Устройство для распределения пара и способ повышения извлечения вязкой нефти

УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРА И СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ВЯЗКОЙ НЕФТИ Описываются способы и устройства для повышения и усовершенствования извлечения вязкой нефти. В пласте с вязкой нефтью пробуривается горизонтальная скважина. Насосно-компрессорная труба специальной конструкции снабжена патрубками, через которые происходит равномерное распределение пара по всему горизонтальному участку скважины. Тепло, выделяемое паром,обеспечивает текучесть и понижает вязкость сырой нефти, которая подается на поверхность посредством подъемных устройств обычного типа. Предпосылки создания изобретения Область техники Данное изобретение относится к нефтепромысловым устройствам и способам, а более конкретно к таким устройствам и способам, которые применяются при добыче сырой нефти или вязкой сырой нефти. Уровень техники Известно, что добыча сырой вязкой нефти из продуктивного пласта производится путем бурения вертикальных скважин в продуктивной зоне и последующего введения пара в продуктивную зону с целью повышения текучести и снижения вязкости вязкой сырой нефти. Введение пара выполняется несколькими различными способами. В одном из способов скважины в продуктивном пласту циклично заполняются паром с помощью процесса, который называется циклическая закачка пара. В данном способе пар нагнетается по вертикальной скважине вниз в продуктивную зону. Пар "впитывается" в продуктивный пласт в течение относительно короткого периода времени для нагрева сырой нефти и снижения таким образом ее вязкости и повышения текучести. Затем из скважины осуществляется добыча нефти относительно длительный период времени с целью добычи разогретой и менее вязкой сырой нефти. Данный цикл обычно продолжается до тех пор, пока добыча становится неприбыльной. Еще один способ, который находит применение при разработке продуктивных пластов с вязкой нефтью, заключается в бурении вертикальных скважин в продуктивную зону по геометрически упорядоченной схеме, например 5-точечной или 9-точечной. В соответствии с данными геометрическими схемами скважины размещаются в пределах месторождения, обычно в симметричном порядке, и они используются как скважины для нагнетания пара или как промысловые скважины в зависимости от их расположения в схеме. Пар непрерывно подается в продуктивную зону через нагнетательные скважины для прогрева вязкой сырой нефти и ее вытеснения к ближайшим в геометрической схеме вертикальным промысловым скважинам. На начальном этапе разработки продуктивного пласта вязкой сырой нефти данные описанные способы работают хорошо. Со временем, однако, пар имеет тенденцию скапливаться в верхней части продуктивной зоны. Это может стать причиной ухудшения нагрева вязкой сырой нефти в нижней части продуктивной зоны. Сырая нефть, скопившаяся в нижней части продуктивной зоны, не вырабатывается, так как ее высокая вязкость препятствует перемещению нефти к прискважинной зоне промысловых скважин. Как следствие большие объемы потенциально добываемой сырой нефти могут стать неизвлекаемыми. Известно, что возможно применение горизонтально ориентированных или горизонтальных скважин для облегчения добычи из отдельных участков продуктивной зоны, в частности из нижней ее части, как описано выше, которые обычно не вырабатываются при подаче пара по вертикальным скважинам. Желательно, чтобы данные установки обеспечивали равномерное распределение пара в продуктивную зону по всей длине горизонтального участка скважины. Горизонтальные скважины для нагнетания пара более функциональны и эффективны при закачке пара в пласт с сырой нефтью и во многих случаях являются единственным экономически обоснованным решением для разработки некоторых продуктивных пластов. Успешное применение горизонтальной закачки пара требует регулирования распределения пара по всей длине горизонтального участка. В качестве способов завершения скважины предлагалось множество устройств, обеспечивающих такое регулирование распределения пара, однако данные устройства не проходили испытаний и имеют жесткие ограничения на применение. Основное ограничение заключается в том, что предложенное оборудование в лучшем случае может обеспечить регулирование нагнетания однофазного пара ("количество пара 100%"). Производительность таких устройств при извлечении части потока влажного пара, состоящего из собственно пара и жидкости, страдает от эффектов расщепления фазы. Данное явление расщепления фазы связано с тем фактом,что отношение извлеченного пара к общему его объему отличается от отношения извлеченной жидкости к общему ее объему. Например, если количество пара в основном потоке составляет семьдесят процентов (70%), то количество пара в извлеченном потоке может быть заметно выше или ниже. Во многих операциях по заводнению закачкой пара используется двухфазный пар, содержащий как паровую, так и жидкую фазы. Даже при нагнетании однофазного пара, количество пара которого у устья скважины составляет 100%, вследствие теплопотерь и изменения объемного содержания воды может произойти изменение содержания пара на подземном горизонтальном участке. Более того, если в устройстве не происходит пропорционального расщепления обеих фаз, не обеспечивается равномерное распределение массы и равномерное распределение скрытой теплоты, что является более важным эксплуатационным показателем для продуктивного пласта. Большинство предлагаемых устройств извлекают пар из основной насосно-компрессорной колонны посредством ряда штуцеров, которые могут быть снабжены дополнительными механизмами ограничения потока до его поступления в продуктивный пласт. Основой многих из этих устройств являются модифицированные устройства контроля притока, действующие в обратном потоку направлении ("режим нагнетания"). И хотя они не прошли полной программы испытаний, такие механизмы обладают потенциалом распределения однофазного пара с содержанием пара, составляющим 100%. Однако в установках, где применяется двухфазный пар, влияние режимов потока и разные скорости фаз приводят к непредсказуе-1 021981 мому распределению фаз в зависимости от разделения пара и воды внутри устройства. Для оптимального распределения пара и выделения скрытого тепла требуется устройство, способное надежно контролировать нагнетание пара в диапазоне содержания пара от около 40 до 100%. Сущность изобретения Согласно одному из аспектов настоящего изобретения создана скважинная установка для нагнетания пара в подземный продуктивный пласт. Скважинная установка состоит из насосно-компрессорной колонны, которая имеет гидравлическое сообщение с продуктивной зоной подземного продуктивного пласта. Насосно-компрессорная колонна имеет, по существу, вертикальную секцию и, по существу, горизонтальную секцию, которая проходит от нижнего участка вертикальной секции. Эта горизонтальная секция имеет верхний участок на одном конце и нижний участок на противоположном конце. Отверстие,образованное во внутренней поверхности горизонтальной секции, является впускным отверстием. Отверстие, образованное во внешней поверхности горизонтальной секции, является выпускным отверстием. Впускное и выпускное отверстия соединяются каналом так, чтобы пар, поступающий во впускное отверстие, мог проходить к выпускному отверстию. Впускное отверстие образуется в той части насоснокомпрессорной колонны, которая в продольном направлении находится ближе к верхнему участку, чем выпускное отверстие, так, чтобы при поступлении пара в канал поддерживалось его перемещение в осевом направлении. Например, канал может быть расположен под углом менее 15 к внутренней поверхности. В одном или более вариантах осуществления изобретения насосно-компрессорная колонна имеет секцию с уменьшенной площадью поперечного сечения, и впускное отверстие образовано в этой секции. Например, секция с уменьшенной площадью поперечного сечения может иметь сходящуюся коническую поверхность, а впускное отверстие может быть, по меньшей мере частично, образовано в данной сходящейся конической поверхности. В одном или более вариантах осуществления изобретения насосно-компрессорная колонна имеет секцию с уменьшенной площадью поперечного сечения, имеющую сходящуюся коническую поверхность, расходящуюся коническую поверхность и поверхность уменьшенного диаметра между сходящейся и расходящейся коническими поверхностями, так, что скорость пара увеличивается сходящейся конической поверхностью и уменьшается расходящейся конической поверхностью. В одном или более вариантах осуществления изобретения кольцевое пространство, которое имеет гидравлическое сообщение с выпускным отверстием, образовано во внешней поверхности колонны по ее периферии. В кольцевом пространстве возможно поместить штуцер для регулирования потока пара, поступающего из выпускного отверстия. Согласно другому аспекту настоящего изобретения создана скважинная установка для нагнетания пара в подземный продуктивный пласт. Скважинная установка состоит из насосно-компрессорной колонны, которая имеет гидравлическое сообщение с продуктивной зоной подземного продуктивного пласта. Насосно-компрессорная колонна имеет, по существу, вертикальную секцию и, по существу, горизонтальную секцию, которая проходит от нижнего участка вертикальной секции. Эта горизонтальная секция имеет верхний участок на одном конце и нижний участок на противоположном конце. Секция с уменьшенной площадью поперечного сечения находится между верхним участком и нижним участком, по существу, горизонтальной секции. Отверстие, образованное во внутренней поверхности секции с уменьшенной площадью поперечного сечения, является впускным отверстием. Отверстие, образованное по внешней поверхности, по существу, горизонтальной секции, является выпускным отверстием. Канал соединяет впускное и выпускное отверстия, позволяя пару поступать от впускного отверстия к выпускному. В одном или более вариантах осуществления изобретения насосно-компрессорная колонна имеет секцию с уменьшенной площадью поперечного сечения, имеющую сходящуюся коническую поверхность, расходящуюся коническую поверхность и поверхность уменьшенного диаметра между сходящейся и расходящейся коническими поверхностями, так, что скорость пара увеличивается сходящейся конической поверхностью и уменьшается расходящейся конической поверхностью. В одном или более вариантах осуществления изобретения впускное отверстие образовано в поверхности уменьшенного диаметра. Например, впускное отверстие может находиться в той части насоснокомпрессорной колонны, которая в продольном направлении находится ближе к верхнему участку, чем выпускное отверстие, так, чтобы при поступлении пара в проходной канал поддерживалось его перемещение в осевом направлении. Как вариант впускное и выпускное отверстия могут быть выполнены практически в одних местах по оси между верхним и нижним участками. В одном или более вариантах осуществления изобретения впускное отверстие, по меньшей мере частично, образовано в сходящейся конической поверхности. Например, сходящаяся коническая поверхность может быть выполнена с углом наклона в 15 по отношению к оси практически горизонтальной секции, а впускное отверстие может быть почти параллельно оси, по существу, горизонтальной секции. В одном или более вариантах осуществления изобретения кольцевое пространство, которое имеет гидравлическое сообщение с выпускным отверстием, образовано во внешней поверхности колонны по всей ее периферии. В кольцевом пространстве возможно поместить штуцер для регулирования потока пара, поступающего из выпускного отверстия. Согласно другому аспекту настоящего изобретения создана скважинная установка для нагнетания пара в подземный продуктивный пласт. Скважинная установка состоит из насосно-компрессорной колонны, которая имеет гидравлическое сообщение с продуктивной зоной подземного продуктивного пласта. Насосно-компрессорная колонна имеет, по существу, вертикальную секцию и, по существу, горизонтальную секцию, которая проходит от нижнего участка вертикальной секции. Эта горизонтальная секция имеет верхний участок на одном конце и нижний участок на противоположном конце. Секция с уменьшенной площадью поперечного сечения, имеющая сходящуюся коническую поверхность, расходящуюся коническую поверхность и поверхностью уменьшенного диаметра между сходящейся и расходящейся коническими поверхностями, расположена между верхним и нижним участками, по существу, горизонтальной секции. Отверстие, образованное по внутренней поверхности секции с уменьшенной площадью поперечного сечения, является впускным отверстием. Отверстие, образованное по внешней поверхности,по существу, горизонтальной секции, является выпускным отверстием. Впускное и выпускное отверстия соединяются каналом так, чтобы пар, поступающий во впускное отверстие, мог проходить к выпускному отверстию. Впускное отверстие образовано в той части насосно-компрессорной колонны, которая в продольном направлении находится ближе к верхнему участку, чем выпускное отверстие, так, чтобы при поступлении пара в проходной канал поддерживалось его перемещение в осевом направлении. В одном или более вариантах осуществления изобретения впускное отверстие образовано в поверхности уменьшенного диаметра. Например, канал может быть расположен под углом, составляющим менее 15, к внутренней кромке поверхности уменьшенного диаметра. В одном или более вариантах осуществления изобретения впускное отверстие, по меньшей мере частично, образовано в сходящейся конической поверхности. Например, сходящаяся коническая поверхность может быть расположена под углом наклона в 15 по отношению к оси, по существу, горизонтальной секции, а впускное отверстие может быть почти параллельно оси этой горизонтальной секции. В одном или более вариантах осуществления изобретения кольцевое пространство, которое имеет гидравлическое сообщение с выпускным отверстием, образовано во внешней поверхности колонны по всей ее периферии. В кольцевом пространстве возможно поместить штуцер для регулирования потока пара, поступающего из выпускного отверстия. Краткое описание чертежей На фиг. 1 представлен схематический вид в разрезе известной установки, которая используется для подачи пара в горизонтальную скважину для добычи углеводородов. На фиг. 2 представлен схематический вид в разрезе известной установки, которая используется для подачи пара в горизонтальную скважину для добычи углеводородов. На фиг. 3 представлен схематический вид в разрезе известной насосно-компрессорной колонны, которая используется в горизонтальной скважине для добычи углеводородов. На фиг. 4 представлен схематический вид в разрезе насосно-компрессорной колонны в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, которая используется в горизонтальной скважине для добычи углеводородов. На фиг. 5 представлен схематический вид в разрезе насосно-компрессорной колонны в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, которая используется в горизонтальной скважине для добычи углеводородов. На фиг. 6 представлен схематический вид в разрезе насосно-компрессорной колонны в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, которая используется в горизонтальной скважине для добычи углеводородов. На фиг. 7 представлен схематический вид в разрезе насосно-компрессорной колонны в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, которая используется в горизонтальной скважине для добычи углеводородов. На фиг. 8 представлен схематический вид в разрезе насосно-компрессорной колонны в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, которая используется в горизонтальной скважине для добычи углеводородов. На фиг. 9 представлен график расщепления паровой фазы для обычной насосно-компрессорной колонны, которая используется в горизонтальной скважине для добычи углеводородов. На фиг. 10 представлен график расщепления паровой фазы для насосно-компрессорной колонны,выполненной в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, которая используется в горизонтальной скважине для добычи углеводородов. На фиг. 11 представлен график расщепления паровой фазы для насосно-компрессорной колонны,выполненной в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, которая используется в горизонтальной скважине для добычи углеводородов. Подробное описание На фиг. 1 показан вид в разрезе для известной установки, где ствол 11 скважины имеет вертикальную секцию 11 А и горизонтальную секцию 11 В. Ствол 11 скважины обеспечивает прохождение потока между поверхностью скважины и нефтяным или продуктивным пластом 31. На фиг. 1 показаны насосно-3 021981 компрессорная колонна 13 и щелевой хвостовик 15. Горизонтальная секция 11 В насосно-компрессорной колонны 13 включает в себя верхний участок 13 А и противоположный нижний участок 13 В. Щелевой хвостовик 15 - это устройство, установленное в конце горизонтальной секции 11 В ствола 11 скважины; обычно оно изолируется от вертикальной секции 11 А ствола 11 скважины с помощью запайки 17 ввода. Горячий пар подается по насосно-компрессорной колонне 13 и покидает ее в нижнем участке 13 В на конце 19. Направление потока пара отмечено стрелками 21. Прямой удар горячего пара в щелевой хвостовик 15 в зоне 23 может стать причиной эрозии и разрушения хвостовика 15, что является нежелательным. Также при применении данного способа тепло от пара концентрируется вблизи нижнего участка 13 В в областях 25 и 27 продуктивного пласта 31, а не вдоль щелевого хвостовика 15. На фиг. 2 далее показана известная конструкция, где ствол скважины 29 имеет вертикальную секцию 29 А, которая выходит на поверхность, и горизонтальную секцию 29 В, которая проникает в длинную горизонтальную часть нефтяного или продуктивного пласта 31. Щелевой хвостовик 37 замыкает горизонтальную секцию 29 В ствола скважины 29. Насосно-компрессорная колонна 33 вводится в скважину с поверхности, и в нижней ее части установлена заглушка 35. Горизонтальная секция 29 В насоснокомпрессорной колонны 33 включает в себя верхний участок 33 А и противоположный ему нижний участок 33 В. По всей длине насосно-компрессорной колонны 33 до заглушки 35 на определенном расстоянии друг от друга просверлены отверстия 39 по всей горизонтальной секции между верхним участком 33 А и нижним участком 33 В. Каждое отверстие 39 закрыто защитным ударным хомутом 41. Защитные ударные хомуты 41 выполнены из углеродистой стали и при необходимости могут иметь керамическую оболочку. Защитные ударные хомуты 41 приварены к насосно-компрессорной колонне 33 со смещением над каждым просверленным отверстием 39. Парогенератор (не показан) расположен на поверхности и обеспечивает подачу пара в насоснокомпрессорную колонну 33. Пар проходит вниз по насосно-компрессорной колонне 33 в ее нижнюю горизонтальную секцию 29 В, где он выходит через просверленные отверстия 39. Как будет описано далее,пока пар может выходить из насосно-компрессорной колонны 33 между верхним участком 33 А и нижним участком 33 В, равномерного распределения массы и скрытого тепла по всей длине горизонтальной секции 29 В не достигается. На фиг. 3 представлен разрез участка насосно-компрессорной колонны 33, который находится внутри щелевого хвостовика 37, показанного на фиг. 2. Защитные ударные хомуты 41 на фиг. 3 не показаны. Насосно-компрессорная колонна 33 имеет внутреннюю поверхность 43 и внешнюю поверхность 45. Для просверленных отверстий 39 проходит от внутренней поверхности 43 к внешней поверхности 45. Каждое просверленное отверстие 39 проходит радиально и, по существу, перпендикулярно внутренней поверхности 43. Обычно просверленные отверстия 39 расположены через определенные промежутки между верхним участком 33 А и нижним участком 33 В насосно-компрессорной колонны 33 для подачи пара в продуктивный пласт 31. Двухфазная жидкость F, обычно - пар, содержащий парообразную воду, и капельки жидкой воды D перемещаются по насосно-компрессорной колонне 33, поступая в нефтяной или продуктивный пласт 31. Если двухфазная жидкость F подается на малой скорости, например меньше 40 футов в секунду,поток расслаивается. В частности, под действием силы тяжести жидкая фаза перемещается по нижней части трубы. Если поверхностные скорости пара и жидкости низкие, граница раздела между жидкостью и паром ровная. По мере повышения скорости пара граница раздела становится волнистой. По мере повышения поверхностной скорости жидкости поток имеет склонность образовывать скопления или большие волны жидкости (кратковременные по продолжительности), разделенные расслаивающимся волнистым потоком. При очень высоких поверхностных скоростях потока жидкость образует кольцо на внутренней поверхности стенок трубы, а пар перемещается по центру трубы. При высоких поверхностных скоростях пара и высоком содержании пара жидкость увлекается паровым ядром так, что труба полностью заполняется паром, за исключением мелких капель жидкой водяной пыли. Жидкие капли D имеют более высокую плотность и, следовательно, более высокое перемещение,чем парообразная вода, что ограничивает способность жидких капель D изменять направление. Когда жидкие капли D, перемещающиеся в основном потоке жидкости F, встречаются с меньшим паровым потоком или профилем скоростей, направленным к просверленным отверстиям 39, на жидкие капли D воздействует влекущая сила, которая изменяет направление их движения. Однако перемещение жидких капель D сопротивляется такому изменению направления, в результате чего движение по направлению к просверленным отверстиям 39 замедляется. В варианте осуществления изобретения, показанном на фиг. 3, жидкие капли, вовлеченные в паровое ядро, должны выполнять резкие, направленные радиально наружу повороты относительно потока жидкости F для их прохождения в просверленные отверстия 39 и в продуктивный пласт 31. В результате извлеченный пар содержит меньше жидких капель D, так что количество пара в потоке, поступающем в верхний участок насосно-компрессорной колонны 33, отличается от количества пара, поступившего в нижний участок насосно-компрессорной колонны 33. В частности, больший объем жидких капель поступит в нижний участок 33 А насосно-компрессорной колонны 33 по сравнению с верхним участком 33 В. Данное явление известно как "расщепление фаз". На фиг. 4-8 представлены альтернативные варианты конфигурации насосно-компрессорных труб для препятствия расщеплению фаз, описанному выше, с тем, чтобы в продуктивный пласт 31 подавался поток с более равномерным количеством пара как от верхнего, так и от нижнего участка соответствующих насосно-компрессорных колонн. Конкретнее, на каждой из фиг. 4-8 показан участок переводника насосно-компрессорной трубы или насосно-компрессорной колонны 111, расположенный между верхним и нижним участком горизонтальной секции ствола скважины. Как будет описано далее, пар, образованный на поверхности, подается в насосно-компрессорную колонну 111 для более равномерного распределения пара по горизонтальной секции ствола скважины в продуктивном пласте 31. На фиг. 4 показана насосно-компрессорная колонна 111, имеющая ряд отверстий 117, проходящих от внутренней поверхности 113 к внешней поверхности 115. Отверстия 117 имеют отверстие на внутренней поверхности 113, которое является впускным отверстием 117 А, отверстие на внешней поверхности 115, которое является выпускным отверстием 117 В, и канал 117 С, проходящий между впускным отверстием 117 А и выпускным отверстием 117 В, так что пар, поступивший во впускное отверстие 117 А, проходит до выпускного отверстия 117 В. Впускное отверстие 117 А образовано в той части колонны, которая в продольном направлении ближе к верхнему участку, чем выпускное отверстие 117 В. Хотя на иллюстрации показано, что отверстия 117 расположены под углом, составляющим около 15, наружу от направления потока жидкости F, следует помнить, что оптимальным углом отклонения отверстий 117 является наименьший угол, который позволяет получить обрабатывающий инструмент. Предпочтительно, чтобы ряд отверстий 117 располагался через определенные промежутки по всей длине насосно-компрессорной колонны 111. Например, отверстия 117 могут располагаться через каждые 100-500 футов по насосно-компрессорной трубе 111. В общем случае, расстояние между отверстиями 117 будет зависеть от характеристик конкретного продуктивного пласта. Специалист в данной области техники должен учитывать, что возможно применение изоляции между первой и второй группами отверстий 117. Кроме того, вблизи отверстий 117 можно разместить обычные механизмы для фильтрации песка, такие как сетчатый фильтр. По одному варианту осуществления изобретения насосно-компрессорная колонна 111 заканчивается у верхнего участка, а отверстия 117 выполняются в хвостовике. Отверстия 117 сглаживают изменение направления, необходимое для того, чтобы капли жидкости попали в отверстия 117, таким образом, каплям жидкости проще покинуть насосно-компрессорную колонну 111. В частности, если пар поступает в канал 117 С, то сохраняется его перемещение в осевом направлении. Соответственно, разница в количестве пара, поступающего из верхнего участка насоснокомпрессорной колонны 111, по сравнению с нижним участком насосно-компрессорной колонны 111 снижается по мере того, как все больший объем капель жидкости, вовлеченных в паровое ядро, имеет возможность покинуть трубу через отверстия 117. На фиг. 5 представлен альтернативный вариант конфигурации насосно-компрессорных труб для препятствия разделению пара и жидкости в потоке F с тем, чтобы в продуктивный пласт 31 подавался поток с более равномерным количеством пара от верхнего и от нижнего участков соответствующих насосно-компрессорных колонн. Как показано на фиг. 5, насосно-компрессорная колонна 111 включает в себя переводник 120 с секцией уменьшенной площади поперечного сечения, и ряд отверстий 117, проходящих от внутренней поверхности 113 к внешней поверхности 115. Отверстия 117 имеют отверстие на внутренней поверхности 113, которое является впускным отверстием 117 А, отверстие на внешней поверхности 115, которое является выпускным отверстием 117 В и канал 117 С, проходящий между впускным отверстием 117 А и выпускным отверстием 117 В, так что пар, поступивший во впускное отверстие 117 А, проходит до выпускного отверстия 117 В. Впускное отверстие 117 А и выпускное отверстие 117 В образованы практически в одних местах по оси между верхним и нижним концами насоснокомпрессорной колонны. Как в варианте осуществления изобретения, показанном на фиг. 4, желательно,чтобы ряд отверстий 117 располагался через определенные промежутки по всей длине насоснокомпрессорной колонки 111, при этом каждое отверстие 117 связано с переводником 120 насоснокомпрессорной трубы. Переводник 120 насосно-компрессорной трубы имеет сходящуюся коническую поверхность 121,которая расположена между участком внутренней поверхности 113, имеющим обычный диаметр насосно-компрессорной колонны 111, и поверхностью уменьшенного диаметра 123, на которой располагаются отверстия 117. Сходящаяся коническая поверхность 121 располагается выше отверстий 117 для поддержания потока жидкости F. Переводник насосно-компрессорной трубы 120 может также иметь расходящуюся коническую поверхность 125, которая находится ниже отверстий 117 и которая располагается между поверхностью уменьшенного диаметра 123 и участком внутренней поверхности 113, имеющим нормальный диаметр насосно-компрессорной колонны 111. Уменьшение диаметра насосно-компрессорной колонны 111 на сходящейся конической поверхности 121 приводит к повышению скорости жидкости F, в то время как увеличение диаметра на расходящейся конической поверхности 125 приводит к снижению скорости жидкости F. Постоянное изменение скорости потока жидкости F по всей длине насосно-компрессорной колонны 111 способствует перемешиванию капель жидкости D с парообразной водой до поступления в отверстия 117. Перемешивание жидкости F может способствовать повышению равномерности количества пара в потоке по всей длине насосно-компрессорной колонны 111. Например, если насосно-компрессорная колонна 111 представляет собой обычную колонну диаметром 4,5 дюйма, внутренний диаметр 113 составляет приблизительно 3,96 дюйма. Необходимого изменения скорости можно добиться, если поверхность уменьшенного диаметра 123 эквивалентна внутреннему диаметру стандартной насосно-компрессорной трубы 2 3/8 дюйма, который составляет приблизительно 2,44 дюйма. Желательно, чтобы сходящаяся и расходящаяся конические поверхности 121, 125 располагались под наклоном в 15. На фиг. 6 представлен альтернативный вариант конфигурации насосно-компрессорных труб, где насосно-компрессорная колонна 111 имеет ряд отверстий 117, проходящих от внутренней поверхности 113 к внешней поверхности 115. Отверстия 117 имеют отверстие на внутренней поверхности 113, которое является впускным отверстием 117 А, отверстие на внешней поверхности 115, которое является выпускным отверстием 117 В, и канал 117 С, проходящий между впускным отверстием 117 А и выпускным отверстием 117 В, так что пар, поступивший во впускное отверстие 117 А, проходит до выпускного отверстия 117 В. Впускное отверстие 117 А образовано в той части колонны, которая в продольном направлении ближе к верхнему участку, чем выпускное отверстие 117 В. В варианте осуществления изобретения диаметр внутренней поверхности 113 вблизи отверстий 117 снижается, таким образом, толщина насосно-компрессорной трубы 111 непосредственно выше и ниже отверстий 117 толще, чем в варианте осуществления изобретения, показанном на фиг. 4. По аналогии с фиг. 5 переводник насосно-компрессорной трубы 120 имеет проходящую внутрь коническую поверхность 121, которая располагается между участком внутренней поверхности 113, имеющим нормальный диаметр насосно-компрессорной трубы 111, и поверхностью уменьшенного диаметра 123, в которой расположены отверстия 117. Сходящаяся коническая поверхность 121 располагается выше отверстий 117 для поддержания потока жидкости F. Расходящаяся коническая поверхность 125 находится ниже отверстий 117 и располагается между поверхностью уменьшенного диаметра 123 и участком внутренней поверхности 113, имеющим нормальный диаметр насосно-компрессорной трубы 111. Переводник 120 насосно-компрессорной трубы, представленный на фиг. 7, в основном аналогичен переводнику на фиг. 5 и 6 за исключением того, что отверстия 117 выполнены в осевом направлении насосно-компрессорной трубы 111 и начинаются на сходящейся конической поверхности 121. Отверстия 117 имеют отверстие на внутренней поверхности 113, которое является впускным отверстием 117 А, отверстие на внешней поверхности 115, которое является выпускным отверстием 117 В, и канал 117 С, проходящий между впускным отверстием 117 А и выпускным отверстием 117 В, так что пар, поступивший во впускное отверстие 117 А, проходит до выпускного отверстия 117 В. Впускное отверстие 117 А образовано в той части колонны, которая в продольном направлении ближе к верхнему участку, чем выпускное отверстие 117 В. Желательно, чтобы отверстия 117 располагались настолько близко к параллели с осью потока жидкости F, насколько это возможно обеспечить с помощью средств механообработки. Размещение отверстий 117 на сходящейся конической поверхности 121 позволяет каплям жидкости входить в отверстия 117 с минимальным отклонением от направления движения капель жидкости D до их попадания в зону поверхности уменьшенного диаметра 123. Например, сходящаяся коническая поверхность 121 может иметь наклон приблизительно в 15 относительно оси насосно-компрессорной колонны 111, а впускное отверстие может быть практически параллельно оси насосно-компрессорной трубы 111. Как показано на фиг. 7, отверстия 117 проходят в осевом направлении к кольцевому пространству 129, образованному радиально от поверхности уменьшенного диаметра 123. В частности, кольцевое пространство 129 образовано на внешней поверхности 115 насосно-компрессорной колонны по всей ее периферии. Однако в некоторых вариантах осуществления изобретения кольцевое пространство 129 отсутствует, а отверстия 117 выполнены в осевом направлении между сходящейся конической поверхностью 121 и внешней поверхностью 115. Вариант осуществления изобретения, показанный на фиг. 8, в основном аналогичен варианту, представленному на фиг. 7, за исключением того, что в кольцевом пространстве 129 размещены штуцеры 131,куда поступает жидкость из отверстий 117. Размер штуцеров 131 можно подбирать специально, что позволяет точно контролировать скорость подачи пара в продуктивный пласт 31 из каждого отверстия 117 по всей длине насосно-компрессорной колонны 111. К примерам штуцеров 131 относятся штуцер с отверстием малого сечения или сопло Вентури. Более того, так как штуцеры 131 контролируют скорость подачи пара по данному варианту осуществления изобретения, отверстия 117 можно увеличить, чтобы создать благоприятные условия для улавливания капель жидкости D и обеспечения их определенного объема в отверстии. Равномерная подача пара, описанная с учетом вышеприведенных вариантов осуществления изобретения, может препятствовать перемещению пара в нижележащий слой воды или в верхнюю ненасыщенную область продуктивного пласта. Также путем равномерной подачи пара по всей горизонтальной секции продуктовой зоны на всю длину горизонтальной протяженности скважины снижается вероятность повреждения эксплуатационного хвостовика в данном горизонтальном стволе. Более того, вышеописанные варианты осуществления изобретения снижают эффект расщепления фаз в горизонтальной секции ствола скважины, обеспечивая таким образом равномерное количество пара в потоке и распределение скрытой теплоты в продуктивном пласте. Пример I. Эксплуатационные показатели альтернативных конфигураций насосно-компрессорных труб можно проиллюстрировать на примере применения модели двухфазного потока. В частности, обычно жидкость течет тонким слоем вдоль стенок трубы, а капли вовлекаются в паровое ядро потока. Степень вовлечения жидкости и толщину ее слоя в водосточной трубе можно определить с помощью модели двухфазного потока. Степень вовлечения жидкости можно оценить как процент от общего количества жидкости на периферии трубы, которое перемещается с заметно меньшей скоростью. При высокой поверхностной скорости пара жидкость, распределенная по периферии стенок трубы, вовлекается в паровое ядро потока,в результате чего труба заполняется паром, насыщенным мелкими каплями жидкости D. Так как под действием силы тяжести в нижней части горизонтальной секции образуется более толстый слой жидкости, то часто толщина слоя жидкости также выражается как среднее значение толщины, которое выражает толщину слоя жидкости при условии ее равномерного распределения по периферии всей внутренней поверхности трубы. В общем случае, чем большее количество жидкости вовлекается в пар, тем более наглядной будет выборка или вычленение двухфазного потока. Была построена модель двухфазного потока для насосно-компрессорной трубы диаметром 4,5 дюйма с избыточным давлением 400 фунт/кв.дюйм, массовой скоростью потока 1200 баррелей пара в сутки,с показателем количества пара 70%. Расчетный показатель вовлечения жидкости составил 26%, средняя толщина слоя жидкости составила 0,037 дюйма, а толщина жидкого слоя в нижней части трубы составила 0,14 дюйма. Если диаметр трубы уменьшить до 3,5 дюйма при сохранении неизменными остальных характеристик потока, то показатель вовлечения жидкости составит 96%, средняя толщина слоя жидкости составит 0,003 дюйма, а толщина жидкого слоя в нижней части трубы составит 0,008 дюйма. При уменьшении поперечного сечения произошло увеличение расчетного показателя вовлечения жидкости с 26 до 96%, а также значительно уменьшилась толщина жидкого слоя, что способствует более равномерному и прогнозируемому выделению и распределению пара. Пример II. Как будет описано далее, эксплуатационные показатели альтернативных конфигураций насоснокомпрессорных труб сравниваются с показателями известной насосно-компрессорной колонны с помощью наземной горизонтальной установки нагнетания пара. Горизонтальная установка нагнетания пара пригодна для испытаний широкого ассортимента полноразмерного забойного оборудования скважины,например устройств регулирования потока в насосно-компрессорных трубах и хвостовиках, на поверхности, в контролируемых условиях. Дополнительную информацию по наземной горизонтальной установке нагнетания пара см. в документе 132410 Общества инженеров-нефтяников Американского института горных инженеров под названием "Способы решения проблем, связанных с нагнетанием пара в забойное оборудование, с помощью горизонтальной испытательной установки нагнетания пара производства компании Chevron (Addressing Horizontal Steam Injection Completions Challenges with Chevron'sHorizontal Steam Injection Test Facility)". Показатель количества пара, полученного при разных конфигурациях насосно-компрессорных труб,измерялся для всех возможных сочетаний трех значений входного давления, двух значений количества пара на входе, шести значений входной скорости и двух значений коэффициента извлечения. На представленных фигурах показана разница между показателями количества пара, полученного на выходе устройства, и количества пара, протекающего в насосно-компрессорной трубе, как функция поверхностной скорости пара в насосно-компрессорной трубе. На фиг. 9 представлены результаты определения количества пара с применением насоснокомпрессорной трубы диаметром 4,5 дюйма с четырьмя отверстиями диаметром четверть дюйма, просверленными перпендикулярно к горизонтали и смещенными на 90 относительно друг друга по периферии трубы. Такая конструкция насосно-компрессорной трубы аналогично конструкции, показанной на фиг. 3, где капли жидкости должны выполнять резкий поворот под углом 90 относительно направления потока жидкости, с тем, чтобы капли жидкости попали в отверстия, ведущие в продуктивный пласт. Разница в показателях количества пара на входе и выходе устройства варьируется в широком диапазоне от-15 до +15 единиц массового количества пара. На фиг. 10 представлены результаты определения количества пара с применением насоснокомпрессорной трубы диаметром 4,5 дюйма с четырьмя отверстиями диаметром четверть дюйма, просверленными перпендикулярно к горизонтали и смещенными на 90 относительно друг друга в зоне уменьшенного внутреннего диаметра 2 дюйма. Наблюдается увеличение разницы в показателях массового количества пара, если отверстия расположены вблизи зоны с уменьшенным внутренним диаметром,по сравнению с устройством, не имеющим секции с уменьшенным поперечным сечением (фиг. 9), в частности, на скоростях выше 40 фут/с, где разница в показателях массового количества пара поддерживается в более узких пределах (от -10 до +5). Как уже обсуждалось ранее, зона с уменьшенным внутренним диаметром изменяет скорость пара по длине насосно-компрессорной трубы, способствуя перемешиванию капель жидкости с парообразной водой до того, как пар покинет трубу через просверленные отверстия. На фиг. 11 представлены результаты определения количества пара с применением насоснокомпрессорной трубы диаметром 4,5 дюйма с четырьмя отверстиями диаметром четверть дюйма, просверленными под углом 15 к горизонтали и смещенными на 90 относительно друг друга в зоне уменьшенного диаметра 2 дюйма. Конструкция насосно-компрессорных труб, которая использовалась для получения результатов, показанных на фиг. 11, практически такая же, как конструкция насоснокомпрессорных труб, которая использовалась для получения результатов, показанных на фиг. 10, за исключением того, что просверленные отверстия расположены под углом 15 к горизонтали. Разница между количеством пара потока, прошедшего через отверстия, выполненные под острым углом, и массовым количество пара потока, проходящего в насосно-компрессорной трубе, минимизируется для всех поверхностных скоростей пара в насосно-компрессорной трубе. В частности, постоянное количество пара по всему диапазону скоростей способствует уменьшению диапазона разницы в показателях массового количества пара по сравнению с количеством пара, которое получается при использовании схемы с четырьмя отверстиями диаметром четверть дюйма, просверленными перпендикулярно к горизонтали, без применения зоны уменьшенного диаметра, как показано на фиг. 9. Хотя проиллюстрированы только некоторые варианты реализации изобретения, следует понимать,что специалист в данной области техники может не ограничиться данными вариантами и выполнить различные изменения, не выходя за пределы существа и объема изобретения. Например, насоснокомпрессорная колонна 111 для каждого из вариантов осуществления изобретения, показанных на фиг. 4-8, может представлять собой переводник насосно-компрессорной трубы, расположенный между парой труб, а не встроенный в саму насосно-компрессорную колонну. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Скважинная установка для закачки пара в подземный продуктивный пласт, содержащая насоснокомпрессионную колонну, находящуюся в гидравлическом сообщении с продуктивной зоной подземного продуктивного пласта и имеющую, по существу, вертикальную секцию и, по существу, горизонтальную секцию, проходящую от нижнего участка, по существу, вертикальной секции и имеющую на одном конце, по существу, верхний участок и на противоположном конце нижний участок, секцию с уменьшенной площадью поперечного сечения, расположенную между верхним участком и нижним участком, по существу, горизонтальной секции и имеющую сходящуюся коническую поверхность, отверстие, образованное во внутренней поверхности, по существу, горизонтальной секции и являющееся впускным отверстием, причем впускное отверстие, по меньшей мере частично, образовано в сходящейся конической секции, отверстие, образованное во внешней поверхности, по существу, горизонтальной секции и являющееся выпускным отверстием, канал, соединяющий впускное и выпускное отверстия для прохождения поступающего во впускное отверстие пара к выпускному отверстию, при этом впускное отверстие образовано в насосно-компрессорной колонне в осевом направлении ближе к верхнему участку, чем выпускное отверстие, так, что при поступлении пара в канал поддерживается его перемещение в осевом направлении для обеспечения разницы в показателях количества пара на входе и выходе устройства в диапазоне от -15 до +15% единиц массового количества пара. 2. Скважинная установка по п.1, отличающаяся тем, что канал расположен под углом к внутренней поверхности, по существу, горизонтальной секции, составляющим 15. 3. Скважинная установка по п.1, отличающаяся тем, что секция с уменьшенной площадью поперечного сечения дополнительно содержит расходящуюся коническую поверхность и поверхность уменьшенного диаметра, расположенную между сходящейся конической поверхностью и расходящейся конической поверхностью, при этом скорость пара увеличивается сходящейся конической поверхностью и уменьшается расходящейся конической поверхностью. 4. Скважинная установка по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно имеет кольцевое пространство, образованное на внешней поверхности насосно-компрессорной колонны по ее периферии и гидравлически сообщенное с выпускным отверстием. 5. Скважинная установка по п.4, отличающаяся тем, что дополнительно снабжена штуцером, размещенным в кольцевом пространстве для регулирования потока пара, поступающего из выпускного отверстия. 6. Скважинная установка для закачки пара в подземный продуктивный пласт, содержащая насоснокомпрессионную колонну, находящуюся в гидравлическом сообщении с продуктивной зоной подземного продуктивного пласта и имеющую, по существу, вертикальную секцию и, по существу, горизонтальную секцию, проходящую от нижнего участка, по существу, вертикальной секции и имеющую на одном конце, по существу, верхний участок и на противоположном конце нижний участок, секцию с уменьшенной площадью поперечного сечения, расположенную между верхним участком и нижним участком на внутренней поверхности, по существу, горизонтальной секции, отверстие, образованное на сходящейся конической поверхности секции с уменьшенной площадью поперечного сечения и являющееся впускным отверстием, отверстие, образованное во внешней поверхности, по существу, горизонтальной секции и являющееся выпускным отверстием, канал, соединяющий впускное и выпускное отверстия для прохож-8 021981 дения поступающего во впускное отверстие пара к выпускному отверстию, при этом впускное отверстие образовано в насосно-компрессорной колонне ближе к верхнему участку, чем выпускное отверстие так,что при поступлении пара в канал поддерживается его перемещение в осевом направлении для обеспечения разницы в показателях количества пара на входе и выходе устройства в диапазоне от -15 до +15% единиц массового количества пара. 7. Скважинная установка по п.6, отличающаяся тем, что секция с уменьшенной площадью поперечного сечения дополнительно имеет расходящуюся коническую поверхность и поверхность уменьшенного диаметра, расположенную между сходящейся конической поверхностью и расходящейся конической поверхностью, при этом скорость пара увеличивается сходящейся конической поверхностью и уменьшается расходящейся конической поверхностью. 8. Скважинная установка по п.6, отличающаяся тем, что впускное отверстие расположено ближе к верхнему участку, чем выпускное отверстие, так, чтобы при поступлении пара в канал поддерживалось его перемещение в осевом направлении. 9. Скважинная установка по п.6, отличающаяся тем, что сходящая коническая поверхность выполнена с наклоном в 15 относительно оси, по существу, горизонтальной секции, и впускное отверстие, по существу, параллельно оси, по существу, горизонтальной секции. 10. Скважинная установка по п.6, отличающаяся тем, что впускное и выпускное отверстия образованы, по существу, в одних местах в осевом направлении между верхним и нижним участком. 11. Скважинная установка по п.8, отличающаяся тем, что канал расположен под прямым углом к оси насосно-компрессорной колонны. 12. Скважинная установка по п.6, отличающаяся тем, что канал расположен под углом в 15 к внутренней поверхности секции с уменьшенной площадью поперечного сечения. 13. Скважинная установка по п.6, отличающаяся тем, что дополнительно содержит кольцевое пространство, образованное на внешней поверхности насосно-компрессорной колонны по ее периферии и гидравлически сообщенное с выпускным отверстием, и штуцер, размещенный в кольцевом пространстве для регулирования потока пара, поступающего из выпускного отверстия. 14. Скважинная установка для закачки пара в подземный продуктивный пласт, содержащая насосно-компрессорную колонну, находящуюся в гидравлическом сообщении с продуктивной зоной подземного продуктивного пласта и имеющую, по существу, вертикальную секцию и, по существу, горизонтальную секцию, проходящую от нижнего участка, по существу, вертикальной секции и имеющую на одном конце, по существу, верхний участок и на противоположном конце нижний участок, секцию с уменьшенной площадью поперечного сечения, расположенную между верхним и нижним участком, по существу, горизонтальной секции и имеющую сходящуюся коническую поверхность, расходящуюся коническую поверхность и расположенную между ними поверхность уменьшенного диаметра, отверстие,образованное во внутренней секции с уменьшенной площадью поперечного сечения и являющееся впускным отверстием, причем впускное отверстие, по меньшей мере частично, образовано в сходящейся конической секции, отверстие, образованное во внешней поверхности, по существу, горизонтальной секции и являющееся выпускным отверстием, канал, соединяющий впускное и выпускное отверстия для прохождения поступающего во впускное отверстие пара к выпускному отверстию, при этом впускное отверстие образовано в насосно-компрессорной колонне в осевом направлении ближе к верхнему участку, чем выпускное отверстие, так, что при поступлении пара в канал поддерживается его перемещение в осевом направлении для обеспечения разницы в показателях количества пара на входе и выходе устройства в диапазоне от -15 до +15% единиц массового количества пара. 15. Скважинная установка по п.14, отличающаяся тем, что сходящая коническая поверхность выполнена с наклоном в 15 относительно оси, по существу, горизонтальной секции, впускное отверстие расположено почти параллельно оси, по существу, горизонтальной секции. 16. Скважинная установка по п.14, отличающаяся тем, что дополнительно содержит кольцевое пространство, образованное на внешней поверхности насосно-компрессорной колонны по ее периферии и гидравлически сообщенное с выпускным отверстием, и штуцер, расположенный в кольцевом пространстве для регулирования потока пара, поступающего из выпускного отверстия.