RU2540720C1

RU2540720C1 - Development of oil seam by horizontal well extensions

Info

Publication number: RU2540720C1
Application number: RU2014104350/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Ильгам Гарифзянович Газизов; Рустам Хамзович Ахмадуллин; Халил Хафизович Гафиятуллин; Виталий Владимирович Емельянов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2014-02-10
Filing date: 2014-02-10
Publication date: 2015-02-10

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.

SUBSTANCE: drilling of new wells or selection of drilled wells is executed. Intervals of productive bed are isolated. Pump is lowered in the well. Sections are separated by packers to extract well products from every section. Note here that at development of terrigenous or carbonate bed afflux profile id predefined in the well horizontal borehole. Sections with afflux profile are revealed that differ in specific oil yield by 20% and more. Packers are fitted at points of afflux profile variation. One pump is lowered on string at the centre of every section at maximum spacing between pumps in horizontal borehole not exceeding 200 m. Pumps are arranged on one string. Every next pump from horizontal borehole end to its front is selected provided that fluid yield makes at least the sum of fluid yields of previous pumps.

EFFECT: decreased watering, higher oil yield.

2 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of heterogeneous terrigenous or carbonate reservoirs with horizontal wells.

Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин, включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенной между пластами или выше и между пластами одним или несколькими пакерами для разобщения пластов и регулирующим устройством для управления дебитом флюида при добыче, при этом в скважине на уровне ее пласта оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным преобразователем для передачи информации по замерам на поверхность скважины и определения технологических параметров флюида при добыче, для чего спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель или импульсную трубку и связывают с измерительным преобразователем или регулирующим устройством, или как с измерительным преобразователем, так и с регулирующим устройством, выполненными съемного типа, причем после монтажа устья скважины добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительный преобразователь, получают на устье информацию по замеру от измерительного преобразователя и определяют технологические параметры флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов. Причем в измерительный преобразователь устанавливают интерфейс для сохранения информации о замеренных технологических параметрах. Измерительный преобразователь устанавливают в виде датчика давления или перепада давления, температуры или перепада температуры, или расходомера, или объемного, или массового дебитомера. Регулирующее устройство выполняют в виде электрического, или электромагнитного, или импульсного клапана с запорным элементом, степенью открытия которого управляют с поверхности скважины путем подачи сигнала или импульса через кабель или импульсную трубку. Для реализации способа используют устройство, состоящее из колонны труб, оснащенных одним или несколькими пакерами, одним или несколькими регулирующими устройствами, причем колонну труб или регулирующее устройство оснащают измерительным преобразователем с интерфейсом, кабелем или импульсной трубкой (патент РФ 2313659, кл. Е21В 43/14, опубл. 27.12.2007).The known method of simultaneous and separate operation of multilayer wells, including the descent into the well of at least one pipe string with a constant or variable diameter and an open or plugged lower end, equipped with one or more packers for separating the layers between the layers or above and between the layers and regulating a device for controlling fluid flow rate during production, while in the well at the level of its formation, a pipe string or control device is equipped with a measuring transducer for transmitting information measurements on the surface of the well and determining the technological parameters of the fluid during production, for which a cable or impulse tube is lowered into the well outside or inside the pipe string and connected to a measuring transducer or control device, or both to a measuring transducer and to a control device made removable type, and after installation of the wellhead, fluid is produced, directing it through the regulating device and the measuring transducer, information on measuring transducer and define the process parameters for the fluid reservoir, and when they differ from the design value changing an opening area of the adjusting device to obtain the design values of process parameters for each of the layers. Moreover, an interface is installed in the measuring transducer for storing information about the measured technological parameters. The measuring transducer is installed in the form of a pressure sensor or differential pressure, temperature or temperature differential, or a flow meter, or volumetric, or mass flow meter. The control device is made in the form of an electric, or electromagnetic, or pulse valve with a shut-off element, the degree of opening of which is controlled from the surface of the well by supplying a signal or pulse through a cable or impulse tube. To implement the method, a device is used, consisting of a pipe string equipped with one or more packers, one or more control devices, the pipe string or control device is equipped with a measuring transducer with an interface, cable or impulse tube (RF patent 2313659, class Е21В 43/14 published on 12/27/2007).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, включающий спуск в скважину колонны труб с кабелем, регулирующими устройствами в виде электрических клапанов, измерительными датчиками давления и температуры и с одним или несколькими пакерами, разобщающими внутрискважинное пространство. Применяют датчики, информацию с которых подают на блок измерения, установленный на устье скважины. Сигналы на открывание и закрывание регулирующих устройств подают по кабелю с устьевого блока управления. Подъем продукции на поверхность осуществляют насосом по внутритрубному пространству. Согласно изобретению скважину строят с горизонтальным участком, проходящим по пласту с различными зонами проницаемости. Пакеры устанавливают в горизонтальном участке скважины, разделяя зоны пласта с различной проницаемостью. Внутритрубное пространство разобщают заглушкой, выше которой размещают друг над другом верхнее и нижнее регулирующие устройства, размещенные в вертикальном стволе и оснащенные измерительными датчиками. Зоны с одинаковой или близкой проницаемостью сообщают между собой, группируя в два потока, сообщенные с внутрискважинным пространством и входом верхнего регулирующего устройства или внутритрубным пространством и входом нижнего регулирующего устройства. Выходы регулирующих устройств сообщены с входом насоса, а величину открывания регулирующих устройств производят с частотным разделением по одному кабелю, по которому производят и снятие параметров с измерительных датчиков, по показаниям которых определяют величину открывания каждого из регулирующих устройств. Каждое регулирующее устройство выполнено в виде размещенных в корпусе электродвигателя с редуктором, вращающий вал которых соединен посредством соединения «винт-гайка» с толкателем и клапаном, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с седлом, ниже которого размещен стакан с входом в виде каналов, в котором размещена компенсационная камера с эластичными стенками, заполненная смазочной жидкостью и сообщенная с внутренним пространством толкателя и герметизированным пространством, расположенным выше толкателя. (Патент РФ №2488686, кл. Е21В 43/14, опубл. 27.07.2013 - прототип).Closest to the technical essence of the proposed method is a method of separation and management of the development of reserves drained by a horizontal well, including the descent into the well of a pipe string with a cable, control devices in the form of electric valves, pressure and temperature measuring sensors and with one or more packers that disconnect the downhole space. Sensors are used, the information from which is fed to a measurement unit installed at the wellhead. The signals for opening and closing the control devices are fed by cable from the wellhead control unit. The rise of products to the surface is carried out by a pump along the in-tube space. According to the invention, a well is built with a horizontal section extending over the formation with different zones of permeability. Packers are installed in a horizontal section of the well, dividing formation zones with different permeabilities. The inner tube space is separated by a plug, above which upper and lower control devices are placed one above the other, placed in a vertical barrel and equipped with measuring sensors. Zones with the same or similar permeability communicate with each other, grouping in two streams communicated with the downhole space and the input of the upper control device or the in-pipe space and the input of the lower control device. The outputs of the regulating devices are communicated with the pump inlet, and the magnitude of the opening of the regulating devices is frequency-separated by one cable, through which the parameters are taken from the measuring sensors, the readings of which determine the opening value of each of the regulating devices. Each regulating device is made in the form of an electric motor located in the motor housing with a gearbox, the rotary shaft of which is connected by means of a screw-nut connection with a pusher and a valve made with the possibility of tight interaction with the seat, below which there is a glass with an entrance in the form of channels, in which a compensation chamber with elastic walls filled with lubricant and in communication with the interior of the pusher and a sealed space located above the pusher. (RF patent No. 2488686, CL ЕВВ 43/14, publ. 07.27.2013 - prototype).

Общим недостатком известных способов является сложность применения в горизонтальном стволе данных конструкций. Также в связи с неравномерным распределением забойного давления вдоль горизонтального ствола, а также неоднородностью пластов недостаточно эффективно происходит выработка запасов нефти вдоль горизонтального ствола, некоторые из участков которого могут вообще не работать.A common disadvantage of the known methods is the difficulty of using these structures in a horizontal well. Also, due to the uneven distribution of bottomhole pressure along the horizontal wellbore, as well as heterogeneity of the reservoirs, oil reserves are not being developed efficiently along the horizontal wellbore, some of which may not work at all.

В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти, равномерность выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.The proposed invention solves the problem of increasing the rate of oil extraction, the uniformity of the development of reserves and, as a result, the increase in oil recovery of the reservoir.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием, включающем бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами, отбор продукции скважины из каждого участка, согласно изобретению при разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно в горизонтальном стволе скважины определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающиеся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения профиля притока устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на колонне труб один насос при максимальном расстоянии между насосами в горизонтальном стволе не более 200 м, насосы размещают последовательно на одной колонне труб, каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir with horizontal completion wells, including drilling or selecting already drilled horizontal wells, identifying sections in the form of intervals of the reservoir, lowering the pump into the well, separating the sections with packers, selecting well products from each section, according to the invention when developing a terrigenous or carbonate formation, an inflow profile is determined in a horizontal wellbore previously, areas with an inflow profile that differ in each other are identified each other by specific oil flow rate of 20% or more, packers are installed in places where the inflow profile is changed, one pump is lowered into the center of each section at a pipe string with a maximum distance between pumps in a horizontal well of not more than 200 m, pumps are placed sequentially on one pipe string, each subsequent pump from the end of the horizontal shaft to its beginning is selected from the condition of ensuring a fluid flow rate of at least the sum of the fluid flow rates of the previous pumps.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На нефтеотдачу терригенного или карбонатного нефтяного пласта, разрабатываемого скважинами с горизонтальным окончанием, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. Исследования показывают, что забойное давление вдоль горизонтального ствола распределено неравномерно, центральная часть горизонтального ствола в большинстве случаев работает хуже всего. Кроме того, коллектора практически всегда неоднородны, что приводит к неравномерности выработки запасов и низким дебитам нефти скважин. В предложенном изобретении решается задача повышения дебита нефти горизонтальных скважин, равномерность выработки запасов нефти и, как следствие, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.The oil recovery of a terrigenous or carbonate oil reservoir, developed by wells with horizontal completion, is significantly affected by the uniformity of oil reserves. Existing technical solutions do not fully allow to perform this task. Studies show that the bottomhole pressure along the horizontal trunk is unevenly distributed, the central part of the horizontal trunk in most cases works the worst. In addition, the reservoir is almost always heterogeneous, which leads to uneven development of reserves and low oil production rates of wells. The proposed invention solves the problem of increasing the oil production rate of horizontal wells, the uniformity of oil reserves and, as a result, increasing the oil recovery of the reservoir. The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного пласта с размещением горизонтального ствола скважины с насосами. Обозначения: 1 - продуктивный пласт, 2 - добывающая скважина, 3 - горизонтальный ствол, 4 - пакеры, 5 - насосно-компрессорная труба, 6, 7, 8 - насосы, L - расстояние между насосами. На фиг. 2 представлен график профиля притока нефти вдоль горизонтального ствола.In FIG. 1 is a schematic illustration of a section of an oil reservoir with a horizontal wellbore with pumps. Designations: 1 - productive formation, 2 - production well, 3 - horizontal wellbore, 4 - packers, 5 - tubing, 6, 7, 8 - pumps, L - distance between pumps. In FIG. 2 is a graph of the profile of oil flow along a horizontal wellbore.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

Участок нефтяного пласта 1 (фиг. 1), представленный терригенным или карбонатным типом коллектора и нефтяной зоной, вскрыт горизонтальной или многозабойной горизонтальной скважиной 2 либо боковым горизонтальным стволом. Определяют профиль притока (фиг. 2) вдоль горизонтального ствола 3. На профиле выявляют участки, отличающиеся по удельному дебиту нефти более чем на 20%, и принимают решение об установке в местах их изменения пакеров 4 (например, водонабухающих компании ТАМ). Удельный дебит нефти q определяют как дебит нефти, приходящийся на один метр длины горизонтального ствола. При этом дебит нефти скважины Q определяется как сумма удельных дебитов нефти в количестве, равном длине горизонтального ствола, т.е. $Q = \sum_{i} q$

, где количество численно равно длине горизонтального ствола в метрах. Таким образом, горизонтальный ствол делят на несколько участков. Затем на колонне труб 5 (например, насосно-компрессорных) спускают насосы 6, 7, 8 (например, типа 2СП45/24, 2СП45/32, 2СП57/32 и др., имеющие разную производительность в зависимости от дебита участка), установленные последовательно, и размещают в центре каждого участка. Расстояние между насосами L не должно превышать 200 м.The section of the oil reservoir 1 (Fig. 1), represented by the terrigenous or carbonate type of the reservoir and the oil zone, is opened by a horizontal or multilateral horizontal well 2 or by a lateral horizontal well. The inflow profile is determined (Fig. 2) along the horizontal trunk 3. On the profile, sections are identified that differ in the specific oil production rate by more than 20%, and they decide to install packers 4 (for example, TAM water swelling companies) in the places where they change. The specific oil production rate q is defined as the oil production rate per meter of horizontal shaft length. In this case, the oil production rate of well Q is defined as the sum of the specific oil production rates in an amount equal to the length of the horizontal well, i.e.

Q = \sum_{i} q

where the number is numerically equal to the length of the horizontal trunk in meters. Thus, the horizontal trunk is divided into several sections. Then,

pumps

6, 7, 8 (for example, type 2SP45 / 24, 2SP45 / 32, 2SP57 / 32, etc., having different capacities depending on the flow rate of the section) are lowered on a string of pipes 5 (for example, tubing), installed in series , and placed in the center of each site. The distance between the pumps L must not exceed 200 m.

Расчеты показали, что если удельный дебит нефти вдоль горизонтального ствола отличается менее чем на 20%, то это не оказывает существенного влияния на нефтеотдачу и пласт можно считать относительно однородным. В этом случае спускают один насос по одному из известных способов. Удельным называют дебит ствола скважины, отнесенный к длине горизонтального ствола.The calculations showed that if the specific oil production rate along the horizontal well differs by less than 20%, this does not have a significant effect on oil recovery and the formation can be considered relatively homogeneous. In this case, one pump is lowered according to one of the known methods. Specific is the flow rate of a wellbore, related to the length of a horizontal wellbore.

В общем случае количество спускаемых насосов ограничено диаметром обсадных колонн и колонной труб, на которых спускают насосы. Поэтому спуск насосов, установленных последовательно на одной колонне труб, позволяет значительно увеличить эффективность работы горизонтальных стволов. При разработке многозабойными скважинами колонны труб спускаются в каждый из стволов с также последовательно установленными на колонне насосами. Для спуска двух насосов на разных насосно-компрессорных трубах (каждого в отдельный ствол скважины) необходим диаметр обсадной колонны не менее 6 дюймов. Применение в качестве колонн труб колтюбинговых безмуфтовых труб, имеющих малый диаметр, позволяет спускать в скважину до 5 насосов.In the general case, the number of pumps to be lowered is limited by the diameter of the casing strings and the pipe string on which the pumps are lowered. Therefore, the descent of pumps installed in series on one pipe string can significantly increase the efficiency of horizontal shafts. When developing multilateral wells, pipe columns are lowered into each of the shafts with pumps installed in series on the string. To run two pumps on different tubing (each in a separate wellbore), a casing string diameter of at least 6 inches is required. The use of coiled tubing sleeveless pipes having a small diameter as pipe columns allows you to lower up to 5 pumps into the well.

Максимальное расстояние L=200 м определено из соображений того, при больших расстояниях начинает значительно падать забойное давление. Например, согласно расчетам для скважин с длиной горизонтального ствола более 500-600 м установка менее 3 насосов приводит к низким значениям темпов отбора и нефтеотдачи в связи с неравномерной выработкой запасов вдоль ствола. Построенный профиль притока к стволу таких скважин почти всегда имеет не менее трех участков с удельным дебитом нефти, отличающимся друг от друга на более чем 20%.The maximum distance L = 200 m is determined for reasons that downhole pressure starts to drop significantly at large distances. For example, according to calculations for wells with a horizontal wellbore of more than 500-600 m, installation of less than 3 pumps leads to low rates of recovery and oil recovery due to uneven production of reserves along the wellbore. The constructed profile of the inflow to the wellbore of such wells almost always has at least three sections with a specific oil production rate that differs from each other by more than 20%.

Каждый последующий размещаемый на колонне труб насос при счете от конца горизонтального ствола 3 к его началу должен обеспечивать дебит жидкости Q не менее суммы дебитов жидкости предыдущих. Т.е. должно выполняться условие: Q₆>Q₇>Q₈, где 6, 7, 8 - номер насоса. Это достигается установкой насосов различной производительности, различных марок или даже различных типов.Each subsequent pump placed on the pipe string, when counting from the end of the horizontal shaft 3 to its beginning, must ensure the flow rate Q of at least the sum of the flow rates of the previous ones. Those. the condition must be fulfilled: Q ₆ > Q ₇ > Q ₈ , where 6, 7, 8 is the pump number. This is achieved by installing pumps of various capacities, various brands or even various types.

Скважину пускают в работу. Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах.The well is put into operation. Similar operations are carried out in other horizontal wells.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.Development is carried out until a complete economically viable development of the reservoir.

Результатом внедрения данного способа является повышения темпов отбора нефти, равномерность выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.The result of the implementation of this method is to increase the rate of oil extraction, the uniformity of the development of reserves and, as a consequence, the increase in oil recovery of the reservoir.

Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method

Пример. Участок нефтяного пласта 1 (фиг.1), представленный карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной, залегающий на глубине 1100 м и толщиной продуктивного пласта h=12 м, вскрыт горизонтальной скважиной 2 с открытым горизонтальным стволом 3 длиной 400 м. Диаметр обсадной колонны в вертикальной части скважины составляет 146 мм.Example. The section of the oil reservoir 1 (Fig. 1), represented by the carbonate type of the reservoir and the purely oil zone, lying at a depth of 1100 m and the thickness of the reservoir h = 12 m, was opened by a horizontal well 2 with an open horizontal well 3 of 400 m long. The diameter of the casing the vertical part of the well is 146 mm.

Определяют профиль притока (фиг.2) вдоль горизонтального ствола 3. На профиле выявляют три участка, отличающиеся по удельному дебиту нефти на более чем 20%. Удельный дебит на первом участке составляет 0,05-0,06 т/(сут·м), на втором - 0,01-0,03 т/(сут·м), на третьем - 0,06-0,08 т/(сут·м). В каждый из участков спускают электроцентробежные насосы 6, 7, 8 на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 5 диаметром 73 мм. Насосы устанавливают на НКТ последовательно и размещают в центре каждого участка. Расстояние между насосами составляет L=100 м. Между участками устанавливают водонабухающие пакера ТАМ 4.Determine the inflow profile (figure 2) along the horizontal trunk 3. Three sections are identified on the profile, differing in specific oil production by more than 20%. The specific flow rate in the first section is 0.05-0.06 t / (day · m), in the second - 0.01-0.03 t / (day · m), in the third - 0.06-0.08 t / (day · m). Electric centrifugal pumps 6, 7, 8 are lowered into each section on a tubing string (tubing) 5 with a diameter of 73 mm. The pumps are installed on the tubing in series and placed in the center of each section. The distance between the pumps is L = 100 m. TAM 4 water swellable packers are installed between the sections.

Скважину пускают в работу.The well is put into operation.

Давление на приеме насосов 6, 7, 8: Р₆=3 МПа, Р₇=3,3 МПа, P₈=4 МПа.The pressure at the intake of pumps 6, 7, 8: P ₆ = 3 MPa, P ₇ = 3.3 MPa, P ₈ = 4 MPa.

Дебит жидкости насосов 6, 7, 8: Q₆=37 м³/сут (марка насоса 2СП45/32), Q₇=22 м³/сут (марка насоса 2СП45/24), Q₈=15 м³/сут (марка насоса 2СП45/32).The fluid flow rate of pumps 6, 7, 8: Q ₆ = 37 m ³ / day (pump grade 2SP45 / 32), Q ₇ = 22 m ³ / day (pump grade 2SP45 / 24), Q ₈ = 15 m ³ / day ( brand of the pump 2SP45 / 32).

Таким образом, дебит жидкости скважины 2 и горизонтального ствола 3 соответствует дебиту жидкости последнего насоса 6 при счете от конца горизонтального ствола 3 к его началу, т.е. Q_скв=37 м³/сут.Thus, the fluid flow rate of the well 2 and the horizontal wellbore 3 corresponds to the fluid flow rate of the last pump 6 when counting from the end of the horizontal wellbore 3 to its beginning, i.e. Q _well = 37 m ³ / day.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка пласта 1.Development is carried out until the full economically viable development of the reservoir 1.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, добыто с одной горизонтальной скважины 190,2 тыс.т нефти за 30 лет разработки, коэффициент извлечения нефти участка пласта (КИН) составил 0,352. По прототипу при прочих равных условиях добыто 148,1 тыс.т нефти за 35 лет разработки, КИН составил 0,274. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,078.As a result of development, which was limited by watering the production well to 98%, 190.2 thousand tons of oil were produced from one horizontal well in 30 years of development, the oil recovery ratio of the reservoir section (CIN) was 0.352. According to the prototype, ceteris paribus, 148.1 thousand tons of oil were produced over 35 years of development, oil recovery factor amounted to 0.274. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.078.

Предлагаемый способ позволяет повысить темпы отбора, КИН и обеспечить равномерность выработки запасов нефти.The proposed method allows to increase the rate of selection, oil recovery factor and to ensure uniformity of oil reserves.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения темпов отбора нефти, равномерности выработки запасов нефти и, как следствие, увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.The application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the rate of oil extraction, the uniformity of the development of oil reserves and, as a result, increasing the oil recovery of the reservoir.

Claims

A method of developing an oil reservoir with horizontal-ending wells, including drilling or selecting already drilled horizontal wells, identifying sections in the form of intervals of the reservoir, lowering the pump into the well, separating the sections with packers and selecting well products from each section, characterized in that when developing terrigenous or carbonate formation in the horizontal wellbore previously determine the profile of the inflow, identify areas with an inflow profile that differ from each other in specific flow rate oil by 20% or more, packers are installed in the places where the inflow profile is changed, one pump is lowered into the center of each section at the pipe string with a maximum distance between the pumps in the horizontal well of not more than 200 m, the pumps are placed sequentially on one pipe string, each subsequent pump from the end of the horizontal trunk to its beginning is selected from the condition of ensuring a fluid flow rate of not less than the sum of the fluid flow rates of the previous pumps.