Система добычи углеводородов и соответствующий способ
HYDROCARBON PRODUCTION SYSTEM AND CORRESPONDING METHOD

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[0001] Настоящая заявка испрашивает приоритет согласно §119(e) раздела 35 Кодекса законов США по предварительной заявке США №62/195814 (Реестр GE №281177-1), озаглавленной «СИСТЕМА И СПОСОБ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ И ВНУТРИСКВАЖИННАЯ СЕПАРАЦИЯ ФЛЮИДОВ», поданной 23 июля 2015, полное описание которой включено в данный документ посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Варианты выполнения предложенного изобретения относятся к системе добычи углеводородов и, в частности, к системе и способу отделения и удаления воды и твердой среды из добываемого флюида.
[0003] Невозобновляемые углеводородные флюиды, такие как нефть и газ, широко используются в различных областях применения для выработки энергии. Как правило, данные углеводородные флюиды извлекают из нефтегазоносных скважин, которые проходят под поверхностью земли до места, где находятся данные флюиды. Как правило, углеводородные флюиды недоступны в чистом виде, а доступны только в виде смеси, состоящей из указанных флюидов, воды, песка и других твердых веществ, которую также называют скважинным флюидом. Данные скважинные флюиды подвергают фильтрации с использованием различных механизмов для извлечения потока с повышенным содержанием углеводородов и потока воды.
[0004] Как правило, скважинные флюиды извлекают из нефтегазоносной скважины на поверхность земли, а затем с помощью сепаратора разделяют на фракции для получения нефти и воды. При таком подходе воду, отделенную от скважинных флюидов, распределяют и передают к пунктам удаления. Один из таких пунктов может включать зону удаления воды, расположенную внутри нефтегазоносной скважины. Тем не менее, этот процесс может увеличивать капиталовложения и эксплуатационные расходы на водоотведение. Более того, удаление воды, включающей песок и другие твердые вещества, может привести к засорению зоны удаления. Кроме того, этот процесс приводит к повышенному энергопотреблению насосами, применяемыми для передачи скважинных флюидов на поверхность. Помимо этого, не исключено повреждение насосов, обусловленное наличием песка и других твердых веществ в скважинных флюидах.
[0005] Следовательно, существует необходимость в усовершенствованной системе и способе отделения и удаления воды и твердой среды из добываемого флюида.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0006] Согласно одному примерному варианту выполнения, описана система для отделения и удаления воды и твердой среды из добываемого флюида. Система включает обсадную колонну-хвостовик, первый погружной сепаратор, эксплуатационный насос, второй погружной сепаратор и трубу. Обсадная колонна-хвостовик расположена внутри обсадной колонны скважины с ограничением кольцевой зоны удаления между указанными хвостовиком и обсадной колонной скважины. Первый погружной сепаратор расположен внутри обсадной колонны скважины и выполнен с возможностью приема добываемого флюида из зоны добычи и образования из указанного флюида потока с повышенным содержанием углеводородов и потока воды, содержащего твердую среду. Эксплуатационный насос расположен внутри обсадной колонны скважины и соединен с первым погружным сепаратором и узлом, расположенным на поверхности. Эксплуатационный насос выполнен с возможностью перекачивания потока с повышенным содержанием углеводородов от первого погружного сепаратора по каналу к узлу, расположенному на поверхности. Второй погружной сепаратор расположен выше обсадной колонны-хвостовика внутри обсадной колонны скважины и соединен с первым погружным сепаратором. Второй погружной сепаратор выполнен с возможностью приема потока воды, содержащего твердую среду, от первого погружного сепаратора и отделения твердой среды от указанного потока для образования отделенного потока воды. Кроме того, второй погружной сепаратор выполнен с возможностью удаления твердой среды в кольцевую зону удаления. Труба соединена со вторым погружным сепаратором и выполнена с возможностью удаления отделенного потока воды из данного сепаратора в зону удаления воды, расположенную в стволе скважины.
[0007] Согласно другому примеру варианта выполнения, описан способ отделения и удаления воды и твердой среды из добываемого флюида. Способ включает перенос добываемого флюида из зоны добычи к первому погружному сепаратору, расположенному внутри обсадной колонны, установленной в стволе скважины. Способ дополнительно включает образование потока с повышенным содержанием углеводородов и потока воды, содержащего твердую среду, из добываемого флюида, с помощью первого погружного сепаратора, расположенного внутри обсадной колонны скважины. Более того, способ включает подачу потока с повышенным содержанием углеводородов от первого погружного сепаратора по каналу с помощью эксплуатационного насоса к узлу, расположенному на поверхности. Эксплуатационный насос расположен внутри обсадной колонны скважины. Способ также включает перенос потока воды, содержащего твердую среду, от первого погружного сепаратора ко второму погружному сепаратору, расположенному внутри обсадной колонны скважины. Кроме того, способ включает отделение твердой среды от потока воды для образования с помощью второго погружного сепаратора отделенного потока воды. Способ также включает удаление твердой среды из второго погружного сепаратора в кольцевую зону удаления, ограниченную между обсадной колонной-хвостовиком и обсадной колонной скважины. Обсадная колонна-хвостовик расположена внутри обсадной колонны скважины и ниже второго погружного сепаратора. Более того, способ включает удаление отделенного потока воды по трубе из второго сепаратора в зону удаления воды в стволе скважины.
ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0008] Указанные и другие признаки и аспекты вариантов выполнения предложенного изобретения станут более понятными после прочтения приведенного ниже описания, выполненного со ссылками на прилагаемые чертежи, на протяжении которых подобными номерами позиций обозначены подобные элементы. На чертежах:
[0009] на Фиг. 1 показано схематическое изображение системы, расположенной в нефтегазоносной скважине для отделения и удаления воды и твердой среды из добываемого флюида, согласно одному примерному варианту выполнения; и
[0010] на Фиг. 2 представлено схематическое изображение части системы, расположенной в нефтегазоносной скважине, согласно примерному варианту выполнения, представленному на Фиг. 1.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0011] Далее варианты выполнения предложенного изобретения описаны применительно к системе и способу отделения и удаления воды и твердой среды из добываемого флюида. В одном варианте выполнения система включает обсадную колонну-хвостовик, первый погружной сепаратор, эксплуатационный насос, второй погружной сепаратор и трубу, расположенную внутри обсадной колонны скважины. Обсадная колонна-хвостовик расположена внутри обсадной колонны скважины с ограничением кольцевой зоны удаления между указанными хвостовиком и обсадной колонной скважины. Первый погружной сепаратор расположен внутри обсадной колонны скважины и выполнен с возможностью приема добываемого флюида из зоны добычи и образования из указанного флюида потока с повышенным содержанием углеводородов и потока воды, содержащего твердую среду. Эксплуатационный насос расположен внутри обсадной колонны скважины и соединен с первым погружным сепаратором и узлом, расположенным на поверхности, и выполнен с возможностью перекачивания потока с повышенным содержанием углеводородов по каналу от первого погружного сепаратора к узлу, расположенному на поверхности. Второй погружной сепаратор расположен над обсадной колонной-хвостовиком и соединен с первым погружным сепаратором. Второй погружной сепаратор выполнен с возможностью приема потока воды, содержащего твердую среду, из первого погружного сепаратора и отделения твердой среды от указанного потока для образования отделенного потока воды. Кроме того, второй погружной сепаратор выполнен с возможностью удаления твердой среды в кольцевую зону удаления. Труба соединена со вторым погружным сепаратором и выполнена с возможностью удаления отделенного потока воды из второго сепаратора в зону удаления воды в стволе скважины.
[0012] В некоторых вариантах выполнения первый погружной сепаратор выполнен с возможностью отделения потока воды, содержащего твердую среду, от добываемого флюида, тем самым, предотвращая перекачивание добываемого флюида, включающего воду и твердую среду, в узел, расположенный на поверхности. В результате этого, предотвращаются повышенное потребление электроэнергии эксплуатационным насосом и возможность повреждения данного насоса. Более того, второй погружной сепаратор выполнен с возможностью отделения твердой среды от потока воды, тем самым, предотвращая удаление потока воды, содержащего твердую среду, непосредственно в зону удаления воды. В результате уменьшается вероятность засорения зоны удаления воды. Кроме того, система обеспечивает управление двигателем, применяемым для приведения в действие первого погружного сепаратора и регулирующего клапана, соединенного с каналом, на основании одного или более сигналов, получаемых от датчиков. Скорость вращения двигателя и выпускное давление потока с повышенным содержанием углеводородов в канале регулируют для оптимального отделения потока воды, содержащего твердую среду, от добываемого флюида. Система дополнительно включает соединительный кабель, соединенный с двигателем и подъемной системой, включающей эксплуатационный насос, и выполненный с возможностью подачи электроэнергии непосредственно от подъемной системы к двигателю. Система дополнительно включает систему защиты от песка и проппанта, закрывающую зубчатую передачу, соединенную с двигателем, и первый погружной сепаратор. В результате, зубчатая передача изолирована от скважинной продукции, предотвращая засорение твердой средой.
[0013] На Фиг. 1 схематически изображена система 102, расположенная в нефтегазоносной скважине 100, согласно одному примеру варианта выполнения.
[0014] Нефтегазоносная скважина 100 проходит под поверхностью 104 земли к области, где доступны углеводородные флюиды. Нефтегазоносная скважина 100 используется для добычи флюида 106 (также называемого далее «скважинным флюидом»), который представляет собой смесь углеводородных флюидов, воды, песка, проппанта и других твердых веществ. В некоторых вариантах выполнения проппант, песок и другие твердые вещества могут называться «твердой средой». Нефтегазоносная скважина 100 включает ствол 108 скважины, пробуренный вниз от поверхности 104 земли. Ствол 108 проходит на заданную глубину, например, примерно 6500 футов (примерно 1982 метра) от поверхности 104, образуя вертикальную ветвь 110. Внутри вертикальной секции 110 расположена обсадная колонна 112 скважины. С наружной поверхностью обсадной колонны 112 сцеплен цементный раствор 114. Нефтегазоносная скважина 100 также включает боковую ветвь 116, соединенную с вертикальной ветвью 110 посредством переходной ветви 118. Боковую ветвь 116 используют для приема добываемого флюида 106 из зоны 120 добычи. Нефтегазоносная скважина 100 дополнительно включает зону 122 удаления воды, расположенную ниже зоны 120 добычи.
[0015] Система 102 включает обсадную колонну-хвостовик 126, первый погружной сепаратор 128, эксплуатационный насос 130, второй погружной сепаратор 132 и трубу 134. Система 102 дополнительно включает расположенный на поверхности сепаратор 136, соединенный с эксплуатационным насосом 130 посредством канала 138. Кроме того, система 102 включает расположенный на поверхности узел 140, соединенный с расположенным на поверхности сепаратором 136 посредством нефтевыпускного манифольда 142. Система 102 также включает первый датчик 144, второй датчик 146 и блок 148 управления. Обсадная колонна-хвостовик 126, первый погружной сепаратор 128, эксплуатационный насос 130, второй погружной сепаратор 132, труба 134 и первый датчик 144 расположены внутри обсадной колонны скважины. Расположенные на поверхности сепаратор 136 и узел 140, а также второй датчик 146 и блок 148 управления расположены на поверхности 104 земли.
[0016] Система 102 дополнительно включает пакер 150, расположенный внутри обсадной колонны 112 скважины выше первого погружного сепаратора 128. Пакер 150 выполнен с возможностью предотвращения протекания потока добываемого флюида 106 непосредственно из зоны 120 добычи в эксплуатационный насос 130. Система 102 также включает другой пакер 154, соединенный с нижней концевой частью 156 обсадной колонны-хвостовика 126 и обсадной колонной 112 скважины. Хвостовик 126 расположен выше зоны 122 удаления воды. Пакер 154 выполнен с возможностью уплотнения кольцевой зоны 152 удаления, ограниченной между обсадной колонной-хвостовиком 126 и обсадной колонной 112 скважины. Более того, система 102 включает еще один паркер 158, расположенный внутри обсадной колонны 112 и соединенный с колонной-хвостовиком 126. Пакер 158 расположен ниже второго погружного сепаратора 132 и выполнен с возможностью уплотнения зоны 122 удаления воды от зоны 120 добычи.
[0017] В проиллюстрированном варианте выполнения обсадная колонна-хвостовик 126 расположена ниже боковой ветви 116 и второго погружного сепаратора 132. Колонна-хвостовик 126 закреплена внутри обсадной колонны 112 скважины посредством равномерно установленного пружинного центратора 172. Первый погружной сепаратор 128 расположен вблизи переходной ветви 118. В одном варианте выполнения первый погружной сепаратор 128 представляет собой активный сепаратор. Система 102 дополнительно включает трубу 160, проходящую через пакер 150 и соединенную с первым выпуском 162 первого погружного сепаратора 128. Эксплуатационный насос 130 расположен выше пакера 150 и соединен с первым погружным сепаратором 128 и расположенным на поверхности узлом 140. В частности, эксплуатационный насос 130 соединен с расположенным на поверхности сепаратором 136 посредством эксплуатационного трубопровода 170 и канала 138. Поверхностный сепаратор 136 соединен с расположенным на поверхности узлом 140 посредством нефтевыпускного манифольда 142. Регулирующий клапан 176 соединен с каналом 138. Система 102 также включает подъемную систему 164, расположенную выше пакера 150. Подъемная система 164 включает двигатель 166, газовый сепаратор 168 и эксплуатационный насос 130. В одном варианте выполнения система 164 представляет собой систему электрического погружного насоса (ESP).
[0018] Второй погружной сепаратор 132 расположен выше обсадной колонны-хвостовика 126 и соединен с первым погружным сепаратором 128. Второй погружной сепаратор 132 также соединен с колонной-хвостовиком 126 и трубой 134. В одном варианте выполнения второй погружной сепаратор 132 представляет собой пассивный сепаратор.
[0019] Первый датчик 144 функционально соединен с первым выпуском 162 первого погружного сепаратора 128. Второй датчик 146 функционально соединен с каналом 138. В некоторых вариантах выполнения первый датчик 144 может быть расположен в трубе 160, соединенной с первым выпуском 162 первого сепаратора 128. Более того, первый датчик 144 и второй датчик 146 соединены с возможностью связи с блоком 148 управления. В одном варианте выполнения первый датчик 144 представляет собой датчик расхода потока, и второй датчик 146 является измерителем плотности или денсиметром. В некоторых вариантах выполнения первый датчик 144 может представлять собой датчик давления.
[0020] Система 104 также включает двигатель 174, расположенный внутри обсадной колонны 112 скважины и соединенный с первым погружным сепаратором 128. Кроме того, блок 148 управления соединен с возможностью сообщения с двигателем 174 и регулирующим клапаном 176. Система 102 дополнительно включает источник 180 энергии, соединенный с подъемной системой 164 посредством силового кабеля 182. В частности, силовой кабель 182 соединен с двигателем 166 подъемной системы 164. Источник 180 энергии расположен на поверхности 104 земли. Система 102 также включает соединительный кабель 184, отходящий от силового кабеля 182 и соединенный с двигателем 174 и подъемной системой 164. В частности, соединительный кабель 184 соединен с двигателем 166 подъемной системы 164. Система 102 дополнительно включает газовыпускной манифольд 186, соединенный с устьевым оборудованием 188 скважины, расположенным на поверхности 104 земли и закрывающим обсадную колонну 112.
[0021] В процессе эксплуатации скважина 108 принимает добываемый флюид 106 из зоны 120 добычи. В частности, флюид 106 поступает в боковую ветвь 116 через множество перфораций (не показано на Фиг. 1). Вертикальная ветвь 110 принимает добываемый флюид 106 через боковую ветвь 116. Добываемый флюид 106, находящийся в скважине 108, направляется в первый погружной сепаратор 128 посредством первого струйного насоса (не показано на Фиг. 1), расположенного внутри обсадной колонны 112 скважины. Первый погружной сепаратор 128 используется для образования потока 190 с повышенным содержанием углеводородов и потока 192 воды, содержащего твердую среду 198, из добываемого флюида 106. Труба 160 используется для переноса потока 190 с повышенным содержанием углеводородов от первого погружного сепаратора 128 к части обсадной колонны 112 над пакером 150. Газовый сепаратор 168 предназначен для приема потока 190 с повышенным содержанием углеводородов от первого погружного сепаратора 128 через множество впускных отверстий (не показано на Фиг. 1). Газовый сепаратор 168 используется для отделения газообразной среды 212 от указанного потока 190 с повышенным содержанием углеводородов перед подачей потока 190 в эксплуатационный насос 130. Затем газообразную среду 212 закачивают в верхнюю часть обсадной колонны 112 скважины. Газовыпускной манифольд 186 применяют для выпуска газообразной среды 212, накопленной внутри верхней части обсадной колонны 112, к средствам хранения, компрессору или подобным им средствам через устьевое оборудование 188 скважины.
[0022] Эксплуатационный насос 130 выполнен с возможностью перекачивания потока 190 с повышенным содержанием углеводородов, принимаемого от первого погружного сепаратора 128, к расположенному на поверхности блоку 140, посредством газового сепаратора 168, эксплуатационного трубопровода 170, канала 138 и расположенного на поверхности сепаратора 136. В данных вариантах выполнения газовый сепаратор 136 выполнен с возможностью образования из потока 190 с повышенным содержанием углеводородов нефти 194 и потока 196 с повышенным содержанием воды. Нефтевыпускной манифольд 142 обеспечивает передачу нефти 194 от расположенного на поверхности сепаратора 136 к расположенному на поверхности узлу 140. Поток 196 с повышенным содержанием воды в поверхностном сепараторе 136 может быть удален в пункты удаления, включая, но без ограничения указанным, в скважину с устьевым оборудованием (не показано на чертежах),.
[0023] Второй погружной сепаратор 132 выполнен с возможностью приема потока 192 воды, содержащего твердую среду 198, из первого погружного сепаратора 128, посредством второго струйного насоса (не показано на Фиг. 1). Второй погружной сепаратор 132 применяется для отделения твердой среды 198 от потока 192 воды с образованием отделенного потока 200 воды. Второй погружной сепаратор 132 также используется для удаления твердой среды 198 в кольцевую зону 152 удаления. Более того, для удаления отделенного потока 200 воды в зону 122 удаления воды используется труба 134. В одном варианте выполнения система 102 может дополнительно включать бустер-насос (не показано на Фиг. 1), соединенный с трубой 134 и выполненный с возможностью повышения давления в отделенном потоке 200 воды и дальнейшего удаления указанного потока в зону 122 удаления воды. В частности, обсадная колонна 112 скважины включает множество перфораций 202, расположенных у зоны 122 удаления воды для удаления отделенного потока 200 воды в указанную зону.
[0024] В процессе эксплуатации первый датчик 144 выполнен с возможностью измерения расхода потока 190 с повышенным содержанием углеводородов через первый выпуск 162 первого погружного сепаратора 128. Первый датчик 144 выполнен с возможностью формирования первого сигнала 204, отображающего расход потока 190 с повышенным содержанием углеводородов. Подобным образом, второй датчик 146 выполнен с возможностью измерения плотности потока 190 с повышенным содержанием углеводородов в канале 138. Второй датчик 146 выполнен с возможностью формирования второго сигнала 206, отображающего плотность потока 190 с повышенным содержанием углеводородов. Блок 148 управления выполнен с возможностью приема по меньшей мере одного из первого сигнала 204 и второго сигнала 206, соответственно, от первого датчика 144 и второго датчика 146.
[0025] В одном варианте выполнения блок 148 управления выполнен с возможностью формирования и передачи первого сигнала 208 управления к двигателю 174 для управления скоростью вращения двигателя 174 на основании по меньшей мере одного из первого сигнала 204 и второго сигнала 206. В другом варианте выполнения блок 148 управления выполнен с возможностью определения количества содержания воды в потоке 190 с повышенным содержанием углеводородов на основании второго сигнала 206. Более того, блок 148 управления выполнен с возможностью формирования и передачи второго сигнала 210 управления к регулирующему клапану 176 на основании по меньшей мере одного из первого сигнала 204 и второго сигнала 206. В данном варианте выполнения регулирующий клапан 176 выполнен с возможностью регулирования расхода потока 190 с повышенным содержанием углеводородов (то есть, давления на выпуске указанного потока 190), проходящего по каналу 138 к расположенному на поверхности сепаратору 136. В одном варианте выполнения блок 148 управления может обеспечивать определение количественного содержания воды в потоке 190 с повышенным содержанием углеводородов путем сравнения значения из второго сигнала 206 с одним или более заданными значениями, хранящимися в справочной таблице, базе данных или т.п. Скорость вращения двигателя 174 и расход потока 190 с повышенным содержанием углеводородов в канале 138 регулируются для оптимального отделения из добываемого флюида 106 потока воды, содержащего твердую среду 198. В одном варианте выполнения, если полученное значение меньше или равно заранее заданному значению, блок 148 управления может обеспечивать непрерывное протекание потока 190 с повышенным содержанием углеводородов по каналу 138. В другом варианте выполнения, если полученное значение превышает заранее заданное значение, блок 148 управления может обеспечить регулирование давления на выпуске потока 190 с повышенным содержанием углеводородов.
[0026] В одном варианте выполнения, если количественное содержание воды в потоке 190 с повышенным содержанием углеводородов превышает 30%, блок 148 управления обеспечивает регулирование давления на выпуске указанного потока, протекающего по каналу 138, путем управления регулирующим клапаном 176 на основании второго сигнала 206. В результате, первый погружной сепаратор 128, расположенный внутри обсадной колонны 112 скважины, обеспечивает более эффективное отделение потока 192 воды от добываемого флюида 106. В другом варианте выполнения, если количественное содержание воды в потоке 190 с повышенным содержанием углеводородов менее или равно 30%, блок 148 управления может обеспечивать непрерывное протекание потока 190 по каналу 138.
[0027] В одном варианте выполнения, регулирующий клапан 176 может включать гидравлический дроссельный клапан или электронный регулирующий клапан. Блок 148 управления может представлять собой устройство на основе процессора. В некоторых вариантах выполнения, блок 148 управления может включать пропорционально-интегрально-дифференциальный (ПИД) контроллер, который может быть встроен в регулирующий клапан 176. В некоторых других вариантах выполнения блок 148 управления может представлять собой универсальный процессор или встроенную систему. Блок 148 управления может управляться посредством устройства ввода или программируемого интерфейса, такого как клавиатура или панель управления. Модуль памяти блока 148 управления может представлять собой оперативное запоминающее устройство (RAM), постоянное запоминающее устройство (ROM), флеш-память или другой тип читаемой памяти. Модуль памяти блока 148 управления может быть закодирован программой для управления регулирующим клапаном 176 и двигателем 174 в зависимости от разных условий, которые, соответственно, для данных клапана и двигателя считаются рабочими.
[0028] На Фиг. 2 представлено схематическое изображение части 214 системы 102, расположенной в нефтегазовой скважине 100, согласно примерному варианту выполнения, представленному на Фиг. 1.
[0029] Как описано выше, первый погружной сепаратор 128 расположен внутри обсадной колонны 112 скважины и вблизи переходной ветви 118. В проиллюстрированном варианте выполнения первый погружной сепаратор 128 представляет собой роторный сепаратор, такой как центробежный сепаратор, включающий множество вращающихся элементов 216. В других вариантах выполнения первый погружной сепаратор 128 может представлять собой гравитационный сепаратор. В некоторых других вариантах выполнения первый погружной сепаратор 128 может представлять собой подогреватель-деэмульгатор, фильтрующее устройство, гидроциклонный сепаратор или т.п. Двигатель 174 соединен с первым погружным сепаратором 128 посредством зубчатой передачи 218, закрытой устройством 220 защиты от песка и проппанта. Зубчатая передача 218 предназначена для передачи вращательного движения от двигателя 174 к первому погружному сепаратору 128. Система 220 защиты от песка и проппанта предназначена для изоляции зубчатой передачи 218 от добываемого флюида 106 и предотвращения засорения твердой средой 198. В частности, зубчатая передача 218 соединена со множеством вращающихся элементов 216, расположенных внутри кожуха 222 первого погружного сепаратора 128. В одном варианте выполнения двигатель 174 представляет собой электрический двигатель, приводимый в действие посредством электрической энергии, подаваемой по соединительному кабелю 184, соединенному с подъемной системой 164. В некоторых других вариантах выполнения двигатель 174 может быть приведен в действие посредством электрической энергии, подаваемой по кабелю, проходящему от поверхности 104 земли. В некоторых других вариантах выполнения двигатель 174 может представлять собой гидравлический двигатель. Первый струйный насос 224 расположен внутри обсадной колонны 112 скважины и соединен с впуском 226 первого погружного сепаратора 128. В частности, первый струйный насос 224 расположен вблизи переходной ветви 118. Первый струйный насос 224 включает неподвижные лопасти 228, расположенные вокруг впуска 226 первого погружного сепаратора 128. Система 102 дополнительно включает трубу 230 для переноса жидкости, расположенную внутри обсадной колонны 112 скважины и ниже по потоку относительно первого струйного насоса 224. В частности, труба 230 соединена с бустер-насосом 232 и с впуском 231 первого струйного насоса 224. Более того, бустер-насос 232 соединен с первым выпуском 234 второго погружного сепаратора 132 посредством трубы 134. В частности, труба 134 проходит в зону 122 водоотведения. В одном варианте выполнения, бустер-насос 232 представляет собой пассивный насос, такой как гидроциклон. В некоторых других вариантах выполнения, бустер-насос 232 может представлять собой активный насос, например, систему электроцентробежного погружного насоса (ESP), приводимую в действие посредством электрической энергии, передаваемой посредством соединительного кабеля 184.
[0030] Второй струйный насос 236 соединен со вторым выпуском 238 первого погружного сепаратора 128 и с впуском 240 второго погружного сепаратора 132. Как описано выше, первый выпуск 234 второго погружного сепаратора 132 соединен с трубой 134. Второй выпуск 242 второго погружного сепаратора 132 соединен с обсадной колонной-хвостовиком 126 посредством подвески 244 хвостовика. В одном варианте выполнения второй погружной сепаратор 132 представляет собой гравитационное сепараторное устройство. В некоторых других вариантах выполнения второй погружной сепаратор 132 может представлять собой коалесцирующий фильтр. В других вариантах выполнения второй погружной сепаратор 132 может представлять собой фильтр с фильтрующим элементом, трубный фильтр или т.п. Верхняя оконечная часть 246 обсадной колонны-хвостовика 126 установлена ниже второго погружного сепаратора 132. Нижняя оконечная часть 156 обсадной колонны-хвостовика 126 расположена выше зоны 122 удаления воды.
[0031] В процессе эксплуатации первый струйный насос 224 обеспечивает направленное протекание добываемого флюида 106 к первому погружному сепаратору 128. В частности, множество направляющих лопастей 228 обеспечивают предварительную закрутку флюида 106 перед его введением в первый погружной сепаратор 128. Другими словами, для повышения эффективности системы 102, для нагнетания давления в добываемом флюиде 106 перед его введением в первый погружной сепаратор 128 применяют первый струйный насос 224. В частности, двигатель 174 обеспечивает приведение в действие первого погружного сепаратора 128 с обеспечением вращения множества вращающихся элементов 216 при заданной скорости и с образованием из добываемого флюида 106 потока 190 с повышенным содержанием углеводородов и потока 192 воды. В процессе вращения первого погружного сепаратора 128 углеводороды, имеющие меньший молекулярный вес, отделяются от воды и твердой среды, имеющих более высокий молекулярный вес в добываемом флюиде 106. Первый погружной сепаратор 128 также выполнен с возможностью выпуска потока 192 воды, содержащего твердую среду 198, ко второму струйному насосу 236 посредством второго выпуска 238 первого погружного сепаратора 128.
[0032] Второй струйный насос 236 выполнен с возможностью образования предварительной закрутки потока 192 воды, содержащего твердую среду 198, перед подачей во второй погружной сепаратор 132. Другими словами, для повышения эффективности системы 102, для нагнетания давления в потоке 192 воды, содержащем твердую среду 198, перед введением данного потока во второй погружной сепаратор 132 применяют второй струйный насос 236. Второй погружной сепаратор 132 выполнен с возможностью отделения сравнительно более тяжелой твердой среды 198 от сравнительно более легкого отделенного потока 200 воды. Более того, второй погружной сепаратор 132 выполнен с возможностью удаления твердой среды 198 в кольцевую зону 152 удаления через второй выпуск 242. В одном варианте выполнения подвеска 244 хвостовика выполнена с возможностью равномерного удаления твердой среды 198 (то есть, в диапазоне 360°) в кольцевую зону 152 удаления для исключения локального засорения обсадной колонны-хвостовика 126. В некоторых вариантах выполнения подвеска 244 хвостовика включает индексируемый или поворотный раздаточный модуль или раздаточный модуль винтового типа, либо раздаточный модуль винтового насоса (РСР). В данных вариантах выполнения раздаточный модуль приводится в действие электрической энергией, подаваемой по соединительному кабелю 184, соединенному с подъемной системой 164. В некоторых вариантах выполнения подвеска 244 хвостовика может включать множество линий переноса песка. Кроме того, второй погружной сепаратор 132 выполнен с возможностью удаления отделенного потока 200 воды в трубу 134 через первый выпуск 234. Бустер-насос 232 применяется для нагнетания давления и удаления отделенного потока 200 воды в зону 122 удаления воды. В данных вариантах выполнения, труба 230 для переноса жидкости применяется для переноса части 200а отделенного потока 200 воды к выпуску 231 первого струйного насоса 224 с обеспечением создания давления всасывания на впуске 231 первого струйного насоса 224.
[0033] Согласно одному или более вариантам выполнения, описанным в настоящем документе, раскрыты примеры системы и способа, в которых применяют первый погружной сепаратор для отделения из добываемого флюида потока с повышенным содержанием углеводородов и потока воды, содержащего твердую среду. При этом, не требуется дополнительных расходов, связанных с подъемом потока воды и его обработкой на поверхности земли. Также раскрыты примеры системы и способа, в которых применяют второй погружной сепаратор, обеспечивающий отделение твердой среды от потока воды для образования отделенного потока воды и дальнейшего удаления твердой среды в кольцевую зону удаления, а отделенного потока воды в зону удаления воды. В результате предотвращается засорение зоны удаления воды. Более того, раскрыты примеры системы и способа с применением соединительного кабеля для подачи энергии к двигателю, выполненному с возможностью приведения в действие первого погружного сепаратора. Такая конфигурация исключает необходимость подачи энергии от поверхности земли с использованием отдельного кабеля и, следовательно, снижает сложность системы. Кроме того, использование системы защиты от песка и проппанта позволяет изолировать зубчатую передачу от добываемого флюида. Применение датчиков для определения расхода потока и плотности потока с повышенным содержанием углеводородов облегчает работу первого погружного сепаратора при соответствующей эффективности.
[0034] Несмотря на то что в настоящем документе были описаны и проиллюстрированы только некоторые признаки вариантов выполнения, специалисты смогут выполнить многочисленные модификации и изменения. Таким образом, понятно, что предложенные варианты выполнения охватывают все такие модификации и изменения, которые не выходят за пределы объема сущности изобретения.