Система управления скважиной для добычи углеводородов
WELL MANAGEMENT SYSTEM FOR HYDROCARBON PRODUCTION

Область техники
Изобретение относится к области разработки углеводородных месторождений, в частности, к регулированию потока добываемых углеводородов.
Уровень техники
Для добычи текучей среды из подземной среды бурят ствол скважины для проходки одной или нескольких подземных зон, горизонтов и/или пластов. Скважину могут заканчивать с установкой обсадной колонны, которая может быть собрана из трубных звеньев, в ствол скважины и крепления в нем обсадной колонны любым подходящим средством, таким как цемент, размещенный между обсадной колонной и стенкой ствола скважин. Обеспечивают приток текучей среды из зоны, горизонта и/или пласта в скважину. В настоящее время, в основном, скважину заканчивают с «необсаженным стволом», что означает установку обсадной колонны в стволе скважины, заканчивающейся над подземной средой, представляющей интерес. Скважину затем оборудуют эксплуатационной насосно-компрессорной трубой и обычным связанным с ней оборудованием для добычи текучей среды на поверхность. Обсадную колонну и/или насосно-компрессорную трубу можно также использовать для закачки текучей среды в скважину для содействия добыче текучей среды из нее или в зону, горизонт и/или пласт для содействия добыче текучей среды из них.
Часто во время бурения и заканчивания скважины или во время добычи текучей среды из скважины или ее закачки в скважину или подземную среду может возникать необходимость управления многочисленными инструментами, оборудованием, или т.п., например, пакерами, клапанами, муфтами и т.д., которые могут быть установлены в скважине. При добыче текучей среды из подземной среды или закачке текучей среды в подземные среды многочисленные инструменты и оборудование часто установлены и работают в стволе скважины.
В нефтяной и газовой промышленности имеются все основания для улучшения эффективности и надежности инструментов, которые развертываются и эксплуатируются в скважинной среде. При этом должна обеспечиваться эксплуатация инструментов с максимальным КПД, минимальным риском отказа или неточной работы, возможной гибкостью согласно требованиям оператора и минимизацией любого ремонта, связанного с задержками времени и затратами.
Известна система управления дебитом скважин, описанная в патенте EA 023890 B1, опубл. 29.07.2016. Известная система включает в себя трубу и устройство регулирования расхода. Труба выполнена с возможностью размещения в скважине с образованием кольцевого пространства скважины. Труба имеет внешний элемент, образующий внутренний канал. Устройство регулирования расхода выполнено с возможностью размещения в канале трубы. Устройство регулирования расхода содержит образующий трубопровод конструктивный элемент и образующий камеру конструктивный элемент. Образующий трубопровод конструктивный элемент выполнен с возможностью разделения канала по меньшей мере на два канала регулирования расхода. Каждая камера регулирования расхода имеет входные отверстия и выходные отверстия. Каждое входное отверстие и выходное отверстие выполнены с возможностью обеспечивать проход текучих сред через него и задерживать частицы с размером, превышающим заданный размер.
В связи с использованием в известной системе дополнительных каналов для отсечения потоков жидкостей или твердых частиц существенно занижается проходной диаметр, через который происходит добыча углеводородов.
Сущность изобретения
Техническим результатом является увеличение производительность (дебет углеводородов) и срока жизни скважин, а также повышение эффективности управления добычей углеводородов.
Для достижения технического результата в системе управления скважиной для добычи углеводородов используются внутрискважинные полнопроходные устройства контроля притока для добычи углеводородов из скважины или стимуляции (гидроразрыва пласта (ГРП) или закачки воды в скважину) с поворотным механизмом по диаметру устройств для открытия/закрытия портов устройств, оперируемые с поверхности с помощью электрического кабеля.
Система управления скважиной для добычи углеводородов содержит установленные внутри скважины, по меньшей мере, два полнопроходных устройства контроля притока (УКП), контрольную линию для управления УКП, контроллер для управления электродвигателями и обеспечения связи устройств контроля притока с установленным на поверхности оборудованием. Каждое из УКП включает корпус, электродвигатели, состоящие из ротора, статора и электроуправляемого тормозного механизма, поворотную муфту. Контрольная линия соединяется с двигателями муфт с помощью коннекторов для каждого из двигателей. Ствол скважины изолирован на, по меньшей мере, две зоны, каждая из которых оснащена полнопроходным УКП. За счет одновременного поворота роторов каждого из электродвигателей происходит движение поворотной муфты относительно корпуса, при повороте порты муфты встречаются с портами корпуса. Электроуправляемые тормозные механизмы выполнены с возможностью фиксировать заданную степень открытия или положение муфты относительно корпуса. Контроллер выполнен с возможностью посылать команду электродвигателям на вращение муфты на заданный градус при получении сигнала с поверхности через контрольную линию и передавать сигнала на поверхность о текущем положении муфты каждого из устройств контроля притока.
Интеллектуальное заканчивание скважин, когда применяется несколько устройств, спускаемых в скважину в составе хвостовика и имеющих одну электрическую линию на поверхность скважины для их управления, а также получения данных с датчиков устройства обеспечивает высокий коэффициент извлечения запасов углеводородов из скважин.
Управление многоствольными скважинами, когда УКП контролирует один или несколько горизонтов скважины, дает возможность выведения стволов скважины на заданный дебет (когда один ствол не «передавливает» другой), дает возможность учета добычи из каждого из стволов.
УКП выступает в роли газлифтного клапана и обеспечивает «умное» открытие устройства для использования газовой шапки продуктивного пласта для лифта нефти на поверхность.
В устройстве применяются управляемые с поверхности электрические двигатели, которые создают вращающий момент на муфту. При этом, обеспечивается поворот муфты контролируемый на заданный градус с обратным сигналом на поверхность о текущем или совершенном угле поворота. Такое управление и обратная связь обеспечивают повышение эффективности управлением добычи углеводородов.
Устройство имеет сравнимый с используемым хвостовиком внутренний проходной диаметр, что является важным параметром для обеспечения максимального дебета скважины, пропуска через внутренний диаметр устройства (а также внутри хвостовика) любых известных приборов, если внутрискважинные работы необходимы.
Контроль притока с каждой зоны скважины, в которую установлено устройство, увеличивает производительность (дебет углеводородов) в среднесрочном и долгосрочном периоде и продлевает срок жизни скважин.
Полное или частичное отсечение не желательных для добычи воды и газа в реальном времени без каких-либо дополнительных внутрискважинных работ позволяет увеличить срок службы скважин.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 иллюстрирует схематичный вид устройства контроля притока.
Фиг. 2 иллюстрирует пример использования 5-ти УКП в горизонтальной скважине.
Фиг. 3 иллюстрирует этап стимуляции одной из зон горизонта скважины.
Фиг. 4 иллюстрирует эксплуатацию скважины с учетом прорывов воды и газа или с учетом потенциального прорыва воды или газа.
Фиг. 5 иллюстрирует панель управления и мониторинга скважины.
Раскрытие изобретения
УКП (Фиг. 1) использует роторные высокомоментные двигатели, установленные внутри корпуса (1). Каждый из двигателей состоит из ротора (2) и статора (3). При подаче сигнала с поверхности через линию управления и питания, контроллер посылает команду на вращение на заданный градус. Движение поворотной муфты (10) относительно корпуса (1) происходит за счет одновременного поворота роторов (2) каждого из двигателей. Дополнительно муфта оснащена подшипниками (5) и (9) для снижения сопротивления трения внутри корпуса. При повороте порты муфты встречаются с портами (или штуцерами) корпуса и появляется полный или ограниченный доступ трубного пространства к затрубному. Также высокомоментные двигатели оснащены электроуправляемыми тормозными механизмами, которые позволяют фиксировать заданную степень открытия или положение муфты (10) относительно корпуса (1). Далее происходит передача сигнала на поверхность о текущем положении муфты (10). Контрольная электрическая линия проходит через каждый УКП через защитную проточку (11) и соединяется с двигателями муфт с помощью коннекторов (12) для каждого из двигателей.
На фиг. 2 проиллюстрирован эксплуатационный режим работы УКП, когда все клапаны полностью открыты к притоку углеводородов, при этом производится запись данных с датчиков с заданным интервалом времени. Типовая конструкция скважины состоит из обсадной цементируемой колонны (20), в конце которой пробурен горизонтальный участок, представленный открытым стволом (21). В скважину установлено заканчивание, представленное лифтовыми насосно-компрессорными трубами (НКТ) (13) и хвостовиком (14). Система управления скважиной для добычи углеводородов содержит установленные внутри скважины УКП, контрольную линию для управления УКП, контроллер для управления электродвигателями и обеспечения связи УКП с установленным на поверхности оборудованием. Открытый ствол изолирован на несколько зон с помощью пакеров (15), каждая из зон оснащена полнопроходным УКП (16) для проведения селективного многостадийного гидроразрыва пласта или стимуляции каждой из зон горизонта в произвольном порядке, используя контрольную линию (17) для управления УКП. Контрольная линия представляет из себя электрическую линию с бронированием и защитной оплеткой, позволяет производить питание УКП, передает данные с каждой зоны на поверхность, а также передает команды с поверхности на интересующий УКП для его интеллектуального управления. Сама линия (17) протянута до поверхности вдоль хвостовика (14) и лифтового НКТ (13). Альтернативно линия может быть установлена за эксплуатационной колонной (20) и зацементирована. На поверхности линия управления имеет выход (18) из фонтанной арматуры и далее следует к блоку (19) сбора, хранения и передачи данных, а также управления внутрискважинным оборудованием.
При наличии датчика процента содержания воды в добываемой жидкости, возможна настройка автоматической работы УКП с открытием/закрытием клапанов в зависимости от изменения состава жидкости. Использование нескольких УКП на одной контрольной линии предполагает интеллектуализацию скважины с получением данных и управлением в реальном времени. Количество УКП к использованию диктуется геологическими условиями, длиной горизонтального участка, а также наличием данных об осложнениях при строительстве скважины.
Фиг. 3 иллюстрирует этап стимуляции одной из зон горизонта скважины при помощи закрытия остальных зон УКП. При этом мониторинг и запись данных с каждой из зон продолжается, то есть имеется полный спектр данных для учета и анализа проводимых работ на скважине.
Фиг. 4 иллюстрирует эксплуатацию скважины с учетом прорывов воды и газа или с учетом потенциального прорыва воды или газа. Пяточная зона скважины или первые 3 УКП «прикрыты». При необходимости, в скважинах с выносом песка, возможно применение УКП с фильтровой секцией, а также с применением трубки Вентури для получения данных производительности и процента содержания воды в добываемых с каждой зоны углеводородах. Таким образом возможно найти баланс предельных депрессий на пласт и процента «обжатого» притока, что, в свою очередь, приводит к увеличению производительности и срока службы скважин.
Фиг. 5 иллюстрирует панель управления и мониторинга скважины.
Основными преимуществами системы являются:
контроль притока с каждой зоны скважины, в которую установлено устройство, что, в свою очередь, увеличивает продуктивность (дебет углеводородов) в среднесрочном и долгосрочном периоде, продлевает срок жизни скважин, а также позволяет анализировать дренирование месторождения в целом;
полное или частичное отсечение не желательных для добычи воды и газа (в случае использования в нефтяных скважинах) в реальном времени без каких-либо дополнительных внутрискважинных работ;
получение на поверхности через кабель управления и в реальном времени данных давления, температуры, дебета и процента содержания воды каждой зоны для анализа работы скважины в целом, сетки скважин, месторождения в целом;
выполнение стимуляции (или нагнетания) любой интересующей зоны скважины, например, кислотная обработка, проведение ГРП (гидроразрыва пласта) или долгосрочное нагнетание воды, с качественной оценкой проведенных работ, а также с возможностью оценки влияния стимуляции (нагнетания) на соседние зоны, соседние скважины месторождения;
выполнение качественной позонной очистки скважины при освоении с помощью поэтапного или частичного открытия устройств контроля притока.
Используемые в системе УКП универсальны для различных типов скважин, различных типов коллекторов. То есть устройство контроля притока может дополнительно оснащаться фильтром для контроля пропуска твердых частиц внутрь хвостовика и защитой от эрозии как самого устройства, так и всего внутрискважинного оборудования, либо может быть использовано без каких-либо дополнительных приспособлений, например, как муфта ГРП.
Анализ получаемых данных и управление устройствами контроля притока может производится из офиса на большом расстоянии от месторождения.
Предлагаемая система позволяет обеспечить:
Проходной диаметр сравнимый с проходным диаметром хвостовика скважины.
Высокий крутящий момент для работы в сложных условиях или после длительного срока эксплуатации скважины.
Обратную связь на поверхность о текущем положении муфты, то есть о процентах открытия портов устройства.
Обеспечение процента открытия портов от 0 до 100%, где 100% открытия - это когда площадь сечения, открытого притоку равно площади сечения хвостовика скважины.
Присоединение дополнительных датчиков (P, T, расходомер, сенсор воды), а также присоединение фильтра для контроля твердых частиц из скважины.