水平和垂直井产流体泵送系统的制作方法

本申请为2012年12月17日递交的申请号为201280061943.4，发明名称为水平和垂直井产流体泵送系统的分案申请。

本发明涉及用于从具有至少一个大体垂直段和至少一个大体水平段的井眼中开采流体的井产流体泵送系统和方法。

背景技术：

在油气开采领域中，熟知的是使用着陆在垂直定向井眼的最深点处，或处于水平定向间隔的跟部的泵将已开采的液体从油藏移至表面。传统的垂直人工举升解决方案是众所周知的。例如杆式泵、螺杆抽油泵、电动潜水泵或液压驱动泵的各种机械泵被广泛用于油气工业中。

利用水平孔钻探和用于完成并开采井眼的完井策略有许多好处。水平井眼通过创建遵循油藏厚度的孔可使油藏的暴露达到最大。典型的水平井眼计划还允许井眼轨迹横向相交油藏的天然压裂面，从而使压裂刺激和压力支撑剂放置的效率达到最高，进而提高总开采率。

水平定向井眼的主要优势是，与使用若干个被钻入相同油藏的垂直定向井眼相比，使用单个垂直母钻孔使得油藏暴露至井眼的部分更多。然而，为了使该优势最大化，在井的开采过程中，井性能必须与油藏的外露长度成正比。在该行业中，通常为人们所知的是，井的外露和井的开采率之间的关系不与水平定向的井眼直接成正比。

一般来讲，使用油藏驱油能量来开发水平井眼的产量，直到获得初始产量。如果油藏驱动不足或者迅速减少，则利用着陆在或接近水平井眼跟部的单个泵入口使得出自井眼的水平部分的产量降低。或者，利用其他常规的熟知的举升解决方案，例如柱塞举升和气举，用于通过井眼的垂直段和过渡段来管理岩层上的背压。例如喷射泵的其他服务被用在间歇容量中，以卸下或清扫水平井段。

用于开采水平井的常规装置并不过多地影响油藏的跟部。图1(现有技术)示出具有设置在井眼垂直段内的单个常规泵的代表性水平井眼。在这种情况下，降深定位于井眼跟部内的区域。降深压力还被限制于正被泵送的流体的理论蒸汽压。

在具有水平井眼的气井中，具有许多可导致不良井性能的潜在挑战。气井通常还受到原位水开采、来自压裂刺激或活性水源的水位恢复、冷凝水或天然气液体的挑战。对于为举升与开采关联的液体的气体油藏，其必须具有足以在井眼的水平开采井管(producingleg)中生成雾流的能量。很多时候，需要大量的气率来举升相对小的日流体量，并且不能持续长期开采。

由于大多数水平气井不具有所需的运输速度，其通常在例如分层型流和段塞型流的过渡流之下。该类型的开采状态是非常低效的，因为段塞沿着水平管形成并破裂，并且气体突破，之后间歇地沿着水平面迁移并穿过液压头朝向表面，从而导致近井眼和水平开采井管之间不一致的差压分布。

水平或垂直的采油井在其开采期间通过其泡点转变。当出现这种情况时，气体从溶液中逸出并且油藏中存在至少两种分离的相(气和油)，从而导致气顶驱动。这些类型的油藏的高效开采是通过谨慎管理气顶驱动的消耗而实现的，这可以通过开采的气/液比例进行监控。在传统的自由流动的气顶驱动井中，流体将通过气体驱动流通并且在行程中沿着阻力最小的路径朝向表面流动。这导致在井眼跟部附近的油藏的开采不成比例。如图2所示(现有技术)，跟部处开始过早消耗是由位于跟部附近井眼中的单个降深位置加剧的。该开采状态一直存在于开采期内，直到跟部开始消耗并且气顶驱动在跟部附近突破，如图3(现有技术)示意性所示。气顶驱动突破导致提高的气液比。该情况可并且时常导致因气锁和气体碰撞而产生对垂直泵送方案的显著破坏。最终，气体驱动将耗尽，使得未被开采的流体(储藏)留在距离跟部较远的油藏空间中，因此导致低回采率并且导致油滞留在油藏中。

仍然需要健全的泵送方法和系统以从包括水平部分在内的不同几何结构的井眼中移除液体，并致力于解决涉及这些类型的井的液压问题，从而实现与暴露于油藏的井接近成比例的井性能。

技术实现要素：

概括来讲，本发明的实施例包括从与岩层相交的井眼中开采流体的方法和系统，其中井眼具有垂直段、水平段和过渡段。

在一方面，本发明可包括利用井眼和生产油管从油藏中开采流体的泵系统，其中井眼具有包括限定环形空间的套管的垂直段、过渡段和水平段，生产油管具有垂直段和水平段，该系统包括：

(a)完井设备，其位于垂直段的底部附近或在井眼的过渡段内，包括：环形空间内的隔离装置；用于从水平段接收所开采的流体的气/液分离器；和具有在隔离装置上方环形空间内的入口的立式举升泵；以及

(b)连续流动路径，其从生产油管的终端至垂直段；

(c)至少一个卧式泵，位于水平段内，具有暴露至油藏的入口和连续流动路径内的出口；

(d)其中除了穿过至少一个卧式泵外，生产油管的水平段紧挨着油藏。

在一个实施例中，生产油管的水平段包括跟部和前端部，和至少一个在跟部和前端部之间的中间部分，其中每个部分均包括卧式泵。在一个实施例中，每个部分通过环形空间中的隔离装置与相邻的部分隔开。

在一个实施例中，该系统还可包括控制系统，用于控制每个卧式泵和立式举升泵的泵系统流速。控制系统可包括表面安装装置，从而首先控制隔离装置上方的垂直段中的环形流体高度，其次管理沿水平段的入流情况。

在另一方面，本发明可包括利用井眼和生产油管从油藏开采流体的泵系统，其中井眼具有包括限定环形空间的套管的垂直段和水平段，生产油管具有垂直段和限定从其终端至垂直段的连续流动路径的水平段，该系统包括：

(a)在水平段中并联操作的多个卧式泵，其每个都具有暴露至油藏的入口和水平段流动路径中的出口；

(b)其中除了穿过卧式泵外，连续流动路径紧挨着油藏。

在另一方面，本发明可包括利用井眼和生产油管从油藏中开采流体的方法，其中井眼具有垂直段和水平段，生产油管具有垂直段和包括至少一个跟部和前端部的水平段，其中井眼的垂直段与水平段隔离开；

(a)将生产油管与油藏隔开；

(b)将出自邻近前端部的油藏的流体泵送至生产油管前端部并且朝向跟部泵送；

(c)将出自邻近跟部的油藏的流体泵送至生产油管跟部并且朝向垂直段泵送；以及

(d)将垂直段中的流体泵送至表面。

在一个实施例中，方法包括以下进一步的步骤：分隔垂直段中的液体和气体，并沿着垂直长度向上将液体泵送至表面，使气体留在环形空间中。

在一个实施例中，生产油管水平段具有三个或多个部分，包括：跟部、前端部、和一个或多个中间部分，并且流体从邻近生产油管每个部分的油藏泵送至该部分中。在水平长度的每个部分中的泵速可被改变以用于压力控制沿水平段长度的油藏。每个部分可通过环形空间中的隔离装置与邻近部分分离。

在一个实施例中，响应于水平部分的每个段内的流量和压力条件，可单独地改变每个前端部和跟部和任何中间部分内，以及垂直段内的泵速。

在一个实施例中，该方法还包括以下步骤：测量、获取并处理在水平段和垂直段中的所选位置处所收集的井下开采信息，以及调节在垂直段、前端部、或跟部中的至少一个的泵速，以优化水平井眼在其整个长度上的开采率。

在又一方面，本发明包括用于从井眼移除流体的膜片泵，其包括：

(a)至少一个泵送单元，其具有刚性外壳、中央内部芯棒和设置在外壳内的柔性膜片，其中膜片限定了具有刚性外壳和内部开采室的密封的活化室，并且其中开采室包括流体入口和流体出口；

(b)活化导管，其与活化室流体连通；

(c)排放导管，其与活化室流体连通；

(d)开采导管，其与开采室流体出口流体连通；以及

(e)至少一个止回阀，其与开采室的流体入口和流体出口中的一个或两个相关联。

在一个实施例中，存在与流体入口和流体出口中的每一个相关联的止回阀，并且每个止回阀彼此单独地操作。

在一个实施例中，内部芯棒限定流体开采口和与开采导管连通的中空内部。

在一个实施例中，泵系统还包括与活化导管流体连通的加压活化流体的表面存储器或加压活化流体源，和用于控制活化流体流入活化导管的活化流体定向控制阀。表面存储器可与排放导管流体连通，并且活化流体在封闭系统内循环。或者，在开放的系统中，排放导管可以通向大气中或者以其他方式使用被排出的活化流体。活化流体可包含液压活化流体或活化气体例如二氧化碳、天然气、或氮气。

本发明的方法可以结合例如蒸汽辅助重力泄油、混合流、蒸汽(连续的或循环的)、气体或水喷射等非常规的或提高的采油技术进行应用。

附图说明

在附图中，相同的元素被分配相同的参考编号。附图不一定按比例绘制，而是将重点放在本发明的原理上。另外，每个所示实施例仅仅是许多利用本发明基本原理的可能构造中的一种。附图的简要说明如下：

图1(现有技术)是水平井眼示意图，其示出气/油接触、岩层边界和降深垂直设置泵送解决方案的单点。

图2(现有技术)是水平井眼示意图，其示出由跟部处的降深/进入单点所引起的跟部处耗尽开始。

图3(现有技术)是水平井眼示意图，示出沿气顶/水驱油藏中的水平井眼的不受控压力条件所导致的贡献减少。

图4示出具有垂直段、过渡段和水平段的井眼的示意图。

图5示出图4中的具有立式举升泵的井眼，其在垂直段的底部附近被划分开。

图6是示出沿水平长度的井眼环形空间压力pw变化曲线图。

图7是水平井完井中的单独的纬向贡献示意图，所述纬向贡献机械地影响流动井眼压力。

图8是示出由井眼管中的流动导致的摩擦损耗所引起的从跟部到前端部的水平压力梯度曲线图。

图9示出图5井眼，其具有若干个在水平段中的卧式泵和放置于垂直段底部的立式举升装置。

图10是示出沿图9水平长度的井眼环形空间内的压力变化曲线图。

图11是示出图5所示井眼和生产油管中的压力变化曲线图。

图12是示出图9所示井眼和生产油管中的压力变化曲线图。

图13是本发明的一个系统实施例的示意图。

图14是本发明的一个卧式泵组件实施例的功能示意图。

图15是本发明的一个实施例的水平长度的详细视图。

图16是本发明的一个实施例的示意图。

图17是图16实施例的另一视图。

图18示出膜片泵的示意图。

图19示出安装在垂直井眼内并沉浸在液体中的膜片泵的示意图。

图20a示出膜片泵纵向截面的示意图，图20b示出横向截面。

图21a和21b示出图20a和20b的具有加压膜片的实施例的视图。

图22a示出一个膜片泵实施例的轴向截面，图22b和22c示出分别沿着图22a中的线b-b和a-a的横向截面的视图。

图23示出安装在垂直井眼中的单个膜片泵的示意图。

图24示出安装在垂直井眼中的多个膜片泵的示意图。

图25示出安装在井眼的水平部分中的多个膜片泵的示意图。

图26示出被构造成并联操作模式的多个膜片泵的示意图。

图27示出安装在液阱中的单个膜片泵的示意图。

图28示出图27的示意图，其中液体被从液阱中去除。

图29示出一个实施例，其中同时沿着井眼的垂直部分和水平部分设置多个膜片泵。

图30示出本发明的一个泵系统实施例的示意图，其中活化系统是闭环设计。

图31示出可选的泵系统实施例，其中活化系统是开环设计。

图32示出可选的环形开采/活化线路实施例的横向截面。

图33示出另一个相邻开采/活化线路实施例的横向截面。

具体实施方式

本发明涉及从具有垂直段和水平段的井眼开采流体的泵方法和系统。当描述本发明时，本文中未定义的所有术语具有其通常在本领域公知的意义。在以下描述是本发明的详细实施例或特定用途的范围内，旨在仅是说明性的，而并非限制所要求保护的发明。

图4是具有开采段的井的简化示意图，其中开采段包括三个几何段：垂直段、接着是弧形的过渡段、和水平段。井的真实垂直深度等于h1+h2。沿从跟部h到前端部t的水平段测量有效开采长度l。在该例中，油藏压力pr不足以使井自然地产油。假设在这种情况下，即井口敞开于大气压力下，液柱的液位h2是油藏压力的直接指示，具有这样的关系：

pr＝ρxgxh2

其中ρ＝大量流体密度，g＝重力加速度。

为了开采油藏中的流体，需要某种形式的人工举升来克服深度h1上方的流体柱的压头。采用的最小人工举升压力等于该间隔上方的静水压；

△pal＞ρxgxh1

在实践中，为有效地开采图4中示意性示出的井，采用的人工举升差压将大于该理论最小值，或者，人工举升位置将更接近水平井管的垂直深度。立式人工举升系统也必须克服任何流动压力损失或其他井眼流动影响。

图5示出在图4中示出的井的示意图，其中添加了放置在井的垂直段中的泵。泵可被放置在过渡段中，但出于技术性和操作性的目的，通常优选将泵放置在过渡段的正上方。由入口(2)和出口(2)间的泵所产生的差压提供在垂直段上所采用的人工举升压力。随着泵的运转，在泵的下方产生pr(油藏压力)和pw(井眼中的压力)间的差压。在本文中被称为降深的该差压是使流体从油藏流入井眼的驱动力。

图6是示出(未按比例绘制)作为沿水平井眼的位置函数的pr和pw的简化模型图。该模型包括许多简化的假设，包括但不限于：油藏的均质性、沿井的油藏几何边界效应的均匀性、沿井井眼边界效应的恒定性、和所开采的流体的单相行为。

在单位时间内和在井眼的单位长度内进入井眼的流体量是降深的函数，通常被表达在表达降深和流速q间的井特定关系的流入动态关系(ipr)表上，通常被称为沃格尔入流模型(vogelinflowmodel)。假设井眼边界处为零表皮损坏，则流速q与低降深区域中的降深成准比例，如下：

pi(x)＝q(x)/(pr-pw(x))，或者

q(x)＝pi(x)*(pr-pw(x))

其中：

pi(x)为源自试井的伪稳态中的x井坐标的采油指数，以及

q(x)为x井坐标处的单位流速

pr-pw(x)＝drw(x)为x井坐标处的差压(降深)

水平段中的流体流由于摩擦而受到机械损失。针对层流条件，下面示出由管道中的流体流动造成的压力损失的简单关系式。该等式用于推导水平开采长度、开采间隔的数量、和因井眼内的摩擦所造成的压力损失之间的关系。通过考虑具有多个开采入口并且完全均质的单个井眼，假设该等式中的若干术语是常量；即粘度、长度、和井眼半径。

参照图7，下面给出的等式可用于粗略估计开采单位长度上的差压。

其中：μ＝流体粘度

r＝套管井半径

q＝流速

l＝开采单位长度

δp＝开采单位上的差压

用前端和跟部差压和图7中示出的流动的方式来表达此关系；

其中：qa＝q1

qb＝q1+q2

qc＝q1+q2+q3

pw(t)＝井眼前端处的总压力

pw(h)＝井眼跟部处的总压力

沿井眼的点a、b、c处的流动压力与沿井眼的流体的流速成正比，依据下面的关系：

pw(a)∝3q1+2q2+q3

pw(b)∝2q1+2q2+q3

pw(c)∝q1+q2+q3

假设qx＝q2＝q3＝q，可以获得沿水平开采井眼的每个离散间隔(a，b&c)的关系：

pw(a)∝6q

pw(b)∝5q

pw(c)∝3q

图8示出井眼长度、流速和摩擦压力损失间的该简单关系的图形表示。图8中的图与图6中的图一样，示出从跟部到前端的变窄的分离。这是由沿着开采部分的流体摩擦和变化的流体动力引起的。本领域技术人员可以使用商购软件，以将降深特性建模并估计为许多变量的函数，这些变量包括但不限于：流速、流体类型、井眼的几何结构和在井眼/油藏边界处的渗透率(也被称作表皮系数)。

非均匀降深导致井眼中的非均匀入流速率，并因此导致某些井区的次优开采率。这些不利的压力效应是附加的并且随着距离跟部所测量的距离而增加。该提高的跟部降深可导致跟部区域中的油藏内的气-油接触加速运动，从而导致较早地开始气体干扰。

本发明提供的解决方案包括沿井眼水平段长度实现所管理的降深。在一个实施例中，针对水平段的该解决方案与垂直段中的垂直举升解决方案相结合。在每个垂直段和水平段中的开采流程的物理现象是不同的。井眼的垂直段需要相对较高的马力，因为需要将液体向上推动至垂直距离。井眼的水平长度和增斜段在水平距离上存在流体运输问题，具有较低的井口要求，因此具有较低的额定马力需求。

本发明的系统和方法的实施例可结合非常规的或强化的采油技术(例如蒸汽辅助重力泄油、混合流、蒸汽(连续的或循环的)、气体或水喷射)进行应用。本发明的系统和方法的实施例还可以在离岸情况下使用，包括井口位于海床上的情况。

在一个实施例中，本发明包括泵系统，其包括具有垂直段、水平长度和增斜段或过渡段的生产油管。水平长度被划分成至少跟部和前端部。生产油管的水平长度包括从前端到跟部的连续流动路径，该路径并不通向油藏压力，除了在穿过卧式泵的路径外。卧式泵被提供在每个跟部和前端部和任何中间部分内。卧式泵具有通向井眼环形空间的入口和流入至水平的连续流动路径中的出口。连续流动路径并不通向油藏压力，除了穿过卧式泵外，这意味着只有进入水平长度的流体穿过卧式泵的卧式泵的排出口。因此，油藏无需克服生产油管中的机械泵送和流动损失。因为油藏无需克服这些损失，所以沿水平长度应用到油藏的降深更为均匀。

在一个实施例中，水平长度被划分成多个部分，这些部分的一端受跟部限制，而在其终端处受前端部限制。每个部分均包括卧式泵。因此，在沿着水平长度的多个位置处实现压力控制。该压力控制在理想的均匀(均质)油藏条件下，以沿着横向长度的准均匀降深的形式出现。这种解决方案还以适用于不同油藏隔间的纬向降深控制来显示其本身，其中油藏隔间通过井眼来分割。这种分配可提供在对象油藏内适于高效开采和气顶驱动管理的准平衡状态。在油藏非均质的情况下，根据实际的油藏入流，可使用泵的放置和/或操作来管理入流条件。

本质上，多个卧式泵并联操作，其每个泵送至生产油管的连续水平长度内，如图26示意性所示。这允许泵系统被构造成选择性地移除沿井眼水平部分的任何点(液体可以累积的位置)的液体，并且允许液体全部被开采到表面。并联的泵构造还使通过任何数量的泵阵列实现的开采的总井眼流体流速倍增。在并联构造中，可泵送的总体开采井眼流体流速等于可通过每个泵送单元单独实现的最大开采液体通流率的总和。并联构造中的泵阵列的总液体通流率等于泵的数量乘以单个泵的液体体积通过容量。

在一个实施例中，特别在气井中，卧式泵阵列可以被放置并用于从井眼横向(水平)段内所存在的任何液阱中移除液体，将这些液体递送至立式举升泵。图27和28中示出从井眼几何结构中的各液阱中移除该液体的示意图。

各个液阱的垂直偏差通常是不同的；液阱将代表井眼几何结构内的局部最小点(麻点)，其中在井眼几何结构中积聚了所开采的液体。井眼的几何结构在完井过程开始之前是已知的。泵入口应该通过井眼隔开，从而从每个液阱内的最低点吸取液体，以便最大程度地开采井中的液体以及将最大程度地减少因减小的横截面面积对气流的流量限制。

图9示出在井的水平段中添放多个卧式泵。这些泵可以被大致均匀地分隔开，以优化油藏入流。泵的间隔可以基本上不等，而是按照井眼的几何结构和油藏以及流体性质决定进行分隔。每个泵以基本相等的比例在吸入侧收集水平井眼中的流体，并且以较高的压力将该液体排放至生产油管。图9还示出放置于井的垂直段中的立式举升泵。该泵的主要目的是提供从过渡段附近向上至表面的流体举升力。图10示出pr是恒定的(均匀油藏假设)，并且由于通过多个卧式泵所施加的分布式降深导致pw沿着水平长度是几乎恒定的。

图11的曲线图示出与现有技术的开采方案相关联的压力变化，所述开采方案具有在跟部形成降深的单个立式举升泵。最小压力处于立式举升泵吸入水平(3)。由于井眼套管中的摩擦导致流动的井眼压力朝向前端增加。

图12的曲线图示出在水平生产油管中隔开的三个泵构造情况下的压力方案。可以看见，在s1、s2和s3中的每处pw是大致相同的。该曲线图说明将泵放置在水平段“在沙面”的论点可以改善油藏排泄条件。

如图12示意性所示，卧式泵在s1、s2、和s3处的流体收集贡献基本上相同并且以相对小的压力排放，考虑到生产油管中的流体摩擦，所述压力略微不同。放置在较远下游(在垂直段底部处)的立式举升泵具有大量举升压力和动力。

通过设计和控制操作过程中的每个泵，可优化由放置在水平面中的卧式泵所提供的排放压力以协调进口压力。

如图13所示，开采系统包括立式举升泵(15)、隔离装置(16)、和卧式泵(18)。生产油管(19)收集在水平井段中开采的流体并且连接至立式举升泵(15)的入口侧。立式举升系统可包括任何合适的具有足以将液体举升直至表面的举升能力的技术。结合隔离压力的立式举升方案，卧式泵(18)具有低马力需求，并且可包括任何合适的举升装置。

在一个实施例中，卧式泵可包括任何合适的已知举升装置，或者另外包括但不限于：膜片泵、电动潜水泵、液压潜水泵、喷射泵、气动泵、气体举升泵、齿轮泵、螺杆抽油泵、叶轮泵、或它们的任意组合。在一个优选实施例中，卧式泵包括本文所述的膜片泵。

电力和控制经在表面连接至电力和控制单元(23)的线路(17)被供应至卧式泵(18)阵列。电力和控制线路可包括电力、监测、注入和控制线路。对泵的控制支持下行命令、泵状态反馈、和在泵组件中发生的测量。利用如光纤阵列的技术，还可沿特定位置处的泵阵列或覆盖水平开采段的一个段或全部长度进行其他测量和控制。

如果使用的是电功率(electricpower)，则立式举升泵(15)和卧式泵阵列(18)可以共享共用的电力、井下监控、数据和控制命令线路。

立式举升泵(15)由泵组成并且可包括放置在泵入口上游的气体分离器。通常执行液体和气体分离以更好地控制流动状态和提高举升效率。然后气相可以通过分离器被释放至环形空间(未示出)内并且在井口组件(12)处经气体排放线路收集。因为生产油管中的压力较低，如图10示出的曲线图中的点(3)所示，所以优选将气体分离器放置在泵的上游侧，。探针(未示出)可嵌入组件中。优选是感测入口流体压力的压力计探针。差压探针和温度测量探针同样优选与气体分离器一起使用。

井眼的垂直段和水平段通过隔离装置组件(16)被物理隔离。在一个实施例中，隔离装置可包括插头插座或阀门或任何其他的隔离装置，其允许在某些情况下，例如初始完井或检查上井段的情况，让较低的井段与较高段暂时隔离。隔离装置(16)还可包括连接插座，其允许在初始完井时，或当必须更换泵组件(15)时或在大修井时需要移除部分或全部采油管的任何时候，让上采油管与下采油管分离。隔离装置(16)还可包括电力、控制、注入和测量线路(17)的隔离通道。在一个实施例中，组件包括允许连接生产油管的通道的所有的配合结构，这些结构彼此连接和隔离并且与井环境隔离、所有连接电源、泵控制、注入和井下测量的部件，以上全部由图13中的线路(17)示意性示出。

控制单元(23)位于井口(12)附近的表面处。主电源(未示出)由公用电网供应，或者由一般可获得的装置，例如发电机、马达、气体压缩机、或电动液压泵生成。如果立式举升泵(15)和卧式泵阵列(18)需要电力，则控制单元(23)可以经线路(17)将经过调整的电力供应至这些泵。探针(未示出)测量井口处的气体流动线路(20)和液体流动线路(11)中的流动状态。优选地，这些探针是物理或无线连接或者与控制单元(23)物理或无线共享它们的输出。

控制单元(23)可以转换(如果需要的话)、限制、控制以及将电力供应至组成井下开采系统的所有元素。同样地，控制单元接收来自井下探针的所有相关监测数据。该数据可以经通信网络进行记录、处理、保存和广播。同样地，控制单元(23)考量所分配的性能水平和监测数据，并且相应通过发送命令或调整电源将最佳地运行开采系统的状态水平具体地分配到立式举升泵(15)和每个卧式泵(18)。控制单元(23)可包括合适的计算机处理器运行软件，以实现所期望的控制状态。

广播功能(未示出)是可选的但最好优选，以便帮助操作员理解井的特性和性能，并且经人操作或计算机操作采取任何必要的步骤例如警报，发送命令至图14示出的井下泵控制器(34)来改变泵的状态或修改主垂直举升组件(15)的状态。开采系统的这些部件可以多种方式在多个井之间共享。在井口位于海底的境况下，也可以部分或全部位于海床上。

图14是一个卧式泵组件实施例的功能图，其中卧式泵组件经通道(37)液压地连接至井眼空间(36)的一侧和生产油管(42)。主要组成部分是连接至可包括过滤器的流体入口单元(41)的泵(39)。过滤器阻止不需要的固体颗粒进入泵中和预防可能造成的损坏。在排放侧，止回阀(38)阻止任何流体从生产油管内侧流回至泵中。如所采用的特定泵技术所要求的，止回阀(38)可被包括在泵入口侧上以阻止流体从泵流回至井眼空间内。

在一个实施例中，探针(35)感测泵入口附近的实际井眼流体情况，例如排出止回阀(38)下游的生产油管附近的压力和温度。优选地，期望在探针(35)的入口侧进行绝对压力测量，但是出口侧(32)中的差压和温度测量是充足的。差压可以发生在泵吸入处和止回阀下游。流速测量也可提供有用的信息。可以在阀(38)和与生产油管的液压连接点之间实现，或者作为另外一种选择，正好与泵组件下游的生产油管在一条直线上。流速测量是重要的，因为原位数据可以通知排泄阵列执行与最佳情况相差多远或多近。在开采流体混合物基本上表现为单相并且井的入流相对均匀的情况下，差压测量可以是简单低价的，并且仍有助于可靠地控制阵列性能。但是，更复杂的入流特性或不稳定的流动状态可需要更直接的测量，以得出每个泵组件的单独流速。

泵控制器(34)接收来自表面的命令并在每个单独泵组件内帮助设置合适的泵状态。泵控制器可包括可操作地连接至表面控制系统的逻辑装置，并且可起到启动泵或修改泵操作的作用。根据泵技术，合适的泵状态反馈可用于闭环或开环控制。进一步的原位监控可帮助评估机器的效率，并且通过减少状态或者甚至禁用任何单独的泵，而能够预先制止一些重大故障，而不暂停整个阵列。除了其他测量外，例如电流、机械振动、液压脉动或可有助于实现运转机器的实时诊断的任何感测，探针(40)还可测量旋转泵的转数，或者测量循环泵的冲程或任何直接状态特性。

在一个水平井完井的例子中，图15示出分别与两种不同块的含油气岩层(52)和(54)相交并且被相对非渗透层(53)分离的开采井眼(57)的构造。在一个实施例中，水平井完井包括穿孔的衬管，但是完井还可以使用裸眼砾石充填和滤网或任何其他合适的油藏完井或甚至裸眼井。区域a和b中的每个中所开采的流体被各个卧式泵以不同的流速和井眼压力收集，其中流速和井眼压力都是依据岩石性质和流体性质，最佳地匹配每个油藏区域的独特性质。

套管鞋恰好被设置在岩层(51)底部处的层(52)的顶部。水泥护层(55)密封套管并且防止烃类流体在套管环形空间内迁移。开采衬管(59)被设置在套管的底部，衬管由若干个预先穿孔的衬管段组成并且包括支撑外部开孔隔离装置的平坦段，其中外部开孔隔离装置被设置在层(53)的交叉处以在由开孔(57)和开采衬管(59)所形成的环形空间内建立液压屏障。水泥塞(58)封住井的环形空间的底端，同时隔离装置(60)封住开采衬管的内部。

生产油管柱(64)可包括接缝钢管或连续油管，所述接缝钢管或连续油管具有保护一些电缆(68)并将其固定到油管外部的一些固体稳定剂(65)。开采管柱支撑两个卧式泵组件(66)，其每个均包括入口过滤器。每个泵单元分别排泄分别在两个区域a和b中所开采的流体，所述区域a和b被设置在密封筒段中的密封件(62)隔开，该密封筒段位于外部隔离装置内或附近。两个区域a和b的描述仅是示范性的，在实践中，可以实现多个区域，并因此实现多个卧式泵。邻近区域无需被非渗透层隔开。

出自每个油藏隔间(52，54)的流体迁移进入各个附近井眼段，然后迁移进各个开孔环形空间(74，75)内并朝向每个卧式泵组件的入口过滤器。所述流动混合于生产油管中并且朝向上井段循环。

可以这样的速率操作每个卧式泵组件，即可以作为开采时所测量的动态参数的函数进行改变。作为该方法的副产物，每个隔间的特定入流性质可以推导出各个流速，而无需用有线探针记录干预。所得到的原位数据可有益于油藏描述，并因此帮助优化井位部署和完井设计，以便待成为油田的井继续开发。

在另一实施例中，两个泵(或更多)可以共享共同的入口(具有或没有过滤器的吸入处)，从而本质上增加井眼的一个区域内的油藏入流，其中流量多于一个单独的卧式泵所允许的最大输出。

在油藏压力相对低或者不足以将流体自然地向上推动流至表面的情况下，可以使用立式举升泵系统。图16是采用了将被管理的水平流动与立式举升系统相结合的方法的完井的简化示意图。井基本上由具有其上完井的上段(81)和其中包括两个开采区域(77，78)的下段(82)组成，其中开采区域(77，78)分别排泄被低渗透层或非渗透层(53)所隔开的油藏隔间(52，54)。该两区完井类似于图15中详细描述的完井。根据长度或水平长度的几何形状，可能的开采区域数量没有实际的限制，因此可能的泵和隔离组件数量也没有实际的限制。在一个实施例中，环形液压隔离装置物理地限制在每个区域中排泄的井眼长度。生产油管(76)收集每个区域中所开采的并被两个泵送组件(66)泵送的流体。流体混合于油管中并且被推向立式举升泵系统。电缆(68)代表一组导线和电力线和/或活化/注入线路，优选通过电缆夹(65)捆绑并固定到油管的外壁上。

在一个实施例中，下采油管的上端连接至开采隔离装置，该开采隔离装置首先将开采外壳(94)的上段与开采区域隔离，其次将下侧线机械地固定在合适的位置上。隔离装置的上侧包括具有多个机械的、液压的、气动的和电动的结构的连接插座(93)。多线路、多功能集电极(86)嵌入至连接插座(84)中。密封件(87)保持开采流体在主要开采导管中流动，所述主要开采导管形成于下侧线后的连接处。连接处的上配合部分(93)附接到由气体分离器(76)和泵(83)组成的人造堆组。其包括具有关联电缆的多功能集电极(86)的配合部件和引导开采流体的液压导管。定向键(88)和机械闭锁装置(89)帮助堆组定向、放置和固定到隔离装置和连接插座组件顶上。泵结构的上侧是油管配件结构，所述油管配件经井口出口(11)连接至生产油管(91)上段并且一直向上连接至井口。电缆(90)供应电力并支持控制和测量信号到达下采油管和上人工举升组件。其经电缆夹(65)固定在油管(91)上。电缆经专用压力馈通连接器延伸穿过井口，并且功能性地连接至表面单元控制器(23)。

分离器(76，83)经气体排放口(26)释放在开采套管环形空间中的分离器中所开采的气相。该气体在井口出口(20)处被收集。

在一个实施例中，优选采油管以至少两种不同相被安装在井中。首先，包括开采隔离装置和连接插座的下采油管被放低至井中，并且隔离装置在深度上设置一次。其次，由在其下端处具有凸接合点(malejunction)的立式举升泵堆组所组成的上采油管被放低至井中。接合定向键帮助上接合点自定向至插座中。闩锁受到设置接合点重量的影响。然后，通过对临时隔离元件例如安全盘施加压力或者采用任何合适的插头消失技术，可以验证采油管的液压完整性。以油管悬挂器级别完成电连接，并且可安装井口堆组。

本文描述的井眼分离在井眼完井内创建两个分离的并且单独的可控室，可以在图17中看到。具有液位(h3)的垂直室可以通过单独地改变垂直举升解决方案的泵送速率进行控制。使用控制器确定这些速率变化。压力换能器(ptv)提供传输由环形空间的流体高度所造成的压力的信号。为了维持相对恒定的液位，从而维持相对恒定的正吸引压头(npsh)，基于来自ptv的原位压力信息调节速率。

常规地，通过垂直着陆的并且尝试使油藏降深的单个降深泵，限制井开采率的背压等于：

pth＝ρgh2+ρghg+pa1+pd1

其中pd1是动态损耗项，是粘度、井眼半径、井眼长度和流速的函数。pa1是上井眼段中的静态环形空间压力。

来自井眼的油藏流体被泵送至生产油管的水平长度，如下详细描述，并且因此经卧式泵送完井隔离产物与油藏。环形空间中的气体压头可以忽略不计。因此，相对岩层的水平背压变成：

pth＝ρgh1++pa2+pd2

其中pd2是动态损耗项，是粘度、井眼半径、井眼长度和流速的函数。pa2是上井眼段中的环形空间静态压力。由于本文描述的泵送方法所允许的分布式入流，将大大降低该岩层背压关系中的背压项。背压减小是因为立式泵送系统吸入侧上的井眼内的流动型式得到改善。

这是因为在这个意义上的显著优势：基于卧式泵的最小npsh要求并且将卧式泵的体积位移速率调节到隔离装置上的分离环形空间内，完全控制高度值h1。凭借在该“划分和隔离室”构造中完成井眼，h1距离可被减到最小，这是因为影响其高度的唯一变量是卧式泵系统所需的npsh。

npsh＝pa2+ρgh1

将链接卧式和立式泵送系统室的变量是h3；液体高度h3可用于有效并同时控制立式和卧式系统的开采速率。这由以下关系表示：

δh3＝f(qv，qh)

其中：

qv＝来自垂直a/l解决方案的流速

qh＝来自水平a/l解决方案的流速

现在，在井眼的垂直室中，ptv位置处的压力值如下：

ptv＝pa+ρgh3+ρghg

考虑泵送井和单个油罐组，pa保持不变；并且由于通常气体压头是可以忽略不计的，所以公式简化为：

ptv＝ρgh3

假设不可压缩液体产量：

ptv∝h3

并且扩充成

δptv∝(δqv，δqh)

因此，假设井眼中有不可压缩介质，通过维持立式和卧式人工举升系统中相等的流速，达到h3的稳态值。本质上来讲，由环形空间中的h3导致的压头减小可指示从水平面所泵送的流体中的增加的气体体积比率。用于维持h3的立式或卧式系统(qv，qh)的任何泵送要求变化可以被控制方案用于确定流动的井底条件是永久改变还是暂时改变。这些改变可包括但不限于：改变气油比例、流体成分、泵故障、降低的泵送效率、或油藏压力变化。响应于这些参数，通过改变泵的情况还可以实现系统优化。

在一个实施例中，由于卧式泵是并联操作的，所以若干个卧式泵可以是冗余的泵，因为它们不可被使用，除非由于泵故障而被需要，或者被用作常规的泵旋转的一部分。例如，两个卧式泵可以设置在任何给定的水平部分中，但是其中只有一个在任何给定的时间运转。另一个泵可以起到备用的作用，并且按需要可在旋转中使用两个泵。该策略即便在泵故障事件中，也可提供连续的操作。在一个实施例中，两个泵可以位于相同的隔离部分中，并且可以相对靠近彼此设置，或者具有朝向油藏的一个共用吸入处。泵可串联操作，以便将来自该部分的输出增加到某个值，该值大于一个单独泵的体积输出。

在另一方面，本发明包括膜片泵(100)和系统，其适于用作本文描述的系统和方法中的卧式泵，或者可以用作立式举升泵。膜片泵是容积式装置，其依赖于柔性膜片(110)的促动，从而激励流体轴向通过泵的长度，如图18示意性所示。在一个实施例中(如图20a和20b所示)，泵机制利用在刚性外壳(112)内轴向定向的筒状膜片(110)在泵内创建内开采室(114)和外活化室(116)。

在一个实施例中，单向阀组件(118)位于泵入口和出口处，以便引导流沿着一个轴向方向穿过泵。泵是通过向筒状膜片外部上的活化室(116)供应活化流体而促动，造成柔性膜片塌陷并且将内开采室(114)内的任何液体移出泵单元的出口端。

活化流体是从面源供应的，并且通过采用方向控制阀(未示出)可被选择性地分配到任何构造中的井下泵阵列，其中所述构造包括按串联或并联构造所排列的泵，所述方向控制阀优选可与井下泵相关联。该活化流体方向控制阀是通过到井下泵控制器的表面输入进行操作的，从而将流体压力选择性施加和移除至任何选定的一个泵或多个泵的筒状膜片(110)的外部。排放活化流体可由相同的控制阀或者单独的控制阀进行控制。活化流体方向控制阀可以通过包括但不限于：机械活化、加压气体活化、加压液体操作、电气操作或气动操作的任何通用阀操作方法进行操作。因此，控制系统可通过控制来自表面的活化流体供应来控制活化和任何单独的泵速率。

为将流体吸至内部泵室，泵活化流体压力(pa)被降低至井眼内的环境压力(pw)之下。这导致排空了围绕膜片(110)的环室(116)内的活化流体体积，使膜片向外发声，从而将被吸入泵室(114)中的流体抽吸穿过下止回阀组件(120)，如图20a和b示意性所示。然后对活化流体加压，挤压膜片并且使泵室(114)的内容排出穿过出口止回阀组件(118)，如图21a和b示意性所示。通过使活化室和膜片在‘膨胀’和‘干瘪’状态之间交替循环，井眼流体按需要被轴向抽运。

在一个实施例中，使用无反弹性能的膜片材料(即，非弹性)减少泵冲程期间材料上的应力。在一个实施例中，膜片包含增强织物。膜片的重复循环对默片材料提出了高要求。因此，在一个实施例中，泵组件包括膜片支撑结构，其充分地支撑处于膨胀和干瘪状态的膜片。这些支撑结构限制了处于膨胀和干瘪状态的膜片材料所承受的压力负荷。在一个实施例中，内部支撑结构包括内部芯棒支架(122)，该支架向泵送部分循环结束时处于塌陷状态的膜片提供支撑。该支撑结构防止因柔性膜不受控制地塌陷所引起的折叠或挤压而造成膜片失效。

在一个实施例中，膜片泵(100)包括流通通道(101)，该流通通道(101)允许流体畅通地流过泵。泵包括限定流通通道(101)的顶流接头(topflowsub)(102)和底流接头(103)，以及与泵的开采室(114)流体连通的排放通道(104)和进入通道(105)。

顶流接头(102)和底流接头(103)连接至圆柱形的泵外壳(112)。流通通道(101)继续通过两端处的中空内部芯棒(122)。

在一个实施例中，内部芯棒(122)在中段具有叶状横向轮廓，该轮廓过渡至多边形横向轮廓并且最终在芯棒(122)两端处过渡至圆形轮廓，如图22b和22c的截面图中可以看到。因此，开采室(114)主要包括叶片(124)之间的空间，其中在所示的实施例中有四个叶片。膜片(110)被密封至芯棒(122)的端部。活化流体入口通道(126)和排放通道(128)轴向延伸穿过叶片(124)，并且在膜片(110)外部穿过与活化室(116)流体连通的口。

在一端，提供穿过芯棒的排放口(130)，该排放口(130)与泵出口和顶流接头(102)中的排放通道(104)流体连通。在另一端，提供穿过芯棒的吸入口(132)，该吸入口(132)与泵入口和底流接头中的进入通道(105)流体连通。

在一个实施例中，顶阀接头(117)包括在顶流接头(102)采用的冗余止回阀组件(118)，以确保泵设备的正确操作和隔离。若干个不同操作方法的止回阀优选被用在止回阀组件(118)中，以消除单一路径故障机制。例如，顶阀接头(117)可具有球笼式阀和挡板阀。底阀接头(未示出)在入口端使阀组件(120)加倍，但不同的是泵入口流体连通外部环境，并且不与流通通道(101)流体连通。因此，泵在被促动时，增加流通通道(101)中的流量，同时不使其暴露于油藏。

当活化室中的压力超过开采室中的压力时，膜片将围绕内部芯棒(122)横断面塌陷并且由内部芯棒(122)横断面支撑。优选地，膜片(110)的周长密切匹配叶状轮廓的周围长度，这样导致膜片在处于其坍塌位置时匹配内部芯棒(122)的外形。

外部膜片支撑结构包括圆柱形泵外壳(112)，其支撑处于延伸状态下的膜片(110)，如图22a、b和c所示。在泵出口线路过压事件中，外部膜片支架限制了膜片的几何结构，从而使施加到膨胀状态下的膜片的所有压力由刚性泵外壳承受。因此，该外部膜片支架防止膜片因施加到膜片材料的内体积的压力过大而导致失效。

膜片泵的容量是由泵室的体积确定的，泵室的体积显然取决于其长度以及内外支撑结构的有效直径，内外支撑结构的有效直径间的差限定泵的“冲程”。因此，具有不同容量的泵可被设计用于不同的泵送方案。

在该膜片泵的实施例中，以活化流体的形式提供气举。如果施加到井眼的垂直部分并且被限制为500psi，这对应于大约341米的水柱垂直升程。以下在图23中示出这种类型的泵构造的示意图。即便单个泵级的实际升程被限制为300米，也能够通过添加多个串联的泵经济有效地开采穿过较大垂直段的液体，如图24示意性所示。

通过将泵串联，可以控制每个泵遇到的最大压力，以限制所需的气体供应压力。在图24中示出具有300米的分级垂直升程和900米的总系统垂直升程的泵系统构造的示意图。900米的总液体升程高度是通过将3个泵串联实现的，其中每个泵仅提供300米的总升程。该系统构造通过将总垂直升程分级成一系列垂直升程步骤，减少了与动力气体压缩至高压力相关联的问题。由于实现总升程所需要的泵的数量，导致需要具有稍大体积流速的较低供应压力，而不是需要高压力来实现该情况中的总升程。

卧式泵解决方案未出现与垂直型解决方案相同的高压力。液体从最低点总共举升100米(或更少)，从而将动力气体中需要的压力限制到大约150psi。该较低压力降低任何表面压缩系统的复杂性以及减小所需的高压力表面气体存储体积。

图26示出水平构造内的泵系统，其中泵相互平行放置(将开采的液体排放到共用管汇中)至最大液面高度，如100米。在水平井眼中的并联类型构造的泵阵列结构，其中多个泵迫使井眼流体进入单一共用的出口管汇中可为整个系统提供许多上文已说明的操作益处。

在一个实施例中，在水平段和垂直段中使用本发明的膜片泵(100)，可采用组合的混合卧式/立式举升系统。该系统在水平段中将连接任何数量的并联构造的泵，其中在井眼的垂直举升段中连接任何数量的串联构造的泵。在垂直段中，泵以合适的间隔隔开，例如，根据泵的容量，以300米的最大距离隔开。所需的泵的数量直接与井的深度相关。在水平段中，泵被定位成促进相对均匀的降深，和/或定位在井眼中的任何结构处，其将收集液体并且阻止气或油穿过井眼的内部空间流动。该井布置的示意图可以参见图29。

除了完全由不同构造(串联/并联)的膜片泵组成的组合水平/垂直解决方案外，水平泵送系统可与本领域熟知的任何其他垂直举升解决方案相结合，例如在美国专利申请号7,431,572b2和加拿大专利申请号2,453,072.中所描述的那些泵。任何通用的垂直举升系统可执行垂直液体举升功能，并且本发明的卧式泵系统执行水平流体递送功能。

泵系统可以使闭环系统，该闭环系统使连续的环中的活化气体在高压和低压之间循环，以便促动泵。活化气体被压缩在压缩机内，被存储在表面处的缓冲罐中，被注入至泵环形空间内以发动泵冲程，被排入到达表面的低压气体排放回流管中，在表面进入低压气体接收器中，并且被回收到压缩机的入口中。闭环气体循环选项使用不断回收的气体的一个初始体积，以便提供多膜片泵系统井下的动力流体。在图30中示出这种系统类型中的气体循环的示意图。

不断循环活化气体的系统的替换物是这样的系统，该系统使用表面处的存储容量或连续高压供应，将活化气体供应至泵系统。该开环型系统一旦用于泵循环的泵送部分，便不再回收动力气体——气体仅被排放到井眼中或者被排放到表面上，并因此进入大气中。在图31中示出开环型系统的示意图。

活化气体排放导管可存在于不同的构造中，以便说明必要的功能和不同线路构造的操作。在一个实施例中，排放线路被设置在环形活化/采油管中，如图31所示。在该导管构造中，泵活化气体被排放至泵柱内指示的微环形腔中。该排出气体被允许按照每个开环或闭环系统构造前行至其流动的表面。微环形腔内可用的每单位长度的大体积，将减小表面上的低压排放接收器的所需体积。在微环形腔内可用的每单位长度的大体积，将缩短泵进气冲程循环时间。

图33中所示出的可选导管构造使用从表面延伸到泵的专用排放线路作为被排放活化气体的导管。在这种情况下，被排放气体在闭环型解决方案中再循环，或者被排放到大气中，或者被收集用于其他的目的。

在活化气体被直接排放到井眼的情况中，无需操作排放导管通到表面。短的导管段可用于阻止排放口在井眼中的流体柱内被淹没，但是这些导管段需要恰好足够长，以便清洁液体表面。

活化流体可包含气体，例如二氧化碳、天然气或氮气，或者可包含液压流体，例如水或液压油。

对于本领域技术人员显而易见的是，在不脱离本文要求保护的本发明的范围的情况下可对前述特定公开做出各种修改、改编和变化。