EA022992B1

EA022992B1 - Системы и способы обработки подземного пласта с интерпретацией данных замкнутого цикла в режиме реального времени

Info

Publication number: EA022992B1
Application number: EA201070005A
Authority: EA
Inventors: Хубертус В. Томер; Рекс Бергос; Сяовэй Венг; Мусса Кейн
Original assignee: Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date: 2007-06-12
Filing date: 2008-06-11
Publication date: 2016-04-29
Also published as: MX2009013108A; US20080308272A1; WO2008152599A2; EG27115A; WO2008152599A3; CA2687892A1; CA2687892C; EP2153025A2; EA201070005A1

Abstract

В изобретении представлены способ и система для обработки подземного пласта с использованием системы подачи текучей среды, содержащей систему непрерывной обратной связи. Система непрерывной обратной связи использует методику интерпретации данных замкнутого цикла в режиме реального времени для мгновенной синхронизации и корректировки действий на поверхности на буровой площадке относительно определенных событий в скважине. Датчики используют для мониторинга по меньшей мере одного скважинного параметра в режиме реального времени. На основе данных в режиме реального времени система непрерывной обратной связи обеспечивает выполнение корректировки в отношении по меньшей мере одного параметра воздействием на скважинное событие.

Description

В общем, настоящим изобретением создана система и способ обработки подземного пласта. Система и способ используют устройство подачи текучей среды, содержащее систему непрерывной обратной связи, применяющую методику интерпретации замкнутого цикла в режиме реального времени для моментальной синхронизации и корректировки действий на буровой площадке по измеренным событиям на забое скважины. Датчики используют для мониторинга по меньшей мере одного параметра/измерения в скважине в режиме реального времени. На основе данных в режиме реального времени с поверхности и в скважине можно выполнять корректировки для управления скважинными событиями или скважинными условиями воздействия на них.

Краткое описание чертежей

Некоторые варианты осуществления изобретения описаны ниже со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых одинаковые позиции ссылки обозначают одинаковые элементы.

На фиг. 1 схематично показан общий вид системы обработки скважины подачи текучей среды в пласт скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 2 показано графическое представление в режиме реального времени выходных данных с подземного расположения в виде, который можно отображать через графический интерфейс пользователя согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 3 схематично показан общий вид другого варианта системы обработки скважины, предназначенной для получения данных в нескольких зонах скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 4 показан другой пример отображения вывода данных на основе данных, полученных из скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 5 показан другой пример графического интерфейса пользователя для предоставления информации и обеспечения ввода данных оператором согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 6 показан другой пример графического интерфейса пользователя для предоставления информации и обеспечения ввода данных оператором согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 7 показан другой пример графического интерфейса пользователя для предоставления информации на основе данных с забоя скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 8 показан другой пример графического интерфейса пользователя для предоставления информации и обеспечения ввода данных оператором согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 9 показан график давления относительно истинной вертикальной глубины во время спуска в скважину согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 10 показана иллюстрация, аналогичная показанной на фиг. 9.

На фиг. 11 схематично показан вид сбоку системы обработки скважины, спускаемой в скважину, и получающееся в результате изменение уровня текучей среды согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 12 показан график, отображающий истинную вертикальную глубину, давление и градиент относительно времени согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 13 показан другой пример графического интерфейса пользователя для предоставления информации и обеспечения ввода данных оператором согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

- 1 022992

На фиг. 14 показана таблица, которую можно использовать для определения уровня риска, связанного с данной операцией обработки скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 15 показана другая таблица, которую можно использовать для определения уровня риска, связанного с данной операцией обработки скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 16 показана еще одна таблица, которую можно использовать для определения уровня риска, связанного с данной операцией обработки скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 17 показана еще одна таблица, которую можно использовать для определения уровня риска, связанного с данной операцией обработки скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 18 показан другой пример графического интерфейса пользователя для предоставления информации и обеспечения ввода данных оператором согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

В следующем описании изложены многочисленные подробности для обеспечения понимания настоящего изобретения. Вместе с тем, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что настоящее изобретение можно применять без данных деталей, и многочисленные изменения или модификации описанных вариантов осуществления являются возможными.

Настоящее изобретение, в общем, относится к системе и способу интерпретации данных замкнутого цикла во время обработки текучей средой подземного коллектора с использованием устройства подачи текучей среды, включающего в себя колонну насосно-компрессорной трубы, которая может быть выполнена в виде гибкой насосно-компрессорной трубы. В одном варианте осуществления система и способ относятся к способу интерпретации данных замкнутого цикла в режиме реального времени для операций на гибкой насосно-компрессорной трубе для синхронизации и корректировки действий на поверхности по событиям, происходящим на забое скважины, для повышения эффективности работ в скважине и/или оптимизации коллектора. Повышение эффективности скважинных операций и оптимизацию коллектора можно получить в результате усовершенствованного управления давлением, управления нагрузкой, управления скважинным инструментом, управления коллектором и/или управления другими факторами обработки скважины текучей средой. Система и способ предоставляют решения по необходимому управлению работой, обеспечивающему синхронизацию и регулирование действий на поверхности по отношению к предшествующим, текущим или будущим событиям в скважине через интерпретацию данных подземных обработок замкнутого цикла в режиме реального времени.

Методику управления в режиме реального времени можно использовать во взаимосвязи с одним или несколькими скважинными событиями. Например, обнаружение и управление в режиме реального времени скважинными событиями, относящимися к управлению давлением, могут включать в себя выполнение корректировок, относящихся к потенциалу прихвата, индикаторам отклонения, индикаторам обработки пласта для интенсификации притока, установке проектного значения (выше и ниже установленного давления на забое) и эффективности сопла текучей среды обработки пласта. Корректировка внутрискважинных событий также может относиться к управлению нагрузкой и включать в себя скважинные события, относящиеся к управлению осевой нагрузкой на скважинные инструменты и управлению большим отходом в режиме реального времени. Определение и управление также могут относиться к управлению скважинным инструментом и включать в себя управление скважинными устройствами, чувствительными к перепадам давления, пикам, изменениям наклона (увеличивающемуся, ровному или уменьшающемуся) и усилиям сжатия, растяжения или кручения. Определение и управление также могут относиться к управлению коллектором и включать в себя скважинные события, характеризующие как профиль приемистости, размещение текучих сред обработки пласта, размещение и объемную характеризацию отложений гидратов в трубном инструменте и коллекторе, испытание свойств коллектора (например, емкости, фильтрационных свойств), и характеризации, прогнозированию и идентификации профилей нагнетания.

Как описано более подробно ниже, новые системы и способы используют интерпретацию данных замкнутого цикла в режиме реального времени для подземной обработки, создающую заметные преимущества и выгоды. Преимущества достигаются, по меньшей мере, частично из возможности прогнозирования динамических режимов и/или событий как на поверхности, так и в скважине, создания обратной связи, относящейся к событиям в скважине или управлению данными событиями, и управления и корректировки событий в скважине. Дополнительно к этому, система управления обеспечивает мониторинг одного или нескольких параметров, который можно использовать для управления множеством событий в скважине. Определение и управление конкретными событиями в скважине обеспечиваются на основе мониторинга и оценки параметров, таких как давления, нагрузка, скорость и другие индикаторные параметры, по данным, получаемым как в скважине, так и на поверхности.

- 2 022992

Согласно одному варианту осуществления изобретения интерпретацию данных замкнутого цикла в режиме реального времени используют с системами и способами с применением гибкой насоснокомпрессорной трубы для прогнозирования необходимого выхода для необходимого внутрискважинного события. Параметры измеряют в скважине и измерения передают на поверхность в режиме обратной связи. Обратную связь использует система управления, которая может изменять параметры и воздействовать на событие в скважине. В систему управления можно вводить значения для воздействия на управление событиями в скважине так, как необходимо оператору скважины.

В других вариантах осуществления скважинные параметры могут быть измерены, и данные измерения можно оценивать подходящим устройством управления в стволе скважины. Устройство управления можно использовать для мониторинга обратной связи и воздействия на скважинное событие или управления им на основе информации обратной связи. Кроме того, мониторинг и оценку можно осуществлять объединенной наземной системой управления и системой управления в скважине. Дополнительно к этому, способ мониторинга скважинных параметров и управления скважинными событиями при операциях обработки скважины подходят для использования в скважинных операциях и системах с использованием гибкой насосно-компрессорной трубы, а также могут использоваться с другими подходящими способами и оборудованием обработки пласта.

Система и способ являются пригодными для интерпретации данных замкнутого цикла в режиме реального времени для внутрискважинных работ с использованием гибкой насосно-компрессорной трубы и включают в себя характеристику события, определение траектории, оценку достоверности и потенциальной серьезности конкретного скважинного события и отображение информации оператору. Способ также можно использовать для оптимизации плана скважинных работ посредством выбора сначала первоначального плана, определения достоверности и серьезности скважинного события, корректировки параметра первоначального плана, повторной оценки достоверности и серьезности скважинного события и затем повтора процесса корректировки и повторной оценки, если необходимо. Способ также может использоваться для создания интерпретации данных замкнутого цикла в режиме реального времени для работ с применением гибкой насосно-компрессорной трубы в скважине и включать в себя прогнозирование в режиме реального времени тенденции развития события посредством сбора как данных на поверхности, так и в скважине. Данные используют для определения и прогнозирования последующих операций и тенденций на выходе обработки с расчетами замкнутого цикла.

Аналогично, система и способ могут использоваться для создания интерпретации данных замкнутого цикла в режиме реального времени для скважинных работ с использованием гибкой насоснокомпрессорной трубы и включают в себя систему предупреждения о прихвате гибкой насоснокомпрессорной трубы/трубного инструмента посредством мониторинга данных на поверхности и на забое скважины. Приходящие следом данные можно получать и сравнивать для установления разницы. Если возникает существенная разница, может подаваться тревожный сигнал для индикации наступления события в скважине вследствие изменения параметров. Тревожный сигнал обеспечивает вмешательство оператора или автоматическое вмешательство системы управления, способных предпринимать корректирующее воздействие.

Способ также может использоваться для обеспечения интерпретации данных замкнутого цикла в режиме реального времени для работ с использованием гибкой насосно-компрессорной трубы в скважине и включать в себя определение одного или нескольких параметров скважинной обработки, относящихся к событию или плану посредством оценки параметров в одном положении в стволе скважин и затем во втором положении. После оценки параметров скважину эксплуатируют, и измерения повторяют в первом и втором положениях. Данный процесс, при необходимости, можно повторять для обеспечения выверки базовых линий и выполнения необходимых изменений при изменении базовых линий. В некоторых вариантах осуществления данные повторных измерений в первом и втором положениях передают на поверхность и записывают для определения параметров потока.

Как показано на фиг. 1, в одном варианте осуществления система 20 обработки скважины предназначена для использования с интерпретацией данных замкнутого цикла в режиме реального времени для внутрискважинных работ с применением насосно-компрессорной трубы, например гибкой насоснокомпрессорной трубы. Система создает возможность прогнозирования динамических режимов/событий на поверхности и в скважине и осуществления управления скважинными событиями на основе обратной связи. Обратную связь можно получать посредством измерения и оценки скважинных параметров, таких как давление, нагрузка, скорость и других подходящих параметров. Данные параметры можно измерять как в скважине, так и на поверхности.

Как показано на фиг. 1, система 20 обработки скважины может содержать или быть выполнена в форме системы или устройства подачи текучей среды, содержащего систему 22 непрерывной обратной связи, использующую методику интерпретации данных замкнутого цикла в режиме реального времени для мгновенной синхронизации и корректировки действий на поверхности относительно измеренных скважинных событий. Система 22 содержит насосно-компрессорную колонну 24 для обработки скважины, развернутую в стволе 26 скважины, систему 28 датчиков и систему 30 управления, которая может содержать систему сбора данных, анализа и управления.

- 3 022992

Колонна 24 содержит инструмент 32 обработки, развернутый на необходимом месте в стволе 26 скважины вблизи окружающего подземного пласта 34, подлежащего обработке. Инструмент 32 обработки спускают в ствол 26 скважины на насосно-компрессорной трубе 36, такой как гибкая насоснокомпрессорная труба, с помощью подходящего наземного оборудования 38, установленного на буровой площадке 40. Наземное оборудование 38 может содержать буровую установку с гибкой насоснокомпрессорной трубой, спроектированную специально для спуска гибкой насосно-компрессорной трубы и инструмента 32 обработки в скважину и их подъема из скважины.

Во время операции обработки скважины текучую среду обработки пласта закачивают в скважину подходящим насосным оборудованием 42, которое также может быть установлено на буровой площадке 40. Система 30 управления также может быть соединена с насосным оборудованием 42 для управления подачей текучей среды обработки пласта на основе параметров, определенных мониторингом, при этом, воздействуя на скважинные события и управляя ими. Поток текучей среды обработки пласта направляют вниз по насосно-компрессорной трубе 36 для выхода наружу из инструмента 32 обработки, как указано стрелками 44. От инструмента 32 обработки текучая среда обработки пласта направляется наружу в пласт 34, например, через перфорационные каналы 46, образованные в обсадной колонне 48 скважины. Текучая среда обработки и конфигурация инструмента 32 могут изменяться в зависимости от конкретной операции обработки скважины и скважинных условий, в которых выполняют операцию.

Систему 28 датчиков можно использовать, по меньшей мере, для определения одного скважинного параметра или выполнения измерения в режиме реального времени, которое можно использовать как индикатор по меньшей мере одного скважинного события или условия. Например, система 28 датчиков может иметь несколько датчиков 50, содержащих, например, один или несколько датчиков давления, датчиков температуры, датчиков нагрузки, датчиков локатора муфт обсадной колонны, датчиков снятия параметров текучей среды, например датчиков скорости текучей среды, акустических датчиков, инфракрасных датчиков, оптических датчиков, датчиков расхода и других типов датчиков, разработанных для мониторинга одного или нескольких параметров, которые можно использовать как индикаторы события в скважине. В зависимости от определенного скважинного параметра и события/условия изменения параметров измерения могут служить индикацией будущего явления, текущего явления или прошлого явления параметра, представляющего интерес, такого как скважинное событие или скважинное условие. Датчики 50 также могут быть установлены в других местах, таких как наземные буровые площадки, для создания, например, данных сравнения, которые можно использовать для сравнения, калибровки или проверки данных, полученных в скважине.

Данные от системы 28 датчиков выводятся в режиме реального времени на систему 30 сбора данных, анализа и управления. Система 30 может иметь различные формы и может размещаться полностью или частично на буровой площадке/наземной площадке 40 или на удаленных площадках. Кроме того, система 30 может содержать компьютеры, и данные от системы 28 датчиков обрабатывает один или несколько компьютеров. Система 30 управления также может быть автоматизирована для автоматической подачи заданных сигналов управления на основе определения в режиме реального времени по меньшей мере одного параметра/измерения в скважине. Например, изменения параметров/измерений в скважине может обуславливать выполнение системой 30 управления действий автоматизированного управления для изменения параметров/измерений в скважине и воздействия, тем самым, на скважинное событие или скважинное условие и/или управление им.

В показанном варианте система 28 датчиков осуществляет связь с системой 30 управления посредством одной или нескольких линий 52 передачи данных. Линия 52 передачи данных может содержать проводную линию передачи данных, беспроводную линию передачи данных или комбинацию проводных и беспроводных сегментов для передачи сигналов от датчиков 50 на систему 30 управления в режиме реального времени. В качестве примера система 30 управления может содержать несколько блоков 54 ввода/вывода данных, и по меньшей мере один или несколько блоков 54 могут содержать компьютеры 56 для обработки и анализа данных, принятых от системы 28 датчиков в режиме реального времени. Различные программы системы программного обеспечения могут загружаться в компьютер или компьютеры 56 в зависимости от параметра/измерения, мониторинг которого осуществляют в скважине. Кроме того, совокупность компьютеров 56 можно использовать в кооперации с обработкой некоторых данных одним компьютером и других данных другим компьютером.

Каждый блок 54 может содержать дисплей 58 для отображения информации перед оператором и устройство 60 ввода, такое как клавиатура или сенсорная панель для обеспечения ввода информации оператором. Во многих случаях практического применения можно использовать один или нескольк дисплеев 58 для создания графического интерфейса 62 пользователя для отображения информации и выдачи инструкций оператору на ввод информации, связанной с обнаружением, анализом и управлением. В зависимости от структуры системы 30 управления можно использовать различные другие компоненты для передачи и оценки данных. Например, маршрутизатор или другое подходящее оборудование 64 можно использовать для доведения информации до блоков 54. Кроме того, различные передатчики и приемники 66 можно использовать для приема, например, с удаленного компьютера и передачи на него.

- 4 022992

Система 22 непрерывной обратной связи может выполняться для различных практических применений для определения многих параметров, что способствует управлению многими потенциальными событиями в скважине. В качестве примера, измеренный параметр/измерение в скважине может содержать давление, нагрузку, скорость текучей среды, направление текучей среды, температуру, рН текучей среды, содержание твердых частиц в текучей среде, плотность текучей среды и другие параметры. Индивидуальные параметры или комбинации параметров можно определять и использовать как индикатор конкретных событий и/или условий в скважине. Примеры таких событий в скважине включают в себя потенциал прихвата, отклонение, обработку пласта для интенсификации притока, репрессию/депрессию на пласт, эффективность работы сопла, нагрузку на скважинный инструмент, большой отход в режиме реального времени, перепад давления, пики давления, изменения в измерении наклона по времени (увеличивающийся, ровный или уменьшающийся), профиль приемистости, размещение текучей среды, определение объемных характеристик отложения гидратов и различные свойства коллектора. В описании ниже приведены различные варианты использования системы 22 непрерывной обратной связи, но систему можно использовать в других вариантах практического применения и внешних воздействий.

Например, в некоторых вариантах осуществления изобретения управление давлением можно осуществлять при получении данных от одного или нескольких внутрискважинных датчиков 50. Система 30 управления служит системой сбора и анализа данных и также отображает различную информацию и индикаторы перед оператором посредством одного или нескольких дисплеев 58. Например, систему управления можно использовать для создания в режиме реального времени индикатора на основе измерения изменений давления на забое скважины и/или изменений в других измерениях, таких как температура или измерения локатора муфт обсадной колонны.

Информация может отображаться посредством дисплеев 58 в различных форматах, включающих в себя горизонтальную временную диаграмму 68, показанную на фиг. 2. В данном варианте система 30 управления создает горизонтальную диаграмму относительно времени и может выполнять различные операции на временной диаграмме, включающие в себя аннотации, печать, изменения масштаба, добавление/удаление дорожек или нескольких окон временных диаграмм. Кроме того, можно выбрать конкретние каналы для отображения на горизонтальной временной диаграмме 68 из заданного перечня каналов, имеющихся или загружаемых в систему 30 управления. В дополнение к существующим каналам датчиков/измерений в скважине, перечень также может включать в себя каналы расчетных величин, таких как качество пены, расчетное забойное давление и температура по производной. На фиг. 2, например, линии 70 графика показывают каналы дисплея, представляющие измерения качества пены или различные другие измерения внутрискважинных свойств. Кроме того, диаграмму относительно времени можно использовать для отображения выбранных пороговых значений, таких как показанные линиями 72 графика. Выбранные пороговые значения оператор может вводить посредством графического интерфейса 62 пользователя или посредством другого подходящего устройства ввода.

В качестве примера, когда измеренным внутрискважинным параметром является содержание газа в пене, выбирают подходящие пороговые значения, например пределы содержания газа в пене от 60 до 70%, и данные значения отображаются посредством линии 72 графика. Содержание газа в пене определяется системой 30 управления на основе измерений давления и температуры, переданных с внутрискважинных датчиков 50 в режиме реального времени. Система 30 управления рассчитывает и отображает значения содержания газа в пене. Например, систему 30 управления можно использовать для создания шаблона диаграмм по стандарту Американского нефтяного института, на котором расчетные значения отображаются как диаграммы по стандарту Американского нефтяного института. Оператор может вводить граничные значения (см. линии 72 графика) для создания индикации подходящего диапазона для расчетных значений содержания газа в пене. Перемещение значений содержания газа в пене за пределы границ является индикатором события на забое скважины, требующего изменений в операции обработки скважины. Систему 30 управления можно использовать для контроля содержания газа в пене или на управление им посредством изменения аспектов операции обработки скважины.

Дополнительным примером скважинного параметра, который можно использовать как индикатор конкретного внутрискважинного события, является расчетное забойное давление на глубине пласта при проведении сбора данных. Расчет основан на следующих параметрах: измерении забойного давления, полученном от внутрискважинных датчиков 50, истинной вертикальной глубине (ТУЭ), при этом забойное давление (ΙΒΗΡ) основано на глубине гибкой насосно-компрессорной трубы и информации о траектории, введенной по инклинометрии ствола скважины, истинной вертикальной глубины места операции, где рассчитывают скважинное давление на основе измеренной глубины, введенной пользователем, и информации по траектории, и плотности текучей среды под инструментом. Следует отметить, что плотность первоначально вводят как фиксированный параметр, но данный параметр можно изменить во время обработки, которая может воздействовать на расчеты параметров. Забойное давление на глубине пласта можно рассчитать по следующей формуле:

сВНР = РРТВНР + т*(сОер!Ь^ -сгРергк^)

- 5 022992

Мониторинг расчетного забойного давления можно осуществлять относительно пластового давления и давления гидроразрыва, которые может вводить в систему 30 управления оператор. Расчетное забойное давление, пластовое давление и давление гидроразрыва также можно отображать на горизонтальной временной диаграмме 68. Как показано на фиг. 3, расчетное забойное давление можно определять для нескольких зон 74 скважины, в которой каждая зона имеет свою собственную глубину, давление гидроразрыва и пластовое давление. Надлежащие значения для каждой из зон 74 скважины также можно вводить в систему 30 управления.

Параметры/измерения в скважине также могут создавать индикатор депрессии/репрессии на пласт в режиме реального времени. В данном примере измеренный параметр может содержать давление, мониторинг которого осуществляется подходящим внутрискважинным датчиком 50 и передается на наземную систему 30 сбора данных, анализа и управления. Измерения можно использовать для прогнозирования забойного давления (сВНР) на глубине пласта в различных зонах. Различия в расчетах могут возникать вследствие различий плотности текучей среды. Соответственно оператор может выбирать различные текучие среды и, таким образом, различные плотности текучей среды для каждой зоны 74 скважины для обеспечения независимых расчетов давления в каждой зоне 74 скважины. Виды текучей среды оператор может вводить через графический интерфейс пользователя 62 или другое подходящее устройство ввода. Используется расчетное забойное давление, а также свойства пласта для создания оператору индикаторов, касающихся условий давления в заданных зонах скважины. В данном примере можно вводить поровое давление, а также давление гидроразрыва для каждой зоны. Система 30 управления затем способна создавать различные интервалы давления, характерные для конкретних внутрискважинных событий, относящихся к условиям депрессии/репрессии на пласт в скважине. Хотя информацию можно отображать в различных форматах, пример одного формата показан на фиг. 4, как создание условий минимального и максимального давления для множества внесенных в перечень внутрискважинных событий 76. Например, равновесие давления находится в диапазоне, предусматривающем условия депрессии на пласт, равновесия с пластовым давлением, репрессии на пласт, предупреждения о гидроразрыве и гидроразрыва.

Минимальные и максимальные границы, обозначенные на фиг. 4 для внутрискважинных событий 76, являются только примерами первоначальных предложений/значений, которые может давать система 30 управления. Кроме того, оператор может связываться с системой 30 управления для изменения значений и/или включения в работу или выключения из работы мониторинга конкретных зон скважины. Кроме того, можно отображать различные графики для показа статистики изменения условий в одной или нескольких зонах скважины относительно времени.

Один пример подходящего графического интерфейса 62 пользователя показан на фиг. 5. В данном примере на интерфейсе 62 использован индикатор 78, указывающий на выбранные скважинные условия, например условия депрессии/репрессии на пласт, представленные сегментами 80 давления. Сегменты 80 давления могут соответствовать диапазонам прогнозируемых внутрискважинных событий 76. В данном примере секцию 82 линейчатой диаграммы используют для показа статистики условий в стволе скважины согласно цветным индикаторам, соответствующим цветам сегментов 80 давления. Кроме того, в графическом интерфейсе 62 пользователя создан ввод 84 для включения и/или выключения мониторинга конкретных зон скважины. Окно 86 выбора текучей среды также обеспечивает выбор текучей среды для использования при выполнении расчетов забойного давления в каждой зоне скважины, как описано выше. Кроме того, ввод 88 свойств зоны можно использовать для выбора или изменения различных значений, используемых для характеристики конкретного коллектора или интервала. Например, можно изменить значения порового давления, давления гидроразрыва и диапазонов давления для условий в стволе скважины (репрессии пласта, депрессии пласта и других условий). Площадь 90 дисплея также можно использовать для отображения различной дополнительной информации, такой как глубины конкретных зон скважины.

Аналогичные интерфейсы можно отображать одновременно на одном или нескольких графических интерфейсах 62 пользователя. В показанном примере на фиг. 6 интерфейсы отображают для четырех различных зон скважины, хотя число отображенных интерфейсов может быть больше или меньше в зависимости от варианта применения обработки и числа зон скважины. В варианте осуществления на фиг. 6 каждый интерфейс обеспечивает индикацию депрессии пласта/репрессии пласта для каждой зоны, вместе с тем, можно создать несколько интерфейсов для индикации явлений других или дополнительных событий на забое скважины.

Можно осуществлять мониторинг и анализировать давления и/или другие скважинные параметры как индикатор уровня перепада давления внутри и снаружи гибкой насосно-компрессорной трубы 36. Датчики 50 содержат датчики давления для измерения давления внутри и снаружи гибкой насоснокомпрессорной трубы 36, которые могут служить прогнозирующими индикаторами внутрискважинных событий, относящихся к использованию гибкой насосно-компрессорной трубы. В некоторых операциях обработки скважины, таких как операции, в которых инструмент 32 обработки содержит сопло на конце гибкой насосно-компрессорной трубы 36, необходимо поддерживать различные давления в некотором диапазоне. Слишком малый перепад давления может обуславливать разрушение гибкой насосно- 6 022992 компрессорной трубы. Вместе с тем, слишком высокий перепад давления может обуславливать разрыв гибкой насосно-компрессорной трубы.

При использовании системы 22 непрерывной обратной связи для мониторинга давления внутри и снаружи гибкой насосно-компрессорной трубы оператору выдаются инструкции для ввода трех номинальных значений давления в систему 30 управления, например через графический интерфейс 62 пользователя. Три номинальных значения давления могут содержать проектную номинальную разницу давления гибкой насосно-компрессорной для конкретной гибкой насосно-компрессорной трубы, используемой в операциях обработки скважины. Три номинальных давления также могут содержать расчетное значение параметра разрушения для гибкой насосно-компрессорной трубы и расчетное значение параметра разрыва для гибкой насосно-компрессорной трубы. В одном варианте осуществления система 30 управления использует номинальные значения для создания множества интервалов/внутрискважинных событий 92, как показано на фиг. 7. В одном примере интервалы 92 отображаются с соответствующей цветовой маркировкой. Как показано, совокупность интервалов 92 установлена для состояний градиента давления, относящихся к гибкой насосно-компрессорной трубе 36, и может включать в себя состояния разрушения, близкое к разрушению, низкого давления, рабочего давления, высокого давления и разрыва и дополнительные состояния.

В данном варианте осуществления также можно использовать различные графические интерфейсы 62 пользователя. Один пример подходящего графического интерфейса 62 пользователя показан на фиг. 8 и включает в себя шкалу 94, имеющую множество цветных маркеров 96, указывающих различные уровни давления для различных состояний перепада давления. Кроме того, графический интерфейс 62 пользователя содержит различные вводы 98, которые можно использовать для ввода номинальных значений давления и интервалов давления. Как и для других графических интерфейсов пользователя, рассмотренных выше, различные дополнительные дисплеи, вводы и экраны можно вводить в состав показанного интерфейса.

Другой пример внутрискважинного события, которое можно обнаруживать в режиме реального времени на основе мониторинга одного или нескольких скважинных параметров, включает в себя статическое забойное давление. В некоторых вариантах осуществления плотность текучей среды в стволе скважины и поровое давление (пластовое давление) можно использовать в расчете забойного давления и индикаторов как вводов пользователя. Система 30 управления может обеспечить устройство и операцию оценки данных значений для предотвращения ложных вводов пользователя. Если скважинное условие до обработки таково, что установлен устойчивый столб текучей среды, например, после периода закрытия скважины, пластовое давление равно статическому забойному давлению, которое можно определять по уровню текучей среды и плотности текучей среды в стволе скважины. Плотность текучей среды в стволе скважины можно оценивать в начале обработки, когда гибкую насосно-компрессорную трубу спускают в скважину, с использованием измерения забойного давления соответствующим датчиком 50 на инструменте 32 обработки.

Согласно одному способу выполняют расчеты для оценки плотности текучей среды в стволе скважины и порового давления. В данной процедуре насосы, подающие текучую среду обработки пласта на забой скважины, выключены или настроены на возможно низкую подачу. Последовательно выполняют корректировку глубины гибкой насосно-компрессорной трубы. Предполагая, что скважина не заполнена доверху, ожидают заметное изменение наклона, когда гибкая насосно-компрессорная труба достигает уровня жидкости в скважине. Когда конец гибкой насосно-компрессорной трубы входит в жидкость в скважине, наклон кривой давления используют, чтобы задавать плотность жидкости в стволе скважины. Когда гибкая насосно-компрессорная труба перемещается к забою, уровень жидкости продолжает подниматься, вследствие вытеснения объема гибкой насосно-компрессорной трубой, и это можно учитывать в вычислении плотности. Как показано на графиках фиг. 9 и 10, измерение давления относительно истинной вертикальной глубины меняется в зависимости от того, была ли скважина заполнена доверху до спуска гибкой насосно-компрессорной трубы в скважину. Когда колонна 24 гибкой насоснокомпрессорной трубы входит в жидкость в скважине, наклон измеренного давления относительно истинной вертикальной глубины (ТУБ) меняется весьма резко, как показано на фиг. 9. В другом случае наклон меняется более постоянно, как показано на фиг. 10.

В данном примере оператор может вводить уровень жидкости (ТУБ₀) в систему 30 управления и затем осуществлять ввод/выбор, будет или нет скважина заполнена жидкостью доверху. Система 30 управления выполнена с возможностью вычисления и построения графика градиента при спуске в скважину, когда закачка отсутствует или выполняют минимальную закачку текучей среды обработки пласта на забой. Когда колонна 24 насосно-компрессорной трубы перемещается в текучую среду в скважине, уровень текучей среды меняется, как показано на фиг. 11, и это может влиять на градиент. На фиг. 11 Ощьтб представляет полный диаметр трубы, Б_СТ представляет диаметр гибкой насосно-компрессорной трубы, и 1ι представляет подъем уровня жидкости. В первом случае, где ствол скважины не заполнен доверху, изменения уровня жидкости происходят во время развертывания колонны 24 насоснокомпрессорной трубы в результате действия объема гибкой насосно-компрессорной трубы. Подъем уровня жидкости можно определить следующим образом:

- 7 022992

А(о;^-о;т)=о_г ^г,-(7то-т) й-(7ТО-7ТО„)·

Высоту жидкости над концом гибкой насосно-компрессорной трубы определяют следующим образом:

= (7УО - гга„)+л=(7Уо - гкд,) ·

Градиент Ог можно затем вычислить следующим образом, когда ТУО<ТУО11тк (ТУЭНтй является глубиной гибкой насосно-компрессорной трубы, когда уровень текучей среды достигает верха)

Р - №НР \УНР равно давлению на устьевой арматуре.

Во втором случае, когда Τνθ>Τνθ1ίιηίΙ. и, альтернативно, когда ствол скважин заполнен доверху, градиент вычисляют следующим образом:

Ог τκυ .

На фиг. 10 создан график, показывающий градиент Ог относительно времени линией 100 графика. Кроме того, график показывает линию 102 графика давления и линию 104 графика истинной вертикальной глубины ТУЭ 104 относительно времени. График или аналогичные выходные данные можно вычислять и отображать посредством системы 30 управления. Мониторинг расчетного градиента Ог осуществляют для определения, когда достигнута базовая линия устойчивого градиента Ог₀. Значение Ог₀ оператор может вводить в указанное поле или систему 30 управления можно использовать для автоматической записи значения. Система 30 управления использует данное значение в вычислении плотности текучей среды в стволе скважины, ΚΉΘ₀, посредством, например, следующего выражения:

κι/о., = !>ι-ανιηι

Оценки давления коллектора можно вычислить на выбранных глубинах коллектора, таких как ТУЭгек1 и ТУЭгек2 следующим образом:

Т,,₂- ο^·(τνο„,₂-τνυ,)

Один пример формата дисплея/графического интерфейса 62 пользователя показан на фиг. 13 и дает представление о базовой линии 106 градиента. Также можно отображать дополнительные графики 108 давления и графики 110 истинной вертикальной глубины (ТУЭ). В данном варианте осуществления пользователь/оператор имеет возможность выбора базовой линии градиента выбором и перемещением отображенной сцепной полосы 112. Связанное окно 114 дисплея можно использовать для отображения соответствующих параметров, таких как значения плотности и градиента, когда сцепную полосу 112 перемещают или меняют. Один или несколько дополнительных дисплеев 116 также можно использовать для отображения различных других параметров, таких как расчетное поровое давление в различных зонах. В качестве дополнительного примера площадь 118 ввода может быть создана для обеспечения оператору ввода уровня жидкости для данного ствола скважины. Данные и другие признаки можно включать в состав графического интерфейса пользователя системы 30 управления.

Некоторые варианты практического применения настоящей системы и методологии создают индикаторы отклонения и интенсификации притока на основе данных измерений скважинных инструментов, таких как инструмент 32 обработки, посредством датчиков 50. В качестве примера, когда расход нагнетания текучей среды обработки пласта отличается от нуля и является постоянным, скорость изменения забойного давления можно использовать для определения, происходит ли отклонение или интенсификация притока на основе текучей среды, закачиваемой во время процедуры обработки. В одном примере можно использовать следующую таблицу для определения состояния отклонения или интенсификации притока на забое скважины.

Индикатор отклонения

	Отклонение	Нет отклонения
Скорость изменения забойного давления (ВНР)	Наклон>5 фунт/дюйм^/мин (0,35 кг/см²/мин) или увеличение р>100 фунт/дюйм²(7,0 кг/см²/мин)	Наклон<5 фунт/дюйм²/мин (0,35 кг/см²/мин) или увеличение р<100 фунт/дюйм²(7,0 кг/см²/мин)

- 8 022992

Индикатор обработки для интенсификации притока

	Обработка для интенсификации притока	Кислота больше не эффективна	Кислота не эффективна
Скорость	наклон<-5	наклон>-5	наклон>-5
изменения	фу нт / дюйм²1 мин	фунт/дюйм²/мин и	фунт/дюйм²/мин и
забойного		уменьшение	уменьшение
давления		р>100 фунт/дюйм²	р<100 фунт/дюйм²
(ВНР)		(7,0 кг1 см²/мин)	(7,0 кг/см²/мин)

Значение забойного давления (ВНР) может рассчитать система 30 управления для конкретных зон скважины, заданных или выбранных оператором с помощью подходящего графического интерфейса пользователя. Выбор значений забойного давления помогает обеспечению расчета забойного давления для фиксированной точки без влияния перемещения гибкой насосно-компрессорной трубы. В некоторых вариантах практического применения измерение забойного давления может иметь значительный шум, но можно использовать различные алгоритмы сглаживания таких данных. Например, алгоритм сглаживания может быть основан на усреднении способом скользящего интервала. Используемую по умолчанию величину скользящего интервала для усреднения/сглаживания данных можно выбрать, например, в 30 с, и величину можно рассчитать, сравнивая текущее среднее значение со значением, рассчитанным на предшествующем, например, интервале в 30 с.

Пороговые значения, используемые в таблице, приведенной выше, являются значениями, используемыми по умолчанию, и оператор может их изменять. Система 30 управления позволяет оператору сохранять модифицированные значения для использования в других обработках скважины или в последующем анализе. В одном варианте осуществления графический интерфейс пользователя отображает индикатор отклонения, который оживает только, когда потокоотклоняющий материал выходит из конца гибкой насосно-компрессорной трубы. Аналогично, индикатор обработки пласта для интенсификации притока оживает только, когда кислота выходит из конца гибкой насосно-компрессорной трубы.

В других вариантах практического применения настоящая система и методология предусматривает предупреждение оператора, если измерение на забое скважины посредством, например, датчиков 50 указывает возможность прихвата или завала породой гибкой насосно-компрессорной трубы 36 или инструмента 32 обработки. Определение можно выполнять на основе различных переменных ввода, таких как тип жидкости-носителя, плотность жидкости-носителя, тип и плотность наполнителя, давление в коллекторе, глубина коллектора (интервала), размер и глубина обсадной колонны закачивания и насоснокомпрессорной трубы, внешний диаметр гибкой насосно-компрессорной трубы, скорость очистки скважины, скорость зондирования и другие связанные параметры. Жидкостью-носителем обработки пласта может быть вода, рассол, загущенная текучая среда, пена, реагент на водной основе для понижения поверхностного натяжения, аэрированная текучая среда, азот, двуокись углерода и другие подходящие жидкости-носители. В качестве примера в следующем перечне даны типы наполнителя и соответствующие плотности.

Наполнитель относительная плотность

Песок	2,65
Карболит	2,73
Керамика средней прочности	3,20
Керамика высокой прочности	3, 50
Спеченный боксит	3, 45
Песок со смоляным покрытием	2, 55
Керамика со смоляным покрытием	2, 73
Отложения карбоната кальция	2,70
Отложения сульфата кальция	2, 30
Отложения сульфата бария	4, 50

Для определения потенциала прихвата во время операции проводят оценку на основе таблиц, устанавливающих заданный набор параметров, служащих индикаторами риска прихвата. Параметры могут включать в себя, например, угловую скорость, концентрацию твердых частиц в суспензии (объемное содержание), скорость изменения градиента забойного давления, изменения веса гибкой насоснокомпрессорной трубы, репрессию/депрессию на пласт, скорость спуска в скважину/подъема из скважины и другие параметры.

Примеры нескольких таблиц приведены на фиг. 14-17. На фиг. 14, например, показана таблица риска для воды/рассола. На фиг. 15 приведен пример таблицы для загущенной текучей среды. Аналогично, на фиг. 16 приведен один пример таблицы риска для пены. На фиг. 17 приведен один пример таблицы для азота. В данных таблицах приведены перечни различных терминов, которые можно использовать в расчетах системы или способа. Например, РРА обозначает фунт твердых частиц, добавленный на галлон жидкости-носителя (120 кг/см²); С8 обозначает скорость очистки скважины в футах в минуту (0,305 м/мин) (значение может вводить оператор); 88 обозначает скорость зондирования скважины в футах в минуту (0,305 м/мин) (значения может вводить оператор); Υ является плотностью, соответствующей

- 9 022992 пределу РРА низкого уровня риска; и Ζ является плотностью, соответствующей пределу РРА высокого уровня риска. Расчеты Υ и Ζ для РРС можно выполнять с использованием следующей формулы:

. _ (томность _ жидкости - носителя) + РРА

- (томность _ жи(1кости - носителя)

РРА //7/)(8,32)

РРС в режиме реального времени можно определить следующим образом:

РРС = (РТС _()шпение) (имг.г./убнно )(0.052)

- (плотность .жидкости - носите ία )

На фиг. 18 показан другой пример графического интерфейса 62 пользователя. В данном примере графический интерфейс пользователя отображает потенциал прихвата/завала посредством полосы 120 риска. Кроме того, создано множество окон 122 ввода, обеспечивающих ввод оператором различных параметров, используемых в расчете риска, как рассмотрено выше для фиг. 14-17.

Как описано выше, систему 20 обработки скважины можно сконструировать в различных конфигурациях для использования при многих внешних воздействиях и вариантах практического применения. Кроме того, систему 30 управления можно сконструировать с центральным контроллером или совместно работающими контроллерами, размещенными вблизи буровой площадки или на удалении от буровой площадки. Различные датчики 50, инструменты обработки 32 и насосно-компрессорную трубу 36 также можно использовать в зависимости от операции обработки скважины и свойства, мониторинг которых осуществляется в режиме реального времени. Полученные данные от датчиков 50 также можно использовать в различных формулах, алгоритмах и моделях для детектирования одного или нескольких внутрискважинных событий на основе мониторинга одного или нескольких свойств на забое скважины. Система 30 управления и датчики 50 совместно работают, создавая систему непрерывной обратной связи, использующую методику интерпретации данных по замкнутому циклу в режиме реального времени, обеспечивающую системе 30 управления мгновенную синхронизацию и регулирование действий обработки на наземной площадке, например регулировать работу насосного оборудования 42, для воздействия на внутрискважинные события. Данные можно использовать для обнаружения фактического явления или потенциала конкретных событий. Систему 30 управления можно программировать для автоматического реагирования конкретными способами на обнаруженные или расчетные свойства для осуществления управления операции обработки скважины способом, который влияет на внутрискважинные события или управления ими.

Соответственно, хотя только несколько вариантов осуществления настоящего изобретения подробно описаны выше, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что возможны модификации без существенного отклонения от сущности данного изобретения. Такие модификации предназначены для включения в состав в объеме данного изобретения, как описано в формуле изобретения.

Claims

1. Способ обработки подземного пласта, имеющего ранее пробуренный ствол скважины, образованный в нем, содержащий следующие стадии, на которых используют устройство подачи текучей среды с гибкой насосно-компрессорной трубой, имеющей единственный канал для текучей среды, при этом наружная поверхность гибкой насосно-компрессорной трубы и ствол скважины образуют кольцевое пространство, причем устройство подачи текучей среды содержит инструмент обработки на конце гибкой насосно-компрессорной трубы, систему сбора данных, анализа и управления и систему непрерывной обратной связи, основанную на методике интерпретации данных замкнутого цикла в режиме реального времени для мгновенной синхронизации и корректировки действий на буровой площадке, связанных с определенными скважинными событиями, представляющими интерес;

выбирают диапазон значений для по меньшей мере одного внутрискважинного параметра или измерения в системе управления;

осуществляют спуск устройства подачи текучей среды в ствол скважины, при этом система непрерывной обратной связи приспособлена определять по меньшей мере одно скважинное событие, представляющее интерес, при спуске устройства;

подают текучую среду с поверхности в подземный пласт по единственному каналу для текучей среды; причем единственный канал для текучей среды занимает всю площадь гибкой насоснокомпрессорной трубы внутри ствола скважины;

обрабатывают пласт путем пропускания текучей среды через инструмент обработки в пласт; осуществляют мониторинг и оценку в режиме реального времени по меньшей мере одного скважинного параметра или измерения для определения в режиме реального времени по меньшей мере одного скважинного события, представляющего интерес;

после определения по меньшей мере одного скважинного события осуществляют корректировку в режиме реального времени по меньшей мере одного параметра для воздействия на скважинное событие и/или управления им;

извлекают устройство подачи текучей среды из ствола скважины после завершения указанных ста- 10 022992 дий введения, подачи, мониторинга, оценки и корректировки.

2. Способ по п.1, в котором определение по меньшей мере одного скважинного события содержит определение по меньшей мере одного из следующего: потенциала прихвата, отклонения, обработки пласта для интенсификации притока, репрессии/депрессии пласта, эффективности работы сопла, нагрузки на скважинный инструмент, большого отхода в режиме реального времени, изменений в измерении наклона по времени, профиля приемистости и размещения текучей среды.

3. Способ по п.2, в котором определение по меньшей мере одного скважинного события содержит определение перепада давления и/или пика давления.

4. Способ по п.1, в котором мониторинг и оценка скважинного параметра содержат мониторинг и оценку по меньшей мере одного из следующего: давления, нагрузки, скорости текучей среды, направления текучей среды, температуры, рН текучей среды, содержания твердых частиц в текучей среде и плотности текучей среды.

5. Способ по п.1, в котором дополнительно осуществляют измерение по меньшей мере одного скважинного параметра или измерение с использованием по меньшей мере одного из следующего: акустического датчика, инфракрасного датчика, оптического датчика и датчика расхода.

6. Система обработки подземного пласта, имеющего ранее пробуренный ствол скважины, образованный в нем, содержащая насосно-компрессорную трубу для подачи текучей среды через ствол скважины к подземному пласту, имеющую только единственный канал для текучей среды, причем наружная поверхность насоснокомпрессорной трубы и ствол скважины образуют кольцевое пространство, при этом текучую среду подают по единственному каналу для текучей среды, и при этом единственный канал для текучей среды занимает всю площадь гибкой насосно-компрессорной трубы внутри ствола скважины;

датчик, установленный на насосно-компрессорной трубе для измерения скважинного параметра, при этом датчик выполнен с возможностью осуществления индикации скважинного события или скважинного условия при спуске в ствол скважины, и инструмент обработки на конце гибкой насосно-компрессорной трубы, причем инструмент обработки выполнен с возможностью подачи текучей среды от гибкой насосно-компрессорной трубы и в пласт; и систему непрерывной обратной связи, соединенную с датчиком и основанную на методике интерпретации данных замкнутого цикла в режиме реального времени для мгновенной синхронизации и корректировки действий на поверхности для компенсации скважинного события или скважинного условия, причем система непрерывной обратной связи содержит систему управления, предназначенную для корректировки по меньшей мере одного параметра в режиме реального времени для компенсации скважинного события или скважинного условия, при этом система управления выполнена с возможностью обеспечения выбора пользователем диапазона значений для свойств, измеренных датчиком.

7. Система по п.6, в которой насосно-компрессорная труба является гибкой.

8. Система по п.6, в которой система управления содержит процессор, расположенный на поверхности.

9. Система по п.8, в которой система управления размещена вблизи ствола скважины.

10. Система по п.8, в которой система управления удалена от ствола скважины.

11. Способ по п.2, в котором определение содержит объемную характеризацию отложений гидратов.

12. Система по п.6, в которой датчик содержит множество датчиков.

13. Система по п.12, в которой множество датчиков используются для мониторинга множества скважинных параметров.

14. Способ обработки подземного пласта, имеющего ранее пробуренный ствол скважины, образованный в нем, содержащий следующие стадии, на которых обрабатывают ствол скважины текучей средой посредством подачи обрабатывающей текучей среды через гибкую насосно-компрессорную трубу в пласт, причем наружная поверхность гибкой насоснокомпрессорной трубы и ствол скважины образуют кольцевое пространство, при этом обрабатывающую текучую среду подают по единственному каналу для текучей среды; причем он занимает всю площадь гибкой насосно-компрессорной трубы внутри ствола скважины;

осуществляют мониторинг в режиме реального времени по меньшей мере одного скважинного параметра, связанного с обработкой скважины обрабатывающей текучей средой;

осуществляют мониторинг в режиме реального времени по меньшей мере одного параметра поверхности, связанного с обработкой скважины обрабатывающей текучей средой;

используют методику интерпретации данных замкнутого цикла в режиме реального времени в системе непрерывной обратной связи для оценки данных, полученных при мониторинге в режиме реального времени по меньшей мере одного скважинного параметра или по меньшей мере одного параметра поверхности, при спуске в ствол скважины и при осуществлении операции обработки текучей средой;

корректируют по меньшей мере один из следующих параметров: скважинный параметр, параметр поверхности или обрабатывают скважину текучей средой на основе оценки данных для обеспечения не- 11 022992 обходимого воздействия в скважине и извлекают гибкую насосно-компрессорную трубу из ствола скважины.

15. Способ по п.14, в котором обработка скважины текучей средой содержит подачу обрабатывающей текучей среды в скважину через обрабатывающий инструмент, расположенный на конце насоснокомпрессорной гибкой трубы, при этом обрабатывающий инструмент выполнен с возможностью направления текучей среды в пласт.

16. Способ по п.14, в котором мониторинг скважинного параметра содержит мониторинг давления в заданном местоположении в скважине.

17. Способ по п.14, в котором мониторинг скважинного параметра содержит мониторинг температуры в заданном местоположении в скважине.

18. Способ по п.14, в котором мониторинг скважинного параметра содержит мониторинг характеристики обрабатывающей текучей среды в заданном местоположении в скважине.

19. Способ по п.14, в котором корректировка по меньшей мере одного скважинного параметра содержит использование системы сбора данных, анализа и управления.

20. Система управления условиями и/или событиями в стволе скважины, образованной в подземном пласте, содержащая систему обработки скважины с устройством подачи текучей среды, предназначенным для установки в стволе скважины и извлечения из него, причем ствол скважины и наружная поверхность устройства подачи текучей среды образуют кольцевое пространство, и имеет единственный канал для подачи по нему текучей среды с поверхности в ствол скважины, при этом единственный канал для текучей среды занимает всю площадь устройства подачи текучей среды внутри ствола скважины, при этом устройство подачи текучей среды содержит систему непрерывной обратной связи, основанную на методике интерпретации данных замкнутого цикла в режиме реального времени для мгновенной синхронизации и корректировки действий относительно определенного скважинного события, представляющего интерес, или события на поверхности, представляющего интерес, при этом система обратной связи приспособлена обеспечить индикацию скважинного события или скважинного условия при спуске в ствол скважины или извлечения из него и при осуществлении обработки текучей средой.

21. Система по п.20, в которой система обработки скважины дополнительно содержит систему сбора данных, анализа и управления для мониторинга и оценки в режиме реального времени по меньшей мере одного скважинного параметра, используемого в качестве индикатора скважинного события или скважинного условия.

22. Система по п.20, в которой система обработки скважины содержит множество скважинных датчиков для мониторинга по меньшей мере одного скважинного параметра, расположенных на устройстве подачи текучей среды.

23. Система по п.22, в которой устройство подачи текучей среды содержит гибкую насоснокомпрессорную трубу.

24. Система по п.23, которая дополнительно содержит обрабатывающий инструмент, расположенный на конце гибкой насосно-компрессорной трубы.

25. Способ по п.1, в котором на стадии выбора выбирают диапазон измеренных значений или диапазон определенных значений, при этом внутрискважинный параметр, измерения или событие, представляющие интерес, относятся к выбранному диапазону значений.

26. Система по п.6, в которой система управления выполнена с возможностью обеспечения выбора диапазона измеренных значений или диапазона определенных значений, при этом внутрискважинный параметр, измерения или событие, представляющие интерес, относятся к выбранному диапазону значений.