Зарезка боковых стволов и горизонтальных скважин в РРВ.
Сегодняшние технологии позволяют наиболее оптимально использовать направленное бурение, что уже довольно давно дает возможность буровикам ставить перед собой цели, для решения которых необходимы выходы за пределы существующих методов. Применение этой технологии для нефтедобывающих предприятий способствует увеличению нефтеотдачи пластов и фактически заменяет уплотнение скважин.
Соответствующие технологии помогают сохранить скважину и сэкономить многомиллионные капиталовложения нефтедобывающих компаний, вложенные в скважину.
Применяются методики зарезки боковых стволов из скважин бездействующего фонда: вырезание участка колонны и бурение с отклоняющего клина.
Зарезка боковых стволов позволяет существенно сократить затраты времени на бурение боковых стволов, а также обеспечить сокращение материальных затрат.
Применение современных технологий ЗБС может позволить производить работы по строительству скважины точно по требуемому направлению, с любой глубины, при любых углах наклона.
При этом, наибольший эффект возможно получить при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин.
Зарезка боковых стволов — это одна из наиболее эффективных технологий, позволяющая добиться повышения добычи нефти на старых месторождениях и увеличить коэффициент извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами. Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной. Технико-экономические расчеты подтверждают эффективность эксплуатации боковых стволов для всех типов залежей. Себестоимость дополнительно добытой нефти из вторых стволов как правило ниже её среднего значения по месторождениям, а затраты на их строительство окупаются в течение 1-2 лет.
 
Геонавигация в режиме реального времени – понятие, цели и задачи. Визуализация систем навигации на примере системы PeriScope (Schlumberger). Геологическое моделирование в режиме реального времени при сопровождении скважин
Эффективным методом геолого-технологического сопровождения бурения в режиме реального времени является геонавигация.
Геонавигация – это проводка ствола скважины в целевом пласте с учетом информации, поступающей в режиме реального времени в ходе бурения с датчиков, расположенных на буровом инструменте. Цель геонавигации - прогнозирование необходимости изменения траекторий горизонтальных участков скважин, расчет новых траекторий для увеличения эффективной длины ствола в целевом пласте с учетом требований к интенсивности искривления. Проведение стволов скважин в границах целевого интервала на необходимом расстоянии от водо- и газонефтяного контактов, что позволяет исключить «перебуривание» и позволяет сократить время строительства скважин, тем самым снизить стоимость бурения и увеличить прибыль.
Данные, поступающие во время бурения горизонтальной скважины, обрабатываются инженером по геонавигации и загружаются в специализированное программное обеспечение для сопровождения бурения и геологический пакет для 3D – моделирование. Осуществляется корреляция поступающих данных с пилотным стволом горизонтальной скважины и всеми окружающими скважинами. В результате корреляции инженер выдает прогноз по геологической структуре в области бурения ствола скважины (рост/падения) и новые цели для плановой траектории.
Визуализация систем навигации на примере системы PeriScope (Schlumberger)
Система обеспечивает высокоточную проводку скважин внутри продуктивного пласта благодаря симметричным измерениям направления и максимальной чувствительности при приближении к границе пласта или флюида. Эти измерения позволяют определять границы в реальном времени даже в условиях анизотропии и изменения структурного падения, являясь единственным способом инверсии, не требующим предварительно построенной геологической модели. Будучи основой для принятия решений по оптимальной проводке горизонтальной скважины в коллекторе, система PeriScope позволяет обеспечить ее максимальную продуктивность и свести к минимуму затраты на бурение. Система PeriScope осуществляет направленные измерения с радиусом обзора на 360°, определяя ориентацию границ на расстоянии до 6,4 м от ствола скважины. В системе работает передовая многочастотная технология с наклонной антенной и диапазоном частот 0,1-2 МГц, на которых ведутся измерения удельного сопротивления, азимутального естественного гамма-излучения и давления в затрубном пространстве.
Данные измерений передаются на поверхность в реальном времени с помощью высокоскоростной гидроимпульсной телеметрической системы. Это позволяет оперативно контролировать проводку скважины для повышения извлечения нефти и доступа к запасам, ранее считавшихся экономически неоправданными.
Как показала практика, PeriScope обеспечивает необходимый комплекс измерений в продуктивном пласте с первого раза, даже если этот пласт имеет крайне малую мощность, является падающим или слабо выражается сейсмически. Кроме того, система может работать в присутствии буровых растворов, как на водной, так и на нефтяной основе.
Геологическое моделирование в режиме реального времени при сопровождении скважин
Целью работы во время сопровождения бурения является не только приближение истинной траектории скважины к запланированной и ее изменение с уточнением параметров пласта, но также и получение максимально точной модели продуктивного пласта на основе всех полученных данных. Выделяется несколько стадий работы с моделью во время геонавигации :
• Подготовка модели к сопровождению бурения;
• Расчет синтетических кривых вдоль запланированной траектории скважины;
• Корректировка положения горизонтального ствола на разрезе пользовательских скважин;
• Корректировка структурной модели с учетом пользовательских скважин;
• Корректировка основной геологической модели по данным бурения горизонтального ствола.
Траектория скважины может отклоняться от запланированной, при этом следует обновить модель и откорректировать синтетические кривые новой плановой траектории. Процесс повторяется до завершения бурения скважины.
Мониторинг бурения скважин в режиме реального времени. Достоинства систем мониторинга бурения в РРВ
Мониторинг бурения скважин в режиме реального времени – это непрерывный контроль за процессом разбуривания пласта.
К основным задачам, которые должна решать система мониторинга, относятся получение навигационных, геофизических, технологических и прочих данных и передача их на поверхность в режиме реального времени. Причем процессы регистрации, обработки и пересылки скважинных параметров на приемные устройства на устье не должны оказывать негативного воздействия на продолжительность строительства скважины.
Данные, регистрируемые телеметрической системой на забое, можно подразделить на несколько категорий:
- навигационные: определяющие траекторию ствола скважины;
- технологические: характеризующие режимы бурения;
- геофизические: отражающие свойства пластов и форму поперечного сечения скважины;
- специфические: синхропосылки, состояние самопроверки элементов ТС.
Для получения указанных характеристик используются соответствующие датчики, набор которых зависит от особенностей компоновки системы мониторинга и ее оснащенности.
Достоинства систем мониторинга бурения в РРВ.
Сегодня процессы мониторинга имеют большое значение при выполнении буровых работ. Уже давно отмечено, что непрерывный контроль за процессом бурения и использование специальных систем навигации, каротажа во время бурения и т.д., дают существенные преимущества:
- Повышается продуктивность и КИН;
- Достигаются проектные показатели добычи при меньшем объеме буровых работ;
- Снижается обводненность продукции;
- Исключаются многие осложнения при бурении;
- Повышается точность оценки пласта;
-Появляется возможность разработки запасов, ранее считавшихся неэкономичными.
Внедрение специальных телеметрических систем в течение двух последних десятилетий создало предпосылки для бурного развития строительства скважин с горизонтальным окончанием, бурения боковых стволов и, в конечном счете, увеличения добычи нефти.
Автоматизация бурения: достоинства и недостатки
Автоматизация технологического процесса составляет важную часть научно-технического прогресса в проведении геологоразведочных работ. Теоретические исследования в области совершенствования управления процессом бурения и его оптимизации получили новые возможности практической реализации с появлением управляющей микропроцессорной техники и созданием на ее основе систем автоматизированного управления.
Автоматизированное управление процессом бурения разведочных скважин позволяет не только управлять процессом бурения в реальном времени, но и собирать, накапливать и обрабатывать информацию о процессе бурения, а также диагностировать работоспособность отдельных узлов и механизмов.
Автоматизация технологических процессов на основе современной техники обеспечивает интенсификацию производства, повышение качества и снижение себестоимости продукции.
Негативная сторона автоматизации бурения заключается в том, что необходимо знать, как система автоматизации будет вести себя в нештатных ситуациях, каковы будут шансы обнаружения программой отклонений от правильного процесса бурения. При увеличении уровня автоматизации более вероятно появление риска. Необходимо разработать четкую систему связи человек – автомат.
Понятие о системе Е- бурение
Е - бурение - это новая и инновационная система для моделирования бурения в режиме реального времени, 3D-визуализации и управления из удаленного центра эксперта бурения. Концепция использует все доступные в режиме реального времени данные бурения (поверхностные и скважинные) в сочетании с реальным моделированием времени для контроля и оптимизации процесса бурения. Эта информация используется для визуализации скважины в 3D в реальном времени. Система состоит из следующих элементов:
Автоматизированная обработка труб.
Передовой и быстрый комплексный тренажер бурения, который имеет потенциал для моделирования различных динамических буровых суб-процессов, а также взаимодействие этих суб-процессов в режиме реального времени.
Автоматическая проверка качества и корректировки данных бурения, что делает их пригодными для обработки компьютерных моделей.
Консультативная технология для более оптимального бурения.
Виртуальные скважины, с передовой визуализацией скважинных процессов. Новая система визуализации поколения предназначена для интеграции всех участников процесса.
Поток данных и компьютерная инфраструктура.
Лекция 7 Умная скважина
Умная скважина: определение, цели и задачи, основные элементы.
Скважины, оснащенные датчиками и/ или регулирующими клапанами на сегодняшний день известны как интеллектуальные скважины. С тех пор как первая интеллектуальная скважина была запущена в августе 1997года на платформе на натяжных опорах Сагаз Сноре в Северном море, технология получила широкое распространение. Более 300 подобных объектов было установлено по всему миру – начиная от месторождений на поздней стадии разработки, до глубоководных шельфовых месторождений в Бразилии.
Технология интеллектуального заканчивания представляет собой серьезный прорыв за последние несколько лет. Она позволяет операторам осуществлять мониторинг добычи, а также удаленно штуцировать или перекрывать приток из некоторых продуктивных толщин без внешнего вмешательства в работу скважины. Эти новые возможности принципиально важны для сегодняшней нефтегазовой отрасли. При этом стоит отметить, за последние десять лет наблюдается сильное падение дебитов скважин. В это же время коллекторы становятся все более сложными: удаленными, плотными, мало протяженными. В результате коэффициент извлечения нефти составляет меньше 35%, а цель операторов поднять его до 60%. Следовательно, крайнюю необходимость получает рост распространения инновационных технологий в этой области. Однако стоит отметить, что внедрение технологии интеллектуального заканчивания не было очень простым.
Этот термин подразумевает высокоэффективные скважинные системы: клапаны управления интервалами, скважинные и наземные системы управления, устройства для разобщения интервалов и стационарные системы мониторинга.
Количество умных скважин первого поколения на 1.01.2012г. составило 800, из них 40 в России. Создание умных скважин второго поколения находится на стадии пилотных испытаний.
Умная скважина первого поколения это комплекс подземного оборудования, состоящий из устройства контроля притока (ICV), зональной изоляции; забойных (погружных) систем слежения в режиме реального времени – Скважинные цифровые и оптоволоконные системы; автоматических систем безопасности; телеметрического оборудования.
“Интеллектуальными” скважины и процесс эксплуатации месторождения делает не сама по себе новая технология, а новаторское сочетание существующих передовых технологий, включая беспроводную передачу данных, дистанционные датчики, механизмы дистанционного контроля и робототехники. Дистанционные датчики обеспечивают в реальном времени картину того, что происходит в скважине. Максимальный эффект от работы скважинных датчиков достигается благодаря использованию систем управления, позволяющих выполнять те или иные действия при изменении условий внутри скважины. Можно управлять работой скважинных клапанов, регулируя поток жидкости или останавливая добычу из одного горизонта и увеличивая ее из другого. Самые сложные системы позволяют осуществлять автоматическое управление работой скважин на всем месторождении. При этом устройства непосредственно реагируют на изменение условий в скважине без необходимости вмешательства оператора.
Умная скважина это комплекс мероприятий и оборудования, имеющий цели: увеличения и/или оптимизации добычи; увеличения конечной нефте(газо) отдачи; снижения и/или оптимизации капитальных затрат; снижения и/или оптимизации эксплуатационных затрат.
Типичная «умная» скважина состоит из распределительных клапанов для контроля притока и постоянных датчиков для измерения различных физических величин таких как: давление, температура, расход, скорость волн (сейсмических и акустических) и напряжения.
-
Эволюция и развитие систем интеллектуальных скважин. Основные отличия умных скважин первого и второго поколений
Ранее до внедрения стационарных измерительных систем и систем мониторинга единственным возможным способом получения информации о пласте было проведения промыслово-геофизического исследования, предполагающим вмешательство в работу скважины. Измерения проводились с некоторой периодичностью для получения различных параметров, в том числе давления, температуры и скорости потока. Хотя промыслово-геофизические исследования и являются источником ценной информации, это требует по сути своей дорогое и рискованное вмешательство в плановую работу скважины. В результате измерения проводятся нерегулярно, и существует недостаток в свежей информации, что ограничивает возможности оператора.
Первые интеллектуальные системы заканчивания использовали стационарные электронные датчики в скважинах, которые проводили онлайн измерения давления и температур. Так как подобные системы оправдали свою цену, были разработаны системы, контролирующие расход и обводненность продукции. Эти скважинные сенсоры были дополнены вновь разработанными электрогидравличесими системами контроля расхода. Однако на деле проблемой оказалось то, что системы были нестабильны при больших температурах, и доля отказов удваивалась с каждыми 10оС. А так как, смысл системы интеллектуальных скважин в том, что она стационарна и без внешнего доступа, то ее ценность напрямую зависит от надежности сенсоров и компоновки и их продолжительности работы без ремонта. Вскоре от этих систем отказались из-за их низкой надежности.
Условием окупаемости интеллектуальной скважины, несомненно, является ее способность осуществлять непрерывный мониторинг разработки. Если скважинные системы постоянно дают сбои, практически нет смысла от полученных данных о работе скважины. Поэтому все силы были направлены на создание такой системы, при которой мониторинг был постоянным и стабильным, а цена была относительно приемлемой.
ВеллДинамикс – совместное предприятие Халибертон и Шел, которое впервые применило системы ДиректХидроликс и Мини Хидроликс в 1998 году. Но в тоже время была потребность и в изменении концепции сенсоров. Поэтому новые разработки в сфере оптоволоконных сенсорных технологий вдохнули новую жизнь в измеренные системы в скважине. Оптоволоконные системы имеющие в основе принцип решетки Брегга сочетают в себе одновременно высокий уровень надежности, стабильности, точности и разрешающей способности. Один оптический кабель позволяет оснастить широким спектром датчиков скважину, даже если она имеет сложную траекторию или компоновку. Оптоволоконные системы сейчас применяются на большом количестве объектов от наземных до глубоководных, от арктики, до тропиков, на глубинах более 6,5 тысяч метров и температурах более 150°C и очень высоких давлениях. Такие системы обычно устанавливаются в скважинах для контроля давлений, температур, мониторинга качественных и количественных показателей притока, а также сейсмики.
Одним из основных преимуществ интеллектуального заканчивания является возможность улучшенного управления разработкой месторождения. Появляется возможность освоения многопластового месторождения одной скважиной, при этом максимально исключая возможность перетоков, путем регулирования депрессии для каждого пласта. Кроме того, интеллектуальные нагнетательные скважины дают большие возможности в контроле профиля приемистости и увеличении вытеснения углеводородов.
Еще одним важным преимуществом является возможность одновременной раздельной эксплуатации скважины за счет сложной компоновки с применением нескольких пакеров и эксплуатационных колонн. Такое заканчивание может быть более экономически выгодным, чем последовательная разработка продуктивных пластов (последовательная смена объектов разработки от более глубоких к выше залегающим).
В заключение, сокращение затрат на вмешательство в плановую работу скважины даёт ощутимое сокращение расходов, особенно на шельфовых объектах. Также исключаются плановые остановки на исследования, а следовательно не теряется плановая добыча.
Умная скважина первого поколения – скважина оборудованная системой постоянного мониторинга (точечные электрические датчики) и системой контроля притока с ручным управлением клапанов (не более пяти интервалов).
Умная (интеллектуальная) скважина второго поколения – скважина оборудованная системой постоянного мониторинга (распределенные оптоволоконные датчики) и системой контроля притока (более 24 зон контроля), способная работать без вмешательства человека.
|
Первое поколение
|
Второе поколение
|
Количество датчиков
|
<45
|
>100
|
Типы датчиков
|
электрические
|
оптоволоконные
|
Расположение датчиков
|
Точечное
|
Распределенное
|
Количество клапанов
|
<5
|
24 и более
|
Степень вмешательства человека
|
Ручное управление
|
Автоматизированное управление
|
-
Типы интеллектуальных систем. Типы датчиков, применяемые в умных скважина
Управляемая с поверхности система анализа и контроля за разработкой пласта (SCRAMS).
Первая система интеллектуальных скважин, SCRAMS [3], была представлена на рынке в 1996 году, а в августе 1997 года была впервые установлена на платформе на натяжных опрорах Сагаз Сноре в Северном море.
SCRAMS позволяет оператору осуществлять мониторинг давления и температуры для каждой зоны в режиме реального времени. Наличие такой информации определяет возможности оператора по оптимизации работы пласта и процесса добычи.
SCRAMS обычно используется для управления бесступенчатым клапаном-регулятором притока для точного поинтервального контроля поступления жидкости в скважину. Благодаря модульной конструкции скважинных приборов все клапаны-регуляторы могут контролироваться SCRAMS. Связь между поверхностными и внутрискважинными приборами осуществляется по средствам гидравлических и электрических информационных каналов. Гидравлический канал связи передает модулю SCRAMS движущую силу, который в свою очередь, используя электромагнитные распределители, передает эту силу каждой стороне клапана-регулятора притока. Электрический проводник позволяет передовать силу и сигнал от Контроллера скважины ко всем скважинным элементам по средствам многоканальной телеметрии.
Директ Гидроликс
Системы Директ Гидроликс [3] используются для осуществления контроля притока в скважину из продуктивных интервалов (вкл/выкл, переменный). Могут применяться на наземных, платформенных и глубоководных установках. Директ Гидроликс не может использоваться в тех случаях, где требуются бесступенчатое штуцирование.
МиниГидроликс
Системы Мини Гидроликс обычно используются в тех случаях, когда требуется удаленная выборочная добыча или глушение и имеется ограниченное количество устьев. Это крайне ценно, когда невозможно или невыгодно устанавливать проводную линию связи, например в скважинах с большой кривизной траектории, горизонтальных скважинах, оснащенных ЭЦН и т.п. Системы МиниГидроликс хорошо подходят для скважин, работающих на несколько пластов, где возможен прорыв воды или газа.
ИнФос
Интеллектуальная система ИнФос, использует гидроприводные скользящие муфты с возможностью удаленного управления, изоляционные пакеры и внутрискважинные системы мониторинга для достижения удаленного контроля за притоком, а также сокращения время обнаружения и отклика в условиях изменяющихся скважинных условий.
Гидравлическая система ИнФос может управляться вручную или автоматически, с использованием клапанов и силовых приводов, соединенных с системным модулем SCADA (диспетчерское управление и сбор данных). Возможность гидравлического контроля может быть предусмотрена на панели управления оператора на добывающей платформе.
ИнЧадж
ИнЧадж – это первая система интеллектуального заканчивания, использующая клапаны с электрическим приводом и бесступенчатые штуцеры. Система ИнЧадж производит мониторинг замеров температуры, давления и дебита в реальном времени на забое как в НКТ, так и в затрубном пространстве. Система бесступенчатой смены штуцеров позволяет регулировать приток из отдельно взятых толщин. Оператор может обеспечить необходимые условия для оптимизации добычи с учетом самой последней информации из скважины, управляя условиями при добыче и/или нагнетании в режиме реального времени и притоком из отдельных толщин. Профиль притока может быть выровнен, прорыв воды или газа может быть предупрежден, а отдельные толщины могут быть запущены в эксплуатацию или заглушены. Все вышеперечисленные операции выполняются с помощью системы управления на персональном компьютере.
Систем ИнЧадж может быть одинаково хорошо применена как к вертикальным, так и к наклонно-направленным, так и к горизонтальным скважинам с заканчиванием как на суше, так и на шельфе, как с платформ, так и на глубине. Один из наиболее ценных характеристик системы ИнЧадж для шельфовой эксплуатации – это единая линия управления, проходящая через пакеры и устьевое оборудование. Наглядно это представляет собой четвертьдюймовый проводник с функциями питания, передачи и сбора информации. Таким образом, оператор может контролировать до 12 отдельных толщин в одной скважине или 12 скважин с одной наземной управляющей системой ИнЧадж.
Типы датчиков, применяемые в умных скважинах
Обычно постоянные датчики классифицируют по технологии измерения (электрические или оптические) и по количеству точек измерений (точечные, квази-распределенные и распределенные). Кварцевые и электрические датчики представляют более экономичный вариант и ориентированы на сбор более частных параметров, таких как производительность насосной системы или давление/температура на забое и в стволе, забойный мониторинг вибрации, мониторинг с зональным отсечением и тд.
Оптоволоконные мониторинговые системы предоставляют наиболее полную, непрерывную информацию о скважине и коллекторе. Они позволяют в реальном времени получать информацию о сейсмике, прорыве воды и газа, температуре и давлении на забое и во всем стволе, дебите. С их помощью определяют непродуктивные пласты, оптимизируют отдачу пласта. Система совершенно незаменима при одновременно раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов.
-
Интеллектуальное заканчивание скважины. Основная компоновка интеллектуальной скважины (на примере оборудования Шлюмберже)
Применение интеллектуального заканчивания при совместной разработке нескольких объектов в скважине позволяет регулировать добычу внутрискважинными клапанами притока, а так же получать данные о состоянии разработки каждого объекта в режиме реального времени. Такие системы – это новое слово в оптимизации процессе добычи, их эффективность особенно заметна в сравнении с результатами традиционного заканчивания скважин. Предотвращение возможности обводнения какого-либо объекта достигается путем индивидуального контроля за каждым отдельным объектом разработки и использованием специальных клапанов-регуляторов и штуцеров. Отсутствие необходимости вмешательства в плановую работу скважины – еще одно важное преимущество «умных» скважин, однако необходимо произвести учет всех особенностей скважины в ее конструкции.
Интеллектуальное заканчивание дает видимые результаты при разработке малопроницаемых или сложных коллекторов. Отмечены значительные повышения коэффициента нефтеотдачи и эффективности зоны охвата по сравнению с обыкновенным заканчиванием на таких объектах. Существуют различные компоновки для «умных» скважин, подбор которых осуществляется исходя из особенностей месторождения. Тем не менее, улучшение технологий происходит практически ежедневно, что открывает новые возможности и новые горизонты
Постоянный стационарный мониторинг в скважине берет свое начало в 1960х, когда использовалось специальное модифицированное геофизическое оборудование, но прошло немало времени, прежде чем оно получило репутацию надежного измерительного комплекса. Современные системы интеллектуального заканчивания используют единые измерительные комплексы для получения значений температур, давлений, а также для мониторинга жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Другие сенсоры контролируют работу ЭЦН или дают профиль изменения температур по скважине.
Наиболее важным элементом компоновки является скважинные клапаны, регулирующие приток жидкости в скважину. Ранее клапаны могли работать только на открытие и закрытие, но сейчас может быть использовано до 10 ступеней смены штуцеров (+ закрытие).
Компоновка компании Шлюмбержер TRFC-HN AP [5] стационарный регулирующий клапан, например, является гидроприводным и может использоваться для регулирования поступление флюида из затрубья в колонну НКТ. Клапан TRCF-HN LP имеет колпак на штуцере и может регулировать добычи с той же НКТ. Клапан TRCF-E также является стационарным регулирующим, но он имеет электромеханический регулирующий шутуцер и встроенный сенсор-измеритель температуры, давления и весового расхода. Эти сенсоры могут измерять параметры потока внутри НКТ и в межтрубном пространстве.
Надежность крайне важный показатель системы, которая предназначена для работы на протяжении всего периода эксплуатации скважины. Некоторые системы, установленные Шлюмберже, продолжают работать с 1998 года.
При интеллектуальном заканчивании используются измерительные приборы, клапаны, пакеры и другое оборудование, преднозначенное для изоляции продуктивных интервалов, датчики контроля притока и поступления песка, а также оборудование для механизированной добычи. Однако установка надежного и безопасного оборудования само по себе не подразумевает интеллектульного заканчивания. Для оптимизации добычи или нагнетания проводится повторяющийся цикл миниторинг, моделирование, контроль.
Рисунок : Обновления в динамике является крайне важной составляющей в мониторинге и контроле за разработкой залежи
Рисунок : TRFC-HN AP и TRFC-HN LP клапаны работающие совместно для контроля работы двух продуктивных толщин
Некоторые примеры применения Интеллектуальных скважин
Скважина FD-11 месторождения Фала
Нефтяная Компания Дубая (НКД) также использовала похожие компоновки для интеллектуального заканчивания в случаях контроля обводненности для карбонатных коллекторов. Компания бурила скважину на месторождении с целью добычи из двух продуктивных интервалов по средствам двух горизонтальных ответвлений (верхнего и нижнего). Тем не менее, достаточно трудно в карбонатных коллекторах предсказать где и когда произойдет прорыв фронта воды, и верхняя горизонтальная скважина начала давать воду в продукции в течение года. Нижняя горизонтальная скважина продолжала давать нефть с дебитом 160м3/день, но НКД пришлось закрыть скважину, потому что верхний интервал не мог быть изолирован.
Когда НКД решила пробурить новую скважину на месторождении, то было предпринято интеллектуальное заканчивание. Таким образом, было решено осуществлять одновременно-раздельную контролируемую эксплуатацию двух горизонтальных ответвлений.
Скважина FD-11 была первой интеллектуальной скважиной для НКД, которая представляла собой совместную работу правительства Дубая и КонокоФиллипс. Практически год ушел на разработку оптимальной компоновки для эксплуатации.
Компоновка интеллектуальной скважины связана с QL стационарным пакером [6]. Добыча из нижней зоны осуществляется за счет перекрытия межтрубного пространства этим пакером, пуская жидкость в обсаженную часть (95/8дюймов), в то время как добыча из верхней зоны осуществляется по межтрубью. (Рис.4). Клапаны, которые регулируют добычу из двух горизонтальных ответвлений, расположены достаточно высоко, в части с небольшой кривизной, где они могут быть извлечены специальным тросом. Однако технология интеллектуального заканчивания достаточно надежна, так что необходимости в извлечении не возникало. [7]
НКТ и клапаны могут изолировать или заштуцировать любую из двух горизонтальных ветвей, и специальные средства измерений получают информацию о давлении и температуре, которая необходима НКД для принятия решений по оптимизации добычи. Измерительное устройство для мониторинга установлено на стенке НКТ и может мерить давление как внутри нее, так и в межтрубном пространстве.
В скважине FD-11 впервые были применены электро-оптоволоконные линии датчиков. Такое измерительное средство представляло собой электрический кабель со оптоволоконными вствками. Добыча в скважине FD-11 поддерживается за счет газлифта, и термопрофили позволяют контролировать эффективность газлифтных клапанов и проводить оптимизацию добычи.
В течение первого года эксплуатации клапаны-регуляторы притока сменили более 160 позиций на скважине FD-11. Таким образом, можно говорить, что технология прошла опытно-промышленные испытания на успешность добычи и контроля обводненности продукции. Например, в первом случае выявлено, что позиций для клапана значительно больше, чем требуется, следовательно, необходима разработка более простой компоновки и более выгодной.
В будущем, когда произойдет сильное обводнение продукции, и возникнет необходимость в перекрытии одной или обеих ветвей, то есть возможность того, что смесь воды и нефти будет скапливаться в этих ответвлениях, будет разделяться и при открытии клапанов даст добавочную добычу.
Рисунок : Интеллектульное заканчивание, позволяющее вести контроль обводненности в скважине
-
Скважина с экстремальным и максимальным охватом пласта - Максимальный охват коллектора интеллектуальной скважиной (контроль заводнения)
Контроль заводнения пласта-коллектора – важная задача для многих операторов.
Бионическая скважина или скважина с экстремальным охватом пласта
Бионическая скважина (от слова bionic) – скважина, обладающая экстремальным охватом продуктивного пласта.
Количество умных латералей -неограничено
Каждая латераль снабжена элетрическим актуатором
Скважины с максимальным охватом пласта-коллектора бурились для увеличения продуктивности (до 3 раз по сравнению с вертикальной скважиной) и увеличения притока флюида в скважину, вместе с тем решалась задача уменьшения затрат на долю полученной продукции. Интеллектуальное заканчивание применялось для достижения максимальной сбалансированной добычи из этих многопластовых месторождений, а также контроля падения пластового давления и уменьшения обводненности продукции. Говоря о карбонатных коллекторах с разломами и трещинами, система интеллектуального закнчивания позволяет достигнуть максимальной выработки из пластов.
Другие нефтяные компании, такие как Индийская Нефтегазовая корпорация (ONGC), тоже придерживаются политики по бурения скважин с максимальным охватом коллектора и оснащению их интеллектуальными системами, а в терригенных коллекторах и системами по контролю за выносом песка. [4]
Рисунок Интеллектуальное заканчивание скважины, максимально охватывающей коллектор (контроль за обводнением скважины)
Скважина на рисунке 3 представляет собой скважину с максимальным охватом коллектора в сверхкрупном месторождении на Ближнем Востоке. Она дренирует неоднородный карбонатный коллектор и имеет 2 ответвления из стенок основной скважины. При условии стандартного заканчивания и неоднородности коллектора обводненность продукции возросла до 23% за год, что, следовательно, приводит к снижению добычи нефти. Система интеллектуального заканчивания установлена для контроля добычи из каждого дополнительного горизонтального ствола.
Успешная система интеллектуального заканчивания не ограничивается только технологичностью компоновки: она также подразумевает систематический подход к планированию, что включает информацию из модели залежи. Работа мультидисциплинарных коллективов необходима на всем протяжении работы над залежью: от плана разработки до его осуществления.
Компановка данной интеллектуальной скважины представляет собой пакеры QUANTUM MultiPort и 3 клапана TRFC-HN AP для контроля за работы горизонтальных дополнительных стволов и основного ствола.
WellWatcher представляет собой систему мониторинга состояния залежи и контроля добычи в режиме реального времени, по средствам данных о температуре и давлении в скважине. Информация посылается по ультра новым и быстрым каналам связи. Полученная информация вместе с данными о качественных и количественных характеристиках потока служит для подбора режима выработки (максимальное количество нефти, минимальное обводнение продукции) за счет смещения клапана-регулятора.
Итак, после установки оборудования интеллектуальног заканчивания , добыча нефти установилась на 950 м3/день, обводненность продукции не наблюдалась. Раннее выявление проблем позволило предотвратить преждевременное закрытие горизонтальног ответвленного ствола.
Оптоволоконные технологии в умных скважинах. Примеры. Метод распределенной акустики - использование оптоволоконного кабеля для измерения температуры, давления, расхода
Оптоволоконные технологии уже давно используются в различных областях техники, составляя основу не только средств передачи информации, но и разнообразных устройств измерения и контроля. В последнее десятилетие оптоволоконные технологии все интенсивнее проникают в нефтяную и газовую промышленность, особенно в такие взаимосвязанные разделы этой отрасли, как сейсморазведка, бурение, геофизические исследования в скважинах и добыча нефти и газа.
На основе оптоволоконных технологий разработаны различные измерительные системы, которые, обладая высокой точностью, превосходят электронные устройства того же назначения в части стабильности и термостойкости. Измерительные элементы (сенсоры) таких систем не подвержены влиянию магнитных и электрических полей и стойки по отношению к вибрации и ударам.
Трудно представить, что оптоволокно – тонкая кварцевая нить, сравнимая с человеческим волосом, позволяет измерять такие физические величины, как температура и давление, анализировать акустические колебания. И, что самое интересное, дает возможность все это регистрировать, получая необходимые данные из любой точки оптоволокна, каким бы длинным оно ни было 1 или 40 км. Таким образом, оптоволоконные сенсоры могут работать совместно практически с любой технологией добычи, передавая оператору информацию о текущем состоянии параметров в скважине.
Благодаря оптоволоконным технологиям решается широкий спектр задач, связанный с мониторингом параметров пласта геофизическими методами. Среди них можно отметить термометрию (оценка качества конструкции, оценка профиля притока/приемистости), оптические, акустические методы, датчики давления.
Однако при получении такого большого количества информации возникает необходимость ее передачи для дальнейшего анализа. В этом случае оптоволоконные технологии также используются в качестве наиболее надежного и быстрого способа передачи информации. Такие технологии используются на «умных» месторождениях второго поколения. Они позволяют передавать гигабайты информации каждый год практически от нескольких тысяч сенсоров.
Известно, что в конце 2010 года компания BP закончила сооружение оптоволоконного канала связи протяженностью 1200 км, который соединил все морские платформы этой компании в Мексиканском заливе. Осуществление этого проекта стоило компании около 80 млн. долларов. Есть некоторый опыт и у норвежских компаний, но у них в связи с большой протяженностью береговой линии, сделаны многочисленные выносы оптоволоконных каналов связи с платформ и подводных добычных комплексов на берег.
Метод распределенной акустики - использование оптоволоконного кабеля для измерения температуры, давления, расхода
Оптоволоконная система распределенной акустики – технология позволяющая определить конкретные события, происходящие в скважине, шумы, которые уловил оптический кабель.
Это как установить в скважине ряд очень чувствительных микрофонов и слушать движение песка вверх по трубопроводу (НКТ), турбулентность потока, течь, слушать, как открываются и закрываются клапаны, чтобы проверить их состояние. В данное время во многих странах используется оптоволоконный кабель для измерения температуры, давления, расхода, сейсмических измерений, и этот же кабель можно использовать в качестве микрофона путем установки нового электронного блока на поверхности. Прибор посылает световой сигнал вниз по волокну. Свет меняет свойства под воздействием шумов вокруг кабеля. Проанализировав отраженный световой сигнал, зарегистрированный прибором на поверхности, можно выяснить, какие шумы «услышал» оптоволоконный акустический датчик, и даже определить местоположение источника звука. Система позволяет синхронно регистрировать звук через каждый метр вдоль всего кабеля, а также его амплитуду (динамический диапазон более 90 дБ), частоту и фазу.
Лекция 8: Управление разработкой месторождений в РРВ.
Основные инструментальные средства для управления морскими добычными платформами. Область применения и состав решаемых задачи
Датчики и волоконно‐оптическая связь
|
Донные станции и антенные поля
|
Наводные и подводные аппараты
|
-Датчики давления (гидрофоны), 3‐х компонентные датчики смещения (геофоны) – 4С система: волоконно‐ оптические интерферометры высокой чувствительности и расширенным динамическим диапазоном (не менее 140 дБ) для донных и буксируемых систем.
-Скважинные волоконно‐оптические датчики (интеллектуальная разведочная и добывающая скважина)
-Подводные системы оптической и гидроакустической передачи данных для разведки и подводных добычных комплексов
-Оптоволоконные датчики для интеллектуальной буровой платформы и для системы сбора и подготовки продукции на интеллектуальных добычных платформах
|
- Донные и сейсмические станции (автономные и управляемые по телеметрии)
- Сенсорные антенные поля донных сейсмических станций (система освещения обстановки гидро‐ и литосферы)
- Экологически безопасные сейсмические излучатели нового поколения продольных и поперечных волн (донные и буксируемые, сложные сигналы).
|
- Интеллектуальное сейсморазведочное судно (как надводное, так и подводное)
-Интеллектуальные глубоководные подводные аппараты (автономные и телеметрические)
-Средства доставки, развертывания и обслуживания элементов системы и подводных трубопроводов (донные аппараты)
|
|
