Система и способ контроля и регулирования дебита скважин



Система и способ контроля и регулирования дебита скважин
Система и способ контроля и регулирования дебита скважин
Система и способ контроля и регулирования дебита скважин
Система и способ контроля и регулирования дебита скважин
Система и способ контроля и регулирования дебита скважин
Система и способ контроля и регулирования дебита скважин
Система и способ контроля и регулирования дебита скважин
Система и способ контроля и регулирования дебита скважин

 


Владельцы патента RU 2484242:

БЕЙКЕР ХЬЮЗ ИНКОРПОРЕЙТЕД (US)

Группа изобретений относится к контролю эксплуатации скважин для добычи углеводородов. В заявке описаны система и способ увеличения дебита скважины. Система содержит процессор (150), который обрабатывает содержащиеся в компьютерной программе команды, включающие команды контролировать на протяжении определенного периода времени фактический дебит флюида из каждой продуктивной зоны (52в, 52b) скважины в соответствии с первой настройкой устройств для регулирования дебита и применить анализ цепи методом узловых потенциалов к множеству входных данных, выбранных из данных скважинных датчиков, данных наземных датчиков, одного или нескольких текущих положений устройств, с целью задания одной или нескольких новых настроек, при которых будет обеспечено увеличение дебита скважины. Достигается увеличение производительности скважины. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится в целом к контролю (мониторингу) эксплуатации скважин и добычи углеводородов из таких скважин.

Уровень техники

С целью добычи углеводородов (нефти и газа) в толщах пород бурят скважины. Некоторые такие скважины, пробуренные вертикально или почти вертикально, проходят через несколько пластов или продуктивных зон. Также получили распространение наклонные и горизонтальные скважины, которые проходят через продуктивные зоны преимущественно по горизонтали, т.е. преимущественно по длине пласта. В некоторых случаях от главной скважины бурят ответвления в различные пласты. Часто в этих пластах или на нефтяных месторождениях бурят несколько скважин, расположенных на определенном расстоянии друг от друга. С целью оптимизации добычи углеводородов сначала создают описание или модель пласта, обычно представляющую собой исходное приближенное представление реального пласта и его поведения. На основании этой исходной модели обычно разрабатывают план освоения и вводят скважины в эксплуатацию. По мере истощения пласта его состояние меняется и сведение, собранные на этой стадии добычи, используют для обновления модели пласта с целью оптимизации общего объема добычи из пласта. Такой цикл оптимизации обычно разрабатывают с целью оптимизации общего объема добычи на месторождении и улучшения понимания действительного строения пласта. Этот процесс обычно продолжается в течение срока эксплуатации месторождения до конца срока эксплуатации пласта. Часто требуется очень длительное время, чтобы включить текущие сведения о пласте в модель пласта, применить их в обновленном плане освоения и привлечь средства для бурения и заканчивания новых скважин. Это представляет собой процесс последовательных приближений, в котором на каждое последовательное приближение модели часто может уходить от нескольких месяцев до нескольких лет.

Другой цикл оптимизации связан с улучшением или доведением до максимума технологических показателей отдельных скважин. На протяжении такого цикла контролируют и сравнивают технологические показатели скважины с расчетными технологическими показателями скважины. Принимаются меры по восстановлению добычи до расчетного уровня. Такой цикл традиционно завершается путем вторжения в скважину или осуществления управляющих действий на поверхности.

Относительно сложные скважины обычно крепят обсадными трубами, которые выстилают ствол скважины. В скважине устанавливают определенные постоянные датчики для контроля определенных параметров скважины и окружающих скважину толщ пород. Для регулирования дебита флюида из одной или нескольких продуктивных зон в скважине устанавливают дистанционно управляемые клапаны и штуцеры. В скважины из наземного источника часто закачивают химические реагенты или добавки с целью подавления образования в скважине отложений, коррозии, гидратов, асфальтенов и т.д. Для подъема на поверхность флюида, добываемого из толщ пород, в скважине иногда размещают средство насосно-компрессорной (механизированной) добычи, такое как электрический погружной насос (ЭПН) или система нагнетания природного газа.

Оператор обычно анализирует данные, поступающие от различных скважинных и наземных датчиков и устройств, и интерпретирует такие данные с целью расчета или оценки состояния скважины. Оператор передает системам управления, которые управляют скважинными и наземными устройствами, команды внести необходимые изменения в добычу флюидов из скважины. Такие действия могут включать изменение работы ЭПН, закрытие или открытие клапанов и штуцеров, изменение нагнетания химических реагентов и т.д. Такой цикл в значительной степени предусматривает интерпретацию данных оператором и вмешательство со стороны оператора, которое может быть чревато ошибками или занимать относительно чрезмерное время, результатом чего при определенных обстоятельствах могут становиться неверные действия и(или) задержка при осуществления одного или нескольких действий. Такая интерпретация и действия также могут не приводить к надлежащему увеличению или доведению до максимума дебита скважины на протяжении выбранного периода времени, которым может являться период эксплуатации скважины.

Таким образом, существует потребность в усовершенствованной системе и способе мониторинга (контроля) состояния скважины и осуществлении действий, которые могут увеличивать или доводить до максимума производительности скважины путем регулирования добычи флюида из такой скважины.

Краткое изложение сущности изобретения

Предложен способ добычи флюида из законченной скважины, в котором: (i) в качестве функции времени рассчитывают ожидаемый дебит флюида, поступающего в скважину по меньшей мере из одной продуктивной зоны, в соответствии с первой настройкой по меньшей мере одного скважинного устройства для регулирования дебита, которое позволяет флюиду из продуктивной зоны поступать в скважину, (ii) на протяжении определенного периода времени контролируют фактический дебит флюида, поступающего в скважину по меньшей мере из одной продуктивной зоны в соответствии с первой настройкой по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита, (iii) с использованием компьютерной модели и множества входных данных, выбранных из данных скважинных датчиков, данных наземных датчиков и параметра по меньшей мере одного скважинного устройства, задают с учетом тенденции к снижению фактического дебита по меньшей мере одну вторую настройку по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита, при которой дебит флюида по меньшей мере из одной продуктивной зоны увеличится до уровня, превышающего ожидаемый дебит флюида по меньшей мере из одной продуктивной зоны, (iv) и осуществляют эксплуатацию скважины в соответствии по меньшей мере с одной второй настройкой с целью увеличения добычи флюида по меньшей мере из одной продуктивной зоны. Согласно способу на основании по меньшей мере одной второй настройки может рассчитываться второй дебит флюида на протяжении длительного времени по меньшей мере из одной продуктивной зоны. Затем на основании по меньшей мере одной второй настройки может вычисляться чистая приведенная стоимость (ЧПС) скважины.

Входные данные могут выбираться из данных, касающихся давления в скважине, дебита скважины, дебита на поверхности, рабочих параметров электрического погружного насоса, расхода нагнетаемых химических реагентов, температуры, удельного сопротивления толщи пород или флюида, плотности флюида, состава флюида, результатов измерения емкости флюида; вибраций в скважине, результатов акустических измерений в скважине, дифференциального давления в скважинном устройстве, содержания воды, водонефтяного фактора, газонефтяного фактора и газоводяного фактора. Также могут использоваться другие данные и результаты измерений, включая без ограничения результаты микросейсмических измерений, результаты испытаний с переменным давлением, результаты измерений в скважинах, результаты измерений, касающихся присутствия одного или нескольких химических реагентов в скважине, которые могут включать отложения, гидрат, коррозию и асфальтен. Согласно другой особенности способа может рассчитываться вероятность наступления одного или нескольких событий, включающих прорыв воды, поперечный поток, износ обсадных труб скважины или износ скважинного устройства, и затем на основании такого расчета задаваться вторая настройка или настройки. Могут осуществляться другие настройки с целью учета изменений расход нагнетаемых химических реагентов, работы ЭПН, закрытия выбранной продуктивной зоны и т.д. Согласно другой особенности оператору, находящемуся вблизи скважины и(или) в удаленном пункте, могут передаваться сообщения о второй настройке. После осуществления новой настройки устройств может непрерывно контролироваться фактическая добыча. Затем этот процесс повторяется. В способе также предусмотрено, что на основании по меньшей мере одной второй настройки обновляют ожидаемый дебит флюида из скважины или продуктивной зоны.

Согласно другой особенности предложена система увеличения дебита скважины, имеющей множество продуктивных зон, отдельное устройство для регулирования дебита для каждой продуктивной зоны и устройство для насосно-компрессорной добычи, в которую входит компьютерная система, имеющая процессор, машиночитаемый носитель для хранения компьютерных программ и данных, доступный компьютеру для выполнения команд, содержащихся в компьютерной программе, и дисплей для отображения информации, передаваемой процессором, при этом компьютерная программа содержит (i) набор команд контролировать на протяжении определенного периода времени фактический дебит флюида из каждой продуктивной зоны в соответствии с первой настройкой каждого устройства для регулирования дебита и поток через устройство для насосно-компрессорной добычи; (ii) набор команд применять анализ цепи методом узловых потенциалов к множеству входных данных, включающих данные скважинных датчиков, данные наземных датчиков, текущее положения по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита, чтобы с учетом тенденция к снижению фактического дебита задать новую настройку по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита с целью увеличения дебита скважины и (iii) набор команд продолжать осуществлять контроль увеличенного дебита, соответствующего новой настройке.

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 показано:

на фиг.1 - высокоуровневая блок-схема замкнутой системы контроля (мониторинга) и управления скважинами согласно одной из особенностей изобретения,

на фиг.2А и 2Б - схематически система эксплуатации скважины для добычи флюида из множества продуктивных зон согласно одному из возможных вариантов осуществления,

на фиг.3 - пример блок-схемы системы управления, которая может использоваться в системе эксплуатации скважины, включая систему, показанную на фиг.2А и 2Б, 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 поведения скважины после осуществления таких действий,

на фиг.4 - пример кривой изменения давления с течением времени в продуктивной скважине такой как, например, показана на фиг.2А и 2Б, которая согласно одной из особенностей изобретения применима для регулирования дебита скважины,

на фиг.5 - пример диаграммы, иллюстрирующей ожидаемое поведение скважины, такой как показана на фиг.2А, и фактическое поведение такой скважины, а также примеры соответствующих моментов, когда описанные в изобретении системы могут осуществлять одно или несколько необходимых действий, и поведения скважины после осуществления таких действий, и

на фиг.6 - функциональная блок-схема, иллюстрирующая программное обеспечение анализатора поведения скважины, которое может применяться для анализа данных и создания плана действий с целью увеличения добычи применительно к циклу 1А, показанному на фиг.1.

Подробное описание

На фиг.1 показана высокоуровневая блок-схема системы 1 добычи, в которую входит цикл или система 1А увеличения и оптимизация дебита конкретной скважины, объединенная с системой или циклом 1В оптимизации эксплуатации пласта или месторождения. Перед тем как начать освоение месторождения с целью добычи нефти и газа, создают модель или цикл 1В. Выполнение и обновление цикла 1В является относительно длительным процессом и имеет целью оптимизировать эксплуатацию месторождения. Цикл 1В может включать план 7 освоения месторождения с указанием места, глубины и типа скважин, которые должны быть пробурены. План обычно основан на геолого-физических характеристиках 6 пласта, в которых могут использоваться данные из различных источников, включая сейсмические данные (двухмерные или трехмерные карты), данные других месторождений в регионе; анализ горных пород на предмет потенциально продуктивных пластов и т.д. С помощью экономического анализа разрабатывают программу 8 капиталовложений в бурение и заканчивания скважин на месторождении. На стадии 9 план выполняют и обновляют, исходя из информации о поведении скважин.

Согласно одной из особенностей цикл 1А представляет собой замкнутый цикл, который может быть рассчитан на увеличение или доведение до максимума добычи из конкретной скважины на месторождении. На протяжении цикла 1В система управления скважиной непрерывно контролирует или измеряет различные параметры 2 скважины, которые включают параметры в скважине и на поверхности; осуществляет непрерывную диагностику или анализ 3 разнообразных данных, включая предшествующие данные о скважины и результаты текущих измерений, поступающие от разнообразных скважинных и наземных датчиков, с использованием программ, моделей и алгоритмов, разработанных для системы 1В; и создает план 4 действий, когда результаты анализа указывают на то, что дебит скважины находится вне выбранного или желательного диапазона. План 4 действий может содержать предлагаемые оператору действия по изменению одного или нескольких параметров скважины, такие как изменение дебита из одной или нескольких зон, изменение расхода нагнетаемых химических реагентов или изменение работы ЭПН и т.д.

Согласно одной из особенностей после того как оператор осуществит одно или несколько действий, скважину продолжают контролировать посредством системы или цикла 1А, рассчитывают влияние осуществленных действий на дебит скважины и другие параметры и продолжают осуществлять анализ и по мере необходимости передавать сообщения оператору. Согласно другой особенности система 1В может быть рассчитана на автоматическое вмешательство (стадия 5) и осуществление или обеспечение осуществления одного или нескольких действий. Оно может быть инициировано, если оператор не осуществит какое-либо действие или осуществит неадекватное действия, или если состояние скважины служит основанием для определенных действий, которые могут включать любые из действий, предложенных оператору, и другие действия, которые могут быть приемлемыми в чрезвычайных ситуациях, таких как прорыв воды, поперечный поток и т.д. Система 1А может быть рассчитана на осуществление любого действия, включая прекращение добычи из любой зоны скважины или прекращение работы электрического погружного насоса, нагнетания химических реагентов и т.д. Действие системы или цикла 1 применительно к одному примеру скважины более подробно описано со ссылкой на фиг.1-5.

На фиг.2А и 2Б схематически показана система 10 эксплуатации скважины согласно одному из вариантов осуществления изобретения. На фиг.2А показана эксплуатационная скважина 50, оснащенная показанным в качестве примера оборудованием, устройствами и датчиками, которые могут применяться для реализации описанных в изобретении идей и способов. На фиг.2Б показаны для примера наземное оборудование, устройства, датчики, контроллеры, компьютерные программы, модели и алгоритмы, которые могут использоваться для контроля и поддержания, увеличения, оптимизации или доведения до максимума дебита скважины 50. Согласно одной из особенностей система 10 рассчитана на периодическое или непрерывное использование результатов измерений, поступающих от различных датчиков, и других данных для определения поведения скважины, включая дебит из каждой продуктивной зоны, состояние различных устройств системы 10, прогнозирования поведения и состояния скважины 50 и ее соответствующего оборудования, включая вынос песка, поступление воды, прорыв воды, поперечный поток, положение фронта воды и состояние различных устройств и т.д. Согласно другой особенности система 10 может быть рассчитана на определение необходимых действий, которые могут быть осуществлены для увеличения или доведения до максимума дебита скважины 50 согласно выбранным критериям. 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: регулирования, увеличения, оптимизации или доведения до максимума дебита скважины; смягчения или исключения отрицательного влияния потенциального или фактического возникновения вредного состояния, такого как накопление определенных химических реагентов, таких как отложения, коррозия, гидраты и асфальтены, потенциальный или фактический прорыв воды, поперечный поток или износ определенного оборудования и т.д.

Согласно другой особенности система 10 может быть сконфигурирована для обеспечения контроля 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 на 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.2А показана скважина 50, пробуренная в толще 55 пород для добычи пластовых флюидов 56а и 56b из двух (для примера) 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, изолирует нижнюю продуктивную зону 52b от верхней продуктивной зоны 52а. Вблизи перфорационных отверстий 54b 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 дебита. Клапан-регулятор 67 дебита может представлять собой дистанционно управляемый золотниковый клапан или любой другой применимый клапан или штуцер, который способен регулировать дебит флюида из кольцевого пространства 51а в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 53. Для регулирования дебита флюида из нижней продуктивной зоны 52b на поверхность 112 в насосно-компрессорной колонне 53 может использоваться регулируемый штуцер 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 дебит флюида по линии 45 и может использоваться для регулирования дебита флюида, поступающего 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 механизированной (насосно-компрессорной) 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.2Б), 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.2А) сигналы, касающиеся фактической частоты нагнетания насоса, производительности ЭПН, давления и температуры флюида в ЭПН 30, и может принимать результаты измерений или данные, касающиеся определенных химических реагентов, 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.2А)). Например, по системе 21 труб с поверхности конкретный химический 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 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 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 дебита, датчиков для измерения сопротивления, датчиков, передающих информацию о плотности, вязкости, содержании воды или обводненности и т.д. 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 водонефтяного фактора и газонефтяного фактора для каждой продуктивной зоны и объединенного флюида могут использоваться другие датчики. Датчики температуры, давления и дебита 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 содержание парафинов, гидратов, сульфидов, отложений, асфальтена, эмульсии 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 и(или) фильтр 59b может быть покрыт индикаторными веществами, которые высвобождаются в присутствии воды, что может быть обнаружено на поверхности или в скважине и позволяет выявлять или прогнозировать прорыв воды. На поверхности также могут быть установлены датчики, как, например, датчик для измерения содержания воды в поступающем флюиде, суммарного объема 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 труб для подачи пластового флюида, давления в кольцевом пространстве; датчики для измерения температуры в выбранных точках на протяжении ствола скважины; датчики для измерения дебита флюида в каждой из продуктивных зон, суммарного объема дебита, 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 асфальтен; 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.2Б, 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 раздельные нагнетательные линии. Раздельные 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 дебит высокоточный расходомер (такой как расходомер шестеренного типа или поворотный расходомер), измеряет скорость подачи флюида по линиям 21 и 22 и передает сигналы, отражающие соответствующие показатели дебита. 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 линия 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 контроллер 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.2А-2Б 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.3 показана блок-схема примера системы 200 эксплуатации скважины, которая может применяться для контроля, увеличения, оптимизации или доведения до максимума дебита скважины и для оптимизации эксплуатации 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 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 залегания каждого слоя и продуктивной зоны; (iii) параметры песочных фильтров; (iv) информация об индикаторных веществах; (v) параметры ЭПН, такие как мощность, диапазон частот и диапазоны рабочих давлений и температур; (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 штуцеров и клапанов; (viii) информация о вмешательстве и текущем ремонте; (ix) данные содержания песка и воды с течением времени для каждой продуктивной зоны; (x) исходные сейсмические данные (двух- или трехмерные карты) и обновленные сейсмические данные (четырехмерные сейсмические карты); (xi) данные контроля фронта воды; (xii) и любые другие данные, которые могут быть полезны для контроля и увеличения дебита 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; 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, такие как испытания после операций гидроразрыва или 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 дебита скважины 50, осуществления анализа, касающегося увеличения, оптимизации или доведения до максимума дебита скважины 50 и оптимизации эксплуатации 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 данные содержания воды или обводненности, удельного сопротивления, плотности, вязкости, содержании песка, дебита, давления, температуры, химических свойств или составов флюидов, силы тяжести, уклона, результатов электрических и электромагнитных измерений, газонефтяного и водонефтяного факторов флюидов и положений штуцеров и клапанов. Данные 226 наземных измерений включают без ограничения данные дебита, давления, положений штуцеров и клапанов, параметров ЭПН, расчетов содержания воды, скорости и местоположения нагнетания химических реагентов, данные 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), который используется процессором 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.

Согласно одной из особенностей процессор может быть сконфигурирован для определения дебита флюида из каждой зоны, таких как показанные на фиг.2А зоны 52А и 52В, и суммарного дебита, сравнение таких показателей дебита с ожидаемыми показателями дебита и осуществление действий, когда показатели фактического дебита падают ниже ожидаемого уровня, как это отображено в блоке 260. Как отмечено ранее, на начальных стадиях показанного на фиг.1 цикла 1В оптимизации эксплуатации пласта создают план ожидаемого дебита скважины. На фиг.5 показана диаграмма 500, иллюстрирующая кривую 510 гипотетического ожидаемого падения дебита скважины 50. Кривая 510 падения добычи отображает зависимость ожидаемого дебита нефти, отложенного по вертикальной оси, и продолжительности добычи (в годах), отложенной по горизонтальной оси. Кривая 550 отображает фактическую производительность скважины 50. В момент начала отсчета времени скважину вводят в эксплуатацию и начинают добычу на уровне 552, при этом добыча превышает ожидаемый уровень, пока не падает ниже ожидаемого уровня в момент 556.

АПС анализирует данные, используя результаты измерений одного или нескольких датчиков, информацию из базы данных и данные испытаний, а также текущие настройки различных устройств для регулирования дебита, и определяет действия, в результате осуществления которых ожидается увеличение дебита скважины до ожидаемого уровня или уровней, превышающих ожидаемые. Для определения действий, которые могут быть предприняты с целью увеличения дебита скважины, АПС использует модели, программы и алгоритмы. С этой целью АПС также может использовать анализ цепи методом узловых потенциалов и может рассчитывать повышенные уровни добычи после того как заданные действия были осуществлены. Процессор передает оператору и дистанционному контроллеру 185 сообщения 262, содержащие предлагаемые действия. Процессор также может периодически или преимущественно непрерывно выводить определенную информацию на дисплей 262 для использования оператором и(или) дистанционным контроллером 185, при этом такая информация может без ограничения содержать данные добычи из каждой зоны, данные текущей настройки клапанов и штуцеров, данные частоты и производительности ЭПН, данные накопления химических реагентов в скважине, данные обводненности для каждой зоны и т.д. Предлагаемые действия могут включать изменение частоты ЭПН, изменение расхода нагнетаемых химических реагентов, изменение настройка штуцеров и клапанов и т.д. АПС также может рассчитывать предполагаемое влияние одного или нескольких предлагаемых изменений на добычу и влияние совокупных изменений. В некоторых ситуациях может быть желательным уменьшить добычу из одной зоны и увеличить добычу из другой зоны. Согласно одной из особенностей, процессор ожидает, пока оператор не осуществит предложенные изменения. Если оператор не совершает эти действия, процессор может направлять напоминания и передавать сообщения в удаленные пункты, включая сообщения электронной почты. Как только оператор осуществляет предлагаемые действия, добыча начинает расти до наступления момента 558, а затем начинает падать до наступления момента 560. Согласно одной из особенностей АПС может быть рассчитан на то, чтобы не ожидать падения добычи ниже ожидаемого уровня, соответствующего моменту 556, а осуществлять экстраполяцию на основании кривой падения добычи и передавать оператору сообщение с указанием осуществить одно или несколько заданных процессором действий, чтобы оператор мог заблаговременно прореагировать и поддержать добычу на более высоком уровне. Впоследствии производительность скважины может упасть ниже ожидаемого уровня, а в рассмотренном примере дополнительные действия, которые осуществляют в момент 562, не приводят к увеличению добычи нефти до уровня выше ожидаемого, поэтому может быть желательным осуществить добычу вторичными методами. Процессор 152 может отображать на дисплее для оператора показанные на фиг.5 диаграммы. Результаты осуществленного анализа могут быть переданы дистанционному контроллеру 185, который может использовать такую информацию для обновления модели геолого-физических характеристик (цикл 1В, фиг.1). Проиллюстрированный на фиг.5 пример соответствует сценарию, согласно которому фактическая добыча превышает ожидаемую добычу, основанную на исходной модели. В других ситуациях фактическая добыча может начинаться с более низких темпов и может не превышать ожидаемые темпы добычи. В любом случае может быть применен описанный выше способ.

Согласно другой особенности из результатов осуществленного АПС анализа может следовать, что для увеличения или оптимизации дебита скважины, такой как скважина 50, более желательно осуществлять добычу из одной зоны, пока обводненность не превысит выбранную величину. Иными словами, может быть желательно осуществлять добычу из одной зоны, пока показания датчика обводненности не станут превышать предел рентабельной эксплуатации скважины и ее оборудования. Затем система 200 перекрывает первую зону, открывает вторую зону, и добычу флюида осуществляют описанным выше способом, пока это считается рентабельным.

Согласно другой особенности система 200 может прогнозировать характеристики процесса добычи флюида из скважины и корректировать характеристики скважины с целью оптимизации или доведения до максимума дебита скважины. Например, АПС может прогнозировать прорыв воды или возникновение поперечного потока или износ какого-либо устройства или обсадных труб и т.д., определять необходимые действия и передавать оператору сообщения, как это описано выше, о необходимости изменения характеристик скважины или может автоматически осуществлять такие действия.

Например, АПС может определять источник или источники прорыва воды как, например, местоположение в продуктивной зоне, местоположение в толщах пород выше и(или) ниже продуктивной зоны; трещины в цементном связующем между обсадными трубами и толщей пород; местоположение фронта воды относительно скважины и т.д. АПС также может определять степень или серьезность ожидаемого прорыва воды и ожидаемое время или период времени, когда может произойти прорыв воды. Для определения прорыва воды центральный контроллер 150 может рассчитывать определенный показатель (такой как содержание воды, обводненность и т.д.), касающийся пластового флюида (для каждой зоны и(или) совокупного дебита), на протяжении определенного периода времени и рассчитывать или прогнозировать вероятность прорыва воды, используя такие расчетные показатели воды. Контроллер 150 может использовать тенденцию, связанную с показателем воды на протяжении определенного периода времени, или использовать в реальном или почти реальном времени расчетные показатели воды, чтобы обнаруживать и(или) прогнозировать вероятность прорыва воды. Показатель воды в пластовом флюиде может быть задан анализатором на поверхности, который определяет содержание воды или обводненность добываемого флюида 224. Показатель воды может без ограничения включать количество, обводненность в процентах, предельное значение, величину изменения значений и т.д. Показатель воды или содержание воды в пластовом флюиде также может быть рассчитано на основании показаний скважинных датчиков (таких как датчики удельного сопротивления или плотности); анализа индикаторных веществ, присутствующих в добываемом флюиде в скважине или на поверхности; результатов измерения плотности; или показаний любых других соответствующих датчиков. Согласно другой особенности процессор может прогнозировать вероятность прорыва воды путем использования результатов акустических измерений, осуществляемых постоянными скважинными датчиками, или результатов микросейсмических измерений или четырехмерных сейсмических карт, на которых указан фронт воды, относящийся к конкретной продуктивной зоне, или на основании трещин в горной породе, сопутствующих продуктивной зоне. Процессор также может прогнозировать местоположение и степень прорыва воды на основании расчета износа обсадных труб по данным контроля обсадных труб или на основании износа цементного связующего. Согласно одной из особенностей для определения желаемых действий центральный контроллер использует упреждающие модели или нейронные сети. Эти модели могут, например, служить для оценки ожидаемой эффективности одного или нескольких действий, затрат, связанных с реализацией одного или нескольких действий, для осуществления сравнительного анализа двух или более таких действий и т.д.

После того как центральный контроллер 150 прогнозирует потенциальный прорыв воды, он определяет действия, которые необходимо предпринять, чтобы смягчить или исключить отрицательные последствия прорыва воды и при этом насколько это возможно оптимизировать добычу. Центральный контроллер 150 может рекомендовать перекрыть конкретную продуктивную зону путем закрытия клапана или штуцера; перекрыть все зоны; закрыть штуцер на поверхности; уменьшить добычу флюида из конкретной зоны; увеличить добычу флюида из незатронутой зоны, изменить частоту ЭПН или выключить ЭПН; изменить расход нагнетаемых химических реагентов в зону и т.д. Центральный контроллер 150 передает эти рекомендации оператору. Если прорыв воды касается только одной из всех зон, система может рекомендовать осуществлять добычу флюида из потенциально затронутой зоны до определенного момента, а затем перекрыть такую зону до возникновения прорыва воды. В качестве альтернативы система может рекомендовать уменьшить добычу из одной зоны и продолжить добычу из других зон, или в некоторых случаях система может рекомендовать увеличить добычу из одной или нескольких других зон. Согласно одной из особенностей АПС в каждом случае может определять сочетание действий, которые, вероятно, приведут к доведению до максимума дебита скважины, пока она не будет остановлена с целью ремонта.

Как описано выше, процессор передает оператору сообщения с указанием осуществить желаемые действия, передает такую информацию дистанционному контроллеру и отображает желаемые данные для использования оператором. Процессор продолжает контролировать последствия действий, осуществленных операторов, подобно тому, как это описано выше со ссылкой на фиг.5. После того как оператор вносит изменение, центральный контроллер 150 продолжает обрабатывать данные прорыва воды и продолжает действовать описанным выше способом. Согласно другой особенности, когда центральный контроллер 150 обнаруживает угрожающий прорыв воды или тревожную ситуацию, он может инициировать одно или несколько желаемых действий.

Согласно другой особенности добыча углеводородов может быть увеличена путем уменьшения отбора воды из продуктивных зон на основании выбранного критерия. АПС может определять темпы добычи из различных зон, при которых уменьшится отбор воды из скважины, но сохранится или увеличится добыча углеводородов из скважины. Согласно одной из особенностей АПС определяет такие уровни добычи, при которых также поддерживается давление на желаемом уровне или в выбранном диапазоне. Затем АПС задает настройки клапанов и штуцеров, частоту или питание ЭПН и расход нагнетаемых химических реагентов. Процессор передает оператору и дистанционному контроллеру сообщения и выполняет другие функции подобно тому, как это описано выше.

Согласно другой особенности система 200 может способствовать изменению добычи в случае обнаружения или прогнозирования поперечного потока. В нормальных условиях эксплуатации скважины 50 давление в нижней продуктивной зоне 52В превышает давление в верхней продуктивной зоне 52а. В таких условиях пластовый флюид 56а из верхней продуктивной зоны будет протекать в направлении поверхности, как это указано стрелками 77А. Тем не менее, при определенных условиях пластовое давление "Pu" в верхней продуктивной зоне 52а может начать расти и впоследствии превысить давление "Pl" в нижней продуктивной зоне 52В. По мере такого сдвига давления пластовый флюид из верхней продуктивной зоны начинает течь в направлении нижней продуктивной зоны. В определенный момент времени величины давления Pu и давления Pl пересекаются. При таком сценарии может быть невозможным поддерживать добычу пластовых флюидов 56а и 56b из скважины 50, и может наноситься ущерб одному или нескольким скважинным устройствам, таким как ЭПН 30 и стволу скважины в целом. Согласно одной из особенностей центральный контроллер 150 непрерывно рассчитывает давления Pu и Pl и использует модель или программу для прогнозирования возникновения пересечения, а также определяет одно или несколько действий, которые должны быть осуществлены в ответ на обнаружение поперечного потока. АПС может содержать одну или несколько моделей и(или) алгоритмов, которые могут быть основаны на данных за прошлый период или лабораторных данных, или других синтезированных данных, для определения ожидаемого времени возникновения пересечения. В моделях может учитываться любое число факторов, таких как процентное значение, на которое давление в скважине превышает пластовое давление, и продолжительность наличия такого состояния; скорость изменения давлений Pu и Pl; разность давлений Pu и Pl, температур в верхней и нижней продуктивных зонах; превышает ли давление в кольцевом пространстве (верхняя зона) давление в насосно-компрессорных трубах (нижняя зона), и открыта ли нижняя зона для добычи флюидов; и момент, когда результаты скважинных измерений потока указывают на то, что поток приближается к состоянию поперечного потока; и любые другие желаемые факторы. Центральный контроллер также рассчитывает серьезность и распределение по времени потенциального поперечного потока и определяет действия, которые должны быть осуществлены. Центральный контроллер может передавать предупредительные или оповещающие сигналы одновременно с рекомендацией одного или нескольких действий, включая без ограничения рекомендации: закрыть или частично закрыть конкретный штуцер, например штуцер 40; перекрыть или сдержать поток пластового флюида 56а по линии 45; закрыть золотниковый клапан 67; изменить скорость (частоту) ЭПН 30 или выключить ЭПН 30; изменить количество добавок 113а или 113b, нагнетаемых в скважину 50, и наземный блок 170 обработки; перекрыть или изолировать конкретную зону; снизить давление на поверхности; открыть наземный штуцер; уменьшить поток через конкретный штуцер или закрыть конкретный штуцер; и любую другую применимую рекомендацию. Согласно одной из особенностей рекомендуемые действия могут представлять собой оптимизацию дебита скважины. Центральный контроллер 150 продолжает контролировать описанные характеристики скважины с целью непрерывной оценки влияния изменений, осуществленных оператором, и продолжает предоставлять дополнительные входные данные и рекомендации подобно тому, как это описано в изобретении.

Согласно другой особенности система 200 может рекомендовать или предпринимать действия исходя из степени исправности оборудования. Например, система 200 может измерять коррозию или скопление отложений на каком-либо устройстве, таком как клапан, или устанавливать, что ЭПН работает вне заданных параметров, или измерять износ обсадных труб или цементного связующего и т.д. и в качестве ответных мер задавать план действий, которые способны обеспечить оптимальную чистую приведенную стоимость скважины. Затем система 200 пытается реализовать план преимущественно описанным выше способом.

Согласно другой особенности АПС может анализировать данные с целью уменьшения или сведения к минимуму выноса песка из каждой продуктивной зоны. Согласно одной из особенностей процессор 152 может контролировать меру песка, выносимого из каждой зоны, и с помощью анализа цепи методом узловых потенциалов прогнозировать вынос песка из каждой зоны. Процессор может контролировать давление в каждой продуктивной зоне и, исходя из него и(или) используя другие данные, рассчитывать вынос песка или ожидаемый вынос песка из каждой продуктивной зоны. Затем процессор определяет необходимые действия, в результате осуществления которых уменьшится вынос песка и(или) увеличится добыча углеводородов. Действия могут включать уменьшение добычи из затронутой зоны, увеличение добычи из другой зоны, прекращение добычи из затронутой зоны или любое их сочетание. Затем АПС передает оператору сообщения посредством дисплея, отображающего действия. Действия также могут включать изменение скорости работы ЭПН и изменение расхода нагнетаемых химических реагентов с целью учета изменения добычи из различных зон. Система 200 продолжает контролировать влияние изменений, внесенных оператором, и также может быть рассчитана на переход в автоматический режим с целью автоматической инициации любого действия.

Согласно другой особенности АПС может быть рассчитан на анализ данных состояния переменного давления и расчет добычи из каждой зоны, а также корректировку параметров оборудования с целью увеличения, оптимизации или доведения до максимума дебита скважины. На фиг.4 показана диаграмма 400, иллюстрирующая пример изменения давления с течением времени, на которой по вертикальной оси отложено давление, а по горизонтальной оси отложено время. Показанная кривая давления соответствует периоду после того как продуктивная зона была закрыта. Давление до закрытия обычно является преимущественно постоянным. При закрытии продуктивной зоны давление начинает медленно расти в течение короткого периода времени, такого как период, заканчивающийся в момент 412, затем растет преимущественно с постоянной скоростью, как это обозначено участком 414, после чего плавно меняется, как это обозначено участком 416. АПС анализирует данные переменного давления и задает настройки различных скважинных устройств системы 10 с целью увеличения дебита скважины, исходя из выбранных критериев, и передает новые настройки оператору или автоматически устанавливает новую настройку устройств и затем продолжает контролировать влияние новых настроек и обеспечивать обратную связь описанным выше способом.

Согласно другой особенности АПС может анализировать данные испытаний скважины и задавать новые параметр добычи и соответствующие новые настройки. Согласно другой особенности АПС может рассчитывать наличие и(или) скорость накопления химических реагентов, таких как отложения, коррозия, гидраты и асфальтены, и может рассчитывать их влияние на темпы добычи и степень исправности определенных устройств, таких как клапаны, штуцеры, ЭПН и системы трубопроводов. АПС определяет действия и передает соответствующие сообщения оператору и в удаленные пункты и выполняет функции слежения описанным выше способом. Действия могут включать изменение расхода нагнетаемых химических реагентов, изменение скорости работы ЭПН, изменение потока из одной или нескольких зон, извлечение компонентов клапанов и штуцеров с целью очистки от коррозии или отложений и т.д.

В некоторых ситуациях различные параметры и настройки могут являться взаимозависимыми. Например, при уменьшении добычи из одной зоны путем установки штуцера в положение меньшей пропускной способности может измениться давление в скважине и дебит другой зоны, а также может потребоваться иная настройка ЭПН и иная расход нагнетаемых химических реагентов и т.д. В качестве другого примера прекращение добычи из одной зоны может обеспечить желаемое увеличение добычи углеводородов, но может причинить ущерб ЭПН, поскольку при уменьшении скорости его работы до уровня, соответствующего темпу добычи, ЭПН может выйти за пределы заданных технических требований. В таком случае может быть желательно, чтобы ЭПН работал с более высокой производительностью и отбирал небольшую долю флюида из зоны, которая была первоначально выбрана для закрытия. Согласно одной из особенностей при любом из описанных выше сценариев АПС определяет действия или настройки, исходя из соблюдения выбранного критерия или критериев, с тем чтобы увеличить, оптимизировать или довести до максимума производительность скважины. АПС может осуществлять анализ цепи методом узловых потенциалов или использовать упреждающие модели, обеспечивающие настройку различных устройств.

На фиг.6 показана функциональная блок-схема 600, при этом АПС 610 осуществляет анализ цепи методом узловых потенциалов, использует нейронные сети и(или) другие упреждающие модели, чтобы задать различные рабочие параметры, такие как настройки различных устройств, и обеспечить увеличение дебита скважины с конкретной конфигурацией. Согласно одной из особенностей АПС 610 принимает данные наземных измерений или результаты вычислений на основании наземных измерений 612, скважинных измерений или результаты вычислений на основании скважинных измерений 620, данные 614 испытаний, информацию из базы 616 данных и любую другую информацию 618, которая может иметь отношение к конкретной скважине, и использует анализ цепи методом узловых потенциалов и(или) другие упреждающие модели, чтобы задать новые настройки. Анализ цепи методом узловых потенциалов может включать прогнозирование влияния новых настроек на добычу и итерацию этого процесса, пока не будет получено сочетание новых настроек (окончательный план), при котором произойдет увеличение, оптимизация или доведение до максимума дебита конкретной скважины. Согласно одной из особенностей при этом может учитываться или не учитываться влияние плана на добычу на месторождении. Согласно другой особенности анализ цепи методом узловых потенциалов может быть частично основан на анализе чистой приведенной стоимости с тем, чтобы при новых настройках увеличились ожидаемые совокупные чистые приведенные денежные поступления от дебита скважины, как это показано в блоке 650. АПС пытается осуществлять действия описанным выше способом.

Как показано на фиг.2Б, центральный контроллер может быть настроен на автоматическое инициирование одного или нескольких из рекомендованных действий, например путем передачи управляющих сигналов контроллерам выбранных устройств, таким как контроллер ЭПН, чтобы скорректировать работу 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 с целью контрольного наблюдения скважины. Таким образом, система 200 может в режиме замкнутого цикла контролировать поведение скважины, осуществлять или обеспечивать осуществление желаемых действий и продолжать контролировать результаты таких действий.

Хотя в изложенном выше описании рассмотрены некоторые примеры осуществления и способы, для специалистов в данной области техники будут очевидны различные усовершенствования. Предполагается, что все такие усовершенствования, входящие в объем прилагаемой формулы изобретения, включены в вышеизложенное описание.

1. Способ добычи флюида из скважины, в котором:
рассчитывают тенденцию ожидаемого дебита флюида, как функцию времени, из, по меньшей мере, одной продуктивной зоны скважины при первой настройке, по меньшей мере, одного скважинного устройства для регулирования дебита;
осуществляют мониторинг фактического дебита флюида из упомянутой, по меньшей мере, одной продуктивной зоны в соответствии с этой первой настройкой, по меньшей мере, одного устройства для регулирования дебита;
оценивают вероятность наступления, по меньшей мере, одного из событий, включающих прорыв текучей среды, поперечный поток, износ обсадных труб скважины и износ скважинного устройства;
с использованием компьютерной модели и множества входных данных, выбранных из данных скважинных датчиков, данных наземных датчиков и параметров упомянутого, по меньшей мере, одного скважинного устройства для регулирования дебита, задают, исходя из тенденции к снижению фактического дебита, отличающегося от тенденции ожидаемого дебита флюида, по меньшей мере, одну вторую настройку упомянутого, по меньшей мере, одного устройства для регулирования дебита, при которой ожидается изменение фактического дебита флюида из скважины до уровня, определяемого тенденцией, причем вторую настройку задают, исходя из упомянутой оценки вероятности; и
конфигурируют скважинное оборудование в соответствии с упомянутой, по меньшей мере, одной второй настройкой для обеспечения увеличения добычи флюида из скважины.

2. Способ по п.1, в котором на основании, по меньшей мере, одной второй настройки дополнительно определяют для скважины второй ожидаемый дебит флюида с течением времени.

3. Способ по п.2, в котором вычисляют чистую приведенную стоимость для скважины на основании второго ожидаемого дебита флюида.

4. Способ по п.1, в котором упомянутое множество входных данных выбирают из группы, включающей данные, касающиеся давления в скважине, дебита скважины, дебита на поверхности, рабочих параметров электрического погружного насоса (ЭПН), расхода нагнетаемых химических реагентов, температуры, удельного сопротивления, плотности флюида, состава флюида, результатов измерений емкостного сопротивления, вибрации, результатов акустических измерений, дифференциального давления в устройстве, содержания воды, водонефтяного фактора и газонефтяного фактора.

5. Способ по п.4, в котором упомянутая группа дополнительно содержит, по меньшей мере, одни из следующих данных: данные микросейсмических измерений, результаты испытаний с переменным давлением, результаты каротажных измерений в скважине и данные измерений, касающихся присутствия в скважине химического вещества, относящегося к одному из веществ, включающих отложения, гидраты, продукты коррозии, асфальтен и парафин.

6. Способ по п.1, в котором дополнительно изменяют, по меньшей мере, один из параметров, относящихся к расходу нагнетаемых химических реагентов, работе ЭПН и закрытию выбранной продуктивной зоны, если скважина имеет множество продуктивных зон.

7. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором дополнительно передают сообщение, касающееся, по меньшей мере, одной второй настройки, по меньшей мере, оператору или в удаленный от скважины пункт.

8. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором, по меньшей мере, одна вторая настройка предусматривает изменение положения, по меньшей мере, одного устройства, изменение расхода нагнетаемых химических реагентов и изменение дебита флюида из скважинного устройства механизированной добычи.

9. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором на основании, по меньшей мере, одной второй настройки дополнительно обновляют ожидаемый дебит флюида.

10. Способ по п.1, в котором на протяжении определенного периода времени дополнительно контролируют фактический дебит флюида, по меньшей мере, из одной продуктивной зоны в соответствии, по меньшей мере, с одной второй настройкой, и с учетом тенденции к снижению фактического дебита после эксплуатации скважины, по меньшей мере, при второй настройке задают третью настройку, при которой увеличится дебит флюида, по меньшей мере, из одной продуктивной зоны.

11. Система для обеспечения увеличения дебита скважины, имеющей множество продуктивных зон, отдельное устройство для регулирования дебита для каждой продуктивной зоны и устройство для механизированной добычи, и в которую входит:
компьютерная система, включающая в себя процессор, машиночитаемый носитель для хранения компьютерных программ и данных с возможностью доступа к ним компьютера для выполнения содержащихся в компьютерной программе команд, и дисплей для отображения информации, передаваемой процессором, при этом компьютерная программа содержит:
набор команд для расчета тенденции ожидаемого дебита флюида, как функции времени, из, по меньшей мере, одной продуктивной зоны скважины при первой настройке, по меньшей мере, одного скважинного устройства для регулирования дебита;
набор команд для мониторинга на протяжении определенного периода времени фактического дебита флюида из каждой продуктивной зоны в соответствии с первой настройкой, по меньшей мере, одного устройства для регулирования дебита и потока через устройство для механизированной добычи;
набор команд для оценки вероятности наступления, по меньшей мере, одного из событий, включающих прорыв текучей среды, поперечный поток, износ обсадных труб скважины и износ скважинного устройства;
набор команд для применения анализа цепи методом узловых потенциалов к множеству входных данных, включающих данные скважинных датчиков, данные наземных датчиков и текущее положение, по меньшей мере, одного устройства для регулирования дебита, чтобы, исходя из тенденции к снижению фактического дебита, отличающегося от тенденции ожидаемого дебита флюида, задать новую настройку, по меньшей мере, одного устройства для регулирования дебита с целью обеспечения дебита скважины, определяемого тенденцией, причем вторую настройку задают, исходя из упомянутой оценки вероятности; и
набор команд на продолжение осуществления мониторинга увеличенного дебита, соответствующего новой настройке.

12. Система по п.11, в которой компьютерная программа дополнительно содержит команды для вычисления ожидаемого увеличенного дебита флюида для скважины на основании новой настройки.

13. Система по п.12, в которой компьютерная программа дополнительно содержит команды для вычисления чистой приведенной стоимости для скважины на основании вычисленного увеличенного дебита флюида.

14. Система по п.11, в которой упомянутое множество входных данных выбирают из группы, включающей данные, касающиеся давления в скважине, дебита скважины, дебита на поверхности, рабочего параметра электрического погружного насоса, расхода нагнетаемых химических реагентов, температуры, удельного сопротивления, плотности флюида, состава флюида, измерений емкостного сопротивления флюида, вибрации, результатов акустических измерений, дифференциального давления в скважинном устройстве, содержания воды, водонефтяного фактора и газонефтяного фактора.

15. Система по п.14, в которой упомянутая группа дополнительно содержит данные микросейсмических измерений, испытаний с переменным давлением, измерений в скважинах и измерений, касающихся присутствия в скважине химического вещества, относящегося к одному из веществ, включающих отложения, гидраты, продукты коррозии, асфальтен и парафин.

16. Система по п.11, в которой компьютерная программа дополнительно содержит набор команд, использующих выбранный критерий для задания новой настройки.

17. Система по п.16, в которой выбранным критерием является, по меньшей мере, один из критериев, включающих вынос песка, меньший, чем выбранная величина, поступление воды из выбранной продуктивной зоны, меньшее, чем выбранная величина, отсутствие состояния поперечного потока, износ скважинного устройства в выбранных пределах и работу ЭПН в выбранных пределах.

18. Система по любому из пп.11-12 и 16-17, в которой, по меньшей мере, одна новая настройка включает множество изменений, включающих изменение положения, по меньшей мере, одного устройства, изменение расхода нагнетаемых химических реагентов и изменение дебита флюида из скважинного устройства механизированной добычи.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к системам регулирования дебита скважины и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов одной скважиной. .

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых скважин при проведении капитальных ремонтов в условиях катастрофических поглощений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции пологих и горизонтальных скважин. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. .
Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе освоения метаноугольных скважин. .

Изобретение относится к скважинной добыче нефти, газа, газоконденсата и других полезных ископаемых. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам глушения скважин. .

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к добыче газа газлифтным способом, и может быть использовано для регулирования режима работы газовой скважины, эксплуатация которой осложнена наличием жидкости в потоке добываемого газа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн

Изобретение относится к области добычи полезных ископаемых, а именно к области добычи жидких текучих сред из буровых скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтедобывающей скважины с разделением пластовой продукции в скважине или эксплуатации водозаборной скважины, в добываемой пластовой жидкости которой имеется нефть

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предложен способ оптимизации добычи в скважине, в котором управляют системой искусственного подъема в стволе скважины, отслеживают множество параметров добычи на поверхности и в стволе скважины. Строят модель скважины с вычисленными параметрами данных. Затем сравнивают измеренные данные на забое и поверхности скважины с данными модели и проверяют достоверность измеренных данных. Далее диагностируют расхождение между измеренными данными и смоделированными, по результатам которого осуществляют регулировку работы механизма искусственного подъема. Способ направлен на обеспечение расширения объема анализа скважины и компонентов системы добычи для эффективной оптимизации добычи в целом. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 16 ил.

Изобретение относится к растворам для глушения скважин. Способ обработки подземного пласта включает: закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; контакт пласта с раствором для глушения скважины и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться. Способ включает: получение раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; закачивание этого раствора в обсаженный, перфорированный ствол скважины; формирование фильтрационной корки; и разрушение фильтрационной корки, позволяя разлагаемому материалу разрушаться. Способ включает: получение раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; помещение раствора для глушения скважины в обсаженный, перфорированный ствол скважины; формирование фильтрационной корки; и разрушение фильтрационной корки, в котором гидролиз разлагаемого материала разрушает фильтрационную корку. Технический результат - снижение эффективности поступления и истечения флюидов между пластом и стволом скважины и минимизация повреждения пласта. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 табл., 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами, в том числе пластами с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением. Обеспечивает повышение нефтеизвлечения из пластов с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением за счет увеличения зоны дренирования пласта и активизации стока пластовой жидкости путем усиления сил, способствующих вытеснению пластовой жидкости. Сущность изобретения: способ предусматривает отбор пластовой жидкости с помощью глубинного насоса из вертикальных добывающих скважин, пробуренных с образованием зумпфа. В каждой вертикальной добывающей скважине создают каверну в нижней части продуктивного пласта, заполняют каверну наполнителем. Бурят дополнительно пологонаправленные добывающие скважины, соединяя забой каждой пологонаправленной скважины с каверной соответствующей добывающей вертикальной скважиной, а устья пологонаправленных добывающих скважин сообщают с атмосферой. Диаметр вертикальных добывающих скважин больше диаметра пологонаправленных скважин. Устья пологонаправленных скважин располагают, например, вблизи устьев соседних вертикальных добывающих скважин. Создание каверны осуществляют, например, путем гидромониторного размыва породы с помощью специального переводника с боковой гидромониторной насадкой, а заполнение каверны наполнителем осуществляют, например, намывом гравия. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 пр., 3 ил.
Изобретение предназначено для использования при газлифтной эксплуатации скважин. Обеспечивает повышение эффективности работы газлифтной скважины путем снижения вязкости водонефтяной эмульсии, получения не застывающего потока как в скважине, так и в подводном трубопроводе за счет использования высокой температуры на забое и рационального применения реагентов в зависимости от температуры на забое. Сущность изобретения: способ включает использование деэмульгатора и депрессорной присадки. Согласно изобретению при температуре на забое скважины до 80°С оба реагента подают совместно в нагнетательный рабочий агент - газ. При температуре на забое скважины выше 80°С депрессорную присадку подают в нагнетательный рабочий агент, а деэмульгатор вводят в продукцию на устье скважины. При этом для обводненной продукции до 40% используют водорастворимый деэмульгатор, а при обводненности продукции свыше 60% используют нефтерастворимый деэмульгатор. В интервале обводненности 40-60% используют любой из названных типов реагентов. 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает расширение области применения за счет использования в качестве водозаборных скважин как бывших добывающих, так и действующих обводненных добывающих скважин, и повышение эффективности за счет исключения остановок насосной установки для ее перевода в режим вытеснения нефти и на время проведения ремонтных работ на водопроводе. Сущность изобретения: способ включает установку пакера выше пласта добывающей скважины, отбор водонефтяной смеси из подпакерного пространства насосом, спускаемым на колонне труб, разделение ее на нефть и воду в скважинных условиях, отбор нефти из верхней части надпакерного межтрубного пространства в нефтепровод, отбор пластовой воды и ее закачку по водопроводу через нагнетательные скважины в нефтяной пласт с невыработанными запасами нефти. Обеспечивают работу насоса в постоянном режиме, подачу водонефтяной смеси осуществляют через радиальные отверстия в колонне труб в надпакерное межтрубное пространство, где производят разделение водонефтяной смеси. Воду отбирают из надпакерного межтрубного пространства по дополнительной трубе, вход которой размещают ниже уровня водонефтяного контакта, а выход сообщен с водопроводом, оснащенным расходомером. Отбор нефти дополнительно ведут из колонны труб в нефтепровод, который оснащен регулятором расхода и сообщен с дополнительной трубой байпасной линией, соединенной с нефтепроводом после регулятора расхода для сброса в него воды при ремонтных работах на водопроводе. 1 ил., 1 пр.
Наверх