Горизонтально-вертикальная насосная система для извлечения скважинной текучей среды

Горизонтально-вертикальная насосная система для извлечения скважинной текучей среды

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к способу перекачивания скважинной текучей среды и системе для добычи текучих сред из скважины, имеющей по меньшей мере одну по существу вертикальную секцию и по меньшей мере одну по существу горизонтальную секцию.

Известно в области техники добычи нефти и газа использование насосов, размещенных в самой глубокой точке вертикально ориентированной скважины или в начальном участке горизонтального ствола горизонтально ориентированного интервала для перемещения добытых жидкостей из пласта на поверхность. Известны традиционные решения вертикального искусственного подъема. Различные механические насосы, такие как штанговые насосы, винтовые насосы кавитационного типа, электрические погружные насосы или гидроприводные насосы широко используются в нефтегазовой промышленности.

Имеются множественные преимущества стратегии использования горизонтального бурения и эксплуатационного оборудования для завершения и эксплуатации скважин. Горизонтальная скважина позволяет максимизировать контакт с пластом путем создания скважины, которая повторяет направление мощности продуктивного пласта. Типичный горизонтальный план скважины также обеспечивает траекторию скважины для поперечного пересечения плоскостей естественного растрещивания пласта и, таким образом, максимизацию эффективности стимулирования растрещивания и размещения расклинивающего агента и, таким образом, повышение общей производительности.

Основное преимущество горизонтально ориентированной скважины состоит контакте увеличенной части пласта со скважиной при использовании одиночной вертикальной родительской буровой скважины, чем это возможно с использованием нескольких вертикально ориентированных скважин, пробуренных в том же пласте. Однако, для максимизации указанного преимущества поведение скважины должно быть пропорциональным поведению вскрытого скважиной продуктивного пласта. Как известно в указанной области техники, отношение скважинного обнажения к производительности скважины не является прямо пропорциональным для горизонтально ориентированных скважин.

Обычно продукцию из горизонтальных скважин добывают путем использования энергии коллектора, пока скважина обеспечивает начальный дебит. Если режим вытеснения пласта является недостаточным или быстро истощается, дебит горизонтального сегмента скважины снижается, если используют одиночное входное отверстие насоса, размещенное в начальном участке или рядом с начальным участком горизонтальной скважины. Для применения действующего на пласт противодавления посредством вертикальной и переходной секция скважины альтернативно используют другие традиционные известные лифтовые решения, такие как плунжерный подъем и газлифтный подъем. Для разгрузки или очистки горизонтальной секции скважины при неравномерном дебете используют другие средства, такие как струйные насосы.

Известные средства для добычи из горизонтальной скважины почти не влияют на пласт за пределами начального участка горизонтального ствола. На фиг. 1 (Уровень техники) показана типичная горизонтальная скважина с одиночным известным насосом, расположенным в вертикальной секции скважины. В данном случае депрессия ограничивается областью в начальном участке горизонтального ствола скважины. Давление депрессии также ограничивается теоретическим давлением пара откачиваемой текучей среды.

В газовой скважине, имеющей горизонтальную секцию, существует много потенциальных сложностей, которые могут привести к недостаточной производительности скважины. Газовые скважины часто осложнены наличием воды в забое, поступлением воды при стимуляциях растрещивания или из активных источников воды, наличием конденсатов или газоконденсатных жидкостей. В газовых месторождениях для подъема жидкостей, связанных с продукцией, необходимо иметь достаточную энергию для генерирования эмульсионного режима в горизонтальном продуктивном стволе скважины. Очень часто для подъема относительно небольшого ежедневного объема текучей среды требуется значительный расход газа, который не может поддерживаться при долгосрочной эксплуатации скважины.

Поскольку большая часть горизонтальных газовых скважин не отличаются необходимой транспортной скоростью, они часто подвержены действию переходных потоков, таких как стратифицированный и пробковый потоки. Этот тип продукционного режима является крайне неэффективным, поскольку в данном случае формируются пробки и пустоты вдоль горизонтальной трубы, в результате чего газ прорывается и прерывистым способом мигрирует вдоль горизонтального ствола и под напором жидкости поднимается к поверхности, вызывая неравномерный профиль перепада давлений между соседними областями в стволе скважины и горизонтальном продукционном плече.

Продуктивная нефтяная скважина, горизонтальная или вертикальная, при длительной эксплуатации рано или поздно проходит через свой пузырьковый этап. Когда это происходит, наблюдается выход газа из раствора, и в пласте образуются по меньшей мере две отдельные фазы (газ и нефть), что приводит установлению режима газовой шапки. Эффективная добыча из пластов такого типа достигается путем тщательного управления истощением режима газовой шапки, которое может быть отслежено по соотношению добытых газа и жидкостей. В традиционной жидкотекучей скважине с режимом газовой шапки текучие среды могут быть мобилизованы путем применения к пласту газонапорного режима и могут перемещаться вдоль линии наименьшего сопротивления к поверхности. Это приводит к непропорциональной продукции пласта в начальном участке горизонтального ствола скважины. Как показано на фиг. 2 (Уровень техники), начало процесса преждевременного истощения пласта в начальном участке горизонтального ствола ускорено из-за одиночного расположения депрессии в скважине, размещенной в области начального участка горизонтального ствола. Такой продукционный режим существует в течение всей продолжительности эксплуатации скважины вплоть до полного истощения начального участка горизонтального ствола, и режим газовой шапки в начальном участке горизонтального ствола нарушается, как схематично показано на фиг. 3 (Уровень техники). Режим газовой шапки нарушается в результате увеличения отношения газ/жидкость. Такой сценарий часто приводит к существенному повреждению вертикального насосного оборудования из-за газовых пробок и газовых ударов. В конечном счете газонапорный режим пласта истощается с оставлением неизвлеченной текучей среды (остатков) в пространстве пласта дальше от начального участка горизонтального ствола, что приводит, таким образом, к снижению коэффициента нефтеотдачи и осаждению нефти в пласте.

Таким образом, существует необходимость в надежном способе перекачивания и системе для извлечения жидкостей из скважин различных конфигураций, включая горизонтальные скважины, который устраняет гидравлические проблемы, присущие скважинам этого типа, для достижения характеристик скважины, близких к пропорциональным контакту скважины с пластом.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В общих чертах, варианты реализации настоящего изобретения содержат способ и систему для добычи текучих сред от скважины, пересекающей пласт и имеющей вертикальную секцию, горизонтальную секцию и переходную секцию.

Согласно одному аспекту настоящего изобретения предложена насосная система для добычи текучих сред из пласта с использованием скважины, имеющей вертикальную секцию с обсадной колонной, определяющей затрубное пространство, переходную секцию и горизонтальную секцию, и эксплуатационной колонны, имеющей вертикальную секцию и горизонтальную секцию, содержащая:

(a) эксплуатационное оборудование в нижней части вертикальной секции или в переходной секции скважины, содержащее изолирующее устройство в затрубном пространстве, сепаратор газа/жидкости для приема добываемых жидкостей из горизонтальной секции и вертикальный всасывающий насос, имеющий вход в затрубном пространстве над изолирующим устройством;

(b) непрерывный путь потока от конца эксплуатационной колонны до вертикальной секции;

(c) по меньшей мере один горизонтальный насос в горизонтальной секции, имеющей вход, открытый в пласт, и выход, открытый в непрерывный путь потока;

(d) причем длина горизонтального участка скважины эксплуатационной колонны закрыта для пласта, за исключением через указанный по меньшей мере один горизонтальный насос.

В одном варианте реализации горизонтальная секция эксплуатационной колонны содержит начальный сегмент, конечный сегмент и по меньшей мере один промежуточный сегмент, расположенный между начальным сегментом и конечным сегментом, причем каждый сегмент содержит горизонтальный насос. В одном варианте реализации каждый сегмент горизонтальной секции отделен от смежного сегмента посредством изолирующего устройства в затрубном пространстве.

В одном варианте реализации система дополнительно содержит систему управления для управления расходами насосной системы каждого горизонтального насоса и вертикального всасывающего насоса. Система управления может содержать установленное на поверхности устройство, во-первых, для управления высотой текучей среды в затрубном пространстве вертикальной секции над изолирующим устройством, и, во-вторых, для управления состояниями притоков вдоль горизонтальной секции.

Согласно другому аспекту настоящего изобретения предложена насосная система для добычи текучих сред из пласта с использованием скважины, имеющей вертикальную секцию с обсадной колонной и горизонтальную секцию, сообщающуюся с затрубным пространством скважины, и эксплуатационной колонны, имеющей вертикальную секцию и горизонтальную секцию, определяющую непрерывный путь потока от ее конца до вертикальной секции, содержащая:

(a) множество горизонтальных насосов, работающих параллельно в горизонтальной секции, каждый из которых имеет вход, открытый в пласт, и выход, открытый в путь потока в горизонтальном участке скважины;

(b) причем непрерывный путь потока закрыт для пласта, за исключением через горизонтальные насосы.

Согласно другому аспекту настоящего изобретения предложен способ добычи текучих сред из пласта с использованием скважины, имеющей вертикальную секцию и горизонтальную секцию, и эксплуатационной колонны, имеющей вертикальную секцию и горизонтальную секцию, содержащую по меньшей мере начальный сегмент и конечный сегмент, причем вертикальная секция скважины изолирована от горизонтальной секции, включающий этапы, согласно которым:

(a) изолируют эксплуатационную колонну от пласта,

(b) перекачивают текучую среду из пласта рядом с конечным сегментом скважины в конечный сегмент эксплуатационной колонны и в направлении к начальному сегменту и

(c) перекачивают текучую среду из пласта рядом с начальным сегментом скважины в начальный сегмент эксплуатационной колонны и в направлении к вертикальной секции и

(d) перекачивают текучую среду в вертикальной секции к поверхности.

В одном варианте реализации способ включает дополнительный этап, согласно которому разделяют жидкости и газы в вертикальной секции и перекачивают жидкости вдоль вертикальной секции к поверхности с оставлением газов в затрубном пространстве.

В одном варианте реализации горизонтальная секция эксплуатационной колонны имеет три или большее количество сегментов, включая начальный сегмент, конечный сегмент и один или большее количество промежуточных сегментов, причем текучую среду перекачивают из пласта рядом с каждым сегментом эксплуатационной колонны в данный сегмент. Скорость нагнетания каждого насоса в каждом сегменте горизонтального участка скважины является различной для регулирования давления в пласте вдоль горизонтальной секции. Каждый сегмент отделен от смежного сегмента с использованием изолирующего устройства в горизонтальном затрубном пространстве скважины.

В одном варианте реализации скорость нагнетания в каждом из конечного сегмента, начального сегмента и любом из промежуточных сегментов, а также в вертикальной секции может быть независимо изменена в ответ на состояния потока и давления в каждом горизонтальном сегменте.

В одном варианте реализации способ дополнительно включает этапы, согласно которым измеряют, принимают и обрабатывают информацию о продукции в нижней части ствола скважины, собранную в выбранных местоположениях в горизонтальном участке скважины и в вертикальной секции, и регулируют скорости нагнетания по меньшей мере в одном из вертикальной секции, конечного сегмента, начального сегмента или в каждом из промежуточных сегментов для оптимизации производительности горизонтальной скважины вдоль всей ее длины.

Согласно другому аспекту настоящего изобретения предложена система мембранного насоса для использования при откачивании жидкостей из скважины, содержащая:

(a) по меньшей мере один насосный агрегат, имеющий жесткий корпус, центральный внутренний сердечник и гибкую мембрану, расположенную внутри указанного корпуса, причем мембрана ограничивает снабженную уплотнением активационную камеру с жестким корпусом и внутренней продукционной камерой, при этом продукционная камера содержит входное отверстие для текучей среды и выходное отверстие для текучей среды;

(b) активационный трубопровод, сообщающийся по текучей среде с активационной камерой;

(c) выпускной трубопровод, сообщающийся по текучей среде с активационной камерой;

(d) продукционный трубопровод, сообщающийся по текучей среде с выходным отверстием для текучей среды продукционной камеры; и

(e) по меньшей мере один обратный клапан, связанный с любым или с обоими из входного отверстия для текучей среды или выходного отверстия для текучей среды продукционной камеры.

В одном варианте реализации имеется обратный клапан, связанный с каждым из входного отверстия для текучей среды и выходного отверстия для текучей среды, причем каждый обратный клапан работает независимо от других клапанов.

В одном варианте реализации внутренний сердечник определяет проход для продукционной текучей среды и полую внутреннюю часть, которая сообщается с продукционным трубопроводом.

В одном варианте реализации насосная система дополнительно содержит расположенное на поверхности хранилище для активационной текучей среды под повышенным давлением или непрерывный источник активационной текучей среды под повышенным давлением, сообщающиеся по текучей среде с активационным трубопроводом, и направленный регулирующий активационную текучую среду клапан для управления потоком активационной текучей среды в активационном трубопроводе. Расположенное на поверхности хранилище сообщается по текучей среде с выпускным трубопроводом, и активационная текучая среда циркулирует в замкнутой системе. Согласно другому варианту реализации в открытой системе выпускной трубопровод может иметь вентиляционный выход в атмосферу, или отработанную активационную текучую среду собирают для использования иным способом. Активационная текучая среда содержит гидравлическую текучую среду или газ, такой как углекислый газ, природный газ или азот.

Способы согласно настоящему изобретению могут быть использованы в соединении с нетрадиционными или усовершенствованными способами добычи нефти, такими как гравитационный дренаж с применением пара, заводнение со смешиванием фаз, нагнетание (непрерывное или циклическое) пара, газа или воды.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На чертежах подобные элементы обозначены подобными позиционными номерами. Чертежи не обязательно являются масштабированными и составлены прежде всего для иллюстрации принципов настоящего изобретения. Кроме того, каждый из показанных вариантов реализации является всего лишь одной из многих возможных компоновок, использующих основные принципы настоящего изобретения. Чертежи кратко описаны следующим образом:

На фиг. 1 (Уровень техники) схематически показана горизонтальная скважина с изображением контакта газа и нефти, границы пласта и одноточечной депрессии вертикально расположенного перекачивающего насоса.

На фиг. 2 (Уровень техники) схематически показана горизонтальная скважина с изображением начала процесса истощения в начальном участке горизонтального ствола из-за одноточечной депрессии/входа в начальном участке горизонтального ствола.

На фиг. 3 (Уровень техники) схематически показана горизонтальная скважина с изображением уменьшающегося притока в результате неуправляемых состояний давления вдоль горизонтальной скважины в пласте с газовой шапкой/ водонапорным режимом.

На фиг. 4 схематически показана скважина, имеющая вертикальную секцию, переходную секцию и горизонтальную секцию.

На фиг. 5 показана скважина, показанная на фиг. 4, разделенная в нижней части вертикальной секции, с вертикальным всасывающим насосом.

На фиг. 6 показан график, отражающий изменение давления Pw в кольцевом пространстве скважины вдоль горизонтального ствола.

На фиг. 7 схематически показаны притоки отдельных зон в горизонтальном эксплуатационном оборудовании, которые механически действуют на давления потоков в скважине.

На фиг. 8 показан график, отражающий перепад давления в горизонтальном стволе от начального участка до конечного участка из-за фрикционных потерь потока в эксплуатационной трубе.

На фиг. 9 показана скважина, показанная на фиг. 5, с множеством горизонтальных насосов в горизонтальной секции, и вертикальное подъемное устройство, размещенное в нижней части вертикальной секции.

На фиг. 10 показан график, отражающий изменения давления в затрубном пространстве скважины вдоль длины горизонтального участка скважины, показанной на фиг. 9.

На фиг. 11 показан график, отражающий изменения давления в скважине и эксплуатационной колонне, показанных на фиг. 5.

На фиг. 12 показан график, отражающий изменения давления в скважине и эксплуатационной колонне, показанных на фиг. 9.

На фиг. 13 схематически показан один вариант реализации системы согласно настоящему изобретению.

На фиг. 14 показана функциональная схема одного варианта реализации горизонтального насосного узла согласно настоящему изобретению.

На фиг. 15 показан подробный вид горизонтального участка скважины согласно одному варианту реализации настоящего изобретения.

На фиг. 16 схематически показан вид одного варианта реализации настоящего изобретения.

На фиг. 17 показан дополнительный вид варианта реализации, показанного на фиг. 16.

На фиг. 18 показывает схематическое представление мембранного насоса.

На фиг. 19 схематически показан мембранный насос, установленный в вертикальную скважину и погруженный в жидкость.

На фиг. 20А схематически показан мембранный насос в продольном разрезе, и на фиг. 20В показан поперечный разрез насоса.

На фиг. 21А и 21В показаны виды варианта реализации, показанного на фиг. 20А и 20В, с мембраной под повышенным давлением.

На фиг. 22А показан в разрезе один вариант реализации мембранного насоса, и на фиг. 22В и 22С показаны поперечные разрезы вдоль линий В-В и А-А соответственно, показанных на фиг. 22А.

На фиг. 23 схематически показан вид одиночного мембранного насоса, установленного в вертикальной скважине.

На фиг. 24 схематически показан вид различных мембранных насосов, установленных в вертикальной скважине.

На фиг. 25 схематически показан вид различных мембранных насосов, установленных в горизонтальный сегмент скважины.

На фиг. 26 схематически показан вид различных мембранных насосов в параллельной конфигурации.

На фиг. 27 схематически показан вид одиночного мембранного насоса, установленного в сепаратор.

На фиг. 28 схематически показан вид, показанный на фиг. 27, с жидкостью, удаленной из сепаратора.

На фиг. 29 показан один вариант реализации, в котором различные мембранные насосы установлены вдоль вертикального сегмента и вдоль горизонтальных сегментов скважины.

На фиг. 30 схематически показан вид насосной системы согласно одному варианту реализации настоящего изобретения, в которой активационная система имеет конструкцию замкнутого контура.

На фиг. 31 показан другой вариант реализации насосной системы, в которой активационная система имеет конструкцию открытого контура.

На фиг. 32 показан разрез затрубной продукционной/активационной линии согласно другому варианту реализации.

На фиг. 33 показан разрез смежных продукционных/активационных линий согласно другому варианту реализации.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к способу и системе для откачивания для добычи текучих сред из скважин, имеющих вертикальную секцию и горизонтальную секцию. При описании настоящего изобретения все термины, не определенные в настоящей заявке, имеют общие признанные в данной области техники значения. Конкретный вариант реализации или конкретный способ использования согласно настоящему изобретению до степени, в которой они представлены в настоящем описании, являются только иллюстративными и не ограничивают заявленное изобретение.

На фиг. 4 показан упрощенный чертеж скважины, имеющей эксплуатационный участок, который содержит три геометрические секции: вертикальную секцию, за которой следует изогнутая переходная секция, и горизонтальную секцию. Фактическая вертикальная глубина скважины равна h1+h2. Эффективная продуктивная длина L измеряется в горизонтальной секции от начального участка H горизонтального ствола до конечного участка Т горизонтального ствола. В данном примере пластовое давление Pr является недостаточным для эксплуатации скважины фонтанным способом. При условии, что в данном случае устье скважины является открытым для атмосферного давления, уровень столба жидкости высотой h2 прямо пропорционален пластовому давлении с соотношением:

Pr=ρ×g×h2,

где: ρ = объемная плотность текучей среды и g = гравитационное ускорение.

Для добычи текучих сред из коллектора необходима некоторая форма искусственного подъема для преодоления гидростатического напора столба текучей среды высотой h1 в скважине. Минимальное приложенное давление при механизированной эксплуатации равно статическому гидравлическому давлению для этой высоты:

ΔPal>ρ×g×h1.

Практически, для эффективной эксплуатации скважины, схематично показанной на фиг. 4, перепад приложенного давления искусственного подъема будет выше, чем указанный теоретический минимум, или, с другой стороны, положение искусственного подъема будет ближе к вертикальной глубине горизонтального ствола. Вертикальная система искусственного подъема должна также компенсировать любые потери гидродинамического давления или другие эффекты потока в скважине.

На фиг. 5 схематично показана скважина, показанная на фиг. 4, с добавлением насоса, размещенного в вертикальной секции скважины. Насос также может быть размещен в переходной секции, но в силу технических и эксплуатационных причин обычно предпочтительным является размещение насоса непосредственно над переходной секцией. Перепад давления, созданный насосом между его входом (3) и выходом (2), обеспечивает приложенное давление искусственного подъема в вертикальной секции. При действии насоса создается перепад давлений между Pr (пластовым давлением) и Pw (давлением в скважине) ниже насоса. Указанный перепад давлений, который в настоящей заявке называется депрессией, является движущей силой, которая принуждает текучую среду протекать из пласта в скважину.

На фиг. 6 показана диаграмма, иллюстрирующая (без соблюдения масштаба), упрощенную модель Pr и Pw как функцию положения вдоль горизонтального ствола скважины. В показанной модели учтены множественные упрощающие допущения, включая помимо прочего: однородность пласта, равномерность эффекта геометрических границ пласта вдоль скважины, постоянство граничного эффекта вдоль скважины и однофазное состояние добываемой текучей среды.

Количество текучей среды, входящей в ствол скважины в единицу времени на единицу длины ствола скважины, является функцией депрессии и в целом может быть выражена диаграммами характеристик притока (IPR), которые отображают конкретные соотношения между депрессией и расходом Q для скважины, которые обычно называются Моделью притока по Фогелю. Без учета нарушения проницаемости в приствольной части пласта в границе скважины, расход q является квазипропорциональным депрессии в области низкой депрессии и может быть выражен как:

PI(x)=Q(x)/(Pr-Pw(x)), или

Q(x)=PI(x)*(Pr-Pw(x));

при этом:

PI(х) - Коэффициент продуктивности вдоль Х-координаты скважины в квазистационарном режиме, полученный из пробной эксплуатации скважины, и

Q(x) - Удельный расход вдоль Х-координаты скважины;

Pr-Pw(x)=Drw(x) - Перепад давления (депрессия) вдоль Х-координаты скважины.

Поток текучей среды в горизонтальной секции страдает от механических потерь из-за трения. Простое соотношение для потока текучей среды в трубе с учетом гидравлических потерь приведено ниже для условий ламинарного потока. Это уравнение используют для получения упрощенного отношения между горизонтальной продуктивной длиной, числом продуктивных интервалов и потерями давления из-за трение в скважине. Некоторые аргументы в этом уравнении, а именно вязкость, длина и радиус скважины, могут быть приняты как постоянные значения при рассмотрении одиночной скважины с множеством входных продуктивных отверстий и полной однородностью.

Проиллюстрированное на фиг. 7, представленное ниже уравнение может быть использовано для аппроксимации перепада давлений на длине продуктивного участка.

где:

μ - вязкость текучей среды;

R - радиус обсаженного ствола скважины;

Q - расход;

L - длина продуктивного участка;

δР - перепад давлений на продуктивном участке.

Эти отношения в величинах перепада давлений между конечным и начальным участками горизонтального ствола и расхода проиллюстрированы на фиг. 7;

где:

Q_A=Q₁

Q_B=Q₁+Q₂

Q_C=Q₁+Q₂+Q₃

Pw(T) - Полное давление в конечном участке горизонтального ствола скважины;

Pw(H) - Полное давление в начальном участке горизонтального ствола скважины.

Гидродинамическое давление в точках а, b, с вдоль скважины пропорционально расходу текучих сред вдоль скважины в соответствии со следующими соотношениями:

С учетом того, что Q₁=Q₂=Q3=Q, могут быть получены соотношения для каждого из дискретных интервалов (a, b и с) вдоль горизонтального ствола продуктивной скважины:

На фиг. 8 показано графическое представление данного простого соотношения между длиной скважины, расходом и потерями напора от трения в трубе. График на фиг. 8, как и на фиг. 6, показывает сужение разности давлений от начального участка горизонтального ствола к конечному участку. Причина заключается в гидродинамическом трении и изменении гидродинамических сил вдоль эксплуатационного участка. Специалисты могут использовать имеющееся в продаже программное обеспечение для моделирования и оценки характеристик депрессии в зависимости от различных переменных, включая помимо прочего расход, тип текучей среды, конфигурацию скважины и проницаемость в скважине/контуре пласта (также называемую скин-фактором).

Неоднородная депрессия вызывает неоднородную скорость притока в скважину и, следовательно, субоптимальную производительность некоторых областей скважины. Эти неблагоприятные результаты давления являются утяжеляющими и увеличиваются с расстоянием, измеренным от начального участка горизонтального ствола. Указанная повышенная депрессия в начальном участке горизонтального ствола может привести к ускоренному перемещению газонефтяного контакта внутри пласта в область начального участка горизонтального ствола, что приводит к более раннему началу процесса появления газа.

Решение, предложенное в настоящем изобретении, состоит в осуществлении управляемой депрессии вдоль горизонтальной секции скважины. В одном варианте реализации данное решение для горизонтальной секции комбинировано с решением, состоящим в вертикальном подъеме в вертикальной секции. Эксплуатационные потоки в вертикальной и горизонтальной секциях различаются по своим физическим свойствам. Для подъема в вертикальной секции скважины требуется относительно большая мощность из-за необходимости перемещения жидкостей в вертикальном направлении. Длина и строение горизонтального участка скважины определяют задачу транспортировки текучей среды в горизонтальном направлении, для которой требуется намного меньший напор и, следовательно, требуется намного меньшая номинальная мощность.

Варианты реализации системы и способа согласно настоящему изобретению могут быть использованы в соединении с нетрадиционными или усовершенствованными способами извлечения нефти, такими как гравитационный дренаж с применением пара, заводнение со смешиванием фаз, закачивание (непрерывное или циклическое) пара, газа или воды.

Варианты реализации системы и способа согласно настоящему изобретению также могут быть использованы в море, включая, случаи, в которых устье скважины расположено на морском дне.

В одном варианте реализации настоящее изобретение содержит насосную систему, содержащую эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, имеющую вертикальную секцию, горизонтальную секцию и криволинейную или переходную секцию. Длина горизонтального участка скважины разделена по меньшей мере на начальный сегмент и конечный сегмент. Горизонтальный участок насосно-компрессорной колонны содержит непрерывный поток текучей среды, протекающей от конечного участка горизонтального ствола к его начальному участку, который не подвержен действию пластового давления, за исключением пути, проходящего сквозь горизонтальный насос. Горизонтальный насос установлен в каждом из начального сегмента и конечного сегмента, а также в промежуточных сегментах. Горизонтальные насосы имеют вход, открытый в затрубное пространство скважины, и выход, открытый в горизонтальный непрерывный поток. Непрерывный поток не подвержен действию пластового давления, кроме как посредством горизонтальных насосов, т.е., текучая среда попадает в горизонтальный участок скважины только из горизонтальных насосов. В результате, пластовое давление не превышает потери давления механического закачивания и потери потока в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне. Поскольку пласт не превышает указанные потери, депрессия, приложенная к пласту, является более однородной вдоль длины горизонтального участка скважины.

В одном варианте реализации длина горизонтального участка скважины разделена на сегменты, ограниченные сегментом начального участка горизонтального ствола в одном конце, и сегментом конечного участка горизонтального ствола в его конце. Каждый сегмент содержит горизонтальный насос. В результате, в различных местах вдоль горизонтального участка скважины обеспечено регулирование давления. Указанное регулирование давления имеет форму квазиоднородной депрессии вдоль боковой длины в случаях идеально однородных (гомогенных) условий пласта. Такое решение также может быть осуществлено в форе зонального управления депрессией, подходящего для различных участков пласта, которые пересекаются скважиной. Такое распределение может обеспечивать квазиравновесное состояние для эффективной добычи и управления режимом газовой шапки внутри эксплуатируемого пласта. В случае неоднородности пласта размещение насосов и/или управление ими могут быть использованы для управления состояниями притока на основании на фактического притока пласта.

В основном, горизонтальные насосы действуют параллельно, и каждый из них закачивает текучую среду в непрерывную горизонтальную часть насосно-компрессорной колонны, как схематично показано на фиг. 26. Такой подход позволяет выполнить насосную систему с возможностью выборочного перекачивания жидкостей из любой точки вдоль горизонтального сегмента скважины, в которой они могут накапливаться, а также добываемых жидкостей, на поверхность. Параллельная схема включения насосов также умножает общую мощность потока текучей среды, добытой из скважины посредством упорядоченной совокупности любого количества насосов. В параллельной конфигурации полная общая мощность потока текучих сред из скважины, которая может быть обеспечена насосами, равна сумме максимальных мощностей потоков добытых жидкостей, индивидуально обеспеченных каждым насосным блоком. Общая производительность упорядоченной совокупности насосов в параллельной конфигурации равна числу насосов, умноженных на объемную пропускную способность одиночного насоса.

В одном варианте реализации, в частности, в газовой скважине может быть размещена и использована упорядоченная совокупность горизонтальных насосов для откачивания жидкостей из любых сепараторов, присутствующих в боковой (горизонтальной) секции скважины, и доставки указанных жидкостей к вертикальному всасывающему насосу. Схема указанного откачивания жидкостей из различных сепараторов в скважине показана на фиг. 27 и 28.

Вертикальные отклонения по высоте различных сепараторов обычно являются неравными; сепараторы представляют собой локальные минимумы (углубления) в конфигурации скважины, в которых накапливаются добытые жидкости. Конфигурация скважин обычно известна перед процессом заканчивания скважины. Входы насосов должны быть разнесены на некоторое расстояние вдоль скважины для извлечения жидкости из самого нижнего места внутри каждого из сепараторов для максимизации жидкости, добытой из скважины, и минимизации ограничений потока, вызванных уменьшением поперечного сечения потока газа.

На фиг. 9 показано добавление множества горизонтальных насосов, размещенных в горизонтальной секции скважины. Насосы могут быть приблизительно одинаково расположены на расстоянии друг от друга для оптимизации притока из пласта. Разнесение насосов в основном может быть неравномерным, т.е. насосы могут быть расположены на расстояниях друг от друга, которые зависят от конфигурации скважины и пласта, а также свойств текучей среды. Каждый насос собирает текучие среды в основном в равной пропорции в горизонтальной скважине на стороне всасывания и выпускает указанные текучие среды с повышенным давлением в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну. На фиг. 9 также показан вертикальный всасывающий насос, размещенный в вертикальной секции скважины. Основное назначение этого насоса состоит в создании подъемной силы для подъема текучей среды из переходной секции на поверхность. На фиг. 10 показано, что Pr имеет постоянное значение (при допущении однородности коллектора), и Pw имеет почти постоянное значение вдоль горизонтали благодаря распределенной депрессии, созданной множеством горизонтальных насосов.

График на фиг. 11 показывает изменение давления, связанное с известной продуктивной схемой, содержащей одиночный вертикальный всасывающий насос, создающий депрессию в начальном сегменте. Самое низкое давление присутствует на уровне (3) всасывания вертикального насоса. Давление потока в скважине увеличивается в направлении к конечному участку горизонтального ствола из-за трения в обсадной колонне скважины.

График на фиг. 12 показывает схему давления в конфигурации из трех насосов, разнесенных вдоль горизонтальной секции эксплуатационной колонны. Можно заметить, что Pw в каждом из участков S1, S2 и S3 является приблизительно одинаковым. Этот график иллюстрирует тезис, согласно которому насосы, размещенные в горизонтальной секции скважины, вскрытой в песчаном пласте, могут улучшать условия дренажа пласта.

На фиг. 12 схематично показано, что вклад горизонтальных насосов, расположенных в уча