердловини, який містить наступні етапи: - забезпечення інструментального вузла, що містить верхні та нижні ущільнювальні елементи, встановлені вздовж оправки, які утворюють відділяючу зону між верхніми та нижніми ущільнювальними елементами; щонайменше один отвір обробки у відділяючій зоні для доставки обробляючого текучого середовища до стовбура свердловини з насосно-компресорної колони; корпус клапана, установлений нижче від нижнього ущільнювального елемента, причому корпус клапана утворює прохід для текучого середовища, що сполучається з насоснокомпресорною колоною і з затрубним простором нижче від нижнього ущільнювального елемента для забезпечення можливості вирівнювання тиску між ними; пропускну пробку, виконану з можливістю переміщення всередині корпуса клапана між відкритою позицією, при якій проходження текучого середовища через корпус є можливим, і ущільненою позицією, при якій проходження текучого середовища через корпус попереджене, при цьому пробка виконана з можливістю приведення її в дію для відкривання або ущільнення проходу шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони; і виконаний із можливістю багаторазового введення в спряження якірний пристрій, у робочому стані встановлений нижче від нижнього ущільнювального елемента, для спряження з обсадною колоною стовбура 13 UA 108664 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 свердловини, причому якірний пристрій виконаний із можливістю керування ним шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони; - розташування інструмента для закінчування свердловини всередині свердловини в позиції, в якій верхні та нижні ущільнювальні елементи відокремлюють перфорацію обсадної колони, яка підлягає обробці; - ущільнення проходу для текучого середовища через корпус клапана; - прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони для введення якоря в спряження з обсадною колоною і - подачу обробляючого текучого середовища до насосно-компресорної колони для ізоляції та обробки перфорації. 16. Спосіб за п. 15, який додатково містить етап розущільнення проходу для текучого середовища через корпус клапана для вирівнювання гідравлічного тиску по обидва боки нижнього ущільнювального елемента. 17. Спосіб за п. 15 або п. 16, який додатково містить етап виведення якоря зі спряження з обсадною колоною. 18. Спосіб за одним із пп. 15-17, у якому щонайменше один етап способу повторюють без вилучення інструмента зі стовбура свердловини. 19. Спосіб для обробки стовбура свердловини, який містить наступні етапи: - забезпечення інструмента для закінчування свердловини, який містить відділяючий вузол, що містить верхні та нижні ущільнювальні елементи, які утворюють відділяючу зону; щонайменше один отвір для обробки всередині відділяючої зони, причому отвори для обробки сполучаються з насосно-компресорною колоною для можливості подачі текучого середовища через отвори для обробки з поверхні; пристрій струминної перфорації, в робочому стані прикріплений нижче від відділяючого вузла, причому пристрій струминної перфорації містить трубку, яка має щонайменше одне сопло струминної перфорації, яке сполучається з насосно-компресорною колоною; корпус клапана між відділяючим вузлом і пристроєм струминної перфорації, причому корпус клапана утворює прохід для текучого середовища між відділяючим вузлом і пристроєм струминної перфорації; пропускну пробку для ущільнення з можливістю розущільнення проходу для текучого середовища через корпус клапана, причому пробка виконана з можливістю керування нею шляхом прикладання механічного тиску до насосно-компресорної колони; - розташування інструмента для закінчування свердловини всередині стовбура свердловини поблизу зони, що представляє інтерес, і - подачу текучого середовища до насосно-компресорної колони. 20. Спосіб за п. 19, у якому прохід для текучого середовища між відділяючим вузлом і пристроєм струминної перфорації ущільнюють, коли текуче середовище подають до насоснокомпресорної колони, так що текуче середовище подається до стовбура свердловини лише у відділяючій зоні. 21. Спосіб за п. 19, у якому прохід для текучого середовища між відділяючим вузлом і пристроєм струминної перфорації розущільнюють, коли текуче середовище подають до насосно-компресорної колони, так що текуче середовище подається до стовбура свердловини у відділяючій зоні, а також через сопла в пристрої струминної перфорації. 22. Спосіб за п. 19, у якому інструмент додатково містить виконаний із можливістю багаторазового введення в спряження якірний пристрій, у робочому стані прикріплений нижче від нижнього чашоподібного ущільнення, для спряження з обсадною колоною стовбура свердловини з метою стабілізації інструмента всередині обсадної колони, причому якірний пристрій виконаний із можливістю керування ним шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони; і спосіб додатково містить етап прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони для введення якоря в спряження з обсадною колоною. 23. Спосіб для перфорації та обробки стовбура свердловини, який містить наступні етапи: - забезпечення інструментального вузла, розміщеного на насосно-компресорній колоні, причому інструментальний вузол містить відділяючий ізолюючий пристрій, пристрій піскоструминної перфорації та пропускний клапан між ізолюючим пристроєм і пристроєм піскоструминної перфорації; - введення в спряження відділяючого ізолюючого пристрою всередині свердловини в перфорації, яка підлягає обробці; - нагнітання текучого середовища до насосно-компресорної колони при закритому пропускному клапані для запобігання проходженню зазначеного текучого середовища до пристрою піскоструминної перфорації; 14 UA 108664 C2 5 10 15 20 - після закінчення обробки перфорації - відкривання пропускного клапана для забезпечення розсіювання гідравлічного тиску у відділяючому пристрої. 24. Спосіб за п. 23, в якому відділяючий ізолюючий пристрій містить верхні та нижні чашоподібні ущільнення навколо відділяючої зони. 25. Спосіб за п. 23, який додатково містить наступні етапи: - ідентифікація інтервалу стовбура свердловини, який необхідно перфорувати; - розташування інструментального вузла в інтервалі стовбура свердловини, який необхідно перфорувати; - відкривання пропускного клапана; - нагнітання абразивного текучого середовища до низу насосно-компресорної колони через пропускний клапан і пристрій струминної перфорації для перфорації інтервалу стовбура свердловини. 26. Спосіб за одним із пп. 23-25, у якому щонайменше один етап способу повторюють без вилучення інструмента зі стовбура свердловини. 27. Спосіб за одним із пп. 23-26, у якому інструмент додатково містить виконаний із можливістю багаторазового введення в спряження якірний пристрій для спряження з обсадною колоною стовбура свердловини з метою стабілізації інструмента всередині обсадної колони, причому якірний пристрій виконаний із можливістю керування ним шляхом прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони; і спосіб додатково містить етап прикладання механічного зусилля до насосно-компресорної колони для введення якоря в спряження з обсадною колоною. 15 UA 108664 C2 16 UA 108664 C2 17 UA 108664 C2 Комп’ютерна верстка М. Шамоніна Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 18