Система и способ регулирования потока текучей среды в разветвленных скважинах

СИСТЕМА И СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПОТОКА ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ В РАЗВЕТВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ В изобретении представлена система для регулирования потока текучей среды в разветвленной скважине из пласта-коллектора (29), содержащая законченную главную скважину (27), имеющую по меньшей мере одну незаконченную ответвляющуюся скважину (25), кольцевое пространство(24), образованное между пластом-коллектором (29) и добывающей трубой (1) законченной главной скважины, и по меньшей мере два последовательно расположенных вдоль главной скважины разбухающих пакера или дросселя (26), образующих по меньшей мере один продольный участок главной скважины (27), в котором расположена по меньшей мере одна ответвляющаяся скважина (25), при этом добывающая труба (1) содержит по меньшей мере один автономный клапан (2), расположенный на указанном продольном участке главной скважины, образованном между указанными двумя разбухающими пакерами или дросселями (26). Также раскрыт способ регулирования потока текучей среды в разветвленной скважине из пласта-коллектора. Настоящее изобретение относится к системе и способу для регулирования потока текучей среды в разветвленных скважинах. В предпочтительном варианте осуществления множество независимых клапанов или регулирующих поток устройств, по существу, являются описанными в публикации WO 2008/004875 А 1, принадлежащей заявителю настоящего изобретения. Устройства для добычи нефти и газа из длинных, горизонтальных и вертикальных скважин известны из патентов США 4821801, 4858691, 4577691 и патента Великобритании 2169018. Эти известные устройства содержат перфорированную дренажную трубу, например, с фильтром для сдерживания песка вокруг трубы. Значительный недостаток известных устройств для добычи нефти и/или газа в высокопроницаемых геологических формациях заключается в том, что давление в дренажной трубе увеличивается по экспоненциальному закону в направлении вверх по течению в результате трения потока в трубе. Так как перепад давлений между пластом-коллектором и дренажной трубой будет уменьшаться в направлении вверх по течению, в результате количество нефти и/или газа, протекающего из пластаколлектора в дренажную трубу, соответственно будет уменьшаться. Следовательно, общее количество нефти и/или газа, добываемое с помощью этого средства, является небольшим. При слабых нефтеносных зонах и высокопроницаемых геологических формациях дополнительно существует большой риск конусообразования, т.е. создание потока нежелательной воды или газа в дренажной трубе по направлению вниз, где скорость нефтяного потока из пласта-коллектора в трубу является наибольшей. Из книги "Мировая Нефть", том 212,11 (11/91), с. 73-80 известно разделение дренажной трубы на участки с одним или более устройствами для ограничения притока, например скользящими муфтами или дроссельными устройствами. Однако это главным образом касается использования регулирования притока для ограничения скорости притока для зон вверху по стволу скважины и, таким образом, исключения или уменьшения конусообразования воды и/или газа. Публикация WO-A-9208875 описывает горизонтальную добывающую трубу, содержащую множество добывающих участков, соединенных посредством объединения камер, имеющих больший внутренний диаметр, чем у добывающих участков. Добывающие участки содержат внешний хвостовик со щелевидными продольными отверстиями, который может рассматриваться как выполняющий фильтрующее действие. Однако последовательность секций разного диаметра создает турбулентность потока и предотвращает действие ремонтных инструментов. При извлечении нефти и газа из геологических формаций для добычи текучие среды разных качеств, т.е. нефть, газ, вода (и песок), добываются в разных количествах и смесях в зависимости от свойства или качества формации. Ни одно из вышеупомянутых известных устройств не способно проводить различие между притоком нефти, газа или воды и регулировать их на основании их относительной композиции и/или качества. Независимым клапаном, описанным в публикации WO 2008/004875 А 1, обеспечено регулирующее приток устройство, которое является саморегулирующимся или независимым и может быть легко размещено в стенке добывающей трубы и которое, следовательно, обеспечивает использование ремонтных инструментов. Устройство предназначено для "проведения различия" между нефтью, и/или газом, и/или водой и способно регулировать поток или приток нефти или газа в зависимости от текучей среды, для которой требуется такое регулирование потока. Устройство, раскрытое в публикации WO 2008/004875 А 1, является прочным, может выдерживать большие усилия и высокие температуры, не требует подачи энергии, может выдерживать добычу песка,является надежным и по-прежнему является простым и очень дешевым. Проблема известных устройств состоит в том, что одна скважина будет охватывать ограниченную площадь пласта-коллектора, и, следовательно, дренирование и добыча нефти из одной единственной скважины ограничены. Система и способ в соответствии с изобретением направлены на уменьшение или исключение вышеупомянутых и других проблем или недостатков посредством обеспечения, по существу, постоянного объемного расхода и фазового фильтра вдоль скважин даже для многослойного пласта-коллектора. Система и способ в соответствии с изобретением отличаются признаками, раскрытыми в отличительной части независимых пп.1 и 6 формулы изобретения соответственно. Предпочтительные варианты осуществления определены в зависимых пунктах формулы изобретения. Настоящее изобретение дополнительно описано ниже с помощью примеров и со ссылкой на чертежи, на которых изображено следующее: на фиг. 1 показан схематичный вид добывающей трубы с регулирующим устройством в соответствии с публикацией WO 2008/004875 А 1; на фиг. 2 а показано в увеличенном масштабе поперечное сечение регулирующего устройства в соответствии с публикацией WO 2008/004875 А 1 и на фиг. 2b показано то же самое устройство на виде сверху; фиг. 3 представляет собой диаграмму, показывающую расход через регулирующее устройство в соответствии с изобретением в зависимости от дифференциального давления по сравнению с неподвиж-1 019016 ным устройством притока; на фиг. 4 показано устройство, изображенное на фиг. 2, но с обозначением разных зон давления,влияющих на конструкцию устройства для разных применений; на фиг. 5 показан принципиальный схематический вид другого варианта осуществления регулирующего устройства в соответствии с публикацией WO 2008/004875 А 1; на фиг. 6 показан принципиальный схематический вид третьего варианта осуществления регулирующего устройства в соответствии с публикацией WO 2008/004875 А 1; на фиг. 7 показан принципиальный схематический вид четвертого варианта осуществления регулирующего устройства в соответствии с публикацией WO 2008/004875 А 1; на фиг. 8 показан принципиальный схематический вид пятого варианта осуществления по публикации WO 2008/004875 А 1, в котором регулирующее устройство представляет собой неотъемлемую часть проточной системы; на фиг. 9 показан вид сбоку участка законченной главной скважины с незаконченными ответвлениями; фиг. 9 а показывает увеличенный вид участка на фиг. 9, ограниченный овалом. На фиг. 1 показан участок добывающей трубы 1, в которой предусмотрено регулирующее устройство 2, в соответствии с публикацией WO 2008/004875 А 1. Предпочтительно регулирующее устройство 2 имеет круглую, относительно плоскую форму и может быть выполнено с внешней резьбой 3 (фиг. 2) для вкручивания в круглое отверстие с соответствующей внутренней резьбой в трубе или инжекторе. Благодаря регулированию толщины устройство 2 может быть приспособлено к толщине трубы или инжектора и установлено в пределах ее или его внешней и внутренней периферии. На фиг. 2 а и 2b показано известное регулирующее устройство 2, раскрытое в публикации WO 2008/004875 А 1, в увеличенном масштабе. Устройство состоит из первого имеющего форму диска корпусного элемента 4 с внешней цилиндрической частью 5, внутренней цилиндрической частью 6 и с центральным каналом или отверстием 10, второго имеющего форму диска удерживающего элемента 7 с внешней цилиндрической частью 8 и предпочтительно плоского диска или свободно перемещаемого элемента 9, размещенного в открытом пространстве 14, образованном между элементами 4 и 7. Элемент 9 может для конкретных применений и настроек отклоняться от плоской формы и иметь частично коническую или полукруглую форму (например, по направлению к отверстию 10). Как можно увидеть из чертежа, цилиндрическая часть 8 элемента 7 установлена в пределах и выступает в противоположном направлении от внешней цилиндрической части 5 элемента 4, таким образом образуя канал для протекания,как показано с помощью стрелок 11, где текучая среда проходит в регулирующее устройство через центральный канал или отверстие (впуск) 10 и протекает по направлению к и радиально вдоль диска 9 до протекания через кольцевое отверстие 12, образованное между цилиндрическими частями 8 и 6, и дальше из кольцевого отверстия 13, образованного между цилиндрическими частями 8 и 5. Два элемента 4, 7 прикреплены друг к другу с помощью винтового соединения, сварки или других средств (дополнительно не показаны на чертежах) в области 15 соединения, как показано на фиг. 2b. Настоящее изобретение использует эффект Бернулли, заключающийся в том, что сумма статического давления, динамического давления и трения является постоянной вдоль линии потока При воздействии на диск 9 потока текучей среды, как в настоящем изобретении, перепад давления на диске 9 может быть выражен следующим образом: Вследствие низкой вязкости текучая среда, например газ, будет "совершать поворот позже" и протекать дальше вдоль диска по направлению к его внешнему концу 14. Это создает более высокое давление торможения в области 16 на конце диска 9, что в свою очередь создает более высокое давление на диске. Диск 9, который является свободно перемещаемым в пространстве между элементами 4, 7, будет перемещаться вниз и таким образом сужать канал для протекания между диском 9 и внутренней цилиндрической частью 6. Таким образом, диск 9 перемещается вниз или вверх в зависимости от вязкости протекающей текучей среды и, таким образом, этот метод может использоваться для регулирования (закрывания/открывания) потока текучей среды через устройство. Дополнительно, перепад давления в традиционном регулирующем приток устройстве с неизменной геометрией будет пропорциональным динамическому давлению где постоянная K главным образом является функцией геометрии и в меньшей степени зависит от числа Рейнольдса. В регулирующем устройстве в соответствии с настоящим изобретением площадь живого сечения потока будет уменьшаться при увеличении дифференциального давления, и таким образом объемный расход через регулирующее устройство не будет или почти не будет увеличиваться при увеличении перепада давления. Сравнение между регулирующим устройством в соответствии с настоящим изобретением с подвижным диском и регулирующим устройством с неизменным отверстием для перека-2 019016 чивания показано на фиг. 3, и, как можно увидеть из чертежа, перекачиваемый объем для настоящего изобретения является постоянным выше заданного дифференциального давления. Это представляет собой значительное преимущество настоящего изобретения, так как оно может использоваться для обеспечения одинакового объема, перекачиваемого через каждый участок, для всей горизонтальной скважины,что не является возможным для неподвижных регулирующих приток устройств. При добыче нефти и газа регулирующее устройство в соответствии с изобретением может иметь два разных применения: применение в качестве регулирующего приток устройства для уменьшения притока воды или применение для уменьшения притока газа в ситуациях, связанных с прорывом газа. При конструировании регулирующего устройства в соответствии с изобретением для различного применения, например, воды или газа, как упомянуто выше, другие области и зоны давления, как показано на фиг. 4, будут влиять на производительность и перекачивающие свойства устройства. Как показано на фиг. 4, другая область/зоны давления могут быть разделены на следующие области:A1, P1 представляет собой область притока и давления соответственно; усилие (P1A1), созданное этим давлением, будет стремиться открыть регулирующее устройство (переместить диск или элемент 9 вверх); А 2, Р 2 представляет собой область и давление в зоне, где скорость будет наибольшей, и, следовательно, представляет собой источник динамического давления; результирующее усилие динамического давления будет стремиться закрыть регулирующее устройство (переместить диск или элемент 9 вниз,когда увеличивается скорость потока); А 3, Р 3 представляет собой область и давление на выпуске; это должно быть таким же, что и давление в скважине (давление впуска); А 4, Р 4 представляет собой область и давление (давление торможения) сзади подвижного диска или элемента 9; давление торможения в месте 16 (фиг. 2) создает давление и усилие сзади элемента; это будет стремиться закрыть регулирующее устройство (переместить элемент вниз). Текучие среды с разными вязкостями будут обеспечивать разные усилия в каждой зоне в зависимости от конструкции этих зон. Для оптимизирования эффективности и перекачивающих свойств регулирующего устройства конструкция областей будет разной для разных применений, например, потока газа/нефти или нефти/воды. Следовательно, для каждого применения области требуют тщательного сбалансирования и оптимальной конструкции, принимая во внимание свойства и физические условия (вязкость, температура, давление и т.д.) для каждой ситуации конструкции. На фиг. 5 показан принципиальный схематический вид другого варианта осуществления регулирующего устройства в соответствии с публикацией WO 2008/004875 А 1, которое имеет более простую конструкцию, чем у варианта, показанного на фиг. 2. Регулирующее устройство 2 состоит, как и в варианте, показанном на фиг. 2, из первого имеющего форму диска корпусного элемента 4 с внешней цилиндрической частью 5 и с центральным каналом или отверстием 10, второго имеющего форму диска удерживающего элемента 17, прикрепленного к части 5 корпусного элемента 4 и предпочтительно плоского диска 9, размещенного в открытом пространстве 14, образованном между первым и вторым элементами 4, 17. Однако так как элемент 17 является открытым внутрь (посредством канала или каналов 23 и т.д.) и только поддерживает диск на месте, и цилиндрическая часть 5 является короче с другим каналом для протекания, чем канал для протекания, который показан на фиг. 2, не создается давление торможения(Р 4) с задней стороны диска 9, как объяснено выше со ссылкой на фиг. 4. Благодаря этому решению без давления торможения создающаяся толщина для устройства является меньше и может противостоять большему количеству частиц, содержащихся в текучей среде. На фиг. 6 показан третий вариант осуществления в соответствии с публикацией WO 2008/004875 А 1, аналогичный варианту, показанному на фиг. 2, но имеющий пружинный элемент 18 в виде спирального или другого подходящего пружинного устройства, расположенный на любой стороне диска и соединяющий диск с элементами 7, 22, углублением 21 или элементом 4. Пружинный элемент 18 используется для балансировки и регулирования области притока между диском 9 и впуском 10 или вернее окружающим краем или местом 19 размещения впуска 10. Таким образом, в зависимости от жесткости пружины и, таким образом, усилия пружины отверстие между диском 9 и краем 19 будет больше или меньше, и с подходящей выбранной жесткостью пружины в зависимости от состояний притока и давления в выбранном месте, где обеспечено регулирующее устройство, может быть получен постоянный массовый расход через устройство. На фиг. 7 показан четвертый вариант осуществления в соответствии с публикацией WO 2008/004875 А 1, аналогичный варианту, показанному на фиг. 6, но имеющий диск 9, снабженный со стороны, обращенной к впускному отверстию 10, реагирующим на тепло устройством, например биметаллическим элементом 20. При добыче нефти и/или газа условия могут быстро меняться от ситуации, когда добывается только или по большей части нефть, до ситуации, когда добывается только или по большей части газ (прорыв газа или газовое конусообразование). Например, при падении давления до 16 со 100 бар падение температуры будет соответствовать приблизительно 20 С. Благодаря использованию диска 9 с реагирующим на тепло элементом, например биметаллическим элементом, как показано на фиг. 7, диск будет изгибать-3 019016 ся вверх или перемещаться вверх посредством элемента 20, соприкасаясь с имеющим форму держателя элементом 7 и, таким образом, сужая отверстие между диском и впуском 10 или полностью закрывая указанный впуск. Вышеприведенные варианты регулирующего устройства, как показано на фиг. 1 и 2 и 4-7, относятся к решениям, где регулирующее устройство, по существу, представляет собой отдельный блок или устройство, подлежащее использованию в сочетании с ситуацией протекания текучей среды или конструкцией, такой как стенка добывающей трубы, во взаимосвязи с добычей нефти и газа. Однако регулирующее устройство может, как показано на фиг. 8, представлять собой неотъемлемую часть конструкции для протекания текучей среды, таким образом, подвижный элемент 9 может быть размещен в углублении 21,обращенным к выпуску отверстия или канала 10, например стенки трубы 1, как показано на фиг. 1, вместо расположения в отдельном корпусном элементе 4. Дополнительно, подвижный элемент 9 может удерживаться на месте в углублении посредством удерживающего устройства, например выступающих внутрь выступов, круглого кольца 22 или т.п., соединенного с внешним отверстием углубления посредством винтового соединения, сварки или т.п. На фиг. 9 и 9 а показан участок законченной главной скважины 27, имеющей незаконченные ответвляющиеся скважины 25 и разбухающие пакеры или дросселя 26. На фиг. 9 а также показан пластколлектор 29, кольцевое пространство 24, образованное между пластом-коллектором 29 и добывающей трубой 1, песочный фильтр 28, расположенный в кольцевом пространстве 24, и автономный клапан 2,аналогичный раскрытому в публикации WO 2008/004875 А 1 и описанному выше, расположенный в продольном участке главной скважины 27, образованном между двумя соседними разбухающими пакерами или дросселями 26. На фиг. 9 и 9 а один автономный клапан 2 предпочтительно расположен в добывающей трубе 1 на каждом участке главной скважины 27, образованном между двумя соседними разбухающими пакерами или дросселями 26 и имеющем по меньшей мере одну ответвляющуюся скважину 25. Один или несколько участков могут дополнительно или взамен содержать природные фракции в формации или разломах,выполненных внутрискважинным использованием взрывчатых веществ, при этом указанные фракции приводят к неравномерному дренированию или распределению давления и к повышенному дренированию. Способ в соответствии с изобретением содержит следующие этапы, осуществляемые необязательно в указанном порядке: обеспечение добывающей трубы 1, содержащей множество автономных клапанов 2, расположенных вдоль длины добывающей трубы 1; бурение главной скважины 27; бурение по меньшей мере одной ответвляющейся скважины 25 сбоку от главной скважины 27; прокладывание добывающей трубы 1 в главной скважине 27 для завершения главной скважины 27; последовательное размещение вдоль главной скважины 27 разбухающих пакеров или дросселей(26), образующих участки добывающей трубы, по меньшей мере, на некоторых из которых расположены по меньшей мере одна ответвляющаяся скважина 25 и по меньшей мере один автономный клапан 2; регулирование потока текучей среды из незаконченных ответвляющихся скважин 25 в каждый указанный участок добывающей трубы 1 посредством по меньшей мере одного автономного клапана 2, расположенного на указанном участке. Незаконченные ответвляющиеся скважины 25 расположены для увеличения дренажной площади,т.е. максимального контакта с пластом-коллектором. Благодаря клапану или регулирующему устройству, описанному в публикации WO 2008/004875 А 1,вследствие постоянного объемного расхода достигается значительно лучшее дренирование пластаколлектора. Это приводит к значительному увеличению добычи из этого пласта-коллектора. Как показано на фиг. 9 и 9 а, главная скважина 27 предпочтительно представляет собой горизонтальную скважину, в которой ответвляющиеся скважины 25 расположены в, по существу, горизонтальной плоскости. Однако следует подчеркнуть, что скважины с любым отклонением от горизонтали, включая вертикальные скважины, находятся в объеме настоящего изобретения, определенного в прилагаемой формуле изобретения. Как также упомянуто во вводной части описания, автономные клапаны 2 предпочтительно представляют собой клапаны, описанные в публикации WO 2008/004875 А 1 и выше, но любой тип автономного клапана (например, приводимый в действие электрически) может быть использован в объеме настоящего изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Система для регулирования потока текучей среды в разветвленной скважине из пластаколлектора (29), содержащая законченную главную скважину (27), имеющую по меньшей мере одну незаконченную ответвляющуюся скважину (25), кольцевое пространство (24), образованное между пластом-коллектором (29) и добывающей трубой (1) законченной главной скважины (27), и по меньшей ме-4 019016 ре два последовательно расположенных вдоль главной скважины разбухающих пакера или дросселя (26),образующих между ними по меньшей мере один продольный участок главной скважины (27), в котором расположена по меньшей мере одна незаконченная ответвляющаяся скважина (25), отличающаяся тем,что содержит по меньшей мере один автономный клапан (2), действующий на основании эффекта Бернулли, расположенный на указанном продольном участке главной скважины (27), образованном между указанными двумя разбухающими пакерами или дросселями (26). 2. Система по п.1, отличающаяся тем, что содержит песочный фильтр (28), расположенный в указанном кольцевом пространстве (24). 3. Система по п.1 или 2, отличающаяся тем, что автономный клапан (2) имеет, по существу, постоянное значение объемного расхода потока выше заданного дифференциального давления. 4. Система по любому из пп.1-3, отличающаяся тем, что главная скважина (27) представляет собой горизонтальную скважину. 5. Система по любому из пп.1-3, отличающаяся тем, что главная скважина (27) представляет собой скважину с любым отклонением относительно горизонтали, включая вертикальную скважину. 6. Способ регулирования потока текучей среды в разветвленной скважине из пласта-коллектора(29), содержащий следующие этапы, выполняемые необязательно в указанном порядке: обеспечение добывающей трубы (1) с множеством автономных клапанов (2), расположенных вдоль длины добывающей трубы (1); бурение главной скважины (27); бурение по меньшей мере одной ответвляющейся скважины (25) сбоку от главной скважины (27); прокладывание добывающей трубы (1) в главной скважине (27) для завершения главной скважины; последовательное размещение вдоль главной скважины (27) множества разбухающих пакеров или дросселей (26), образующих участки добывающей трубы, по меньшей мере, на некоторых из которых расположены по меньшей мере одна ответвляющаяся скважина (25) и по меньшей мере один автономный клапан (2), действующий на основании эффекта Бернулли; изменение потока текучей среды из незаконченных ответвляющихся скважин (25) в каждый указанный участок добывающей трубы (1) в результате работы по меньшей мере одного автономного клапана (2), расположенного на указанном участке. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что содержит размещение песочного фильтра (28) в кольцевом пространстве (24), образованном между пластом-коллектором (29) и добывающей трубой (1) по меньшей мере на одном участке, образованном между двумя разбухающими пакерами или дросселями(26). 8. Способ по п.6 или 7, отличающийся тем, что используется автономный клапан (2), имеющий, по существу, постоянное значение объемного расхода потока выше заданного дифференциального давления. 9. Способ по любому из пп.6-8, отличающийся тем, что осуществляется бурение главной скважины(1) в виде горизонтальной скважины. 10. Способ по любому из пп.6-8, отличающийся тем, что осуществляется бурение главной скважины (27) с любым отклонением относительно горизонтали, включая вертикальную скважину.