Система и способ контроля физического состояния эксплуатационного оборудования скважины и регулирования дебита скважины
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ добычи флюида из скважины осуществляют следующим образом: задают первую настройку по меньшей мере одного первого скважинного устройства для добычи флюида; выбирают первый набор входных параметров, который содержит по меньшей мере один параметр, касающийся степени исправности по меньшей мере одного второго скважинного устройства, и множество параметров, выбранных из группы, включающей данные, касающиеся производительности, давления, температуры, присутствия выбранного реагента, содержания воды, содержания песка и расхода нагнетаемых химических реагентов. При этом выбранный первый набор параметров используют для ввода в компьютерную модель, и задают вторую настройку по меньшей мере одного первого скважинного устройства, которая обеспечит по меньшей мере продление срока службы по меньшей мере одного второго скважинного устройства или увеличение дебита законченной скважины. Предложена также система управления работой электрического погружного насоса, содержащая базу данных для хранения информации, относящейся к рабочему диапазону погружного насоса, и процессор для настройки по меньшей мере одного первого скважинного устройства, выполненный с возможностью использования по меньшей мере одного измеренного эксплуатационного параметра погружного насоса и информации, хранящейся в базе данных. Изобретение позволяет осуществлять контроль состояния ствола скважины и степень исправности различного оборудования и предпринимать действия, способные обеспечивать повышенную или оптимальную добычу углеводородов из скважины. 4 н. и 21 з.п. ф-лы, 4 ил.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится в целом к контролю эксплуатационного оборудования продуктивной скважины с целью увеличения добычи углеводородов.
Уровень техники
С целью добычи углеводородов (нефти и газа) в толщах пород бурят скважины. Создают различные скважины, включая вертикальные скважины, наклонные скважины, горизонтальные скважины и многоствольные скважины. Некоторые такие скважины проходят через множество продуктивных зон и могут простираться на значительное расстояние в толщах пород. Скважины обычно заканчивают путем цементирования сборных металлических труб (известных как обсадные трубы/колонны) в скважине, при этом связующим веществом между породой и трубами, которыми обсажена скважина, служит цемент. В сложных скважинах может использоваться множество устройств дистанционного управления, таких как штуцеры, клапаны, устройства для механизированной эксплуатации скважин, такие как электрический погружной насос (ЭПН); разнообразные датчики, такие как датчики давления, датчики температуры и расхода; гидравлические линии для подачи химических реагентов в скважину на различных глубинах или управления скважинными устройствами; и электрические устройства, схемы и процессоры для обработки данных и сигналов под землей и установления связи с наземным и другим скважинным оборудованием.
Скважинные условия, такие как большой перепад давлений между толщей пород и скважиной, высокая скорость движения пластового флюида и состояние толщи пород, такое как высокая проницаемость, способны стать причиной избыточного выноса песка, образования отложений, коррозии, гидратов, парафинов и асфальтенов, что в каждом случае способно приводить к эрозии скважинного оборудования, блокированию пути движения флюидов через скважинное оборудование и насосно-компрессорную колонну для подачи флюидов на поверхность, ухудшению характеристик ЭПН и т.д. Из-за трещин в цементном связующем в скважину могут проникать нежелательные флюиды из прилегающих пластов. Для обеспечения эффективной доставки флюидов из пласта на поверхность желательно контролировать состояние ствола скважины и физическое состояние или степень исправности различного оборудования, предпринимать действия, способные обеспечивать повышенную или оптимальную добычу углеводородов из скважины.
Краткое изложение сущности изобретения
Предложен способ добычи флюида из законченной скважины, согласно которому: задают (устанавливают) первую настройку (установочные параметры) по меньшей мере одного первого устройства, используемого для добычи флюида из скважины; выбирают первый набор входных параметров, который содержит по меньшей мере один параметр, касающийся исправности по меньшей мере одного второго устройства, и множество параметров, выбранных из группы, включающей данные, касающиеся производительности, давления, температуры, присутствия выбранного химического реагента, содержания воды, содержания песка и расхода нагнетаемых химических реагентов; и используют выбранный первый набор параметров для ввода в компьютерную модель, задают вторую настройку по меньшей мере одного первого устройства, обеспечивающую по меньшей мере продление срока службы по меньшей мере одного второго устройства или увеличение дебита законченной скважины.
Согласно другой особенности предложен способ управления работой электрического погружного насоса, размещенного в скважине для добычи флюидов, в котором: задают рабочий диапазон режимов электрического погружного насоса, в который входит максимальная или оптимальная производительность электрического погружного насоса, соответствующая частоте и напору электрического погружного насоса; измеряют эксплуатационный параметр электрического погружного насоса с помощью датчика в скважине; и изменяют работу электрического погружного насоса и/или другого скважинного устройства таким образом, чтобы электрический погружной насос действовал в пределах рабочего диапазона или со скоростью, близкой к максимальной производительности.
Согласно другой особенности предложена компьютерная система управления работой электрического погружного насоса, находящегося в скважине для добычи флюидов, которая содержит: базу данных для хранения информации о рабочем диапазоне электрического погружного насоса, основанном на зависимости между скоростью подачи флюида, частотой и напором на выходе электрического погружного насоса, или о максимальной производительности электрического погружного насоса, соответствующей частоте и напору; и процессор, который использует по меньшей мере один измеренный эксплуатационный параметр электрического погружного насоса и информацию, хранящуюся в базе данных, и задает настройку по меньшей мере для электрического погружного насоса и другого скважинного устройства, при которой электрический погружной насос будет действовать в пределах рабочего диапазона или со скоростью, близкой к максимальной производительности.
Согласно другой особенности предложен машиночитаемый носитель, в который встроена компьютерная программа, доступная процессору для выполнения команд, содержащихся в компьютерной программе, при этом компьютерная программа содержит: команды задания первой настройки по меньшей мере одного первого устройства, используемого для добычи флюида из скважины; команды выбора первого набора входных параметров, который содержит по меньшей мере один параметр, касающийся степени исправности по меньшей мере одного второго устройства, и множество параметров, выбранных из группы, включающей данные, касающиеся производительности, давления, температуры, присутствия выбранного реагента, содержания воды, содержания песка и расхода нагнетаемых химических реагентов; и команды использования выбранного первого набора параметров в качестве входных данных для задания второй настройки по меньшей мере одного первого устройства, обеспечивающей по меньшей мере продление срока службы по меньшей мере одного второго устройства или увеличение дебита законченной скважины.
Примеры системы и способа контроля физического состояния оборудования эксплуатационной скважины и регулирования дебита скважины, изложенных в достаточно общих чертах, будут раскрыты в следующем далее их подробном описании для лучшего понимания как их, так и дополнительных признаков формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
С целью обеспечения подробного понимания системы и способов контроля и регулирования дебита эксплуатационных скважин, описанных и заявленных в изобретении, следует обратиться к сопровождающим чертежам, на которых сходные элементы обычно обозначены одинаковыми позициями и на которых:
на фиг.1А и 1Б в целом схематически показана система эксплуатации скважины для добычи флюида из множества продуктивных зон согласно одному из возможных вариантов осуществления,
на фиг.2 - блок-схема примера системы управления, которая может использоваться в системе эксплуатации скважины, включая систему, показанную на фиг.1А и 1Б, для осуществления различных измерений, касающихся скважины, определения желательных действий, которые могут быть предприняты для увеличения дебита скважины, автоматического осуществления одного или нескольких таких действий, прогнозирования влияния таких действий и контроля работы скважины после осуществления таких действий, и
на фиг.3 - пример двухкоординатного рабочего диапазона режимов электрического погружного насоса, который может использоваться при осуществлении одного или нескольких описанных в изобретении способов.
Подробное описание чертежей
На фиг.1А и 1Б в целом схематически показана система 10 эксплуатации скважины согласно одному из вариантов осуществления изобретения. На фиг.1А показана эксплуатационная скважина 50, оснащенная показанным в качестве примера оборудованием, устройствами и датчиками, которые могут применяться для реализации описанных в изобретении идей и методов. На фиг.1Б показан пример наземного оборудования, устройства, датчики, контроллеры, компьютерные программы, модели и алгоритмы, которые могут использоваться для контроля и поддержания исправности оборудования в скважине и осуществления действий, способных обеспечить увеличение дебита скважины 50 за время ее эксплуатации. Согласно одной из особенностей система 10 рассчитана на периодическое или непрерывное использование результатов измерений, поступающих от различных датчиков, и других данных для определения состояния различного оборудования, входящего в систему 10, включая без ограничения штуцеры, клапаны, ЭПН, песочные фильтры, обсадные трубы, цементное связующее и колонну насосно-компрессорных труб (КНКТ). Согласно другой особенности система 10 способна рассчитывать или прогнозировать изменения производительности вследствие одного или нескольких изменений степени исправности одного или нескольких устройств. Согласно другой особенности система 10 способна определять действия, которые могут быть осуществлены для уменьшения, предотвращения или сведения к минимуму дальнейшего износа оборудования.
Согласно другой особенности система 10 может быть рассчитана на определение желательных действий, которые могут быть предприняты для увеличения, оптимизации или доведения до максимума дебита скважины 50, исходя из состояния скважинного и наземного оборудования, отвечающего выбранным критериям. Согласно одной из особенностей в системе может использоваться анализ цепи методом узловых потенциалов, нейронная сеть или другие алгоритмы для определения желательных действий по увеличению дебита или чистой приведенной стоимости скважины. Согласно другой особенности система 10 может быть рассчитана на передачу оператору и(или) по другим адресам желаемых сообщений и предупредительных сигналов, касающихся состояния скважины и необходимых корректировок или действий, касающихся различных режимов эксплуатации скважины 50, для совершения одного или нескольких из следующих действий: эксплуатации ЭПН в выбранных диапазонах; корректировки одного или нескольких параметров с целью увеличения, оптимизации или доведения до максимума добычи углеводородов из скважины, исходя из взаимодействия различных параметров в стволе скважины; смягчения или исключения отрицательного влияния потенциального или фактического возникновения вредного состояния, такого как накопление химического реагента, такого как отложения, коррозия, гидраты и асфальтены; прогнозирования отказа конкретного оборудования, такого как обсадные трубы, цементное связующее, клапан или штуцер, и прекращения добычи из одной или нескольких пораженных зон до возникновения отказа конкретного оборудования и т.д. Согласно другой особенности система может вычислять чистую приведенную стоимость, исходя из текущей эксплуатации скважины и дебита после осуществления одного или нескольких из описанных действий.
Согласно другой особенности система 10 может быть рассчитана на контроль действий, предпринимаемых (если это имеет место) оператором в ответ на сообщения, передаваемые системой; обновление любых предпринимаемых действий после корректировок, внесенных оператором; осуществление выбранных корректировок, если оператор не предпринимает определенные действия; автоматическое управление и контроль одного или нескольких устройств или оборудования системы 10; и передачу отчетов о состоянии оператору и по другим адресам, включая один или несколько удаленных пунктов. Согласно другой особенности система 10 может быть рассчитана на установление двусторонней связи с одним или несколькими удаленными пунктами и(или) контроллерами посредством одной или нескольких соответствующих линий передачи данных, включая Интернет, линии проводной или беспроводной связи, и с использованием одного или нескольких соответствующих протоколов, включая Интернет-протоколы.
На фиг.1А показана скважина 50, пробуренная в толще 55 пород для добычи пластовых флюидов 56а и 56b из показанных в качестве примера двух продуктивных зон 52а (верхняя продуктивная зона) и 52b (нижняя продуктивная зона), соответственно. Показано, что скважина 50 закреплена обсадными трубами 57 с перфорационными отверстиями 54а вблизи верхней продуктивной зоны 52а и перфорационными отверстиями 54b вблизи нижней продуктивной зоны 52b. Пакер 64, который может представлять собой съемный пакер, расположенный над или выше по стволу скважины, чем перфорационные отверстия 54а в области нижней продуктивной зоны 52b, изолирует нижнюю продуктивную зону 52b от верхней продуктивной зоны 52а. Вблизи перфорационных отверстий 54b в скважине 50 может быть установлен фильтр 59b для предотвращения или сдерживания попадания твердых частиц, таких как песок, в стол скважины из нижней продуктивной зоны 54b. Аналогичным образом вблизи перфорационных отверстий 59а в области верхней продуктивной зоны может использоваться фильтр 59а для предотвращения или сдерживания попадания твердых частиц в скважину 50 из верхней продуктивной зоны 52а.
Пластовый флюид 56b из нижней продуктивной зоны 52b через перфорационные отверстия 54а поступает в кольцевое пространство 51а скважины 50 и в насосно-компрессорную колонну 53 через клапан-регулятор 67 потока. Клапан-регулятор 67 потока может представлять собой дистанционно управляемый золотниковый клапан или любой другой применимый клапан или штуцер, который способен регулировать поток флюида из кольцевого пространства 51а в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 53. Для регулирования потока флюида из нижней продуктивной зоны 52b на поверхность 112 в насосно-компрессорной колонне 53 может использоваться регулируемый штуцер (дроссель) 40. Пластовый флюид 56а из верхней продуктивной зоны 52а через перфорационные отверстия 54а поступает в кольцевое пространство 51Б (участок кольцевого пространства над пакером 64а). Пластовый флюид 56а через впускные отверстия 42 поступает в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну или линию 45. Регулируемый клапан или штуцер 44, связанный с линией 45, регулирует поток флюида, поступающий по линии 45, и может использоваться для регулирования потока флюида на поверхность 112. Каждый клапан, штуцер или другое такое устройство в скважине может управляться электрически, гидравлически, механически и(или) пневматически с поверхности. Флюид из верхней продуктивной зоны 52а и нижней продуктивной зоны 52b поступает по линии 46.
В тех случаях, когда пластовое давление недостаточно для выталкивания флюида 56а и(или) флюида 56b на поверхность, для подъема флюидов из скважины на поверхность 112 может использоваться оборудование для насосно-компрессорной (механизированной) добычи, такое как электрический погружной насос (ЭПН) или газлифтная система. В качестве оборудования для насосно-компрессорной добычи в системе 10 показан установленный на коллекторе 31 ЭПН 30, в который поступают пластовые флюиды 56а и 56b и который посредством системы 47 труб перекачивает флюиды на поверхность 112. По кабелю 134 в ЭПН 30 подается питание из наземного источника 132 питания (фиг.1Б), которым управляет блок 130 управления ЭПН. Кабель 134 также может иметь двусторонние линии 134а и 134b передачи данных, которые могут представлять собой один или несколько электрических проводников или волоконно-оптических линий связи, обеспечивающих двустороннюю линию обмена сигналами и данными между ЭПН 30, датчиками SE ЭПН и блоком 130 управления ЭПН. Согласно одной из особенностей работой ЭПН 30 управляет блок 130 управления ЭПН. Блок 130 управления ЭПН может представлять собой компьютерную систему, которая может содержать процессор, такой как микропроцессор, память и программы для анализа и управления работой ЭПН 30. Согласно одной из особенностей контроллер 130 принимает от датчиков SE (фиг.1А) сигналы, касающиеся фактической частоты подачи насоса, производительности ЭПН, давления и температуры флюида в ЭПН 30, и может принимать результаты измерений или данные, касающиеся определенных химических характеристик, таких как коррозия, отложения, асфальтены и т.д., и реагировать на них или другие расчеты с целью управления работой ЭПН 30. Согласно одной из особенностей блок 130 управления ЭПН может быть рассчитан на изменение скорости работы ЭПН путем передачи управляющих сигналов 134а в ответ на данные, принятые по линии 134b, или команды, принятые от другого контроллера. Блок 130 управления ЭПН также может прекращать подачу питания в ЭПН по линии 134 питания. Согласно другой особенности блок 130 управления ЭПН может передавать касающиеся ЭПН данные и информацию (частоту, температуру, давление, данные химических датчиков и т.д.) центральному контроллеру 150, который в свою очередь может передавать управляющие сигналы или команды блоку 130 управления ЭПН с целью обеспечения выбранных режимов работы ЭПН 30.
Для управления различными устройствами в скважине 50 и получения результатов измерений и других данных от различных скважинных датчиков внутри скважины 50 проложены разнообразные гидравлические, электрические линии и линии передачи данных (в целом обозначенные позицией 20 (фиг.1А)). Например, по системе 21 труб с поверхности конкретный реагент может посредством мандрели 36 подаваться или нагнетаться во флюид 56b. Аналогичным образом по системе 22 труб конкретный реагент может посредством мандрели 37 подаваться или нагнетаться во флюид 56а в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне. Линии 23 и 24 могут служить для управления штуцерами 40 и 42 и любым другим устройством, таким как клапан 67. Линия 25 может служить для подачи электроэнергии в некоторые скважинные устройства из соответствующего наземного источника питания. Двусторонние линии передачи данных между датчиками и(или) их соответствующими электронными схемами (в целом обозначенными позицией 25а и расположенными в любом одном или нескольких соответствующих положениях в скважине) могут быть установлены любым желаемым способом, включая без ограничения провода, оптические волокна, телеметрию по акустическому каналу связи с использованием гидролинии; электромагнитную телеметрию и т.д.
Согласно одной из особенностей в соответствующих положениях в скважине 50 расположены разнообразные другие датчики для передачи результатов измерений или информации, касающейся ряда интересующих скважинных параметров. Согласно еще одной из особенностей в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне может быть расположен один или несколько держателей измерительных приборов или датчиков, таких как держатель 15 для размещения любого числа соответствующих датчиков. В держателе 15 может размещаться один или несколько датчиков температуры, датчиков давления, датчиков для измерения расхода, датчиков для измерения сопротивления, датчиков, передающих информацию о плотности, вязкости, содержании воды или обводненности, и химических датчиков, передающих информацию об отложениях, коррозии, асфальтенах, гидратах и т.д. Датчики плотности могут представлять собой приборы для измерения плотности флюида, поступающего из каждой продуктивной зоны, и плотности объединенного флюида из двух или более продуктивных зон. Датчик сопротивления или другой соответствующий датчик может осуществлять измерения, связанные с содержанием воды или обводненностью смеси флюидов, поступающих из каждой продуктивной зоны. Для расчета соотношения вода/нефть и соотношения газ/нефть для каждой продуктивной зоны и объединенного флюида могут использоваться другие датчики. Датчики температуры, давления и расхода осуществляют измерения температуры, давления и скорости подачи флюида по линии 53. Для обеспечения измерений давления, температуры, скорости подачи флюида и содержания воды в пластовом флюиде, поступающем из верхней продуктивной зоны 52а, могут использоваться дополнительные держатели измерительных приборов. Для осуществления измерений, касающихся химических характеристик скважинного флюида, таких как парафины, гидраты, сульфиды, отложения, асфальтены, эмульсия и т.д., могут использоваться дополнительные скважинные датчики в других желаемых положениях. Кроме того, в скважине 50 могут быть постоянно установлены датчики Si-Sm для осуществления акустических, или сейсмических, или микросейсмических измерений, измерений пластового давления и температуры, измерений удельного сопротивления и измерений свойств обсадных труб 51 и толщи 55 пород. Такие датчики могут быть установлены на обсадных трубах 57 или между обсадными трубами 57 и толщей 55 пород. Помимо этого, фильтр 59а или(и) фильтр 59b может быть покрыт индикаторными веществами, которые высвобождаются в присутствии воды, при этом такие индикаторные вещества могут быть обнаружены на поверхности или в скважине с целью определения или прогнозирования прорыва воды. На поверхности также могут быть установлены датчики, как, например, датчик для измерения содержания воды в поступающем флюиде, суммарного объема расхода поступающего флюида, устьевого давления флюида, температуры и т.д. Другие устройства могут использоваться для расчета выноса песка для каждой зоны.
В целом, в скважине 50 может быть соответствующим образом размещено достаточно датчиков для осуществления измерений каждого желательного параметра, представляющего интерес. Такие датчики могут без ограничения включать датчики для измерения давления в каждой продуктивной зоне, давления на протяжении выбранного участка ствола скважины, давления внутри трубы подачи для пластового флюида, давления в кольцевом пространстве; датчики для измерения температуры в выбранных точках на протяжении ствола скважины; датчики для измерения расхода флюида в каждой из продуктивных зон, суммарного объема расхода, производительности ЭПН; датчики для измерения температуры и давления в ЭПН; химические датчики для передачи сигналов о накоплении химических реагентов, таких как гидраты, коррозия, отложения и асфальтены; акустические или сейсмические датчики для измерения сигналов, генерированных на поверхности или в соседних скважинах, и сигналов, связанных с миграцией флюида из нагнетательных скважин или с операциями гидроразрыва; оптические датчики для измерения химического состава и других параметров; датчики для измерения различных характеристик толщи пород, окружающей скважины, таких как удельное сопротивление, пористость, проницаемость, плотность флюида и т.д. Датчики могут быть установлены на системе труб в скважине или на любом устройстве, или могут быть постоянно установлены в скважине, например на обсадных трубах скважины, на стенке ствола скважины или между обсадными трубами и стенкой. Датчики могут представлять собой датчики любого соответствующего типа, включая электрические датчики, механические датчики, пьезоэлектрические датчики, волоконно-оптические датчики, оптические датчики и т.д. Сигналы скважинных датчиков могут частично или полностью обрабатываться в стволе скважины (как, например, микропроцессором и соответствующими электронными схемами, способными обмениваться сигналами или данными со скважинными датчиками и устройствами), а затем передаваться наземному контроллеру 150 по линии передачи сигналов/данных, такой как линия 101. Сигналы скважинных датчиков также могут передаваться непосредственно контроллеру 150.
Как показано на фиг.1Б, система 10 дополнительно содержит наземный блок 120 для нагнетания химических реагентов для подачи добавок 113а в скважину 50 и добавок 113b в наземный блок 170 очистки флюида. Желаемые добавки 113а из источника 116а (такого, как резервуар) могут нагнетаться в скважину 50 по нагнетательным линиям 21 и 22 с помощью соответствующего насоса 118, такого как поршневой насос прямого вытеснения. Добавки 113а протекают по линиям 21 и 22 и втекают в коллекторы 30 и 37. Для подачи добавок в различные продуктивные зоны могут использоваться одни и те же или различные нагнетательные линии. Различные нагнетательные линии, такие как линии 21 и 22, позволяют осуществлять независимое нагнетание различных добавок на различных глубинах скважины. В таком случае для хранения и нагнетания желаемых добавок используют различные источники добавок и насосы. Добавки также могут нагнетаться в наземный трубопровод, такой как линия 176, или наземное очистное и перерабатывающее сооружение, такое как блок 170.
Соответствующий расходомер 120, который может представлять собой рассчитанный на низкий расход высокоточный расходомер (расходомер шестеренного типа или поворотный расходомер), измеряет скорость подачи флюида по линиям 21 и 22 и передает сигналы, отражающие соответствующие показатели расхода. Насосом 118 управляет соответствующее устройство 122, такое как двигатель или приводимое в действие сжатым воздухом устройство. Ход насоса и(или) скорость работы насоса может регулироваться контроллером 80 посредством задающей схемы 92 и линии 122а управления. Контроллер 80 может управлять насосом 118 путем использования программ, хранящихся в памяти 91, связанной с контроллером 80, и(или) команд, передаваемых контроллеру 80 центральным контроллером или процессором 150 или дистанционным контроллером 185. Центральный контроллер 150 поддерживает связь с контроллером 80 посредством соответствующей двусторонней линии 85, которая может представлять собой проводное, волоконно-оптическое или беспроводное соединение, и с использованием одного или нескольких соответствующих протоколов. Контроллер 80 может содержать процессор 92, резидентную память 91 для хранения программ, таблиц, данных и моделей. Процессор 92 использует сигналы измеряющего расход устройства, принимаемые по линии 121, и программы, хранящиеся в памяти 91, чтобы определять расход каждой из добавок, и отображает показатели такого расхода на дисплее 81. Датчик 94 способен обеспечивать информацию об одном или нескольких параметрах насоса, таких как скорость работы насоса, длина хода поршня и т.д. Например, скорость работы насоса или длина хода поршня могут быть увеличены, когда измеренное количество нагнетаемой добавки меньше желаемого количества, и уменьшены, когда нагнетаемое количество больше желаемого количества. Контроллер 80 также содержит схемы и программы, в целом обозначенные позицией 92, для обеспечения взаимодействия с местным дисплеем 81 и для выполнения других желаемых функций. Датчик 94а уровня обеспечивает информацию об остающемся содержимом источника 116. В качестве альтернативы, центральный контроллер 150 может передавать контроллеру 80 команды, касающиеся нагнетания добавок, или может выполнять функции контроллера 80. Хотя на фиг.1А-1Б проиллюстрирована одна эксплуатационная скважина, подразумевается, что на нефтяном месторождении может быть расположено множество эксплуатационных скважин, а также могут быть расположены разнообразные скважины, такие как соседние скважины, нагнетательные скважины, испытательные скважины и т.д. Приборы и устройства, показанные на чертежах, могут использоваться на любом числе таких скважин и могут быть настроены на совместную или независимую работу.
На фиг.2 показана блок-схема примера системы 200 эксплуатации скважины, которая может применяться для контроля (мониторинга) исправности различных устройств системы 10 (фиг.1А и 1Б) и в зависимости от нее для управления работой одного или нескольких устройств системы 10 с целью увеличения срока службы одного или нескольких устройств системы и(или) увеличения, оптимизации или доведения до максимума дебита скважины и(или) пласта. Система 200 содержит центральный блок управления или контроллер 150, который содержит один или несколько процессоров, таких как процессор 152, соответствующие запоминающие устройства 154 и соответствующие схемы 156, рассчитанные на осуществление различных описанных в изобретении функций и способов. В систему 200 входит база 230 данных, хранящаяся на соответствующем считываемом компьютером (машиночитаемом) носителе, доступном для процессоров 152. В базе 230 данных могут содержаться: (i) данные и информация о заканчивании скважины, как, например, типы и местоположения датчиков в скважине, параметры датчиков, типы устройств и их параметры, такие как тип и размеры штуцеров, положения штуцеров, тип и размеры клапанов, положения клапанов, толщина стенок обсадных труб и т.д.; (ii) характеристики пласта, такие как тип породы для различных слоев пласта, пористость, проницаемость, подвижность, удельное сопротивление и глубина каждого слоя и продуктивной зоны; (iii) параметры песочных фильтров; (iv) информация об индикаторных веществах; (v) параметры ЭПН, такие как мощность, диапазон частот, диапазон рабочих давлений, максимальный перепад давлений в ЭПН, диапазон рабочих температур и рабочий диапазон, такой как диапазон 370, показанный на фиг.3; (vi) данные поведения (эксплуатационных показателей) скважины за прошлый период, включая дебит с течением времени для каждой продуктивной зоны, показатели давления и температуры с течением времени для каждой продуктивной зоны; (vii) текущая и предыдущая настройки (установочные параметры) штуцеров и клапанов; (viii) информация о вмешательстве и текущем ремонте; (ix) данные содержания песка и воды с течением времени для каждой продуктивной зоны; (х) исходные сейсмические данные (двух- или трехмерные карты) и обновленные сейсмические данные (четырехмерные сейсмические карты); (xi) данные контроля фронта воды; (xii) микросейсмические данные, которые могут касаться сейсмической активности вследствие перемещения фронта флюида, гидроразрыва и т.д.; (xii) журналы учета технических проверок обсадных труб, например, осуществляемых с использованием акустических или электрических каротажных приборов, которые обеспечивают получение изображения обсадных труб с отображением ямок, выемок, отверстий, трещин в обсадных трубах; и (xiii) любые другие данные, которые могут быть полезны для определения степени исправности скважинных устройств, определения желательных действий и для контроля влияния предпринятых действий с тем, чтобы обеспечить увеличение или оптимизацию темпа добычи углеводородов из скважины 50.
На протяжении периода эксплуатации скважины обычно осуществляют одно или несколько испытаний, собирательно обозначенных позицией 224, чтобы рассчитать степень исправности различных элементов скважины и различные параметры продуктивных зон и слоев пласта, окружающего скважину. Такие испытания могут без ограничения включать контрольные проверки обсадных труб с использованием электрических или акустических зондов для определения состояния обсадных труб и характеристик пласта; испытания закрытой скважины, которые могут включать испытания с повышенным или переменным давлением, испытания на нагрев и приток; сейсмические исследования, в которых может использоваться источник на поверхности и сейсмические датчики в скважине для определения состояний фронта воды и границы пластов; микросейсмические измерения в зависимости от скважинной операции, такой как операция гидроразрыва или операция нагнетания воды; контрольные опробования фронта флюида; испытания на вторичную добычу и т.д. Все данные 224 таких испытаний могут храниться в памяти и передаваться процессору 152 для контроля добычи из скважины 50, осуществления анализа, связанного с определением степени исправности различного оборудования, и для увеличения, оптимизации или доведения до максимума дебита скважины 50 и пласта.
Кроме того, процессор 152 системы 200 может периодически или непрерывно осуществлять доступ к данным 222 измерений скважинных датчиков, данным 226 наземных измерений и любой другой желаемой информации или данным 228 измерений. Данные 222 измерений скважинных датчиков включают без ограничения информацию о содержании воды или обводненности; удельное сопротивление; плотность; вязкость; содержание песка; расход; давление; температуру; химические свойства или состав флюидов, включая наличие, степень и местонахождение коррозии, отложений, парафина, гидрата и асфальтена; силу тяжести; уклон; результаты электрических и электромагнитных измерений; соотношения нефть/газ и вода/нефть; положения штуцеров и клапанов. Данные 226 наземных измерений включают без ограничения расход; давление; положения штуцеров и клапанов; параметры ЭПН; содержание воды, определенное на поверхности; скорость и местоположения нагнетания химических реагентов; информацию об обнаружении индикаторных веществ; и т.д.
Система 200 также содержит программы, модели и алгоритмы 232, встроенные в один или несколько считываемых компьютером носителей, доступных для процессора 152 с целью выполнения команд, содержащихся в программах. Процессор 152 может использовать одну или несколько программ, моделей и алгоритмов для выполнения различных описанных в изобретении функций и способов. Согласно одной из особенностей программы/модели/алгоритмы 232 могут быть реализованы в форме анализатора поведения скважины (АПС), в котором используется процессор 152 для анализа некоторых или всех данных 222, 226 измерений, данных 224 испытаний, информации из базы 230 данных и любой другой желаемой информации, доступ к которой получает процессор для расчета или прогнозирования одного или нескольких параметров эксплуатации скважины.
Состояние скважины может меняться в зависимости от разнообразных факторов, таких как: вынос нежелательных количеств воды и(или) песка из зоны; присутствие химических реагентов, таких как отложения, коррозия, парафины, гидраты и асфальтены; износ обсадных труб (колонн), такой как наличие ямок, трещин и выемок; прорыв скважинного оборудования, включая песочный фильтр, скважинные клапаны, штуцеры, ЭПН и другое оборудование; засорение труб в скважине и т.д. Из-за избыточного выноса песка могут повреждаться и(или) засоряться песочные фильтры, штуцеры, клапаны и ЭПН, а также засоряться трубы, по которым флюид поступает на поверхность. Из-за изменений скважинных условий, таких как давление, температура, расход, обводненность и т.д., может ускоряться образование отложений, коррозии, гидрата, парафина и асфальтена, что в каждом случае способно сказываться на скважинных устройствах. Некоторые из этих изменений могут затронуть несколько устройств в скважине. Например, коррозия может затронуть несколько металлических устройств, отложения могут затруднить изменение положения клапана или штуцера; асфальтен может влиять на перекачивание по трубам и работу ЭПН, увеличение содержания воды или избыточный перепад давлений между пластом и скважиной может приводить к флокуляции асфальтена, что в свою очередь может сказываться на работе нескольких других устройств; через трещины в цементном связующем вода из других пластов может проникать в перфорационные отверстия и затем в скважину, что в свою очередь может приводить к увеличению обводненности до нежелательного уровня, из-за чего могут возникать другие отмеченные выше осложнения. Таким образом, во многих ситуациях изменение одного или нескольких параметров может потребовать осуществления одного или нескольких действий по смягчению потенциальных последствий такого изменения. Желательно также прогнозировать или рассчитывать время и степень изменений и предпринимать действия по ослаблению или исключению вредных последствий такого потенциального изменения, результатом которых станет увеличение добычи углеводородов из скважины.
Согласно одной из особенностей система 200 с использованием АПС 260 может иметь конфигурацию системы с замкнутым контуром для контроля степени исправности оборудования и обеспечения решений, направленных на увеличение, оптимизацию или доведение до максимума дебита скважины, как это более подробно описано далее.
Показанная на фиг.2 и 3 система 200 согласно одной из особенностей может определять один или несколько параметров, характеризующих степень исправности и(или) условия эксплуатации ЭПН, и предпринимать действия, которые могут продлить срок службы ЭПН и(или) повысить эффективность его эксплуатации. Для каждого ЭПН существуют эксплуатационные нормативы, и обычно рекомендуется эксплуатировать ЭПН в установленных нормативами пределах. Система 200 согласно одной из особенностей может быть рассчитана на эксплуатацию ЭПН в пределах рабочего диапазона 370 или преимущественно вблизи кривой 350 максимальной производительности, показанной на фиг.3. На фиг.3 проиллюстрирована диаграмма 300 зависимости производительности или пропускной способности (в баррелях в сутки) и напора на выходе насоса (в футах) при различных частотах (скоростях) примерного ЭПН, установленного в скважине, такой как скважина 50. По горизонтальной оси отложен дебит, а по вертикальной оси - напор. Каждая сплошная кривая представляет собой диаграмму зависимости производительности и напора при конкретной рабочей частоте ЭПН. Например, кривая 310 соответствует частоте 30 Гц, кривая 312 соответствует частоте 60 Гц, а кривая 314 соответствует частоте 90 Гц. Пунктирной линией 330 показана минимальная производительность в качестве функции частоты и напора, при которой следует эксплуатировать ЭПН и которая может быть основана на эксплуатационных нормативах ЭПН или другом критерии. Аналогичным образом линией 350 обозначена максимальная желательная производительность ЭПН. Так, диапазон 370, ограниченный кривыми 310, 314, 330 и 350, представляет собой рабочий диапазон ЭПН. Кривой 380 обозначен наилучший или оптимальный режим эксплуатации ЭПН, который может быть определен любым желаемым способом или задан произвольно на основании известного поведения ЭПН. Согласно одной из особенностей система, как это более подробно описано далее, пытается осуществлять эксплуатацию ЭПН в диапазоне 370, и может пытаться осуществлять его эксплуатацию преимущественно вблизи линии 380.
Как отмечено выше, различные скважинные условия по отдельности или в сочетании способны влиять на степень исправности и работу ЭПН. Контроллер 150 периодически или преимущественно периодически контролирует скважинные датчики с целью определения различных параметров ЭПН, включая температуру в или вблизи ЭПН, абсолютное давление на ЭПН, перепад давлений в ЭПН, производительность ЭПН, питание, подаваемое в ЭПН, и его соответствующую частоту. Кроме того, контроллер 150 может использовать любую описанную выше информацию, такую как информация о выносе песка, размере твердых частиц флюида, обводненности, присутствии и количестве химических реагентов, таких как отложения, коррозия, парафин, гидрат и асфальтен, с целью определения их влияния на ЭПН и может предпринимать действия в зависимости от результатов такого определения.
Например, согласно используемым АПС моделям вынос песка и(или) размер его частиц может служить основанием для изменения или уменьшения дебита из конкретной зоны, изменения подачи питания на ЭПН и т.д. Согласно другой особенности АПС может предлагать изменение производительности ЭПН, когда температура или(и) давление в ЭПН не отвечает выбранному или установленному критерию, как, например, когда температура или давление слишком высоко. Согласно другой особенности АПС может предлагать изменять количество или тип нагнетаемых химических реагентов, когда система обнаруживает, что количество нежелательных химических реагентов превышает определенные пределы, или обводненность превышает выбранный предел с тем, чтобы предотвращать или снижать вероятность вредного воздействия на ЭПН. Согласно другой особенности АПС может прогнозировать влияние на ЭПН одного параметра или сочетания параметров и предлагать соответствующие действия. Согласно другой особенности АПС может предлагать очистку ЭПН, как, например, путем промывания в случае присутствия песка, коррозии, отложений, гидрата, парафина или асфальтена или путем нагнетания химических реагентов в ЭПН.
Согласно одной из особенностей АПС может использовать модели, алгоритмы, в которых используется множество входных параметров и содержится набор действий, осуществление которых обеспечивает продление срока службы ЭПН и увеличение добычи из скважины. АПС может использовать итерационный метод, осуществлять анализ цепи методом узловых потенциалов, использовать нейронную сеть или другие алгоритмы для создания набора действий. Процессор может выполнять сходные функции в отношении других способов добычи флюида, таких как газлифтная добыча.
Согласно другой особенности процессор 152 может предпринимать одно или несколько действий в зависимости от выноса песка. Процессор может определять, что конкретное устройство, такое как клапан или штуцер, засорилось, засоряется с определенной скоростью или что частицы песка имеют такой размер, что они будут повреждать одно или несколько скважинных устройств. Он может определять степень повреждения конкретного песочного фильтра. Процессор, использующий АПС, может предложить закрыть конкретную зону или изменить поток из зоны, или промыть штуцер или клапан и т.д. Процессор также может прогнозировать влияние выноса песка на одно или несколько скважинных устройств. Кроме того, процессор может использовать информацию, касающуюся описанного выше ЭПН, и предлагать сочетание действий, таких как последовательное или преимущественно одновременное изменение потока из штуцера и из ЭПН, с тем, чтобы уменьшить вынос песка, продлить срок службы ЭПН, штуцера и(или) песочного фильтра и т.д.
Контроллер также может определять количество песка и химических реагентов, проходящих через ЭПН. Используя один или несколько из этих параметров, АПС может рассчитывать или прогнозировать физическое состояние ЭПН и предлагать одно или несколько корректирующих действий. Например, если температура ЭПН превышает выбранное значение, АПС может предлагать увеличение частоты ЭПН на определенную величину с тем, чтобы увеличить поток флюида через ЭПН, в результате чего в свою очередь температура снизится до приемлемого уровня. В качестве альтернативы или дополнительно, АПС может предлагать снизить скорость потока из выбранной зоны, чтобы уменьшить приток в песка. АПС может предлагать изменить работу ЭПН с учетом одного или нескольких фактических, предполагаемых или прогнозируемых изменений состояния скважины.
Согласно другой особенности процессор может предпринять одно или несколько действий, исходя из присутствия и количества определенных химических реагентов во флюиде. Согласно одной из особенностей процессор может предлагать изменить скорость нагнетания химического реагента; изменить скорость потока из конкретной зоны путем изменения положения штуцера или клапана; изменить положение штуцеров или клапанов один или несколько раз с целью удаления отложений или коррозии из штуцера или клапана; увеличить добычу из другой зоны, когда изменение положения штуцера неосуществимо или не приносит желаемого результата; осуществить очистку, такую как промывание, обслуживание и т.д.
Согласно другой особенности процессор может рассчитать степень эрозии труб или обсадных труб и предпринять необходимые действия. Показателем эрозии может являться степень коррозии, накопление отложений, местоположение и размер ямок, трещин, выемок и т.д. Информация о коррозии, отложениях и т.д. может предоставляться процессору 152 или вычисляться им. Для получения количественных оценок эрозии обсадных труб и(или) изображений обсадных труб могут использоваться каротажные данные, такие как данные, полученные от электрических или акустических зондов. Для определения предлагаемых действий используют модель, основанную на одном или нескольких параметрах, включающих присутствие, температуру, количество химического реагента, вынос воды, и другие параметры. Согласно другой особенности процессор, например, путем использования одного или нескольких показателей, включающих скорость накопления химических реагентов, каротажные данные, местоположение фронта воды и(или) другие данные, может прогнозировать или экстраполировать состояние любого устройства с течением времени, включая состояние обсадных труб и цементного связующего; и в зависимости от него определять предлагаемые действия по продлению срока службы оборудования и(или) увеличения добычи углеводородов из скважины. Действия могут представлять собой сочетание действий, которые могут включать изменение скорости нагнетания химических реагентов, осуществление операции очистки, изменение положения штуцеров или клапанов, изменение скорости работы ЭПН, изменение потока через другое оборудование для насосно-компрессорной добычи, закрытие какой-либо зоны и(или) изменение добычи из другой зоны и т.д.
Согласно другой особенности процессор может определять действия, исходя из состояния цементного связующего между обсадными трубами и пластом. Каротажные диаграммы цементного связующего (обычно диаграммы акустического каротажа) служат диаграммами, на которых может быть показано местоположение и размер трещин в цементном связующем. Используя АПС, процессор может экстраполировать или прогнозировать состояние цементного связующего за определенный период времени и его влияние на добычу флюидов из скважины и определять предлагаемые действия, исходя из текущих данных каротажа цементного связующего, данных за прошлый период, хранящихся в базе данных, данных микросейсмических измерений (или) четырехмерных сейсмических данных.
Так, согласно одной из особенностей, процессор с помощью АПС использует множество входных данных и может применять анализ цепи методом узловых потенциалов или нейронные сети или другие алгоритмы для определения корректирующих действий, которые продлят срок службы одного или нескольких скважинных устройств и обеспечат увеличение добычи углеводородов из скважины. Помимо определения степени исправности устройств АПС может рассчитывать остаточный срок службы, прогнозировать дебит скважины с течением времени, предлагать ремонтные работы, такие как промывание, гидроразрыв, операции по увеличению дебита скважины и т.д.
Как описано выше, процессор передает оператору команды предпринять желаемые действия, передает такую информацию дистанционному контроллеру 185 и отображает желаемые данные для использования оператором. Процессор продолжает контролировать результаты действий, предпринятых оператором. После того как оператор внес какое-либо изменение, центральный контроллер 150 продолжает контролировать различные параметры и определяет, соответствуют ли результаты внесенных изменений ожидаемым результатам. Контроллер продолжает контролировать степень исправности различных устройств, различные параметры и поток из различных зон. В случае ESP контроллер контролирует конкретную рабочую точку в диапазоне 270 и может продолжать инициировать изменения с целью поддержания работы ЭПН в диапазоне 270 или вблизи кривой 280 в зависимости от обстоятельств. Вместе с тем при увеличении или уменьшении добычи из одной или нескольких зон контроллер может решать, что для увеличения или оптимизации добычи более желательно, чтобы ЭПН работал в конкретном поддиапазоне диапазона 270, необязательно включающем линию 280 максимальной производительности.
Согласно другой особенности контроллер с помощью АПС рассчитывает предполагаемый дебит скважины, исходя из предложенных или внесенных изменений, и осуществляет анализ чистой приведенной стоимости, чтобы определить экономический эффект изменений. Согласно одной из особенностей контроллер использует множество параметров модели и задает настройки множества устройств, продлевающие срок службы оборудования и(или) увеличивающие дебит скважины. Входные данные могут представлять собой любое сочетание параметров, выбранных из параметров, касающихся степени исправности одного или нескольких скважинных устройств, текущих эксплуатационных параметров различных устройств, таких как частота ESP, текущие настройки штуцеров, клапана, вынос песка, присутствие обводненности и количество химических реагентов, расход нагнетаемых химических реагентов, скважинная температура и давление в одном или нескольких положениях, и других желательных параметров. АПС также может использовать результаты наземных измерений или данные, вычисленные по результатам наземных измерений, результаты скважинных измерений или данные, вычисленные по результатам скважинных измерений, данные испытаний, информацию из базы данных и любую другую информацию, которая может иметь отношение к конкретной скважине, и использует анализ цепи методом узловых потенциалов и(или) другие модели с прогнозированием для получения новых установок. Анализ цепи методом узловых потенциалов может включать прогнозирование влияния новых установок на добычу и итерацию этого процесса, пока не будет задано сочетание новых установок (окончательный план), продлевающее срок службы оборудования и(или) увеличивающее, оптимизирующее или доводящее до максимума добычу из конкретной скважины.
Возвращаясь к фиг.2Б, центральный контроллер может быть настроен на автоматическое инициирование одного или нескольких рекомендованных действий, например, путем передачи управляющих сигналов контроллерам выбранных устройств, таким как контроллер ЭПН, с целью коррекции работы ЭПН 242; блокам управления или приводам (160, фиг.1А и элемент 240), которые управляют скважинными штуцерами 244, скважинными клапанами 246, наземными штуцерами 249, блоком 250 управления нагнетанием химических реагентов, другими устройствами 254 и т.д. Такие действия могут предприниматься в реальном или почти реальном времени. На шаге 264 центральный контроллер 150 продолжает контролировать результаты предпринимаемых действий. Согласно другой особенности центральный контроллер 150 или дистанционный контроллер 185 может быть настроен на обновление одной или нескольких моделей/алгоритмов/программ 234 для дальнейшего использования для контрольного наблюдения скважины. Таким образом, система 200 может по замкнутому циклу контролировать поведение скважины, осуществлять или обеспечивать осуществление желаемых действий и продолжать контролировать результаты таких действий.
Хотя в изложенном выше описании рассмотрены конкретные примеры осуществления настоящего изобретения, для специалистов в данной области техники будут очевидны различные их усовершенствования. Предполагается, что все такие усовершенствования, входящие в объем прилагаемой формулы изобретения, включены в вышеизложенное описание.
1. Способ добычи флюида из скважины, в котором: задают первую настройку, по меньшей мере, одного первого скважинного устройства, используемого для добычи флюида из скважины, выбирают набор параметров, содержащий, по меньшей мере, один параметр, касающийся исправности, по меньшей мере, одного второго скважинного устройства, и множество параметров, выбранных из группы, включающей производительность, давление, температуру, присутствие выбранного химического реагента, содержание воды, содержание песка и расход нагнетаемых химических реагентов, и используют выбранный набор параметров для ввода в компьютерную модель, чтобы задать вторую настройку упомянутого, по меньшей мере, одного первого скважинного устройства, обеспечивающую продление срока службы упомянутого, по меньшей мере, одного второго скважинного устройства и увеличение дебита законченной скважины.
2. Способ по п.1, в котором осуществляют эксплуатирование скважины в соответствии со второй настройкой, по меньшей мере, одного первого скважинного устройства и определяют эксплуатационные показатели скважины на основании этой второй настройки.
3. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, один параметр, касающийся исправности, по меньшей мере, одного второго скважинного устройства, относится, по меньшей мере, к одному из устройств, включающих электрический погружной насос, клапан, штуцер, обсадную колонну скважины, трубу для доставки флюида из скважины на поверхность и песочный фильтр.
4. Способ по п.1 или 2, в котором дополнительно: оценивают дебит скважины за длительный период времени на основании второй настройки и рассчитывают чистую приведенную стоимость для скважины, соответствующую рассчитанному дебиту за длительный период времени.
5. Способ по п.1, в котором упомянутая группа параметров дополнительно включает данные, касающиеся удельного сопротивления, плотности флюида, состава флюида, результатов измерения емкостного сопротивления флюида, вибрации, результатов акустических измерений в скважине, перепада давлений в скважинном устройстве, соотношения вода/нефть и соотношения газ/нефть.
6. Способ по п.1, в котором упомянутая группа параметров дополнительно включает результаты микросейсмических измерений, результаты испытаний с переменным давлением, результаты каротажа и результаты измерений, касающихся присутствия одного из веществ, включающих отложения, гидраты, продукты коррозии, парафины и асфальтены.
7. Способ по п.1 или 2, в котором дополнительно: прогнозируют возникновение одного из состояний, включающих прорыв воды, межпластовый переток, неисправность установленного в скважине устройства, и задают вторую настройку, исходя из такого прогноза.
8. Способ по п.1 или 2, в котором вторая настройка заключается в осуществлении, по меньшей мере, одного из действий, включающих изменение расхода нагнетаемых химических реагентов, изменение работы электрического погружного насоса, закрытие выбранной продуктивной зоны, изменение положения штуцера, изменение положения клапана и изменение потока через оборудование для механизированной добычи.
9. Способ по п.1 или 2, в котором дополнительно передают сообщение, касающееся второй настройки, по меньшей мере, оператору или в удаленный от скважины пункт.
10. Способ по п.1 или 2, в котором дополнительно используют процессор, который автоматически задает вторую настройку, по меньшей мере, одного первого скважинного устройства.
11. Компьютерная система управления работой электрического погружного насоса, размещаемого в скважине для добычи флюидов, содержащая базу данных для хранения информации, относящейся, по меньшей мере, к рабочему диапазону режимов электрического погружного насоса, основанному на зависимости между скоростью подачи флюида, частотой и напором электрического погружного насоса, или к максимальной производительности электрического погружного насоса, соответствующей частоте и напору, и процессор, выполненный с возможностью использования, по меньшей мере, одного измеренного эксплуатационного параметра электрического погружного насоса и информации, хранящейся в базе данных, и задания настройки, по меньшей мере, электрического погружного насоса и другого скважинного устройства, при которой электрический погружной насос будет работать в упомянутом рабочем диапазоне или близко к максимальной производительности.
12. Система по п.11, в которой измеренным эксплуатационным параметром электрического погружного насоса является один из параметров, включающих производительность, частоту, температуру, давление вблизи электрического погружного насоса и перепад давлений на протяжении участка ствола скважины вблизи электрического погружного насоса.
13. Система по п.11, в которой процессор способен задавать настройку таким образом, что при заданной настройке один из параметров электрического погружного насоса, включающих температуру, давление и перепад давлений, поддерживается в выбранных пределах.
14. Система по п.11 или 13, в которой упомянутая настройка представляет собой изменение одного из группы, включающей частоту электрического погружного насоса, питание электрического погружного насоса, положение штуцера, положение клапана и поток из выбранной зоны.
15. Система по п.11, в которой процессор дополнительно способен определять расход нагнетаемых химических реагентов, при котором будет сдерживаться образование одного из группы, включающей отложения, продукты коррозии, парафины, гидраты и асфальтены в скважинном флюиде.
16. Система по п.11 или 12, дополнительно содержащая дисплей, на котором процессор отображает сообщения, касающиеся эксплуатации скважины и электрического погружного насоса.
17. Система по п.11 или 13, в которой процессор способен передавать управляющие сигналы с тем, чтобы электрический погружной насос и другое скважинное устройство работали согласно заданной настройке.
18. Система по п.11, в которой процессор рассчитывает ожидаемый срок службы электрического погружного насоса, исходя из параметров его текущей эксплуатации и множества параметров, касающихся скважины.
19. Способ управления работой электрического погружного насоса, размещенного в скважине для добычи флюидов, в котором: определяют рабочий диапазон режимов электрического погружного насоса, основанный на зависимости между расходом флюида, частотой и напором электрического погружного насоса и включающий максимальную производительность электрического погружного насоса, соответствующую частоте и напору, измеряют эксплуатационный параметр электрического погружного насоса с помощью датчика в скважине и изменяют работу электрического погружного насоса или скважинного устройства так, чтобы электрический погружной насос работал в пределах упомянутого рабочего диапазона или близко к максимальной производительности.
20. Способ по п.19, в котором обеспечивают работу электрического погружного насоса в пределах рабочего диапазона и при более низкой величине одного из параметров, выбранного из группы, включающей температуру, давление и перепад давлений.
21. Способ по п.20, в котором изменяют нагнетание химического реагента с поверхности, сдерживающего образование вблизи электрического погружного насоса одного из группы, включающей продукты коррозии, отложения, гидраты, парафины и асфальтены.
22. Машиночитаемый носитель данных, содержащий встроенную компьютерную программу, при исполнении которой в процессоре выполняются команды компьютерной программы, включающие: команды задания первой настройки, по меньшей мере, одного первого скважинного устройства, используемого для добычи флюида из скважины, команды выбора первого набора входных параметров, содержащего, по меньшей мере, один параметр, касающийся исправности, по меньшей мере, одного второго скважинного устройства, и множество параметров, выбранных из группы, включающей данные, касающиеся производительности, давления, температуры, присутствия выбранного реагента, содержания воды, содержания песка и расхода нагнетаемых химических реагентов, и команды использования выбранного первого набора параметров в качестве входных данных для задания второй настройки упомянутого, по меньшей мере, одного первого скважинного устройства, обеспечивающей, по меньшей мере, продление срока службы упомянутого, по меньшей мере, одного второго скважинного устройства или увеличение дебита законченной скважины.
23. Машиночитаемый носитель по п.22, в котором компьютерная программа дополнительно содержит: команды передачи сигналов на эксплуатацию скважины в соответствии со второй настройкой, по меньшей мере, одного первого скважинного устройства и команды расчета эксплуатационных показателей скважины на основании второй настройки.
24. Машиночитаемый носитель по п.22, в котором упомянутый, по меньшей мере, один параметр, касающийся исправности, по меньшей мере, одного второго скважинного устройства, относится к, по меньшей мере, одному из устройств, включающих электрический погружной насос, клапан, штуцер, обсадную колонну скважины, трубу для доставки флюида из скважины на поверхность и песочный фильтр.
25. Машиночитаемый носитель по п.22 или 23, в котором компьютерная программа дополнительно содержит: команды оценки дебита скважины за длительный период времени на основании второй настройки и команды расчета чистой приведенной стоимости для скважины, соответствующей рассчитанному дебиту за длительный период времени.
