Система для увеличения потока текучей среды в буровой скважине

1 Предшествующий уровень техники Настоящее изобретение относится к системе увеличения потока текучей среды в эксплуатационную скважину углеводородной текучей среды и через нее. Такая система известна из европейского патента 0558534 и патента США 5447201. Известная из указанных патентов система содержит ряд устройств регулирования дебита в виде регулирующих клапанов для регулирования потока текучей среды из разных участков интервала дренажного или коллекторного притока скважины в эксплуатационную насоснокомпрессорную трубу в скважине. В известной системе каждый клапан снижает дебит из определнного участка дренажного интервала, чтобы уменьшить приток текучей среды из продуктивного пласта в этот участок. Для компенсации ограничения потока текучей среды в скважину известная система оборудована усилителем потока, установленным в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе после дренажного интервала скважины. Недостатки известной системы заключаются в том, что скважинные клапаны могут засориться в результате коррозии из-за проникновения песка или отложения солей, окалины и комбинация нескольких клапанов и усилителя потока в скважине создат в скважине большое число подверженных износу узлов, что требует сложной электропроводки для управления этими узлами. При этом клапаны можно заменять только после удаления усилителя потока в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе, для чего требуются сложные и дорогостоящие ремонтные работы на скважине, т.е. необходимо снять усилитель потока и эксплуатационную насосно-компрессорную трубу, чтобы получить доступ к клапанам. Система в соответствии с ограничительной частью п.1 известна из европейского патента ЕР 0922835, в котором раскрыта законченная в нескольких продуктивных пластах скважина,где насосы установлены в точках ответвления в целях управления притоком в разных ответвлениях, выходящих в основной ствол скважины. Известные насосы блокируют доступ к ответвлениям, в результате чего средства техобслуживания или каротажные приборы невозможно ввести в ответвления. Всю эксплуатационную колонну и соответствующие насосные узлы необходимо удалять из скважины целиком, если для одного из ответвлений скважины нужно произвести техобслуживание или каротаж. Патент США 5881814 раскрывает ещ один каскадный насосный узел в скважине, который не подлежит обходу. Патенты США 3741298, 5404943 раскрывают многонасосные узлы, в которых нижний насос невозможно обойти каротажем или с помощью средств техобслуживания, поскольку верхние насосы рас 003012 2 положены в примыкании к обходному каналу и прикреплены к эксплуатационной насоснокомпрессорной трубе, и поэтому для ремонта или замены насосов нужно удалять всю насосно-компрессорную колонну. Данное изобретение направлено на устранение этих недостатков и создание системы увеличения потока текучей среды, которая не будет препятствовать доступу к самым нижним частям скважины, и в которой усилители потока можно удалять или заменять отдельно, при этом не удаляя эксплуатационную насосно-компрессорную колонну или хвостовик. Сущность изобретения Система согласно данному изобретению содержит несколько усилителей потока, содержащих узлы насосов и двигателей для управления потоком текучей среды из различных участков дренажного интервала скважины в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу или хвостовик в скважине, и которые устанавливают с возможностью съема в боковых карманах эксплуатационной насосно-компрессорной трубы или хвостовика. Усилители потока предпочтительно содержат поршневые насосы прямого вытеснения с электро- или гидроприводом типа муано или турбины, установленные в трубчатых оправках с возможностью съма в боковых карманах в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе или хвостовике. Каждый насос предпочтительно имеет датчики для измерения расхода и/или состава текучей среды, проходящей через насос, и скорость нагнетания регулируют автоматически или вручную в ответ на любое значительное отклонение расхода текучей среды и/или состава от нужных значений расхода текучей среды и/или состава. Также предпочтительно, чтобы эксплуатационная насосно-компрессорная труба проходила через дренажный интервал и была окружена кольцевой приточной зоной, чтобы скважинные насосы были распределены по длине указанной приточной зоны таким образом, чтобы каждый усилитель потока отводил текучую среду из приточной зоны и подавал текучую среду в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу. Один или несколько кольцевых изолирующих пакеров предпочтительно устанавливают в кольцевой приточной зоне с образованием кольцевой приточной зоны, в которой имеются гидравлически изолированные дренажные участки, и усилители потока приспособлены отводить текучую среду из дренажных участков. Целесообразными кольцевыми изолирующими пакерами являются надувные резиновые пакеры или кольцевые цементные тела, вводимые в кольцевое пространство посередине между парой соседних насосов. Необходимо отметить, что из патента США 3223109 известно введение пассивных 3 газлифтных клапанов в боковых карманах эксплуатационной насосно-компрессорной трубы над пакером обсадных труб и над приточной зоной скважины. Известные газлифтные клапаны не имеют электрического или гидравлического привода и не регулируют приток текучей среды в разные участки приточной области скважины. Описание предпочтительного варианта реализации изобретения Предпочтительный вариант реализации данного изобретения описывается ниже в качестве примера со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых фиг. 1 схематически изображает продольное сечение углеводородной эксплуатационной скважины, имеющей систему согласно данному изобретению; и фиг. 2 иллюстрирует в увеличенном масштабе один из усилителей потока системы, изображаемой на фиг. 1. На фиг. 1 изображена нефтяная эксплуатационная скважина 1, в которой эксплуатационная насосно-компрессорная труба 2 проходит через, по существу, горизонтальный дренажный участок 3 и имеет три усилителя 4 потока, которые перекачивают текучую среду из разных участков кольцевой приточной зоны 5 через три различных в продольном направлении отверстия 6 в стенке эксплуатационной насоснокомпрессорной трубы 2. Скважина 1 также содержит обсадные трубы 7, которые зацементированы на месте с помощью кольцевого цементного тела 8. Хвостовик 9 с щелевидными продольными отверстиями прикреплн к нижнему концу обсадной колонны вблизи башмака 10 обсадной колонны посредством подвесного устройства 11 хвостовика. Эксплуатационная насосно-компрессорная труба с возможностью съма установлена в обсадной колонне 7 и хвостовике 9 с помощью нескольких пакеров 12. Канал 3 для электропитания, оптических волокон, гидропривода, передачи сигналов прикреплн к внешней поверхности эксплуатационной насосно-компрессорной трубы 2. Согласно более подробному изображению на фиг. 2 каждый усилитель потока является электроприводным насосом типа муано или насосом центробежного типа. Ротор 14 каждого насоса 15 непосредственно прикреплн к выходному валу 16 асинхронного электродвигателя 17, имеющего ротор, содержащий один или несколько постоянных магнитов, и статор 18,содержащий спиральные электрические кабелепроводы 19, которые в рабочем состоянии формируют вращающееся электромагнитное поле. Спиральные электрические кабелепроводы 19 подключены к каналу 13 электропитания и передачи сигналов через один или несколько 4 водонепроницаемых совместимых индукционных электросоединителей 20. Каждый насос 15 и двигатель 17 установлены в трубчатой оправке 21, которая с возможностью съма установлена в боковом кармане 22 в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе 2. Каждая оправка 21 имеет датчики (на чертеже не изображены) для измерения расхода и определения состава текучей среды, проходящей через отверстие 6 и насос 15. Датчики подключены к блоку управления, который регулирует скорость вращения двигателя в ответ на колебания расхода или состава относительно эталонных значений расхода и/или состава. Во многих случаях благодаря падению давления в удлиннном горизонтальном дренажном участке приток текучей среды увеличивается больше в начале, чем в конце данного участка. В этом случае предпочтительно, чтобы скорость нагнетания усилителя 4 потока в конце скважины 1 превышала скорость нагнетания усилителя 4 потока в середине и чтобы скорость нагнетания усилителя 4 потока в середине скважины превышала скорость нагнетания усилителя 4 потока в начале скважины 1. Таким образом, усилители 4 потока противодействуют падению давления в дренажном участке, и тем самым достигается более одинаковый перепад давления по всей длине дренажного участка, в результате чего повышается добыча из данного продуктивного пласта. Каждый усилитель 4 потока имеет обратный клапан (на чертеже не изображн), например, тарельчатый клапан, который исключает возможность обратного протекания текучей среды из эксплуатационной компрессорнонасосной трубы 2 в окружающую кольцевую приточную зону 5 при отказе насоса. Каждая трубчатая оправка 21 может иметь овальную форму, позволяющую использовать более крупный насос или двигатель, и может иметь блок датчиков или управления в оправке 21. Выходной вращающий момент двигателя,скорость и перепад давления в каждом насосе 15 можно измерять как для осевого насоса. Это относится к плотности текучей среды, состоящей из смеси нефти/газа/воды, и к вязкости текучей среды. Вязкость и плотность смеси или эмульсии,состоящей из газа/нефти/воды, можно также измерять лабораторно в условиях скважинного давления и температуры, при этом образец текучей среды составляют для моделирования скважинных условий. Данные о смеси текучей среды, перекачиваемой каждым насосом 15,можно вывести из скважинных данных. Выходной вращающий момент двигателя можно вычислить исходя из скважинного электромагнит 5 ного поля (величина и фаза), скорректированного относительно температуры обмотки. Если скважина 1 является нефтяной скважиной и приток газа нежелателен, то насосы 15 можно выполнить с возможностью остановки или работы с меньшей интенсивностью при поступлении газа. Скорость вращения электродвигателей 17 можно изменять для оптимизации общего дебита нефти из всего дренажного участка 3. Насосы 13 можно применять для перекачки определнного количества газа в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу 2, чтобы создать газлифт в вертикальной верхней части эксплуатационной насосно-компрессорной трубы 2. Система сбора данных и управления может быть скважинной, наземной или распределнной. Электрический канал 13 может быть единым каналом или группой каналов и может содержать съмные соединения в скважине в подвесном устройстве 11 и соединитель приборов. Если один или несколько насосов 15 приводят в действие гидравлическими двигателями,или они выполнены в виде струйных насосов,тогда двигатель или насос можно приводить в действие введением обрабатывающих химикатов, таких как эмульгатор, поглотитель H2S,ингибитор коррозии, средство удаления окалины, Shellswim (фирменное изделие компании Шелл), или смесь этих видов текучей среды, в насос 15 или в двигатель. Гидравлические каналы, проходящие между устьем скважины и скважинными узлами насоса или двигателя, могут также использоваться для введения смазочного масла в подшипники насоса или двигателя. Скорость нагнетания насосов 15 можно циклически изменять таким образом, чтобы точка максимума отбора нефти в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу 2 постоянно перемещалась вверх и вниз между нижним и верхним концом приточной зоны. Это циклическое изменение притока в скважину снижает риск образования водяного или газового конуса во время эксплуатации. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Система для увеличения потока текучей среды в эксплуатационную скважину (1) углеводородной текучей среды и через нее, содержащая несколько усилителей (4) потока, содержащих узлы насоса (15) и двигателя (17) для управления потоком текучей среды из различных участков дренажной или коллекторной приточной зоны (5) скважины (1) в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу (2) или хвостовик в скважине, отличающаяся тем, что усилители (4) потока установлены с возможностью съма в боковых карманах (22) эксплуатационной насосно-компрессорной трубы (2) или хвостовика.(2) проходит через, по существу, горизонтальный дренажный участок (3) и окружена кольцевой приточной зоной (5), и усилители (4) потока забоя скважины распределены по длине приточной зоны (5), в результате чего каждый усилитель (4) потока отводит текучую среду из кольцевой приточной зоны (5) и подат текучую среду в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу (2). 3. Система по п.2, в которой один или несколько кольцевых изолирующих пакеров расположены в кольцевой приточной зоне (5) с образованием кольцевой приточной зоны, в которой имеются гидравлически изолированные дренажные участки, и усилители (4) потока приспособлены отводить текучую среду из дренажных участков. 4. Система по п.1, в которой усилители (4) потока являются поршневыми насосами (15) прямого вытеснения или турбинами, приводимыми в действие электрическими или гидравлическими двигателями (17). 5. Система по п.4, в которой усилители (4) потока являются поршневыми насосами (15) прямого вытеснения типа муано, ротор (14) которых непосредственно связан с выходным валом (16) асинхронного электродвигателя (17),имеющего ротор, содержащий один или несколько постоянных магнитов. 6. Система по п.4 или 5, в которой усилитель (4) потока и двигатель (17) расположены в трубчатой оправке (21), установленной с возможностью съма в боковом кармане (22) эксплуатационной насосно-компрессорной трубы(2), и двигатель (17) подключн к электрическому проводнику (13), проходящему по хвостовику или эксплуатационной насоснокомпрессорной трубе через один или несколько водонепроницаемых совместимых индукционных электросоединителей 20. 7. Система по п.6, в которой датчики измерения давления, температуры и/или определения состава текучей среды установлены в каждой оправке (21) и подключены к системе управления расходом каждого усилителя (4) потока таким образом, что скорость нагнетания усилителя (4) потока ограничена, если измеряемый расход значительно превышает расход одного или нескольких других усилителей (4) потока, или если добываемая текучая среда содержит значительное количество воды или песка или другой нежелательной текучей среды, например, природного газа в случае, если скважина (1) является нефтяной скважиной. 8. Способ действия системы по п.1, согласно которому используемые усилители (4) потока регулируют при использовании таким образом, что скорость нагнетания каждого усилителя (4) потока циклически изменяется между максимальным и минимальным значением, и изменения скорости нагнетания разных усилителей (4) потока не совпадают по фазе по отношению друг к другу. 9. Способ по п.8, согласно которому скорость нагнетания разных усилителей (4) потока циклически изменяют таким образом, что точка 8 максимального притока в приточную зону скважины циклически перемещается между нижним концом и верхним концом приточной зоны (5).