Система и способ контроля и регулирования дебита скважин

Система и способ контроля и регулирования дебита скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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 S_E 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 S_E (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 S_i-S_m 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