Есть еще 11 страниц.

Смотреть все страницы или скачать PDF файл.

Формула / Реферат

1. Способ заканчивания скважины, заключающийся в том, что

идентифицируют множество технических проблем, связанных со скважиной;

выбирают множество саморегулирующихся технических средств, при этом каждое выбранное саморегулирующееся техническое средство выполнено с возможностью оставаться в первой конфигурации во время эксплуатации скважины и автоматически переходить во вторую конфигурацию при заранее заданных скважинных условиях;

определяют, являются ли различные комбинации каждого из множества саморегулирующихся технических средств несовместимыми друг с другом;

если саморегулирующиеся технические средства несовместимы, тогда выбирают другое саморегулирующееся техническое средство;

если саморегулирующиеся технические средства совместимы, интегрируют множество технических средств в профиль заканчивания скважины для использования в заканчивании скважины; при этом саморегулирующиеся технические средства выбирают для создания адаптивного заканчивания, реагирующего на изменяющиеся скважинные условия, для решения множества из технических проблем.

2. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап, на котором заканчивают скважину согласно профилю заканчивания скважины.

3. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором идентифицируют для каждой из множества технических проблем одно из множества технических средств, чтобы решить соответствующую техническую проблему.

4. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором конфигурируют множество технических средств для работы в одной продуктивной зоне пласта скважины.

5. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором дополнительно устанавливают набор критериев, задающих скважинные условия, при которых по меньшей мере одно из саморегулирующихся технических средств переходит во вторую конфигурацию.

6. Способ по п.5, в котором набор критериев включает в себя одно или несколько скважинных условий, выбранных из следующего: присутствие воды в скважине, формирование кольцевой песчаной перемычки в скважине, разрыв основного песчаного фильтра в скважине и присутствие углеводородов в скважине.

7. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором идентификацию множества технических проблем основывают, по меньшей мере частично, на одном или нескольких образцах керна из скважины, инструментах моделирования и данных из ранее законченных скважин, аналогичных данной скважине.

8. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором скважина является одной из скважин, добывающей скважиной или нагнетательной скважиной.

9. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором профиль заканчивания скважины сохраняют в памяти устройства, основанного на компьютерном процессоре.

10. Способ по п.13, в котором идентификация множества технических проблем заключается в том, что идентифицируют по меньшей мере три технические проблемы, связанные со скважиной, и в котором определение одного или нескольких саморегулирующихся технических средств заключается в том, что идентифицируют по меньшей мере три технических средства, при этом каждое по меньшей мере из трех технических средств решает по меньшей мере одну из трех технических проблем.

11. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором создают профиль заканчивания скважины перед тем, как осуществлять добычу углеводородных природных запасов из скважины.

12. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором создают профиль заканчивания скважины для скважины, из которой ранее уже осуществляли добычу углеводородных природных запасов.

13. Способ добычи углеводородов, заключающийся в том, что

идентифицируют множество технических проблем, связанных со скважиной;

определяют одно или несколько саморегулирующихся технических средств, чтобы решить каждую из множества технических проблем, при этом каждое из саморегулирующихся техническое средств выполнено с возможностью оставаться в первой конфигурации во время эксплуатации скважины и автоматически переходить во вторую конфигурацию при заранее заданных скважинных условиях;

разрабатывают профиль заканчивания скважины, который включает в себя одно или несколько саморегулирующихся технических средств для решения множества технических проблем;

определяют, являются ли различные комбинации каждого из множества саморегулирующихся технических средств несовместимыми друг с другом;

если саморегулирующиеся технические средства несовместимы, тогда выбирают другое саморегулирующееся техническое средство;

если саморегулирующиеся технические средства совместимы, осуществляют заканчивание скважины согласно профилю заканчивания скважины и осуществляют добычу углеводородов из скважины согласно профилю заканчивания скважины.

14. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором по меньшей мере одно из технических средств остается не используемым, пока не произойдет специфическое событие.

15. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором конфигурируют технические средства для работы в многочисленных зонах добычи пласта.

16. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором заканчивание скважины заключается в том, что используют одно или несколько саморегулирующихся технических средств заканчивания и по меньшей мере одно регулируемое техническое средство, реагирующее на внешнее вмешательство.

Текст

Смотреть все

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ Дата публикации и выдачи патента Описывается способ заканчивания скважины. Скважина может являться добывающей скважиной или нагнетательной скважиной. В одном варианте осуществления способ включает в себя идентификацию технических проблем, связанных со скважиной; определение критериев для каждого выбранного технического средства, чтобы определить, когда развертывать выбранное техническое средство в скважине, при этом каждое выбранное техническое средство остается временно неиспользуемым до тех пор, пока соответствует критериям; интегрирование технических средств в профиль заканчивания скважины, сохраняющийся в памяти и используемый для развертывания технических средств в скважине. Способ обеспечивает возможность решать технические проблемы с упреждением аварий для сокращения капитальных ремонтов и геотехнических мероприятий в скважине.(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ЭКСОНМОБИЛ АПСТРИМ РИСЕРЧ КОМПАНИ (US) 015638 Перекрестная ссылка на связанные заявки Заявка на данное изобретение испрашивает конвенционный приоритет по заявке США 60/772067, поданной 10 февраля 2005 г. Уровень техники изобретения Этот раздел направлен на ознакомление читателя с различными аспектами уровня техники, которые могут быть связаны с примерами вариантов осуществления настоящего изобретения, которые описаны ниже и/или включены в формулу изобретения. Считаем, что это рассмотрение будет полезным для предоставления читателю информации для облегчения понимания конкретных аспектов настоящего изобретения. Соответственно, следует понимать, что эти утверждения надлежит читать именно с таким подходом, а не как признание фактов предшествующего уровня техники. Добыча углеводородов, таких как нефть и газ, ведется многие годы. Для добычи этих углеводородов из подземной формации или залежей одна или несколько скважин могут размещаться над подземной формацией для создания доступа к подземной формации. В этих скважинах для добычи углеводородов могут использоваться инструменты и оборудование, которые, в общем, устанавливаются в скважину во время фазы заканчивания. В этой фазе активно используются инструменты и оборудование для управления потоком углеводородов из подземного пласта на поверхность. Соответственно, посредством использования этих инструментов и оборудования компании добывают углеводороды из запасов в подземных пластах. Дополнительно также может быть необходимым закачивать воду, текучие среды для обработки пласта или другие материалы в скважину, используя вышеупомянутые инструменты и оборудование на фазе заканчивания. По мере роста спроса на углеводороды при разработке подземных пластов сталкиваются с новыми проблемами. Например, для добычи углеводородов из некоторых подземных пластов для обеспечения доступа к многочисленным подземным пластам из одной скважины могут использоваться заканчивания с длинным интервалом и/или технология многоствольных скважин. Использование заканчивания с длинным интервалом может уменьшить стоимость разработки и оправдать создание доступа к подземным пластам в удаленных областях или в глубоководных условиях. Вместе с тем, в скважинах с заканчиваниями с длинными и многочисленными интервалами добычи обычно сталкиваются с целым рядом технических проблем, которые могут ограничить или остановить добычу углеводородов из подземного пласта. При этом увеличенная глубина этих скважин повышает вероятность столкновения с многочисленными техническими проблемами при работе скважины в течение некоторого периода времени. Эти технические проблемы могут уменьшить продуктивность, вызвать механическое повреждение подземного/наземного оборудования или прекратить добычу в скважине. Если имеются данные, то эти специфические технические проблемы могут корректироваться в фазах проектирования и планирования. При таком подходе каждая техническая проблема решается индивидуально. К сожалению, персоналу, проектирующему заканчивание, могут потребоваться точные данные для решения технических проблем, с которыми можно столкнуться в течение срока эксплуатации скважины. Отсутствие данных или неуверенность в точности данных заранее исключают надежные прогнозы, результатом чего часто являются проекты заканчивания, которые ограничивают добычу или требуют повторных геотехнических мероприятий или капитального ремонта скважин для поддержания некоторого уровня добычи. То есть обычные заканчивания скважин не могут реагировать на проблемы, с которыми сталкиваются во время работы, в результате полагаются на стратегию эксплуатации скважин,использующую геотехнические мероприятия по устранению последствий аварий или капитальные ремонты для решения проблем скважины. Некоторые методики, связанные с проектированием архитектуры заканчивания, уже раскрыты. Например, в патентной заявке США 2002/0177955 раскрывается способ и устройство для выполнения планирования скважин и проектирования "общего уровня", такого как глубины скважины, угла наклона,положения, отклонения и т.п. В патенте также раскрывается использование устройств контроля притока и запорной арматуры, обеспечивающей возможность вмешательства оператора, когда может произойти такое событие, как прорыв газа. Однако в патенте не раскрывается использование технических средств,которые с упреждением решают проблемы, относящиеся к стволу скважины, при этом оставаясь временно не используемыми до тех пор, пока не возникнет необходимость, и не подразумевается выбор и использование разнообразных технических средств в стволе скважины для решения множества технических проблем, которые могут возникнуть и возникают в заканчивании скважин. Соответственно, существует необходимость в обеспечении способа или механизма, который может улучшить работу скважины, взяв на себя одновременное решение многочисленных технических проблем, при этом сокращая потенциальные геотехнические мероприятия и капитальные ремонты. Также способ или механизм может действовать с упреждением события, а не быть только реагирующим посредством установки технических средств в заканчивание изначально, чтобы обеспечить автоматизированное или немедленное реагирование на технические проблемы во время работы скважины.-1 015638 Сущность изобретения В одном варианте осуществления изобретения раскрывается способ заканчивания скважины. Способ заключается в том, что идентифицируют технические проблемы, связанные со скважиной. Затем выбирают технические средства для каждой идентифицированной технической проблемы для решения по меньшей мере одной из технических проблем. Дополнительно задают набор критериев для каждого выбранного технического средства, чтобы определить, когда задействовать выбранное техническое средство в скважине, поскольку каждое выбранное техническое средство может быть временно не используемым до тех пор, пока не будет соответствовать набору критериев. Наконец, технические средства интегрируют в профиль заканчивания скважины и используют при развертывании технических средств в скважине для добычи углеводородов. Некоторые технические проблемы включают в себя присутствие воды в стволе скважины, формирование песчаной перемычки, разрыв основного песчаного фильтра и присутствие углеводородов в стволе скважины. Скважина может быть добывающей скважиной или нагнетательной скважиной. Во втором варианте осуществления изобретения раскрывается способ заканчивания скважины. Способ заключается в том, что идентифицируют по меньшей мере три технические проблемы, связанные со скважиной; идентифицируют по меньшей мере три технических средства, при этом каждое техническое средство решает по меньшей мере одну из технических проблем; задают критерии для каждого технического средства, чтобы определить, когда задействовать специфическое техническое средство в скважине; и интегрируют технические средства в профиле заканчивания при развертывании технического средства в скважине, при этом по меньшей мере одно из технических средств остается временно не используемым резервом до тех пор, пока не будет соответствовать набору критериев для этого специфического технического средства. Скважина может быть добывающей скважиной или нагнетательной скважиной. В третьем варианте осуществления раскрывается способ добычи углеводородов. Способ заключается в том, что идентифицируют технические проблемы, связанные со скважиной; определяют одно или несколько технических средств для решения каждой из технических проблем; создают профиль заканчивания скважины, который включает в себя технологии для решения множества технических проблем; добывают углеводороды из скважины, основанной на профиле заканчивания скважины. Профиль заканчивания скважины может храниться в памяти устройства на основе компьютерного процессора. Краткое описание чертежей Упомянутые выше и другие преимущества настоящей методики могут стать очевидными после прочтения следующего подробного описания со ссылками на чертежи, на которых: на фиг. 1 показан пример скважины согласно некоторым аспектам настоящей методики; на фиг. 2 показан пример блок-схемы последовательности операций способа профиля гибкого заканчивания скважины согласно аспектам настоящей методики; на фиг. 3 показан пример блок-схемы последовательности операций способа создания профиля гибкого заканчивания скважины, показанного на фиг. 2, согласно аспектам настоящей методики; на фиг. 4 показан пример варианта осуществления заканчивания скважины, основанный на профиле гибкого заканчивания скважины, согласно некоторым аспектам настоящей методики; на фиг. 5 показан альтернативный пример варианта осуществления заканчивания скважины, основанный на профиле гибкого заканчивания скважины, согласно некоторым аспектам настоящей методики. Подробное описание изобретения В следующем подробном описании будут описаны специфические варианты осуществления настоящего изобретения, связанные с его предпочтительными вариантами осуществления. Однако при том,что следующее описание является специфичным для вариантов конкретного осуществления или конкретного использования настоящей методики, оно направлено на то, чтобы быть иллюстративным и просто давать краткое описание примеров осуществления изобретения. Соответственно, изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, напротив, изобретение включает в себя все альтернативы, модификации и эквиваленты, подпадающие под реальный объем прилагаемой формулы изобретения. Некоторые варианты осуществления настоящей методики относятся к способу и механизму усовершенствования заканчиваний углеводородных скважин для улучшения работы скважин. Работа скважин может включать в себя добычу углеводородов, работы, связанные с нагнетанием, и другие действия,известные специалистам в области техники. По некоторым аспектам настоящих технологий проектирование конфигурации заканчивания управляется профилем заканчивания скважины, который принимает во внимание потенциальные технические проблемы в среде добычи в течение срока эксплуатации скважины. То есть профиль заканчивания скважины используется, чтобы улучшить добычу, нагнетание или другие действия посредством проектирования заканчивания скважины, учитывающего различные технические проблемы, воздействие которых на эти действия ожидается. Соответственно, в скважине могут развертываться инструменты и оставаться временно не используемыми до тех пор, пока специфические события не активируют инструменты. Инструменты создают гибкий механизм управления работой скважины на основе фут на фут. В результате этого способа с упреждением вмешательства оператора и-2 015638 капитальные ремонты могут сокращаться для улучшения работы скважины. Настоящая методика может использовать различные типы заканчивания скважин, такие как заканчивание с необсаженным стволом или заканчивание с обсаженным стволом, для обеспечения доступа к подземному пласту. При заканчивании с обсаженным стволом эксплуатационная обсадная колонна устанавливается вблизи подземного пласта. Затем эксплуатационная обсадная колонна перфорируется для создания путей потока текучей среды из подземного пласта в эксплуатационную обсадную колонну. Эксплуатационная обсадная колонна поддерживает стенки ствола скважины и контролирует поток текучей среды через специфические перфорационные каналы. Альтернативно, при заканчивании с необсаженным стволом эксплуатационная обсадная колонна не размещается вблизи подземного пласта. В результате, заканчивание с необсаженным стволом может испытывать больше технических проблем, поскольку не обеспечивает такого же уровня контроля притока текучей среды и поддержки стенок ствола скважины, как заканчивание с обсаженным стволом. Соответственно, чтобы разъяснить аспекты настоящей методики, заканчивание с необсаженным стволом используется в качестве примера при рассмотрении ниже фиг. 1. Обратимся к чертежам. На фиг. 1 показан пример скважины 100 согласно некоторым аспектам настоящей методики. В скважине 100 примера ствол 102 скважины проходит от поверхности 104 до подземного пласта 106. Как может быть ясно, подземный пласт 106 может включать в себя различные слои породы, которые могут включать в себя или не включать в себя углеводороды или зоны текучей среды,которые вместе именуются зонами пласта. В этом примере подземный пласт 106 включает первую зону 108 пласта, вторую зону 110 пласта, третью зону 112 пласта, четвертую зону 114 пласта и пятую зону 116 пласта. Для обеспечения доступа к подземному пласту различные обсадные колонны могут устанавливаться в стволе 102 скважины. Например, кондукторная обсадная колонна 120 может устанавливаться с поверхности 104 до специфического местоположения под поверхностью 104. Внутри кондукторной обсадной колонны 120 может использоваться промежуточная или эксплуатационная обсадная колонна 122 для обеспечения крепления стенок ствола 102 скважины. Эксплуатационная обсадная колонна 122 может проходить вниз до глубины около подземного пласта 106. Кондукторная обсадная колонна 120 и эксплуатационная обсадная колонна 122 могут цементироваться в неподвижном положении внутри ствола 102 скважины для создания дополнительного крепления. В некоторых вариантах осуществления настоящей методики оборудование и инструменты могут соединяться от поверхности до требуемых местоположений около подземного пласта 106. В качестве примера скважина 100 может иметь фонтанную арматуру 124, расположенную над стволом 102 скважины на поверхности 104. Фонтанная арматура 124 может соединяться с различными инструментами 126a126d посредством эксплуатационной насосно-компрессорной трубы или рабочей колонны 128 и кабеля 130 управления. Эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 128 может проходить через инструменты 126 или соединяться со специфическими инструментами 126. Эта возможность соединения может основываться на специфической конфигурации инструментов 126, используемых в стволе 102 скважины. Аналогично, кабель 130 управления может соединяться с одним или несколькими инструментами 126 для передачи сигналов управления и данных датчиков на оборудование осуществления мониторинга (не показано), которое отслеживает условия внутри ствола 102 скважины. Другое оборудование может также использоваться для осуществления управления различными зонами пласта внутри ствола 102 скважины. Например, пакеры, такие как пакер 136, могут использоваться для изоляции кольцевого пространства ствола скважины от других зон пласта внутри ствола 102 скважины. Аналогичным способом, предохранительный клапан 132 может использоваться для блокирования потока текучей среды от специфической точки до поверхности 104. В частности, предохранительный клапан 132 может использоваться для предотвращения выхода на поверхность нештатного потока текучей среды. То есть предохранительный клапан 132 может контролировать поток текучей среды в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне 128 с контролем датчиками (не показаны) или кабелем 130 управления. Поскольку, в общем, заканчивание с необсаженным стволом имеет более высокие уровни добычи с меньшими затратами на бурение и заканчивание, эти виды заканчивания часто применяются для разработки подземных пластов. Вместе с тем заканчивания с необсаженным стволом не спроектированы для одновременного управления множеством технических проблем, с которыми можно столкнуться в течение срока эксплуатации скважины. В общем, технические проблемы заканчиваний с необсаженным стволом решаются при их появлении посредством мероприятий по устранению последствий аварий, таких как геотехнические мероприятия или капитальный ремонт скважин, и не оцениваются на предмет активных действий по предупреждению опасной ситуации для технических решений потенциальных технических проблем, с которыми можно столкнуться одновременно.-3 015638 Проблема с заканчиваниями в необсаженном стволе дополнительно усложняется при обеспечении доступа к подземным пластам посредством заканчивания на длинном интервале. Как отмечалось выше,при таких заканчиваниях скважин обычно сталкиваются с многочисленными техническими проблемами по причине длины и сложности заканчивания. В отличие от заканчиваний на коротких единичных интервалах с одной зоной пласта, заканчивания на длинных интервалах могут обеспечивать доступ к многочисленным углеводородным зонам пласта одной скважиной, такой как скважина 100. По причине своей длины или сложной геологии при заканчивании на длинных интервалах можно столкнуться с многочисленными техническими проблемами, которые ограничивают уровень добычи скважины и/или ведут к многочисленным геотехническим мероприятиям/капитальным ремонтам в течение срока эксплуатации скважины. Технические проблемы, возникающие при заканчивании на длинном интервале, могут включать в себя вынос песка, опережающий прорыв воды, опережающий прорыв газа, пластовый переток и/или другие сходные проблемы. В результате, скважина может иметь пониженную продуктивность, механическое повреждение подземного/наземного оборудования и/или потерю добычи. Например, в скважине 100 может иметь место вынос песка во время работы. Результатом выноса песка может быть повреждение подземного оборудования, забивание и вывалы в стволе 102 скважины. В результате, могут проводиться мероприятия по устранению последствий аварии, такие как геотехнические мероприятия или капитальный ремонт, чтобы очистить скважину перед возобновлением добычи из подземного пласта 106. Эта проблема дополнительно усложняется, когда скважина находится в удаленном месте или является такой, как глубоководная, что также увеличивает затраты на проведение мероприятия по устранению последствий аварии. Дополнительно, мероприятия по устранению последствий аварии могут обеспечить только частичное решение технической проблемы. Например, вдобавок к выносу песка скважина может испытывать прорыв воды в скважину. В результате прорыва воды могут проводиться другие мероприятия по устранению последствий аварии для закупоривания интервала или зоны, которая производит воду. Это мероприятие по устранению последствий аварии может включать в себя установку мостовой пробки внутри песчаного фильтра в стволе 102 скважины. Вместе с тем, эта мостовая пробка может просто замедлить поступление воды из проблемной зоны, поскольку кольцевое пространство ствола скважины остается сообщающимся с зоной поступления воды, если кольцевое пространство не обрушилось. Если проблемные зоны не могут контролироваться или изолироваться, продуктивность скважины ставится под угрозу,поскольку наземное оборудование может иметь ограничения по объемам воды, газа и песка, которые оно может переработать. В такой ситуации избыточный песок может повредить оборудование, в то время как избыточная вода может сделать эксплуатацию скважины экономически не оправданной, поскольку добычу нефти придется уменьшить. По этой причине результатом выноса песка и прорыва воды при заканчивании с необсаженным стволом может быть два или несколько геотехнических мероприятий для разрешения проблемы или даже консервация скважины. В еще одном подходе к управлению техническими проблемами внутри участка ствола 102 скважины для управления потоком нежелательной текучей среды из специфической зоны пласта могут использоваться клапан регулирования потока и устройства изоляции зоны пласта. Эти устройства создают крупный или "крупномасштабный" контроль по воде и газу посредством отсекания или ограничения поступления воды или газа из надлежащих зон. То есть клапаны регулирования потока и устройства изоляции зоны блокируют зону целиком для предотвращения потока воды или газа из этой зоны или ограничения потока воды или газа из этой зоны. В результате, вода или газ из этих специфических зон пласта может теряться или добыча может быть серьезно ограничена. Для решения этих различных проблем настоящая методика создает механизм, который адаптирует профиль заканчивания скважины к решению многочисленных технических проблем без вмешательства оператора с активными действиями по предупреждению опасной ситуации, что рассматривается более подробно применительно к показанному на фиг. 2. На фиг. 2 показан пример блок-схемы последовательности операций способа для процесса заканчивания скважины согласно аспектам настоящей методики. В этой блок-схеме последовательности операций способа, которая в целом обозначена номером 200 ссылки, для скважины, такой как скважина 100, показанная на фиг. 1, могут идентифицироваться многочисленные технические проблемы. Затем может разрабатываться профиль заканчивания скважины, предусматривающий решение многочисленных технических проблем с активными действиями по предупреждению опасной ситуации. В частности, профиль заканчивания скважины может использоваться для развертывания различных технических средств в скважине для эффективной эксплуатации скважины. Блок-схема последовательности операций способа начинается блоком 202. В блоке 204 идентифицируют технические проблемы, присутствие которых прогнозируется или ожидается. Идентификация технических проблем может основываться на пробах керна, полученных в стволе 102 скважины, моделирующих инструментах, опыте, полученном в аналогичных скважинах, или комбинации этих методик. Идентифицированные технические проблемы могут включать в себя размещение гравийной набивки,надежный спуск фильтра, прорыв воды или газа, надежность фильтра, ухудшение потока, регулирование потока, изоляцию зон и/или геотехническое мероприятие. Когда технические проблемы идентифицированы, может создаваться профиль заканчивания скважины, как показано в блоке 206.-4 015638 Профиль заканчивания скважины может включать в себя выбор одного или нескольких технических средств для решения каждой из технических проблем. Следует заметить, что в наличии могут быть один или несколько видов технических средств для решения технической проблемы. "Технические проблемы" являются проблемами, специфическими по существу, но включают в себя неопределенность по времени, месту и величине в течение срока эксплуатации скважины. Технические проблемы, в общем,могут решаться конкретным устройством, системой или процессом, называемым "технические средства". Примеры технических средств, решающих технические проблемы, показаны в табл. 1. Таблица 1 Технические проблемы и технические средства Из имеющихся в наличии технических средств, показанных в табл. 1, один или несколько видов технических средств могут быть выбраны как часть профиля заканчивания скважины, которая дополнительно рассматривается на фиг. 3. Также следует заметить, что эти технические средства могут включаться в состав профиля гибкого заканчивания скважины для добычи, нагнетания, других работ и некоторых их комбинаций. На основе отобранных технических средств различные комбинации технических средств могут интегрироваться вместе в каждом конкретном случае для разработки профиля заканчивания скважины, которая улучшает продуктивность, при этом уменьшая потенциал для геотехнических мероприятий/капитальных ремонтов. В блоках 208 и 210 могут развертываться разнообразные технические решения профиля заканчивания скважины для добычи углеводородов из скважины. В блоке 208 выбранные технические средства,которые представляют технические решения, могут развертываться в специфических местах ствола скважины. Затем, по меньшей мере, некоторые из выбранных технических средств могут использоваться для добычи углеводородов из скважины, как показано в блоке 210. Соответственно, процесс заканчивается в блоке 212. Преимуществом является то, что настоящая методика обеспечивает механизм, действующий с упреждением опасной ситуации, для решения многочисленных технических проблем без вмешательства оператора. В настоящей методике проект заканчивания выполнен с возможностью упреждения адаптировать профиль заканчивания скважины к изменениям условий добычи, таким как геологические/коллекторские неопределенности, такие как ранний прорыв воды или газа. Таким образом, профиль заканчивания скважины может разрабатываться с интеграцией различных технических средств для решения технических проблем во время установки, проектирования и добычи при заканчивании скважины. При управлении добычей углеводородов из подземного пласта 106 посредством профиля заканчивания геотехнические мероприятия и капитальные ремонты для скважины могут быть сокращены или исключены. Вместе с тем, следует заметить, что настоящая методика полностью совместима со стандартной методикой геотехнических мероприятий, известных специалистам в области техники, таким, например,как подводный модуль геотехнических мероприятий, некоторые варианты осуществления которого раскрываются в патенте США 6488093. Дополнительно, как отмечено в табл. 1, выбранные технические средства могут либо являться активными или являться временно не используемыми, пока удовлетворяются некоторые критерии активирования технологии. То есть инструменты, которые включают в себя технические средства, могут развертываться в стволе 102 скважины или рядом с ним для обеспечения выбранных технических средств,которые решают специфические технические проблемы, возникновение которых ожидается или прогнозируется в течение срока эксплуатации скважины. Некоторые из этих технических средств могут быть активными технологиями, выполняющими заданную функцию, для выполнения которой они спроектированы. Как пример активных технологий устройство регулирования притока относится к активной технологии, поскольку регулирует поток текучей среды вне зависимости от своих настроек или конфигурации. Также предохранительный клапан относится к активной технологии, который работает в многочисленных конфигурациях и выполняет специфические функции, когда устанавливается.-9 015638 Вместе с тем, некоторые инструменты могут являться временно не используемыми, поскольку инструменты включают в себя технические средства, которые остаются пассивными, или временно не используемыми до тех пор, пока не удовлетворяются некоторые критерии, как отмечалось выше. Например, резервное фильтрование является техническим средством, которое остается временно не используемым, поскольку резервные песчаные фильтры не выполняют активного фильтрования песка из текучей среды в стволе скважины. Технология становится активной только тогда, когда основной песчаный фильтр разорван или поврежден, и резервные фильтры используются для отделения песка от текучей среды подземного пласта. Аналогично, в качестве альтернативного вида технические средства, шунтирующие трубы, не используются, пока не сформируется перемычка, заставляющая текучую среду проходить через шунтирующие трубы для получения доступа к кольцевому пространству под перемычкой, где нет набивки из песка или гравия. Поэтому шунтирующие трубы остаются временно не используемыми,пока давление не повысится, чтобы заставить текучую среду проходить через шунтирующие трубы. Создание гибкого профиля заканчивания скважины дополнительно объясняется на фиг. 3. На фиг. 3 показан пример блок-схемы последовательности операций способа создания профиля гибкого заканчивания скважины, показанного на фиг. 2, согласно некоторым аспектам настоящей методики. В этой блок-схеме последовательности операций способа, в общем обозначенной номером 300 ссылки, могут идентифицироваться многочисленные технические проблемы для скважины, такой как скважина 100, показанная на фиг. 1. Затем техническое средство, которое может представлять собой инструмент или процесс, может разрабатываться для каждой специфической технической проблемы во время фазы заканчивания скважины. Выбранные технические средства анализируют для определения того, смогут ли интегрированные технические средства комбинироваться для улучшения добычи из скважины. Блок-схема последовательности операций способа начинается блоком 302. В блоках 304-310 с помощью выбранного технического средства может быть решена первая техническая проблема. В блоке 304 первая техническая проблема идентифицируется в порядке, аналогичном показанному на фиг. 2 в блоке 204. В блоке 306 могут идентифицироваться одно или несколько технических средств для решения технических проблем. Следует заметить, что одно или несколько технических средств для решения технических проблем могут иметься в наличии, что рассматривалось выше в табл. 1. Из технических средств, имеющихся в наличии, одно или несколько технических средств могут выбираться для решения первой технической проблемы, как показано в блоке 308. Выбор технических средств может основываться на общем знании технической проблемы. Например, прорыв воды может ожидаться, но конкретное время и место неизвестно. Соответственно, профиль гибкого заканчивания скважины может использовать это общее знание, чтобы решить проблему, с активными действиями по предупреждению опасной ситуации без вмешательства оператора. Когда имеется первое выбранное техническое средство, могут устанавливаться критерии активирования выбранного технического средства, как показано в блоке 310. Активирование технического средства может основываться на выходных данных датчика, сигнале от устройства мониторинга, автоматическом реагировании на некоторые условия в стволе скважины или любых их комбинаций. Как показано в блоках 312-316, может анализироваться другая техническая проблема, сходная с рассмотрением в блоках 304-310, выше. В блоке 312 может идентифицироваться другая техническая проблема. Затем может идентифицироваться одно или несколько технических средств для решения технической проблемы в блоке 314. В блоке 316 выбирается другое техническое средство для решения технической проблемы. В блоке 318 технические средства, выбранные ранее, сравниваются с техническими средствами,выбранными на данный момент, для другой технической проблемы, чтобы установить, являются ли технические средства совместимыми. Ранее выбранные технические средства могут представлять собой первое техническое средство, другие технические средства, ранее выбранные в данном процессе, или другие технические средства, установленные в стволе скважины. То есть некоторые технические средства могут не быть спроектированными для взаимодействия друг с другом. Как конкретный пример, в заканчивании с необсаженным стволом и гравийным фильтром использование обычного пакера для изоляции зоны может быть не подходящим для внешнего шунтирующего фильтра вследствие его сложной геометрии. Соответственно, могут выполняться модификации технических средств для обеспечения проектирования с совместимостью и надежностью. Вместе с тем, если технические средства не совместимы,тогда другое техническое средство выбирается в блоке 316. Вместе с тем, если технические средства совместимы, то в блоке 320 устанавливаются критерии для активирования выбранного технического средства, что может быть сходным с рассмотрением блока 310.- 10015638 После того как другое техническое средство выбрано для другой технической проблемы, выполняется выяснение, подлежат ли другие технические проблемы решению, как показано в блоке 312. Если другая техническая проблема подлежит решению, то другая техническая проблема идентифицируется в блоке 312. Вместе с тем, если других технических проблем, подлежащих решению, нет, профиль гибкого заканчивания скважины может сохраняться, как показано в блоке 324. Сохранение профиля гибкого заканчивания скважины может включать в себя сохранение профиля гибкого заканчивания скважины в памяти системы, основанной на компьютерном процессоре, такой, например, как компьютерная система или база данных. Соответственно, процесс заканчивается в блоке 326. На основании выбранных технических средств в профиле гибкого заканчивания скважины различные комбинации технических средств могут интегрироваться вместе для решения любого числа технических проблем для заканчивания скважины. Эти выбранные технические средства могут интегрироваться в каждом конкретном случае для проектирования заканчивания скважины, которое улучшает продуктивность при сокращении для оператора потенциала геотехнических мероприятий и капитальных ремонтов. То есть гибкое заканчивание скважины управляет добычей углеводородов вместе с профилем гибкого заканчивания скважины, а не единичным событием или проблемой в течение срока эксплуатации скважины. Соответственно, по причине гибкости профиля заканчивания скважины потенциальное число конфигураций, которые могут использоваться вместе, ограничено имеющимися в наличии техническими средствами. Как общий пример, несколько технических средств могут комбинироваться на основании технических проблем, подлежащих решению в заканчивании скважины. Эти различные конфигурации показаны в табл. 2 для заканчивания скважины. Таблица 2 Профиль заканчивания скважины. Примеры Как показано в табл. 2, гибкая концепция скважины может включать в себя различные технические проблемы, подлежащие решению. На основе технических проблем выбираются различные технические средства, обозначенные номерами ссылки в табл. 1, подлежащие включению составной частью в профиль заканчивания скважины. Соответственно, примеры этих конфигураций интегрируют технические средства для эффективного управления добычей из скважины. Конкретными примерами технических проблем, идентифицированных в фазе проектирования для скважины, могут быть противодействие выносу песка, неустойчивость глин, эрозия фильтра, ухудшение потока от фильтрационной корки и прорыв воды. На основе этих технических проблем связанные с ними технические средства могут включать в себя альтернативные способы, процесс набивки при заканчивании, резервное фильтрование, процесс удаления фильтрационной корки, полимеры с возможностью набухания и набухающие пакеры. Из этих выбранных технических средств - альтернативные пути, резервное фильтрование, полимер с возможностью набухания и набухающий пакер - являются временно не используемыми техническими средствами, в то время как процесс набивки при заканчивании и процесс удаления фильтрационной корки являются активными техническими средствами, применяемыми в скважине. Преимуществом является то, что профиль гибкого заканчивания не требует точного знания технических проблем, таких как местоположение и специфические детали технической проблемы. Действительно, адаптивная сущность гибкого заканчивания скважины использует выбранные технические средства, когда удовлетворяются некоторые критерии. То есть выбранное техническое средство может оставаться временно не используемым, пока событие не удовлетворит критериям, установленным для выбранного технического средства. В результате мероприятия по устранению последствий аварии, такие как капитальный ремонт или геотехнические мероприятия для конкретной скважины, могут быть уменьшены или исключены. Дополнительно, настоящая методика обеспечивает гибкий механизм для управления скважиной на конкретных участках зоны пласта, вместо всей зоны пласта. Например, настоящая методика может блокировать участки зоны пласта с поступлением воды или газа, при этом сохраняя возможность добычи нефти на оставшихся участках зоны пласта. Эта функциональная способность может обеспечиваться использованием таких технологий, как, например, полимеров с возможностью набухания, которые активируются автоматически при удовлетворении некоторым регистрируемым или присутствующим критериям в стволе 102 скважины. Таким образом, могут извлекаться запасы из зоны пласта с предотвращением или уменьшением поступления воды или газа. Примеры вариантов осуществления заканчивания скважин на основе профиля заканчивания скважин рассматриваются более подробно на фиг. 4 и 5. На фиг. 4 показан вариант осуществления заканчивания скважины согласно некоторым аспектам настоящей методики. В этом варианте 400 осуществления различные технические средства, такие как альтернативные пути, резервное фильтрование, устройства управления притоком, полимеры с возможностью набухания, используются для решения трех потенциальных технических проблем, связанных с зонами 108-116 пласта. Как отмечалось выше, некоторые из этих технических средств могут оставаться временно не использованными, пока некоторые события не активируют технические средства во время работы скважины.- 12015638 На фиг. 4 текучие среды из подземного пласта 106 могут проходить из зон 108-116 пласта через инструменты 404 и 406 в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу 128 в интервале заканчивания. Как рассмотрено выше на фиг. 1, эксплуатационный пакер 136 может изолировать кольцевое пространство, сформированное между колонной 122 эксплуатационной обсадной трубы и эксплуатационной насосно-компрессорной трубой 128, от интервала заканчивания. В этом примере зоны 108, 112 и 116 пласта являются слоями породы, включающими в себя углеводороды, и могут именоваться продуктивными зонами. Дополнительно, зоны 110 и 114 пласта являются слоями породы, не включающими в себя углеводороды, и эти слои могут формировать барьерные или буферные зоны. По этой причине углеводороды в зонах 108, 112 и 116 пласта могут проходить через инструменты 404 и 406 в эксплуатационную насоснокомпрессорную трубу 128. Техническое средство альтернативного пути развернуто в стволе 102 скважины как часть инструментов 402 а, 402b и 402 с, которые могут вместе именоваться инструментами 402. Как отмечалось выше в табл. 1, техническое средство альтернативного пути включает в себя внешние и внутренние шунтирующие трубы, примыкающие к песчаному фильтру для создания резервного пути для суспензии для обхода кольцевых перемычек. Каждый из инструментов 402 включает в себя шунтирующую трубу 410 с различными соплами, такими как сопла 412 а, 412b и 412 с. Во время набивки гравийного фильтра инструменты 402 могут оставаться временно не использованными, когда текучая среда, такая как гравийная суспензия,проходит через кольцевое пространство между фильтрами 404 а-404b и стенками ствола 102 скважины; инструменты 402 могут активироваться посредством формирования песчаной перемычки в кольцевом пространстве, что продавливает гравийную суспензию через шунтирующую трубу 410 и сопла 412 а,412b и 412 с. По этой причине инструменты 402 могут включать в себя техническое средство, временно не используемое, размещенное внутри заканчивания скважины, но не используемое, пока песчаные перемычки не сформируются в стволе 102 скважины. Другим техническим средством, которое может быть развернуто в стволе 102 скважины, является техническое средство резервного фильтрования. Техническое средство резервного фильтрования решает проблему надежности песчаного фильтра и может развертываться в виде резервных фильтров с инструментами 404 а и 404b, которые могут вместе именоваться инструментами 404. Опять, как отмечалось выше в табл. 1, инструменты 404 обеспечиваются резервными песчаными фильтрами для повышения надежности и долговечности отделяющих песок фильтров, которые могут повреждаться эрозией. Каждый из инструментов 404 включает в себя первый песчаный фильтр 414, примыкающий к стенкам ствола 102 скважины, и второй песчаный фильтр 416 вдоль пути 418 потока от первого песчаного фильтра 414 к эксплуатационной насосно-компрессорной трубе 128. При использовании этого технического средства первый песчаный фильтр 414 является активным, поскольку он предотвращает приток песка в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу 128, а второй песчаный фильтр 416 является временно не используемым, поскольку активно не отделяет песок от текучей среды, входящей в ствол 102 скважины. Вместе с тем, второй песчаный фильтр 416 может автоматически становиться активным, когда происходит отказ, такой как пробой или разрыв первого песчаного фильтра 414. Таким образом, инструменты 404 могут являться временно не используемыми техническими средствами, размещаемыми при заканчивании скважины, но не используемыми, пока не случится специфическое событие, такое как разрыв первого песчаного фильтра 414. Последним техническим средством, используемым в этом варианте осуществления являются полимеры с возможностью набухания вместе с устройством управления притоком в инструменте 406. В этом инструменте 406 техническое средство полимера с возможностью набухания решает проблемы прорыва воды, в то время как устройство регулирования притока может настраиваться для управления потоком текучей среды через инструмент 406 в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу 128. Этот инструмент 406 имеет втулку 428 с отверстием, которое сцепляется с различными входными отверстиями 422, 424 и 426 для управления потоком текучей среды из зоны 116 пласта. На основании расположения втулки 428 относительно входных отверстий различные конфигурации настроек могут регулировать количество текучей среды, входящей в инструмент 406. Например, в открытой конфигурации втулка 428 может позволять текучей среде проходить через входное отверстие 422. В дросселирующей или ограничивающей конфигурации втулка 428 может позволять текучей среде проходить через входное отверстие 424. В закрытой конфигурации втулка 428 может не допускать прохождения текучей среды к эксплуатационной насосно-компрессорной трубе 128. Втулка 428 может настраиваться на разные входные отверстия 422, 424 и 426 на основании сравнения величины, определенной монитором или датчиками, связанными со стволом скважины и заранее заданной величиной настройки. Вдобавок к втулке 428 и входным отверстиям 422, 424 и 426 устройства управления притоком рядом с входными отверстиями 422, 424 и 426 может располагаться полимер, разбухающий при контакте с водой. Этот полимер может использоваться для придания функциональной способности отсечения воды инструменту 406. По этой причине инструмент 406 использует техническое средство, которое остается временно не используемым, пока вода не будет зарегистрирована в стволе 102 скважины.- 13015638 На фиг. 5 показан пример альтернативного варианта осуществления заканчивания скважины согласно некоторым аспектам настоящей методики. В этом варианте 500 осуществления технические средства, показанные на фиг. 4, вновь используются в инструментах 402, 404 и 406 заканчивания скважины,за исключением полимеров с возможностью набухания. Вдобавок к этим техническим средствам для решения технической проблемы изоляции зоны пласта может использоваться техническое средство набухающего пакера, такое, например, как Easywell, SWELLPACKER. Следует отметить, что зоны 108,112 и 116 пласта, инструменты 402, 404 и 406, эксплуатационная обсадная колонна 122, эксплуатационная насосно-компрессорная труба 128, эксплуатационный пакер 136 могут функционировать аналогично рассмотренным выше. Соответственно, продуктивные зоны 108, 112 и 116 пласта являются слоями породы, содержащими углеводороды, а буферные зоны 110 и 114 пласта являются слоями породы, не содержащими углеводороды, значит, углеводороды в зонах 108, 112 и 116 пласта могут работать аналогично рассмотренным выше. В качестве дополнительного технического средства техническое средство набухающего пакера может развертываться в стволе 102 скважины, в виде первого набухающего пакера 502 и второго набухающего пакера 504. Набухающие пакеры 502 и 504 используются вместе с инструментами 402, 404 и 406 для разделения интервала заканчивания на разные добывающие секции, которые могут соответствовать зонам 108, 112 и 116 пласта. Как отмечалось выше в табл. 1, набухающие пакеры 502 и 504 расширяются при контакте с углеводородами и создают изоляцию кольцевого пространства для заканчиваний с необсаженным стволом. В этом примере набухающий пакер 502 вместе с эксплуатационным пакером 136 изолирует текучие среды в зоне 108 пласта, чтобы заставить текучие среды проходить путем 418 текучей среды. Набухающие пакеры 502 и 504 изолируют текучие среды в зоне 112 пласта, чтобы заставить текучие среды проходить путем 506 текучей среды. Наконец, набухающий пакер 504 заставляет текучие среды проходить путем 420 текучей среды. Поскольку набухающие пакеры 502 и 504 не расширяются, пока углеводороды не войдут в контакт с набухающими пакерами 502 и 504, они могут рассматриваться временно не используемым техническим средством, размещаемым при заканчивании скважин, но не используемым, пока не будет присутствия углеводородов. Следует также заметить, что профиль заканчивания скважины может разрабатываться для решения технических проблем, с которыми сталкиваются при заканчивании с обсаженным стволом в соответствии с настоящей методикой. Например, профиль заканчивания скважины может включать в себя гравийную набивку вместе с другими техническими средствами для решения технических проблем, связанных со скважиной. Создание профиля заканчивания скважины может выполняться в порядке, сходном с рассмотренным для заканчивания с необсаженным стволом. Следует уяснить, что выбор, интеграция и развертывание технических средств в скважине с обсаженным стволом может отличаться от использования этих технических средств в заканчивании с необсаженным стволом. Вне зависимости от этого профиль заканчивания скважины может использоваться для решения технических проблем с упреждением аварийных ситуаций для сокращения геотехнических мероприятий и капитальных ремонтов в скважине. Хотя настоящая методика изобретения может подвергаться различным модификациям и принимать альтернативные формы, рассмотренные выше варианты осуществления изобретения показаны в виде примера. Однако вновь следует понимать, что изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, раскрытыми в этом документе. Действительно, настоящая методика изобретения направлена на то, чтобы включать в себя все модификации, эквиваленты и альтернативы, подпадающие под идеи и объем изобретения, обусловленные следующей прилагаемой формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ заканчивания скважины, заключающийся в том, что идентифицируют множество технических проблем, связанных со скважиной; выбирают множество саморегулирующихся технических средств, при этом каждое выбранное саморегулирующееся техническое средство выполнено с возможностью оставаться в первой конфигурации во время эксплуатации скважины и автоматически переходить во вторую конфигурацию при заранее заданных скважинных условиях; определяют, являются ли различные комбинации каждого из множества саморегулирующихся технических средств несовместимыми друг с другом; если саморегулирующиеся технические средства несовместимы, тогда выбирают другое саморегулирующееся техническое средство; если саморегулирующиеся технические средства совместимы, интегрируют множество технических средств в профиль заканчивания скважины для использования в заканчивании скважины; при этом саморегулирующиеся технические средства выбирают для создания адаптивного заканчивания, реагирующего на изменяющиеся скважинные условия, для решения множества из технических проблем. 2. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап, на котором заканчивают скважину согласно профилю заканчивания скважины. 3. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором идентифицируют для каждой из множества технических- 14015638 проблем одно из множества технических средств, чтобы решить соответствующую техническую проблему. 4. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором конфигурируют множество технических средств для работы в одной продуктивной зоне пласта скважины. 5. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором дополнительно устанавливают набор критериев, задающих скважинные условия, при которых по меньшей мере одно из саморегулирующихся технических средств переходит во вторую конфигурацию. 6. Способ по п.5, в котором набор критериев включает в себя одно или несколько скважинных условий, выбранных из следующего: присутствие воды в скважине, формирование кольцевой песчаной перемычки в скважине, разрыв основного песчаного фильтра в скважине и присутствие углеводородов в скважине. 7. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором идентификацию множества технических проблем основывают, по меньшей мере частично, на одном или нескольких образцах керна из скважины, инструментах моделирования и данных из ранее законченных скважин, аналогичных данной скважине. 8. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором скважина является одной из скважин, добывающей скважиной или нагнетательной скважиной. 9. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором профиль заканчивания скважины сохраняют в памяти устройства, основанного на компьютерном процессоре. 10. Способ по п.13, в котором идентификация множества технических проблем заключается в том,что идентифицируют по меньшей мере три технические проблемы, связанные со скважиной, и в котором определение одного или нескольких саморегулирующихся технических средств заключается в том, что идентифицируют по меньшей мере три технических средства, при этом каждое по меньшей мере из трех технических средств решает по меньшей мере одну из трех технических проблем. 11. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором создают профиль заканчивания скважины перед тем, как осуществлять добычу углеводородных природных запасов из скважины. 12. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором создают профиль заканчивания скважины для скважины,из которой ранее уже осуществляли добычу углеводородных природных запасов. 13. Способ добычи углеводородов, заключающийся в том, что идентифицируют множество технических проблем, связанных со скважиной; определяют одно или несколько саморегулирующихся технических средств, чтобы решить каждую из множества технических проблем, при этом каждое из саморегулирующихся техническое средств выполнено с возможностью оставаться в первой конфигурации во время эксплуатации скважины и автоматически переходить во вторую конфигурацию при заранее заданных скважинных условиях; разрабатывают профиль заканчивания скважины, который включает в себя одно или несколько саморегулирующихся технических средств для решения множества технических проблем; определяют, являются ли различные комбинации каждого из множества саморегулирующихся технических средств несовместимыми друг с другом; если саморегулирующиеся технические средства несовместимы, тогда выбирают другое саморегулирующееся техническое средство; если саморегулирующиеся технические средства совместимы, осуществляют заканчивание скважины согласно профилю заканчивания скважины и осуществляют добычу углеводородов из скважины согласно профилю заканчивания скважины. 14. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором по меньшей мере одно из технических средств остается не используемым, пока не произойдет специфическое событие. 15. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором конфигурируют технические средства для работы в многочисленных зонах добычи пласта. 16. Способ по пп.1, 10 или 13, в котором заканчивание скважины заключается в том, что используют одно или несколько саморегулирующихся технических средств заканчивания и по меньшей мере одно регулируемое техническое средство, реагирующее на внешнее вмешательство.

МПК / Метки

МПК: E21B 43/16

Метки: скважины, заканчивания, способ

Код ссылки

<a href="http://easpatents.com/19-15638-sposob-zakanchivaniya-skvazhiny.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способ заканчивания скважины</a>

Похожие патенты