ГОРИЗОНТАЛЬНО-ВЕРТИКАЛЬНАЯ НАСОСНАЯ СИСТЕМА ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ СКВАЖИННОЙ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ
HORIZONTAL VERTICAL PUMP SYSTEM FOR EXTRACTING WELL FLUID MEDIUM

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:
A
1
Q=Q
B
1
2
Q=Q+Q
C
1
2
3
Q=Q+Q+Q
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:
1
2
С учетом того, что Q=Q=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 участках S1, S2 и S3, в основном является одинаковым при сборе текучей среды, а их выход имеет относительно небольшое давление, которое незначительно изменяется по причине гидродинамического трения в эксплуатационной колонне. Вертикальный всасывающий насос, расположенный дальше по ходу потока (в настоящей заявке в конце вертикальной секции), обеспечивает объем подъемного давления и подъемную мощность потока.
Давление на выходе, обеспеченное горизонтальными насосами, размещенными в горизонтальном стволе скважины, может быть оптимизировано в соответствии с давлением на входе во время проектирования насосов и при последующем управлении каждым из насосов во время работы.
Как показано на фиг. 13, эксплуатационная система содержит вертикальный всасывающий насос (15), изолирующее устройство (16) и горизонтальные насосы (18). Эксплуатационная колонна (19) собирает текучие среды, добытые в горизонтальном стволе скважины, и направляет их к входной стороне вертикального всасывающего насоса (15). В вертикальной лифтовой системе может быть использована любая подходящая технологию, обеспечивающая достаточную производительность скважинного подъемника для подъема жидкости к поверхности. Действующие в соединении с изолированным по давлению вертикальным способом подъема текучих сред, горизонтальные насосы (18) могут иметь низкие мощностные характеристики и могут представлять собой любое подходящее подъемное устройство.
В одном варианте реализации горизонтальные насосы могут содержать любое подходящее подъемное устройство, известное или неизвестное, включая помимо прочего: мембранные насосы, электрические погружные насосы, гидравлические погружные насосы, струйные насосы, насосы с пневматическим приводом, газлифтные насосы, шестеренчатый насос, винтовой насос или лопастной насос, или любые комбинации вышеперечисленного. Согласно одному предпочтительному варианту реализации горизонтальные насосы содержат мембранный насос, описанный в настоящей заявке.
Питание и управление подаются упорядоченной совокупности горизонтальных насосов (18) посредством линии (17), соединенной на поверхности с питающим и управляющим блоком (23). Питающая и управляющая линия может содержать питающую, отслеживающую, вводящую и управляющую линии. Управляющие линии передают в нисходящем направлении команды насосам, в восходящем направлении обратную связь о состоянии насоса и результаты измерений, выполненных в насосном узле. Другие средства для измерений и управления также могут быть размещены вдоль упорядоченной совокупности насосов в конкретных местах или распределены вдоль секции или вдоль всей длины горизонтальной эксплуатационной секции с использованием линий связи, таких как оптоволоконные кабели.
Если используется электроэнергия, вертикальный всасывающий насос (15) и упорядоченная совокупность горизонтальных насосов (18) могут совместно обслуживаться общими линиями для питания, отслеживания забоя скважины, передачи данных и управляющих команд.
Вертикальный всасывающий насос (15) состоит из насоса и может содержать газосепаратор, размещенный выше по ходу потока всасывающего отверстия насоса. Для улучшения управления режимом потока и повышения эффективности лифта обычно выполняют разделение жидкости и газа. Затем газообразная фаза может быть выпущена сепаратором в затрубное пространство (не показано) и собрана в узле (12) устья скважины посредством выкидной линии газа. Размещение газосепаратора на стороне входа насоса является предпочтительным, потому что давление в эксплуатационной колонне ниже, как указано точкой (3) на графике, показанном на фиг. 10. В узел могут быть встроены датчики (не показаны). Предпочтительно узел содержит манометр, измеряющий входное давление текучей среды. Также с газосепаратором предпочтительно могут быть использованы датчик дифференциального давления и датчик для измерения температуры.
Вертикальная секция и горизонтальная секция скважины физически изолированы с использованием узла (16) изолирующего устройства. В одном варианте реализации изолирующее устройство может содержать приемное гнездо для пробки, клапан или любое другое изолирующее устройство, которое обеспечивает возможность временной изоляции нижней секции скважины от ее верхней секции в некоторых случаях, таких как начальное заканчивание скважин или ремонтные работы в верхнем профиле скважины. Изолирующее устройство (16) также может содержать приемное гнездо для соединения, которое обеспечивает возможность отделения верхних эксплуатационных колонн от нижних эксплуатационных колонн во время начального заканчивания скважин, в случае необходимости замены насосного узла (15) или всякий раз, когда основные внутрискважинные работы требуют удаления всей эксплуатационной колонны или ее части. Изолирующее устройство (16) также может содержать изолированные проходы для линий (17) питания, управления, ввода и измерений. В одном варианте реализации указанный узел включает все согласующие устройства, которые обеспечивают возможность соединения канала эксплуатационной колонны, соединения друг с другом и изоляции друг от друга и от скважинной среды всех компонентов электропитания, средств для управления насосом, закачивания и измерения в забое скважины, которые все вместе схематично представлены на фиг. 13 линиями (17).
Управляющий блок (23) размещен на поверхности рядом с устьем (12) скважины. Основное питание (не показано) подается от местной энергосети или генерируется локально с использованием обычных имеющихся средств, таких как генератор, газовый компрессор с двигателем или гидравлический насос с двигателем. Управляющий блок (23) может подавать согласованное питание вертикальному всасывающему насосу (15) и упорядоченной совокупности горизонтальных насосов (18) посредством линий (17), если указанные насосы питаются электроэнергией. Датчики (не показаны) измеряют режим потока в газовых трубопроводах (20) и трубопроводе (11) для жидкости в устье скважины. Предпочтительно указанные датчики соединены с управляющим блоком (23) или подают в него свои выходные сигналы физически или беспроводным способом.
Управляющий блок (23) может преобразовывать (в случае необходимости), согласовывать, регулировать и подавать питание всем элементам, составляющим эксплуатационную систему в нижней части ствола скважины. Также, управляющий блок принимает все соответствующие данные об отслеживании, приходящие от датчиков в нижней части ствола скважины. Эти данные также могут быть зарегистрированы, обработаны, сохранены и переданы посредством коммуникационной сети. Также, управляющий блок (23) анализирует уровень заданных рабочих характеристик и данные отслеживания и назначает конкретно вертикальному всасывающему насосу (15) и каждому из горизонтальных насосов (18) уровень режима для оптимальной работы эксплуатационной системы путем передачи команд и/или регулирования соответствующих источников питания. Управляющий блок (23) может содержать подходящий компьютерный процессор, исполняющий программное обеспечение для осуществления необходимого режима управления.
Функция трансляции (не показана) является дополнительной, но предпочтительной, поскольку помогает операторам понять поведение и рабочие характеристики скважины, и вручную или с использованием компьютера выполнить любые необходимые действия, такие как подача сигнала тревоги, передача команд контроллерам (34) расположенных в скважине насосов, как показано на фиг. 14, для изменения режима насоса или изменения режима основного узла (15) вертикального подъема. Такие компоненты эксплуатационной системы могут быть совместно использованы различными способами в различных скважинах. Указанные компоненты также могут быть частично или полностью размещены на морском дне в случае, если устье скважины находится под водой.
На фиг. 14 показана функциональная схема одного варианта реализации горизонтального насосного узла, который гидравлически связан с пространством (36) скважины на одной стороне и с эксплуатационной колонной (42) посредством канала (37) на другой стороне. Основным компонентом является насос (39), который соединен с блоком (41) забора текучей среды, который может содержать фильтр. Фильтр защищает от нежелательных твердых частиц, которые попадают в насос и потенциально могут привести к повреждению. На нагнетательной стороне установлен обратный клапан (38), который предотвращает возврат любой текучей среды из эксплуатационной колонны назад в насос. В зависимости от конкретной конструкции насоса, обратный клапан (43) может быть включен во входную сторону насоса и препятствовать протеканию текучей среды назад в пространство скважины из насоса.
В одном варианте реализации датчик (35) измеряет фактические состояния текучих сред в скважине рядом с всасывающим отверстием насоса, такие как давление и температура в области эксплуатационной колонны ниже по ходу потока выпускного обратного клапана (38). Предпочтительно измерение абсолютного давления на входной стороне посредством датчика (35) и перепада давления и температуры на выходной стороне насоса посредством датчика (32) является достаточным. Перепад давлений может быть измерен на входе насоса и ниже по ходу потока обратного клапана. Измерение расхода также может предоставить подходящую для использования информацию. Это может быть осуществлено между клапаном (38) и гидравлическим соединением с эксплуатационной колонной или согласно другому варианту реализации поточным способом непосредственно в эксплуатационной колонне ниже по ходу потока насосного узла. Измерение расхода является важным, поскольку локальные данные могут информировать о том, насколько упорядоченная совокупность для дренажа отклонилась от оптимальных условий. В случае, когда эксплуатационная смесь текучей среды ведет себя в основном как одиночная фаза, и скважинный приток является достаточно однородным, измерение перепада давления может быть простой и недорогой процедурой, которая тем не менее в достаточной степени облегчает управление рабочими характеристиками указанной упорядоченной совокупности. Однако, для более сложных характеристик притока или режима нестабильного потока могут потребоваться более подробные измерения для получения данных об индивидуальной пропускной способности каждого насосного узла.
Контроллер насоса (34) принимает команды с поверхности и помогает установить надлежащий режим в каждом отдельном насосном узле. Контроллер насоса может содержать логическое устройство, функционально соединенное с наземной системой управления, и может выполнять функции, которые активируют насос или изменяют работу насоса. В зависимости от конструкции насоса, соответствующая обратная связь режима насоса может быть использована для управления способом замкнутого или открытого контура. Дополнительное отслеживание на месте может способствовать оценке эффективности работы механизмов и может предупредить некоторые серьезные разрушения путем смягчения режима работы или даже отключения любого отдельного насоса без остановки всей упорядоченной совокупности насосов. Датчик (40) может измерять обороты ротационного насоса или рабочие циклы циклического насоса, или любые непосредственные характеристики его режима в дополнение к другим измерениям, такими как измерение электрического тока, механических вибраций, пульсаций гидравлического давления, или любое измерение, которое может способствовать поддерживанию режима реального времени при диагностике механизмов во время их работы.
В качестве одного примера горизонтального эксплуатационного оборудования скважины, на фиг. 15 показана конфигурация продуктивной скважины (57), которая пересекает два различных тела нефтегазоносных пластов (52) и (54) соответственно, которые разделены относительно непроницаемым слоем (53). В одном варианте реализации горизонтальное эксплуатационное оборудование скважины содержит перфорированный хвостовик; однако в данном случае также может быть использована гравийная набивка в необсаженной части ствола скважины и экраны или любые другие средства, подходящие для заканчивание скважины, или даже этот участок скважины может быть оставлен необсаженным. Добываемые текучие среды в каждой области А и В могут быть собраны соответствующими горизонтальными насосами с различными притоками и давлениями в данных участках скважины, которые оптимально согласованы с различными свойствами каждой области пласта как в отношении свойств породы, так и в отношении свойств текучей среды.
Колонный башмак установлен только в верхней области слоя (52) у основания слоя (51) пласта. Цементный камень (55) уплотняет обсадную колонну и препятствует миграции углеводородных текучих сред в затрубном пространстве обсадной колонны. Продуктивный хвостовик (59), установленный в конце обсадной колонны, состоит из нескольких предварительно перфорированных хвостовых секций и включает сплошную часть, которая поддерживает наружное изолирующее устройство необсаженной части ствола скважины, установленное в участке пересечения слоя (53) для создания гидравлического барьера в затрубном пространстве, сформированном необсаженной частью ствола (57) скважины и эксплуатационной обсадной колонной (59). Цементная пробка (58) уплотняет нижний конец скважинного затрубного пространства, в то время как изолирующее устройство (60) уплотняет внутреннюю часть эксплуатационной обсадной колонны.
Плеть (64) эксплуатационной колонны может содержать сочлененную стальную трубу или гибкую НКТ, имеющую жесткие стабилизаторы (65), которые защищают и фиксируют кабели (68) с наружной стороны насосно-компрессорной колонны. Насосно-компрессорная труба поддерживает два горизонтальных насосных узла (66), каждый из которых содержит входной фильтр. Каждый насосный агрегат соответственно дренирует добываемые текучие среды в указанных двух областях А и В соответственно, изолированных друг от друга уплотнением (62), установленным в секции с уплотненным отверстием, размещенной внутри или вблизи наружного изолирующего устройства. Описание двух областей А и В является только примерным, и практически могут быть использованы различное количество областей и, следовательно, различное количество горизонтальных насосов. Смежные области не обязательно разделять непроницаемым слоем. Текучие среды, исходящие из каждого из участков (52, 54) пласта, мигрируют в соответствующие ближайшие секции скважины, затем в соответствующих затрубных пространствах (74, 75) скважины без обсадных труб к входному фильтру каждого соответствующего горизонтального насосного узла. Поток смешивается в эксплуатационной колонне и перемещается к верхней секции скважины.
Каждый горизонтальный насосный узел может работать со скоростью, которая может изменяться в зависимости от динамических параметров, измеренных во время добычи. В качестве дополнительного преимущества этого способа, конкретные свойства притока каждого изолированного участка скважины могут быть получены для различных притоков без необходимости использования каротажного прибора для внутрискважинных работ с трос-кабельными датчиками. Результирующие локальные данные могут быть полезны при описании пласта и, следовательно, могут помочь в оптимизации размещения скважины и составлении конструктивной схемы оснащения будущих скважин, поскольку разработка нефтяного месторождения продолжается.
Согласно другому варианту реализации для двух или большего количества насосов может быть совместно использовано одно общее входное отверстие (всасывающее отверстие с фильтром или без фильтра), и таким образом фактически может быть увеличен приток пласта в одной области скважины, в которой поток больше, чем максимальный выход, обеспеченный одним отдельным горизонтальным насосом.
В случае, если пластовое давление является относительно низким или недостаточным для естественного выталкивания потока текучей среды на поверхность, может быть использована вертикальная лифтовая насосная система. На фиг. 16 показан упрощенный вид заканчивания скважины, при котором применен способ комбинирования управляемого горизонтального потока и вертикальной подъемной системы. Скважина в основном состоит из верхней секции (81) с ее верхним эксплуатационным оборудованием и нижней секции (82), которая содержит, как описано в настоящей заявке, две эксплуатационные зоны (77, 78), которые соответственно дренируют изолированные участки (52, 54) пласта, разделенные низкопроницаемым или непроницаемым слоем (53). Указанное заканчивание скважины с двумя областями является подобным показанному на фиг. 15. Независимо от длины и конфигурации горизонтального участка скважины, предел возможного количества продуктивных зон и, следовательно, насосов и изолирующих узлов практически отсутствует. В одном варианте реализации кольцевые гидравлические изолирующие устройства физически ограничивают длину скважины, которая дренируется в каждой соответствующей области. Эксплуатационная колонна (76) собирает добываемую текучую среду в каждой области и перекачивает с использованием двух насосных узлов (66). Текучая среда смешивается в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне и проталкивается к вертикальной лифтовой насосной системе. Кабель (68) представляет собой группу проводов и силовых линий и/или линий для активации/закачки, предпочтительно объединенных в жгуты и прикрепленных к наружной стенке эксплуатационной насосно-компрессорной колонны кабельными хомутами (65).
В одном варианте реализации верхний конец нижней эксплуатационной колонны соединен с эксплуатационным изолирующим устройством, которое, во-первых, изолирует верхнюю секцию обсадной эксплуатационной колонны (94) от эксплуатационных зон и, во-вторых, механически фиксирует нижнюю плеть на месте. Верхняя сторона изолирующего устройства содержит соединительное приемное гнездо (93), которое может представлять собой различные механические, гидравлические, пневматические и электрические средства. Многониточный многофункциональный коллектор (86) встроен в соединительное приемное гнездо (84). Уплотнения (87) удерживают продукционные текучие среды, протекающие в основном продукционном трубопроводе, и обеспечивают непрерывное соединение с нижней плетью. Верхняя согласующая часть (93) соединения прикреплена к искусственному вертикальному блоку, составленному из газового сепаратора (76) и насоса (83). Указанный блок включает согласующие компоненты многофункционального коллектора (86) с относящимися к нему кабелями и гидравлическим трубопроводом, который канализирует продукционные текучие среды. Ориентирующий ключ (88) и механическое запирающееся устройство (89) облегчают правильную ориентацию, расположение и фиксацию вертикального пакета над изолирующим устройством и узлом соединительного приемного гнезда. Верхняя сторона насоса содержит фитинг для согласования с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной, который обеспечивает гидравлическую связь с верхней секцией эксплуатационной колонны (91) до самого устья скважины и выходного отверстия (11) устья скважины. Посредством кабеля (90) подают питание и передают управляющие сигналы и команды на выполнение измерений в нижнюю эксплуатационную колонну и верхний узел искусственного подъема. Указанный кабель прикреплен к эксплуатационной колонне (91) посредством кабельных хомутов (65). Кабель проходит в узел устья скважины сквозь выделенные соединительные гермовводы и функционально соединен с контроллером блока (23) на поверхности.
Сепаратор (76, 83) выпускает произведенную газовую фазу в затрубное пространство обсадной эксплуатационной колонны сквозь выходной газовый проход (26). Этот газ собирают в выходном отверстии (20) устья скважины.
В одном варианте реализации эксплуатационную колонну предпочтительно устанавливают в скважину по меньшей мере в двух различных этапах. Во-первых, нижнюю эксплуатационную колонну, включая продукционное изолирующее устройство и соединительное приемное гнездо, спускают в скважину, и устанавливают на заданной глубине изолирующее устройство. Во-вторых, верхнюю эксплуатационную колонну, составленную из вертикального пакета всасывающего насоса с штекерным соединением, расположенным в его нижнем конце, спускают в скважине. Соединительный ориентирующий ключ способствует самоориентированию верхнего соединения относительно приемного гнезда. При воздействии веса на соединение срабатывает защелка. Затем, гидравлическая целостность эксплуатационной колонны может быть проверена путем приложения давления к временному изолирующему элементу, такому как разрывный диск или любая другая подходящая удаляемая пробка. Затем завершают электрические соединения на уровне подвески лифтовой колонны, после чего может быть установлен выходной пакет устьевого оборудования скважины.
При разделении скважины, как описано в настоящей заявке, образуются две отдельные и индивидуально управляемые камеры внутри эксплуатационного оборудования скважины, как показано на фиг. 17. Вертикальной камерой с уровнем (h3) жидкости можно управлять путем индивидуального изменения скорости нагнетания вертикального лифтового насоса. Указанное изменение скорости определяют с использованием контроллера. Преобразователь давления (PTv) генерирует сигнал, передающий давление столба текучей среды в затрубном пространстве. Для поддерживания относительно постоянного уровня жидкости и, таким образом, относительно постоянной высоты столба жидкости под всасывающим патрубком насоса (NPSH), скорость регулируют на основании информации о переменном давлении, полученной от преобразователя давления.
Обычно, при использовании одиночного откачивающего насоса, установленного вертикально и понижающего давление в пласте, противодавление, ограничивающее производительность скважины, может быть определено как:
D1
a1
где P - показатель динамических потерь, которые зависят от вязкости, радиуса скважины, длины скважины и расхода. P - статическое затрубное давление в верхнем сегменте скважины.
Пластовые текучие среды из скважины перекачивают в горизонтальный участок эксплуатационной колонны, как подробно описано ниже, и таким образом изолируют продукцию от пласта посредством горизонтального насосного эксплуатационного оборудования. Гидростатическое давление газа в затрубном пространстве является незначительным. Таким образом, горизонтальное противодавление, действующее на пласт, может быть представлено как:
D2
а2
где: P - показатель динамических потерь, который зависит от вязкости, радиуса скважины, длины скважины и расхода; Р - затрубное статическое давление в нижнем сегменте скважины. Благодаря распределенному притоку, обеспеченному способами закачивания, описанными в настоящей заявке, показатель противодавления в этом соотношении для противодавления пласта является значительно уменьшенным. Противодавление уменьшается благодаря усовершенствованной структуре потока внутри скважины на стороне всасывания вертикальной насосной системы.
В этом состоит существенное преимущество в том смысле, что значение высоты h1 является полностью управляемым на основании минимальных требований к высоте столба жидкости на всасывающей стороне насоса (NPSH) для горизонтальных насосов путем регулирования объемного расхода горизонтальных насосов в затрубное пространство разделительного элемента над изолирующим устройством. Благодаря завершению скважины в указанной конфигурация "разделенных и изолированных камер", величина высоты h1 может быть минимизирована, поскольку единственная переменная, влияющая на указанную высоту, представляет собой необходимую высоту столба жидкости на всасывающей стороне насоса горизонтальной насосной системы.
Переменной, которая связывает горизонтальную и вертикальную камеры насосной системы, является высота h3; высота h3 жидкости может быть использована для эффективного и одновременного управления дебитами вертикальной и горизонтальной систем. Это показано в следующем соотношении:
где:
Теперь, в вертикальной камере скважины значение давления в местоположении PTv является следующим:
Если рассматривать насосную скважину и одиночный резервуарный парк, Ра сохраняет постоянное значение; и обычно напор газа является незначительным, и в этом случае указанное уравнение сокращается до вида:
При допущении, что выход жидкого продукта является несжимаемым:
и в более общем виде:
Таким образом, при допущении несжимаемости текучих сред в скважине, значение стационарного режима для высоты h3 достигается путем поддерживания равных дебитов вертикальной и горизонтальной систем искусственного подъема. Несомненно, уменьшение гидростатического давления в затрубном пространстве, обусловленного высотой h3, может указывать на увеличивающееся отношение объема газа в текучей среде, закачанной из горизонтального сегмента скважины. Любое изменение в требованиях к перекачиванию в вертикальной или горизонтальной системах (Qv или Qh) для поддерживания высоты h3 может быть использовано управляющей схемой для определения постоянных или переходных изменений в условиях потока в забое скважины. Эти изменения могут включать помимо прочего: изменение соотношений газа и нефти, составы текучей среды, отказ насоса, уменьшенную эффективность закачивания или изменения пластового давления. Системная оптимизация также может быть достигнута путем изменения режима работы насоса в ответ на изменение указанных параметров.
В одном варианте реализации, поскольку горизонтальные насосы действуют параллельно, некоторые горизонтальные насосы могут быть резервными в том смысле, что они могут не использоваться, пока не вышел из строя какой-либо из работающих насосов, или могут использоваться в порядке обычного вахтового задействования насосов. Например, два горизонтальных насоса могут быть расположены в любом данном горизонтальном сегменте, в котором в любой момент времени задействован только один насос. Другой насос может оставаться в резерве, и указанные два насоса могут использоваться попеременно по графику. Такая стратегия может обеспечивать непрерывную работу даже в случае разрушения одного из насосов. В одном варианте реализации указанные два насоса могут быть размещены в одном и том же изолированном сегменте и могут быть расположены относительно близко друг к другу, или могут иметь одно совместно используемое всасывающее входное отверстие, обращенное к пласту. Насосами можно управлять последовательно для увеличения дебита из данного сегмента до некоторой величины, которая больше, чем объемный выход одного отдельного насоса.
Согласно другому аспекту настоящее изобретение содержит мембранный насос (100) и систему, подходящую для его использования в качестве горизонтального насоса в системах и способами, описанными в настоящей заявке, или, возможно, в качестве вертикального всасывающего насоса. Мембранный насос представляет собой устройство объемного типа, принцип действия которого основан на активации гибкой мембраны (110) для перемещения текучей среды в осевом направлении вдоль продольной оси насоса, как схематично показано на фиг. 18. В одном варианте реализации (показанному на фиг. 20А и 20В), в насосном механизме используется трубчатая мембрана (110), ориентированная в осевом направлении внутри жесткого корпуса (112), для создания внутренней продукционной камеры (114) и наружной активационной камеры (116) внутри насоса.
В одном варианте реализации узлы (118) клапана одностороннего действия расположены во входном и выходном отверстиях насоса для направления потока в одном осевом направлении сквозь насос. Насос приводится в действие путем подачи активирующей текучей среды в активационную камеру (116), расположенную за пределами трубчатой мембраны, что вызывает сжатие гибкой мембраны и перемещение любой жидкости, размещенной во внутренней продукционной камере (114), к выходу из насосного механизма.
Активационная текучая среда подается из источника, расположенного на поверхности, и может быть выборочно распределена среди насосов в упорядоченной совокупности насосов, расположенных в нижней части ствола скважины в любой конфигурации, включая насосы, формирующие последовательную или параллельную конфигурации, путем задействования направляющего регулирующего клапана (не показан), который предпочтительно связан с насосом в нижней части ствола скважины. Указанным направленным регулирующим активационную текучую среду клапаном управляют посредством входных сигналов, переданных с поверхности в контроллер забойного насоса, для выборочного приложения и снятия давления текучей среды с наружной стороны трубчатой мембраны (110) любого выбранного насоса или насосов. Выпускной активационной текучей средой можно управлять с использованием того же самого регулирующего клапана или отдельного регулирующего клапана. Направленным регулирующим активационную текучую среду клапаном можно управлять любым известным способом управления клапаном, включая помимо прочего: механическую активацию, активацию сжатым газом, активацию жидкостью под давлением, электрическую активацию или пневматическую активацию. Соответственно, система управления может управлять активацией и скоростью нагнетания любого отдельного насоса путем управления подачей активационной текучей среды с поверхности.
Для втягивания текучей среды во внутреннюю насосную камеру давление (Ра) активирующей насос текучей среды понижают до уровня ниже давления (Pw) окружающей среды в скважине. Это вызывает удаление некоторого количества активационной текучей среды из кольцевой камеры (116), расположенной вокруг мембраны (110), в результате чего мембрана расширяется в наружном направлении и, таким образом, втягивает текучую среду в насосную камеру (114) сквозь нижний узел (120) обратного клапана, как схематично показано на фиг. 20А и 20В. Затем давление активационной текучей среды повышают, мембрана сжимается и выталкивает содержание насосной камеры (114) сквозь выходной узел (118) обратного клапана, как схематично показано на фиг. 21А и 21В. Путем поочередного циклического перемещения активационной камеры и мембраны между "накачанным" и "откачанным" положениями текучие среды из скважины перекачивают в осевом направлении должным образом.
В одном варианте реализации использование материала мембраны, не имеющего свойств эластичности (т.е., неупругого), уменьшает напряжение материала во время рабочего хода насоса. В одном варианте реализации мембрана содержит армированную ткань. Повторяющаяся циклическая работа мембраны предъявляет высокие требования к материалу мембраны. Таким образом, в одном варианте реализации насосный узел содержит опорные конструкции для мембраны, которые полностью поддерживают мембрану как в накачанном, так и в откачанном положениях. Указанные опорные конструкции ограничивают напряжение сжатия, которое действует на материал мембраны в накачанном и откачанном положениях. В одном варианте реализации внутренняя опорная конструкция содержит внутренний опорный сердечник (122), который поддерживает мембрану в сжатом положении в конце накачивающего такта цикла. Указанная опорная конструкция предотвращает отказ мембраны из-за складывания или защемления в результате неуправляемого сжатия гибкой оболочки.
В одном варианте реализации мембранный насос (100) содержит сквозной канал (101), который обеспечивает возможность беспрепятственного протекания текучей среды сквозь насос. Насос содержит верхний переводник (102) потока и нижний переводник (103) потока, которые формируют поток в канале (101), а также в выпускном канале (104) и входном канале (105), которые сообщаются по текучей среде с продукционной камерой (114) насоса.
Верхний переводник (102) потока и нижний переводник (103) потока соединены цилиндрическим корпусом (112) насоса. Поток в канале (101) продолжается сквозь полый внутренний сердечник (122) на обоих концах.
В одном варианте реализации внутренний сердечник (122) имеет лепестковый поперечный профиль в средней секции, который переходит в многоугольный поперечный профиль и, наконец, круглый профиль в обоих концах сердечника (122), как показано в разрезах на фиг. 22В и 22С. В результате, продукционная камера (114) в основном содержит пространство между лепестками (124), в частности, четырьмя лепестками согласно показанному на чертеже варианту реализации. Мембрана (110) имеет уплотнение на концах сердечника (122). Впускные каналы (126) и выпускные каналы (128) для активационной текучей среды, проходящие в осевом направлении сквозь лепестки (124) и проходы, сообщаются по текучей среде с активационной камерой (116) с наружной стороны мембраны (110).
В одном конце насоса расположены выпускные отверстия (130), проходящие сквозь сердечник, которые сообщаются по текучей среде с выходом насоса и выпускным каналом (104) в верхнем переводнике (102). В другом конце насоса расположены всасывающие отверстия (132), проходящие сквозь сердечник, которые сообщаются по текучей среде с входным отверстием насоса и входным каналом (105) в нижнем переводнике потока.
В одном варианте реализации переводник (117) верхнего клапана содержит узлы (118) резервных обратных клапанов, используемых на выходе верхнего переводника (102) для обеспечения надлежащей работы и изоляции насосного оборудования. Предпочтительно в узле (118) обратного клапана используются несколько обратных клапанов с различными принципами работы на случай отказа механизмов одного из путей. Например, верхний переводник (117) может содержать шаровой клапан с клетью и створчатый клапан. Переводник нижнего клапана (не показан) дублирует узел (120) клапана во входном конце, но отличается тем, что всасывающее отверстие насоса сообщается по текучей среде с окружающей средой, а не с потоком в канале (101). Соответственно, насос при его активации добавляет свой поток к потоку в канале (101), но не в пласт.
Если давление в активационной камере превышает давление в продукционной камере, мембрана сжимается и поддерживается поперечным профилем внутреннего сердечника (122). Предпочтительно окружность мембраны (110) точно соответствует длине периметра лепесткового профиля, в результате чего мембрана в сжатом положении соответствует контурам внутреннего сердечника (122).
Наружная опорная конструкция для мембраны содержит цилиндрический корпус (112) насоса, который поддерживает мембрану (110) в расширенном положении, как показано на фиг. 22А, 22В и 22С. В случае избыточного давления в выходной линии насоса наружная опорная конструкция для мембраны ограничивает конфигурацию мембраны, в результате чего все давление, приложенное к мембране в расширенном положении, передается жесткому наружному корпусу насоса. Таким образом, указанная наружная опорная конструкция для мембраны препятствует разрушению мембраны из-за приложения избыточного давления к внутреннему объему материала мембраны.
Производительность мембранного насоса определяется объемом насосной камеры, которая, разумеется, зависит от ее длины и среднего диаметра внутренней и наружной опорных конструкций, причем разность между указанными диаметрами определяет "рабочий ход" насоса.
Соответственно, насосы имеющие различные производительности, могут быть предназначены для различных режимов накачивания.
Согласно данному варианту реализации мембранного насоса газлифтный газ обеспечивается в форме активационной текучей среды. При приложении к вертикальному сегменту скважины и ограничении давлением 500 фунтов на кв. дюйм (3450 кПа), это соответствует примерно высоте 341 метр вертикального столба воды. Этот тип насоса схематично показан в нижней части чертежа на фиг. 23. Даже если фактический подъем одиночной ступени насоса ограничен 300 метрами, возможна экономичная транспортировка продукционных жидкостей вдоль увеличенной вертикальной секции за счет добавления различных включенных последовательно насосов, как схематично показано на фиг. 24.
Благодаря последовательному включению насосов, максимальным давлением, обеспеченным каждым насосом, можно управлять для ограничения необходимого давления подачи газа. На фиг. 24 схематично показана конфигурация насосной системы со ступенями вертикального подъема, имеющими высоту 300 метров каждая, и общим системным вертикальным подъемом 900 метров. Общая высота подъема продукционных жидкостей, составляющая 900 метров, достигается путем последовательного включения 3 насосов, каждый из которых обеспечивает подъем только на высоту 300 метров. Такая конфигурация системы смягчает проблемы, связанные с движущим сжатием газа до высоких давлений, за счет этапирования общего вертикального подъема в форме последовательности вертикальных лифтовых этапов. Вместо необходимости приложения высокого давления для достижения общей высоты, согласно данному варианту реализации достаточным является пониженное давление в линии нагнетания при увеличенном в небольшой степени объемном расходе из-за количества насосов, необходимых для достижения общей высоты.
Для горизонтального насоса не требуются такие же высокие давления, какие необходимы для вертикальных насосов. Продукционную жидкость необходимо поднять в общей сложности на 100 метров (или меньше) от самой нижней точки, что ограничивает давление движущего газе величиной примерно 150 фунтов на кв. дюйм (1035 кПа). Такое пониженное давление уменьшает сложность любой расположенной на поверхности системы сжатия, а также сокращает объем расположенного на поверхности необходимого газохранилища высокого давления.
На фиг. 26 показана насосная система в горизонтальной конфигурации, с насосами, расположенными параллельно друг другу (с выпуском добытых продукционных жидкостей в общий коллектор), и максимальной высотой столба продукционной жидкости 100 метров. Компоновка упорядоченной совокупности насосов, расположенных в параллельной конфигурации в горизонтальной скважине, в которой множество насосов перекачивает продукционные текучие среды из скважины в одиночный общий выходной коллектор, может обеспечить большую часть функциональных преимуществ использования общей системы, которые описаны выше.
В одном варианте реализации может быть использована комбинированная гибридная горизонтальная/вертикальная подъемная система, в которой используется мембранный насос (100) согласно настоящему изобретению как в горизонтальной, так и в вертикальной секциях. Указанная система может объединять любое количество насосов в параллельной конфигурации в горизонтальной секции с любым количеством насосов в последовательной конфигурации в вертикальной секции скважины. В вертикальной секции насосы могут быть разнесены с подходящим интервалом, например, на максимальное расстояние 300 метров друг от друга, в зависимости от производительности насоса. Необходимое количество насосов непосредственно связано с глубиной скважины. В горизонтальной секции насосы устанавливают для обеспечения относительно однородной депрессии и/или рядом с любым скважинным устройством, которое предназначено для сбора продукционных жидкостей и препятствования перемещению газа или нефти сквозь внутреннее пространство скважины. Схематически эта компоновка насосов показана на фиг. 29.
В дополнение к комбинированной горизонтальной/вертикальной системе, полностью состоящей из мембранных насосов, включенных в различных конфигурациях (последовательных/параллельных), горизонтальная насосная система может быть использована вместе с любым другим известным вертикальным лифтовым решением, таким как насосы, описанные в патенте США №7,431,572 В2 и патенте Канады №2,453,072. Лифтовую функцию вертикального подъема продукционных жидкостей может осуществлять любая известная вертикальная подъемная система, в то время как горизонтальная насосная система согласно настоящему изобретению выполняет функцию горизонтальной подачи продукционной текучей среды.
Насосная система может представлять собой замкнутый контур, в котором активационный газ периодически циркулирует вдоль непрерывного пути между участками с высоким давлением и низким давлением для активации насоса. Давление активационного газа, хранящегося в буферном резервуаре на поверхности, повышают посредством компрессора, затем указанный газ нагнетают в затрубное пространство насоса для инициирования рабочего хода насоса, выпускают в низконапорном возвратном потоке в выпускную трубу, ведущую к поверхности, направляют в расположенный на поверхности низконапорный газгольдер и рециклируют назад в компрессор. В варианте циркуляции газа в замкнутом контуре используется один и тот же исходный объем газа, который бесконечно рециклируют для обеспечения движущей текучей среды для системы различных мембранных насосов в забое скважины. Схема циркуляции газа в системе этого типа показана на фиг. 30.
Альтернативой системе с непрерывным рециклированием активационного газа является система, в которой используют емкость расположенного на поверхности резервуара или непрерывную подачу активационного газа в насосную систему под высоким давлением. В системе этого типа открытого контура движущий газ не рециклируют после использования в такте накачивания цикла насоса: газ просто выпускают в скважину или направляют к поверхности и, следовательно, в атмосферу. Схема системы указанного типа открытого контура показана на фиг. 31.
Выпускной канал для активационного газа может быть выполнен в различных конфигурациях для осуществления необходимых функций и работы различных линейных конфигураций. В одном варианте реализации нагнетательный трубопровод выполнен в форме затрубной активационной/продукционной линии, показанной на фиг. 31. В этой конфигурации канала отработанный активационный газ выпускают в указанную микрозатрубную полость внутри насосной плети. Этот отработанный газ может перемещаться к поверхности, где он направляется в соответствии с конфигурацией системы открытого типа или замкнутого типа. Большой объем на единицу длины, доступный в микрозатрубной полости, уменьшает необходимый объем расположенного на поверхности низконапорного резервуара для отработанного газа. Большой объем на единицу длины, доступный в микрозатрубной полости, также сокращает время такта всасывания насоса.
На фиг. 33 показана конфигурация канала согласно другому варианту реализации, в которой в качестве канала для отработанного активационного газа используется выделенная выпускная линия, которая проходит от поверхности к насосу. В данном случае отработанный газ рециклируют в замкнутом контуре, выпускают в атмосферу или собирают для использования в других целях.
В случае, если активационный газ выпускают непосредственно в скважину, отсутствует необходимость строительства выпускного трубопровода к поверхности. Короткие секции трубопровода могут быть использованы для препятствования погружения выпускных отверстий в столбе текучей среды в скважине, причем указанные секции должны быть достаточно длинными, чтобы возвышаться над поверхностью продукционной жидкости.
Активационная текучая среда может включать газ, такой как углекислый газ, природный газ или азот, или может представлять собой гидравлическую текучую среду, такую как вода или рабочая жидкость, используемая в гидравлических системах.
Для специалистов очевидно, что различные модификации, адаптации и изменения описанных выше конкретных вариантов реализации могут быть сделаны без отступления от объема защиты настоящего изобретения, определенного в пунктах приложенной формулы.