WO2023106969A1 - Система управления скважиной для добычи углеводородов - Google Patents

Система управления скважиной для добычи углеводородов Download PDF

Info

Publication number
WO2023106969A1
WO2023106969A1 PCT/RU2022/050353 RU2022050353W WO2023106969A1 WO 2023106969 A1 WO2023106969 A1 WO 2023106969A1 RU 2022050353 W RU2022050353 W RU 2022050353W WO 2023106969 A1 WO2023106969 A1 WO 2023106969A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
housing
icd
well
electric motors
wellbore
Prior art date
Application number
PCT/RU2022/050353
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Сергей Иванович ТЮТИКОВ
Антон Николаевич РАБОВСКИЙ
Original Assignee
Техвеллсервисес
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from RU2021135939A external-priority patent/RU2779680C1/ru
Application filed by Техвеллсервисес filed Critical Техвеллсервисес
Publication of WO2023106969A1 publication Critical patent/WO2023106969A1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/16—Control means therefor being outside the borehole
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16K—VALVES; TAPS; COCKS; ACTUATING-FLOATS; DEVICES FOR VENTING OR AERATING
    • F16K31/00—Actuating devices; Operating means; Releasing devices
    • F16K31/02—Actuating devices; Operating means; Releasing devices electric; magnetic
    • F16K31/04—Actuating devices; Operating means; Releasing devices electric; magnetic using a motor

Definitions

  • the invention relates to the field of development of hydrocarbon deposits, in particular, to the regulation of the flow of produced hydrocarbons.
  • a wellbore is drilled to penetrate one or more subterranean zones, horizons, and/or formations.
  • the well may be completed with a casing string, which may be assembled from tubulars, installed in the wellbore and the casing string secured therein by any suitable means, such as cement, placed between the casing string and the wellbore wall.
  • a casing string which may be assembled from tubulars, installed in the wellbore and the casing string secured therein by any suitable means, such as cement, placed between the casing string and the wellbore wall.
  • the flow of fluid from the zone, horizon and/or formation into the well is ensured.
  • a well is completed with an "open hole", which means the installation of a casing string in the wellbore terminating above the subterranean environment of interest.
  • the well is then equipped with a production tubing and conventional associated equipment to produce fluid to the surface.
  • the casing and/or tubing may also be used to pump fluid into a well to assist in the
  • the known system includes a pipe and a flow control device.
  • the pipe is made with the possibility of placement in the well with the formation of the annular space of the well.
  • the pipe has an outer element forming an inner channel.
  • the flow control device is made with the possibility of placement in the pipe channel.
  • the flow control device comprises a structural element forming a pipeline and a structural element forming a chamber.
  • the structural element forming the pipeline is configured to divide the channel into at least two flow control channels.
  • Each flow control chamber has inlets and outlets. Each inlet and outlet is configured to allow fluids to pass through and retain particles larger than a predetermined size.
  • the technical result is an increase in productivity (debit of hydrocarbons) and life of wells, as well as an increase in the efficiency of hydrocarbon production management.
  • downhole full-bore inflow control devices are used for the production of hydrocarbons from the well or stimulation (hydraulic fracturing (HF) or water injection into the well) with a rotary mechanism along diameter of devices for opening/closing device ports, operated from the surface with an electric cable.
  • stimulation hydraulic fracturing (HF) or water injection into the well
  • the well control system for hydrocarbon production contains at least two full-bore inflow control devices (ITDs) installed inside the well, a control line for controlling the IDD, a controller for controlling electric motors and providing communication of the inflow control devices with equipment installed on the surface.
  • ICDs inflow control devices
  • Each of the ICD includes a housing, electric motors consisting of a rotor, stator and an electrically controlled brake mechanism, a rotary coupling.
  • the control line is connected to the clutch motors using connectors for each of the motors.
  • the wellbore is isolated into at least two zones, each of which is equipped with a full-bore ICD.
  • the rotary coupling moves relative to the body, when turning, the ports of the coupling meet the ports of the body.
  • Electrically controlled brake mechanisms are made with the ability to fix a given degree of opening or the position of the clutch relative to the housing.
  • the controller is configured to send a command to the electric motors to rotate the clutch by a given degree upon receiving a signal from the surface through the control line and transmit a signal to the surface about the current position of the clutch of each of the inflow control devices.
  • Intelligent well completion when several devices are used that are lowered into the well as part of a liner and have one electrical line to the well surface for their control, as well as receiving data from the device sensors, ensures a high hydrocarbon recovery factor from wells.
  • Management of multilateral wells when the ICD controls one or several horizons of the well, makes it possible to bring the wellbores to a given debit (when one wellbore does not "push” the other), makes it possible to account for production from each wellbore.
  • the PCP acts as a gas lift valve and provides a "smart" opening of the device to use the reservoir gas cap to lift oil to the surface.
  • the device uses surface-controlled electric motors that create torque on the clutch.
  • the rotation of the coupling is controlled by a given degree with a feedback signal to the surface about the current or perfect angle of rotation. Such control and feedback provide an increase in the efficiency of hydrocarbon production management.
  • the device has an inner bore diameter comparable to the used liner, which is an important parameter for ensuring maximum well flow rate, passing through the inner diameter of the device (as well as inside the liner) of any known tools, if intervention is necessary.
  • Controlling the inflow from each zone of the well in which the device is installed increases the productivity (debit of hydrocarbons) in the medium and long term and extends the life of the wells.
  • Fig. 1 illustrates a schematic view of an inflow control device.
  • Fig. 2 illustrates an example of using 5 ICDs in a horizontal well.
  • Fig. 3 illustrates the stage of stimulation of one of the horizon zones of the well.
  • Fig. 4 illustrates the operation of a well with water and gas breakthroughs, or with potential water or gas breakthroughs.
  • Fig. 5 illustrates a well control and monitoring panel.
  • the UKP uses rotary high-torque motors installed inside the housing (1).
  • Each motor consists of a rotor (2) and a stator (3).
  • the controller sends a command to rotate by a given degree.
  • the movement of the rotary coupling (10) relative to the housing (1) occurs due to the simultaneous rotation of the rotors (2) of each of the engines.
  • the coupling is equipped with bearings (5) and (9) to reduce friction resistance inside the housing.
  • the ports of the coupling meet the ports (or fittings) of the body and there is a full or limited access of the pipe space to the annulus.
  • high-torque motors are equipped with electrically controlled brake mechanisms that allow you to fix a given degree of opening or the position of the clutch (10) relative to the body (1).
  • a signal is transmitted to the surface about the current position of the clutch (10).
  • the control electric line passes through each ICD through a protective groove (11) and is connected to the clutch motors using connectors (12) for each of the motors.
  • FIG. Figure 2 illustrates the operating mode of the ICD, when all valves are fully open to the inflow of hydrocarbons, while recording data from the sensors with a specified time interval.
  • a typical well design consists of a cemented casing (20), at the end of which a horizontal section is drilled, represented by an open hole (21). A completion was installed in the well, represented by lift tubing (tubing) (13) and a liner (14).
  • the well control system for the production of hydrocarbons contains the ICD installed inside the well, the control line for controlling the ICD, the controller for controlling electric motors and providing communication between the ICD and equipment installed on the surface.
  • the open hole is isolated into several zones using packers (15), each of the zones is equipped with a full-bore ICD (16) for selective multi-stage hydraulic fracturing or stimulation of each of the horizon zones in random order, using the control line (17) to control the ICD.
  • the control line is an electrical line with armor and a protective sheath, it allows powering the ICD, transmits data from each zone to the surface, and also transmits commands from the surface to the ICD of interest for its intelligent control.
  • the line (17) itself is extended to the surface along liner (14) and lift tubing (13). Alternatively, the line can be installed behind the production casing (20) and cemented.
  • the control line On the surface, the control line has an exit (18) from the X-mas tree and then goes to the block (19) for collecting, storing and transmitting data, as well as controlling downhole equipment.
  • Fig. 3 illustrates the stage of stimulation of one of the horizon zones of the well by closing the remaining zones of the PCD. At the same time, monitoring and recording of data from each of the zones continues, that is, there is a full range of data for accounting and analysis of ongoing work on the well.
  • Fig. 4 illustrates the operation of a well with water and gas breakthroughs, or with potential water or gas breakthroughs.
  • the heel zone of the well or the first 3 ICDs are "covered”.
  • an ICD with a filter section as well as using a Venturi tube to obtain data on productivity and the percentage of water content in hydrocarbons produced from each zone.
  • a Venturi tube it is possible to find a balance of ultimate drawdowns on the reservoir and the percentage of "compressed" inflow, which, in turn, leads to an increase in productivity and life of wells.
  • Fig. 5 illustrates a well control and monitoring panel.
  • control of inflow from each zone of the well in which the device is installed which, in turn, increases productivity (debit of hydrocarbons) in the medium and long term, extends the life of the wells, and also allows you to analyze the drainage of the field as a whole; complete or partial cut-off of water and gas that are not desirable for production (in case of use in oil wells) in real time without any additional downhole interventions; obtaining on the surface through the control cable and in real time data on pressure, temperature, debit and percentage of water content of each zone for analyzing the operation of the well as a whole, the grid of wells, the field as a whole; stimulation (or injection) of any well zone of interest, for example, acid treatment, hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) or long-term water injection, with a qualitative assessment of the work performed, as well as with the ability to assess the effect of stimulation (injection) on neighboring zones, neighboring field wells; performance of high-quality zone-by-zone cleaning of the well during development with
  • the ICDs used in the system are universal for various types of wells, various types of reservoirs. That is, the inflow control device can be additionally equipped with a filter to control the passage of solid particles into the liner and erosion protection of both the device itself and all downhole equipment, or it can be used without any additional devices, for example, as a hydraulic fracturing sleeve.
  • Analysis of the received data and control of inflow control devices can be performed from an office at a great distance from the field.
  • the proposed system allows to provide:
  • the bore diameter is comparable to the bore diameter of the well liner.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области разработки углеводородных месторождений, в частности, к регулированию потока добываемых углеводородов. Техническим результатом является увеличение производительность (дебет углеводородов) и срока жизни скважин, а также повышение эффективности управления добычей углеводородов. Система управления скважиной для добычи углеводородов содержит установленные внутри скважины, по меньшей мере, два полнопроходных устройства контроля притока (УКП), контрольную линию для управления УКП, контроллер для управления электродвигателями и обеспечения связи устройств контроля притока с установленным на поверхности оборудованием. Каждое из УКП включает корпус, электродвигатели, состоящие из ротора, статора и электроуправляемого тормозного механизма, поворотную муфту. Контрольная линия соединяется с двигателями муфт с помощью коннекторов для каждого из двигателей. Ствол скважины изолирован на, по меньшей мере, две зоны, каждая из которых оснащена полнопроходным УКП. За счет одновременного поворота роторов каждого из электродвигателей происходит движение поворотной муфты относительно корпуса, при повороте порты муфты встречаются с портами корпуса. Электроуправляемые тормозные механизмы выполнены с возможностью фиксировать заданную степень открытия или положение муфты относительно корпуса. Контроллер выполнен с возможностью посылать команду электродвигателям на вращение муфты на заданный градус при получении сигнала с поверхности через контрольную линию и передавать сигнала на поверхность о текущем положении муфты каждого из устройств контроля притока.

Description

Система управления скважиной для добычи углеводородов
Область техники
Изобретение относится к области разработки углеводородных месторождений, в частности, к регулированию потока добываемых углеводородов.
Уровень техники
Для добычи текучей среды из подземной среды бурят ствол скважины для проходки одной или нескольких подземных зон, горизонтов и/или пластов. Скважину могут заканчивать с установкой обсадной колонны, которая может быть собрана из трубных звеньев, в ствол скважины и крепления в нем обсадной колонны любым подходящим средством, таким как цемент, размещенный между обсадной колонной и стенкой ствола скважин. Обеспечивают приток текучей среды из зоны, горизонта и/или пласта в скважину. В настоящее время, в основном, скважину заканчивают с "необсаженным стволом", что означает установку обсадной колонны в стволе скважины, заканчивающейся над подземной средой, представляющей интерес. Скважину затем оборудуют эксплуатационной насосно-компрессорной трубой и обычным связанным с ней оборудованием для добычи текучей среды на поверхность. Обсадную колонну и/или насосно-компрессорную трубу можно также использовать для закачки текучей среды в скважину для содействия добыче текучей среды из нее или в зону, горизонт и/или пласт для содействия добыче текучей среды из них.
Часто во время бурения и заканчивания скважины или во время добычи текучей среды из скважины или ее закачки в скважину или подземную среду может возникать необходимость управления многочисленными инструментами, оборудованием, или т.п., например, пакерами, клапанами, муфтами и т.д., которые могут быть установлены в скважине. При добыче текучей среды из подземной среды или закачке текучей среды в подземные среды многочисленные инструменты и оборудование часто установлены и работают в стволе скважины. В нефтяной и газовой промышленности имеются все основания для улучшения эффективности и надежности инструментов, которые развертываются и эксплуатируются в скважинной среде. При этом должна обеспечиваться эксплуатация инструментов с максимальным кпд, минимальным риском отказа или неточной работы, возможной гибкостью согласно требованиям оператора и минимизацией любого ремонта, связанного с задержками времени и затратами.
Известна система управления дебитом скважин, описанная в патенте ЕА 023890 В1, опубл. 29.07.2016. Известная система включает в себя трубу и устройство регулирования расхода. Труба выполнена с возможностью размещения в скважине с образованием кольцевого пространства скважины. Труба имеет внешний элемент, образующий внутренний канал. Устройство регулирования расхода выполнено с возможностью размещения в канале трубы. Устройство регулирования расхода содержит образующий трубопровод конструктивный элемент и образующий камеру конструктивный элемент. Образующий трубопровод конструктивный элемент выполнен с возможностью разделения канала по меньшей мере на два канала регулирования расхода. Каждая камера регулирования расхода имеет входные отверстия и выходные отверстия. Каждое входное отверстие и выходное отверстие выполнены с возможностью обеспечивать проход текучих сред через него и задерживать частицы с размером, превышающим заданный размер.
В связи с использованием в известной системе дополнительных каналов для отсечения потоков жидкостей или твердых частиц существенно занижается проходной диаметр, через который происходит добыча углеводородов.
Сущность изобретения
Техническим результатом является увеличение производительность (дебет углеводородов) и срока жизни скважин, а также повышение эффективности управления добычей углеводородов.
Для достижения технического результата в системе управления скважиной для добычи углеводородов используются внутрискважинные полнопроходные устройства контроля притока для добычи углеводородов из скважины или стимуляции (гидроразрыва пласта (ГРП) или закачки воды в скважину) с поворотным механизмом по диаметру устройств для открытия/закрытия портов устройств, оперируемые с поверхности с помощью электрического кабеля.
Система управления скважиной для добычи углеводородов содержит установленные внутри скважины, по меньшей мере, два полнопроходных устройства контроля притока (УКП), контрольную линию для управления УКП, контроллер для управления электродвигателями и обеспечения связи устройств контроля притока с установленным на поверхности оборудованием. Каждое из УКП включает корпус, электродвигатели, состоящие из ротора, статора и электроуправляемого тормозного механизма, поворотную муфту. Контрольная линия соединяется с двигателями муфт с помощью коннекторов для каждого из двигателей. Ствол скважины изолирован на, по меньшей мере, две зоны, каждая из которых оснащена полнопроходным УКП. За счет одновременного поворота роторов каждого из электродвигателей происходит движение поворотной муфты относительно корпуса, при повороте порты муфты встречаются с портами корпуса. Электроуправляемые тормозные механизмы выполнены с возможностью фиксировать заданную степень открытия или положение муфты относительно корпуса. Контроллер выполнен с возможностью посылать команду электродвигателям на вращение муфты на заданный градус при получении сигнала с поверхности через контрольную линию и передавать сигнала на поверхность о текущем положении муфты каждого из устройств контроля притока.
Интеллектуальное заканчивание скважин, когда применяется несколько устройств, спускаемых в скважину в составе хвостовика и имеющих одну электрическую линию на поверхность скважины для их управления, а также получения данных с датчиков устройства обеспечивает высокий коэффициент извлечения запасов углеводородов из скважин.
Управление многоствольными скважинами, когда УКП контролирует один или несколько горизонтов скважины, дает возможность выведения стволов скважины на заданный дебет (когда один ствол не «передавливает» другой), дает возможность учета добычи из каждого из стволов.
УКП выступает в роли газлифтного клапана и обеспечивает «умное» открытие устройства для использования газовой шапки продуктивного пласта для лифта нефти на поверхность. В устройстве применяются управляемые с поверхности электрические двигатели, которые создают вращающий момент на муфту. При этом, обеспечивается поворот муфты контролируемый на заданный градус с обратным сигналом на поверхность о текущем или совершенном угле поворота. Такое управление и обратная связь обеспечивают повышение эффективности управлением добычи углеводородов.
Устройство имеет сравнимый с используемым хвостовиком внутренний проходной диаметр, что является важным параметром для обеспечения максимального дебета скважины, пропуска через внутренний диаметр устройства (а также внутри хвостовика) любых известных приборов, если внутрискважинные работы необходимы.
Контроль притока с каждой зоны скважины, в которую установлено устройство, увеличивает производительность (дебет углеводородов) в среднесрочном и долгосрочном периоде и продлевает срок жизни скважин.
Полное или частичное отсечение не желательных для добычи воды и газа в реальном времени без каких-либо дополнительных внутрискважинных работ позволяет увеличить срок службы скважин.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 иллюстрирует схематичный вид устройства контроля притока.
Фиг. 2 иллюстрирует пример использования 5-ти УКП в горизонтальной скважине.
Фиг. 3 иллюстрирует этап стимуляции одной из зон горизонта скважины.
Фиг. 4 иллюстрирует эксплуатацию скважины с учетом прорывов воды и газа или с учетом потенциального прорыва воды или газа.
Фиг. 5 иллюстрирует панель управления и мониторинга скважины.
Раскрытие изобретения УКП (Фиг. 1) использует роторные высокомоментные двигатели, установленные внутри корпуса (1). Каждый из двигателей состоит из ротора (2) и статора (3). При подаче сигнала с поверхности через линию управления и питания, контроллер посылает команду на вращение на заданный градус. Движение поворотной муфты (10) относительно корпуса (1) происходит за счет одновременного поворота роторов (2) каждого из двигателей. Дополнительно муфта оснащена подшипниками (5) и (9) для снижения сопротивления трения внутри корпуса. При повороте порты муфты встречаются с портами (или штуцерами) корпуса и появляется полный или ограниченный доступ трубного пространства к затрубному. Также высокомоментные двигатели оснащены электроуправляемыми тормозными механизмами, которые позволяют фиксировать заданную степень открытия или положение муфты (10) относительно корпуса (1). Далее происходит передача сигнала на поверхность о текущем положении муфты (10). Контрольная электрическая линия проходит через каждый УКП через защитную проточку (11) и соединяется с двигателями муфт с помощью коннекторов (12) для каждого из двигателей.
На фиг. 2 проиллюстрирован эксплуатационный режим работы УКП, когда все клапаны полностью открыты к притоку углеводородов, при этом производится запись данных с датчиков с заданным интервалом времени. Типовая конструкция скважины состоит из обсадной цементируемой колонны (20), в конце которой пробурен горизонтальный участок, представленный открытым стволом (21). В скважину установлено заканчивание, представленное лифтовыми насосно-компрессорными трубами (НКТ) (13) и хвостовиком (14). Система управления скважиной для добычи углеводородов содержит установленные внутри скважины УКП, контрольную линию для управления УКП, контроллер для управления электродвигателями и обеспечения связи УКП с установленным на поверхности оборудованием. Открытый ствол изолирован на несколько зон с помощью пакеров (15), каждая из зон оснащена полнопроходным УКП (16) для проведения селективного многостадийного гидроразрыва пласта или стимуляции каждой из зон горизонта в произвольном порядке, используя контрольную линию (17) для управления УКП. Контрольная линия представляет из себя электрическую линию с бронированием и защитной оплеткой, позволяет производить питание УКП, передает данные с каждой зоны на поверхность, а также передает команды с поверхности на интересующий УКП для его интеллектуального управления. Сама линия (17) протянута до поверхности вдоль хвостовика (14) и лифтового НКТ (13). Альтернативно линия может быть установлена за эксплуатационной колонной (20) и зацементирована. На поверхности линия управления имеет выход (18) из фонтанной арматуры и далее следует к блоку (19) сбора, хранения и передачи данных, а также управления внутрискважинным оборудованием.
При наличии датчика процента содержания воды в добываемой жидкости, возможна настройка автоматической работы УКП с открытием/закрытием клапанов в зависимости от изменения состава жидкости. Использование нескольких УКП на одной контрольной линии предполагает интеллектуализацию скважины с получением данных и управлением в реальном времени. Количество УКП к использованию диктуется геологическими условиями, длиной горизонтального участка, а также наличием данных об осложнениях при строительстве скважины.
Фиг. 3 иллюстрирует этап стимуляции одной из зон горизонта скважины при помощи закрытия остальных зон УКП. При этом мониторинг и запись данных с каждой из зон продолжается, то есть имеется полный спектр данных для учета и анализа проводимых работ на скважине.
Фиг. 4 иллюстрирует эксплуатацию скважины с учетом прорывов воды и газа или с учетом потенциального прорыва воды или газа. Пяточная зона скважины или первые 3 УКП «прикрыты». При необходимости, в скважинах с выносом песка, возможно применение УКП с фильтровой секцией, а также с применением трубки Вентури для получения данных производительности и процента содержания воды в добываемых с каждой зоны углеводородах. Таким образом возможно найти баланс предельных депрессий на пласт и процента «обжатого» притока, что, в свою очередь, приводит к увеличению производительности и срока службы скважин.
Фиг. 5 иллюстрирует панель управления и мониторинга скважины.
Основными преимуществами системы являются: контроль притока с каждой зоны скважины, в которую установлено устройство, что, в свою очередь, увеличивает продуктивность (дебет углеводородов) в среднесрочном и долгосрочном периоде, продлевает срок жизни скважин, а также позволяет анализировать дренирование месторождения в целом; полное или частичное отсечение не желательных для добычи воды и газа (в случае использования в нефтяных скважинах) в реальном времени без каких-либо дополнительных внутрискважинных работ; получение на поверхности через кабель управления и в реальном времени данных давления, температуры, дебета и процента содержания воды каждой зоны для анализа работы скважины в целом, сетки скважин, месторождения в целом; выполнение стимуляции (или нагнетания) любой интересующей зоны скважины, например, кислотная обработка, проведение ГРП (гидро-разрыва пласта) или долгосрочное нагнетание воды, с качественной оценкой проведенных работ, а также с возможностью оценки влияния стимуляции (нагнетания) на соседние зоны, соседние скважины месторождения; выполнение качественной позонной очистки скважины при освоении с помощью поэтапного или частичного открытия устройств контроля притока.
Используемые в системе УКП универсальны для различных типов скважин, различных типов коллекторов. То есть устройство контроля притока может дополнительно оснащаться фильтром для контроля пропуска твердых частиц внутрь хвостовика и защитой от эрозии как самого устройства, так и всего внутрискважинного оборудования, либо может быть использовано без каких-либо дополнительных приспособлений, например, как муфта ГРП.
Анализ получаемых данных и управление устройствами контроля притока может производится из офиса на большом расстоянии от месторождения.
Предлагаемая система позволяет обеспечить:
Проходной диаметр сравнимый с проходным диаметром хвостовика скважины.
Высокий крутящий момент для работы в сложных условиях или после длительного срока эксплуатации скважины.
Обратную связь на поверхность о текущем положении муфты, то есть о процентах открытия портов устройства. Обеспечение процента открытия портов от 0 до 100%, где 100% открытия — это когда площадь сечения, открытого притоку равно площади сечения хвостовика скважины.
Присоединение дополнительных датчиков (Р,Т, расходомер, сенсор воды), а также присоединение фильтра для контроля твердых частиц из скважины.

Claims

Формула изобретения
1. Система управления скважиной для добычи углеводородов, содержащая установленные внутри скважины, по меньшей мере, два полнопроходных устройства контроля притока (УКП), каждое из которых включает корпус, электродвигатели, состоящие из ротора, статора и электроуправляемого тормозного механизма, поворотную муфту, при этом за счет одновременного поворота роторов каждого из электродвигателей происходит движение поворотной муфты относительно корпуса, при повороте порты муфты встречаются с портами корпуса, электроуправляемые тормозные механизмы выполнены с возможностью фиксировать заданную степень открытия или положение муфты относительно корпуса, контрольную линию для управления УКП, соединяющуюся с двигателями муфт с помощью коннекторов для каждого из двигателей, контроллер для управления электродвигателями и обеспечения связи устройств контроля притока с установленным на поверхности оборудованием, причем ствол скважины изолирован на, по меньшей мере, две зоны, каждая из которых оснащена полнопроходным УКП, и причем контроллер выполнен с возможностью посылать команду электродвигателям на вращение муфты на заданный градус при получении сигнала с поверхности через контрольную линию и передавать сигнала на поверхность о текущем положении муфты каждого из устройств контроля притока.
2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что муфта устройства контроля притока оснащена подшипниками для снижения сопротивления трения внутри корпуса.
3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что контрольная линия представляет из себя электрическую линию с бронированием и защитной оплеткой, позволяет производить питание УКП, передает данные с каждой зоны на поверхность, а также передает команды с поверхности на интересующий УКП для его управления.
4. Система по п. 1, отличающаяся тем, что контрольная линия на поверхности соединена с блоком сбора, хранения и передачи данных.
9
PCT/RU2022/050353 2021-12-07 2022-11-08 Система управления скважиной для добычи углеводородов WO2023106969A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021135939 2021-12-07
RU2021135939A RU2779680C1 (ru) 2021-12-07 Система управления скважиной для добычи углеводородов

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2023106969A1 true WO2023106969A1 (ru) 2023-06-15

Family

ID=86730855

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2022/050353 WO2023106969A1 (ru) 2021-12-07 2022-11-08 Система управления скважиной для добычи углеводородов

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2023106969A1 (ru)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2540762C2 (ru) * 2010-01-29 2015-02-10 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Система управления для управляемого с поверхности глубинного предохранительного клапана
EA023432B1 (ru) * 2009-07-02 2016-06-30 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Дистанционно управляемое настраиваемое устройство и способ регулирования потока
EA023890B1 (ru) * 2008-11-03 2016-07-29 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система управления дебитом скважины
RU2615552C1 (ru) * 2013-10-31 2017-04-05 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Гидравлическое управление развертыванием скважинного инструмента
US20180245428A1 (en) * 2015-10-02 2018-08-30 Halliiburton Energy Services, Inc. Remotely operated and multi-functional down-hole control tools
US10508511B2 (en) * 2015-04-17 2019-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Rotary actuator for actuating mechanically operated inflow control devices

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA023890B1 (ru) * 2008-11-03 2016-07-29 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система управления дебитом скважины
EA023432B1 (ru) * 2009-07-02 2016-06-30 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Дистанционно управляемое настраиваемое устройство и способ регулирования потока
RU2540762C2 (ru) * 2010-01-29 2015-02-10 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Система управления для управляемого с поверхности глубинного предохранительного клапана
RU2615552C1 (ru) * 2013-10-31 2017-04-05 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Гидравлическое управление развертыванием скважинного инструмента
US10508511B2 (en) * 2015-04-17 2019-12-17 Halliburton Energy Services, Inc. Rotary actuator for actuating mechanically operated inflow control devices
US20180245428A1 (en) * 2015-10-02 2018-08-30 Halliiburton Energy Services, Inc. Remotely operated and multi-functional down-hole control tools

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2883630C (en) Controlled pressure pulser for coiled tubing applications
RU2482267C2 (ru) Система регулирования дебита скважины
EP1295005B1 (en) Milling of casing using coiled tubing
US9103207B2 (en) Multi-zone completion systems and methods
RU2512228C1 (ru) Установка одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины с телемеханической системой
RU2380522C1 (ru) Установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (варианты)
US9051781B2 (en) Mud motor assembly
US20120061095A1 (en) Apparatus and Method For Remote Actuation of A Downhole Assembly
US10907447B2 (en) Multi-cycle wellbore clean-out tool
US10294723B2 (en) Mud motor assembly
US9611693B2 (en) Mud motor assembly
WO2015196288A1 (en) A flow bypass sleeve for a fluid pressure pulse generator of a downhole telemetry tool
RU2702187C1 (ru) Глубиннонасосная нефтедобывающая установка (варианты)
RU2779680C1 (ru) Система управления скважиной для добычи углеводородов
CA2837082C (en) Mud motor assembly
US9803424B2 (en) Mud motor assembly
WO2023106969A1 (ru) Система управления скважиной для добычи углеводородов
RU95741U1 (ru) Насосная установка гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (варианты)
CN217380493U (zh) 一种电控延时的趾端套管滑套
RU2653210C2 (ru) Способ поинтервальной добычи нефти из многопластовой скважины и беспакерная насосная установка для его осуществления
RU2569390C1 (ru) Скважинная установка с системой контроля и управления эксплуатацией месторождений
RU2702180C1 (ru) Установка одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом
WO2023121512A1 (ru) Скважинный электроклапан (варианты)
RU2777043C1 (ru) Скважинный электроклапан (варианты)
RU2702801C1 (ru) Установка одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с наклонно-направленными забоями

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 22904762

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1