Способ передачи телеметрических сигналов при эксплуатации добывающих скважин штанговыми глубинными насосами и система для его реализации Российский патент 2023 года по МПК E21B47/12 

Извлечение нефти с использованием штанговых глубинных насосов (ШГН) - распространенный метод добычи скважинной жидкости. В нашей стране данным способом эксплуатируется до 70% буровых скважин, и добывается 1/3 часть от общего объема сырья. Приемлемые затраты на оборудование и обслуживание нефтедобывающих конструкций разрешает эксплуатацию месторождений, в том числе, с минимальным дебитом [URL: https://www.promzn.ru]. Процесс во многом характеризуется стабильностью, поэтому широкое распространение получили методы контроля с использованием наземной информации - динамограмм [URL:http//www.petrolibrary.ru]. Однако развитие технологий добычи из скважин с более сложным профилем, чем вертикальный, внедрение новых конструктивных схем, таких как скважины без подъемной колонны [URL:http//www.nangs.org/news/upsteam], обуславливают необходимость прямых измерений параметров в скважинном пространстве в месте откачки скважинной жидкости для оптимизации процесса добычи, особенно в части поддержания или увеличения дебита, снижения частоты ремонтов. В свою очередь возникает задача передачи измерительной информации на поверхность во время определенных сеансов связи (в дальнейшем - телеметрия).

Известно множество систем, обеспечивающих телеметрию для скважинных установок при бурении и добыче нефти. Они базируются на использовании проводных и беспроводных каналов связи. Использование проводного канала в скважинах с ШГН требует размещение кабеля внутри ствола скважины. С одной стороны, наличие кабеля позволяет сравнительно легко решить технические задачи по электропитанию и передаче данных, с другой - достижение надежного и точного размещения кабеля внутри ствола скважины вдоль боковой поверхности труб - сложный и затратный процесс.

Применительно к ШГН наибольший интерес представляют беспроводные способы передачи акустических и электромагнитных сигналов. Известно изобретение по контролю за эксплуатацией нефтепромысловых скважин с передачей информации по беспроводному электромагнитному каналу связи [Патент РФ №2281391 С2, МПК Е21В 47/06, 47/12, опубл. 10.08.2006г.]. Для осуществления контроля спускают в интервал добычи продукта на насосно-компрессорных трубах в связке со штанговым глубинным насосом глубинный манометр, содержащий датчик давления и устройство передачи информации о давлении. Излучатель представляет собой разделитель, выполненный с переменной базой и электрически соединенный со штанговым глубинным насосом вверху, а в нижней части подключенный электродом к обсадной колонне через центратор, образуя передающий диполь. При этом передачу на поверхность осуществляют посредством подачи электрического сигнала на плечи этого диполя. Существенным недостатком такого решения является значительное затухание сигнала при прохождении по каналу связи, причем характер этого затухания зависит от состава прилегающих горных пород, скважинной жидкости, особенностей конструкции скважинной части. В условиях существенного уровня электромагнитных помех на поверхности прием таких сигналов является сложной задачей.

Известен способ передачи информации по акустическому каналу связи [Патент РФ №2122113 С1, МПК Е21В 47/06, опубл.20.11.1998г.], состоящий в том, что побитную последовательную передачу кодированной информации осуществляют в фиксированные моменты времени посредством устройства, в котором турбогенератор расположен между штанговым глубинным насосом и глубинным манометром. При этом ввод турбогенератора находится на уровне верхней границы продуктивного пласта. Манометр содержит датчик давления, АЦП, регистр, буфер, двигатель, таймер, элемент старта, элемент И, разрядник, привод, формирователь, накопитель, прижим, излучатель и, связанный с турбогенератором через преобразователь, аккумулятор, питающий блок питания скважинного прибора. Кодирование информации осуществляется посредством механического удара излучателем об обсадную колонну (или колонну НКТ). Энергия удара по обсадной колонне (или колонне НКТ) при помощи акустических волн, образовавшихся при ударе, достигает поверхности, где регистрируется наземной частью цифрового манометра. Недостатком способа является высокий уровень затухания акустических волн при прохождении через составные элементы колонны труб (переход через стык) и рассеивание энергии на границе разделов сред металл-жидкость и металл-горная порода. Поэтому устройства, реализующие этот метод, сложны и энергоемки.

Задачей изобретения является расширение функциональных возможностей телеметрических систем при различных конструктивных особенностях технологического оборудования.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности технологического процесса добычи скважинной жидкости посредством ШГН за счет обеспечения доступности скважинной информации, повышения ее достоверности и оперативности, универсальности применения в различных технологических условиях.

Указанный технический результат достигается способом передачи телеметрических сигналов при эксплуатации добывающих скважин штанговыми глубинными насосами, при котором осуществляют модуляцию усилия в скважинной части на приводном штоке, связывающем скважинный механизм и наземный электропривод, путем регулирования динамического сопротивления при движении скважинной жидкости посредством клапанного модулятора, обеспечивая изменение нагрузки на плунжер насоса, в функции передаваемой измерительной информации от скважинных датчиков на поверхность, тем самым формируя сигналы в составе телеметрических кадров. На поверхности декодируют эти сигналы во время сеансов передачи измерительной информации с использованием математической модели априорных динамограмм, сформированной вне этих сеансов.

Согласно изобретения формируют широтно-импульсные, времяимпульсные и кодоимпульсные сигналы.

Согласно изобретения периодичность сеансов передачи измерительной информации может постоянной или программируемой перед установкой оборудования. Синхронизация сеансов передачи и приема информации в скважинной и наземной частях осуществляется посредством программирования соответствующих таймеров.

Согласно изобретения в состав телеметрического кадра помимо измерительной включается тестовая информация.

Указанный технический результат достигается телеметрической системой штангового глубинного насоса, реализующая способ передачи телеметрических сигналов, содержащая собственно штанговый глубинный насос со скважинным механизмом и наземным электроприводом, соединенным со скважинным механизмом приводным штоком, станцию управления этим насосом, подключенная первым управляющим выходом к этому насосу. В скважине размещены клапанный модулятор, подключенный своим выходом к скважинному механизму насоса, к первому входу которого подсоединен выход блока управления, а к его первому входу подключен выход блока датчиков, со входом которого и со вторым входом блока управления соединен первый выход блока электропитания, второй выход которого подключен ко второму входу клапанного модулятора. На поверхности наземный контроллер телесистемы соединен своим входом-выходом со вторым входом-выходом станции управления штанговым глубинным насосом.

Согласно изобретения в составе блока датчиков система содержит датчики технологических параметров давления, температуры, свойств скважинной жидкости, вибрации.

Согласно изобретения блок электропитания выполняется на электрохимических источниках электроэнергии или с использованием электромашинных генераторов в сочетании с электрохимическими накопителями.

Сущность способа передачи телеметрических сигналов при эксплуатации добывающих скважин штанговыми глубинными насосами и система для его реализации поясняются чертежами на фиг. 1, 2, 3, 4, 5. На фиг. 1 показана классическая динамограмма силовой установки (идеализированный вариант), на фиг. 2 - структурная схема телеметрической системы для ШГН, на фиг. 3 - компоновочная схема скважинной части, на фиг. 4 - упрощенная конструктивная схема насосной части скважинной компоновки, на фиг. 5 - структурная схема блока управления скважинной части системы. На чертежах обозначено: 1 - станция управления ШГН (СУ ШГН), 2 - наземный контроллер телеметрической системы (НК), 3 - ШГН, 4 - клапанный модулятор (КМ), 5 - блок электропитания (БЭП), 6 - блок управления (БУ), 7 - блок датчиков (БД), 8 - обсадная труба, 9 - НКТ, 10 - клапан модулирующий, 11 - клапан всасывающий, 12 - электромагнитный привод клапана модулирующего, 13 - пружина, 14 - шток, 15 - плунжер, 16 - выкидной клапан, 17 - контроллер блока управления, 18 - датчик положения штока, 19 - таймер, 20 - аналого-цифровой преобразователь.

Рассмотрим принцип кодирования и передачи измерительной информации с использованием в качестве среды передачи сигналов штока ШГН, на примере, приведенном на чертеже на фиг.1. На известной идеализированной динамограмме [URL: http://www/vseonefti.ru/kak-chitat-dinamogrammy.html] по оси ординат отложено усилие F на устьевой шток, по оси абсцисс t - текущее время, точки ABCD - крайние точки положения плунжера насоса в отсутствие сеанса передачи измерительной информации, а линии характеризуют средние величины (математическое ожидание) нагрузок, причем точка А соответствует нижнему положению плунжера насоса, отрезок АВ - ход вверх штока при растяжении штанг, отрезок ВС - ход вверх штока и плунжера, СD - ход вниз штока, сопровождающейся сжатием штанг, DA - ход вниз штока и плунжера. Для передачи измерительной информации при использовании, например, наиболее простого способа кодирования - времяимпульсной модуляции (ВИМ), при подъеме плунжера насоса из нижнего положения создается дополнительное сопротивление движению потока жидкости после какого-то времени Δt. При этом график усилия на устьевом штоке будет соответствовать линии ВLЕК и, соответственно, интервал времени Δt будет соответствовать передаваемой измерительной информации. Точкой отсчета временного интервала будет точка А, при этом:

Δt_i = k_i ⋅ X_i; где k_i - масштабный коэффициент с размерностью, соответствующей измеряемому параметру X_i, диапазон Δt_i должен учитывать текущее время подъема плунжера t_BC, т.е. Δt_макс. должен быть меньше t_BC.

В наземной части при обработке текущих динамограмм, предшествующих сеансу передачи скважинной информации, формируется модель динамограммы процесса, на основании которой осуществляется декодирование сигналов. Синхронизация сеансов передачи и приема информации в скважинной и наземной частях осуществляется посредством программирования соответствующих таймеров.

Следует отметить, что для кодирования измерительной информации при передаче могут использоваться также широтно-импульсная или кодоимпульсная модуляция сигналов. При этом формирование импульсов осуществляют в различных ветвях динамограммы.

Рассмотрим функционирование телеметрической системы для ШГН, в дальнейшем ТМС - ШГН, исходя из представленной схемы на фиг. 2. СУ ШГН 1 обеспечивает функционирование ШГН в соответствии с заданным на данный момент времени режимом. НК 2 подключен двунаправленным информационным каналом к СУ ШГН 1. Посредством этого канала НК 2 получает от СУ ШГН 1 текущие данные о динамическом усилии на штоке ШГН. При наличии модуляции этого усилия в функции измеряемых параметров в скважинной подсистеме НК 2 осуществляет демодуляцию и дешифрацию скважинной измерительной информации и передает ее в СУ ШГН 1 для контроля и управления технологическим процессом добычи углеводородов. Скважинная подсистема ТМС - ШГН включает в себя БУ 6, к которому подключен блок датчиков технологических параметров БД 7 и который управляет КМ 4. БУ 6 во время сеанса связи собирает измерительную информацию с БД 7, обрабатывает, кодирует ее, вырабатывает и подает управляющие сигналы в КМ 4, который изменяет нагрузку на плунжер ШГН, регулируя динамическое сопротивление при движении скважинной жидкости. БЭП 5 является автономным источником электроэнергии и обеспечивает электропитание аппаратуры скважинной подсистемы.

Чертеж на фиг. 3 иллюстрирует расположение в скважинной зоне установки насосного механизма и блоков скважинной подсистемы ТМС - ШГН. БУ 6 связан с БД 7 локальным проводным каналом.

Работу насосного агрегата ШГН в скважинной части в соответствии с вышеизложенным примером иллюстрирует схема насосной части скважинной установки на чертеже фиг.4. Момент достижения плунжером 15 нижней точки регистрируется блоком управления 7 для запуска своего таймера. Далее, при перемещении плунжера 15 вверх от самой нижней точки, клапан 11 открывается, клапан 16 закрывается, клапан модулирующий 10 открыт под действием пружины 13. В процессе движения плунжера 15 вверх БУ 7 продолжает отсчитывать интервал времени по таймеру и при достижении времени Δt_i включает электромагнитный привод 12 клапана 10. Клапан 10 под действием привода 12 и потока скважинной жидкости частично перекрывает канал движения этой жидкости наверх, создавая дополнительную нагрузку на устьевой шток. Далее при достижении плунжером верхней точки клапан 10 открывается (прекращается действие потока жидкости и отключается привод 12) и плунжер совершает движение вниз (клапан 11 - закрыт, клапан 16 - открыт). Упрощенная динамограмма в этом случае примет вид многоугольника АВLEKD на фиг. 1.

Для кодирования измерительной информации при передаче посредством широтно-импульсной или кодоимпульсной модуляция сигналов необходима другая конструкции клапанных модуляторов.

Реализация устройств, входящих в ТМС-ШГН известна. Станция управления ШГН 1 и ШГН 3 - серийно выпускаемые изделия.

На чертеже фиг.5 блок управления 6, реализованный на базе программируемой логики контроллера 17, регистрирует измерительную информацию от блока датчиков технологических параметров 7, преобразуя аналоговые измерительные сигналы аналого-цифровым преобразователем 20. В состав блока 7 могут входить датчики давления, температуры, свойств скважинной жидкости и другие. Контроллер 17 отслеживает положение плунжера 15 по перемещению штока 14 посредством датчика 18, выполненного на основе известного измерительного преобразователя перемещения или концевых индикаторов, и вырабатывает управляющие команды на клапанный модулятор 4 в соответствии, например, с алгоритмом, изложенным выше. В состав телеметрического кадра могут включаться тестовые параметры для контроля работы системы в целом.

Блок электропитания 5 выполняется на электрохимических источниках электроэнергии (батареях) при низкой интенсивности передачи измерительной информации или с использованием электромашинных генераторов в сочетании с электрохимическими накопителями (ионисторами, аккумуляторами), при интенсивной передаче данных. В качестве электромашинных генераторов наиболее подходящими являются линейные электромашины, например [Патент РФ №2020609 С1, МПК Н02К 35/02, опубл. 30.09.1994г.].

Исполнение наземного контроллера 2 обусловлено выполняемыми им функциями:

• Получение от СУ 1 и обработки параметров динамической нагрузки устьевого штока в режиме, предшествующем сеансу передачи измерительной информации из скважины, с синхронизацией данных с положением устьевого штока, для формирования математической модели текущей динамограммы.

• Определение времени начала сеанса приема информации и выделение информационных сигналов в сеансе передачи измерительной информации с использованием имеющейся математической модели.

• Декодирование принятых сигналов, хранение, обработка и передача принятой информации в СУ 1.

Представленные функции реализуются на базе стандартных средств вычислительной техники, широкий выбор которых представлен в современных условиях.

Таким образом, к преимуществам предлагаемого изобретения относятся:

1. Доступность и высокая оперативность и достоверность измерительной информации, получаемой непосредственно из скважинной среды где происходит откачка жидкости.

2. Не требуется отдельный проводной или беспроводного канала связи для передачи информации из скважины на поверхность.

3. Универсальность для вариантов применения ШГН - с колонной насосно-компрессорных труб до устья или без них. Отсутствие необходимости изменения технологии применения и конструкции технических средств ШГН.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для обеспечения прямых измерений параметров в скважинном пространстве в месте откачки скважинной жидкости и передачи на поверхность их по беспроводному каналу связи. Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности технологического процесса добычи скважинной жидкости посредством ШГН за счет обеспечения доступности скважинной информации, повышение ее достоверности и оперативности, универсальности применения в различных технологических условиях. В частности, заявлен способ передачи телеметрических сигналов при эксплуатации добывающих скважин штанговыми глубинными насосами, при котором осуществляют модуляцию усилия в скважинной части на приводном штоке, связывающем скважинный механизм и наземный электропривод, путем регулирования динамического сопротивления при движении скважинной жидкости посредством клапанного модулятора, обеспечивая изменение нагрузки на плунжер насоса, в функции передаваемой измерительной информации от скважинных датчиков на поверхность, тем самым формируя сигналы в составе телеметрических кадров, а на поверхности декодируют эти сигналы во время сеансов передачи измерительной информации с использованием математической модели априорных динамограмм, сформированной вне этих сеансов. Также предложена телеметрическая система штангового глубинного насоса, реализующая указанный способ передачи телеметрических сигналов. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ передачи телеметрических сигналов при эксплуатации добывающих скважин штанговыми глубинными насосами, при котором осуществляют модуляцию усилия в скважинной части на приводном штоке, связывающем скважинный механизм и наземный электропривод, путем регулирования динамического сопротивления при движении скважинной жидкости посредством клапанного модулятора, обеспечивая изменение нагрузки на плунжер насоса, в функции передаваемой измерительной информации от скважинных датчиков на поверхность, тем самым формируя сигналы в составе телеметрических кадров, а на поверхности декодируют эти сигналы во время сеансов передачи измерительной информации с использованием математической модели априорных динамограмм, сформированной вне этих сеансов.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что формируют широтно-импульсные, времяимпульсные и кодоимпульсные сигналы.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что периодичность сеансов передачи измерительной информации может быть постоянной или программируемой перед установкой оборудования, при этом синхронизацию сеансов передачи и приема информации в скважинной и наземной частях осуществляют посредством программирования соответствующих таймеров.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в состав телеметрического кадра помимо измерительной включают тестовую информацию.

5. Телеметрическая система штангового глубинного насоса, реализующая способ передачи телеметрических сигналов по п.1, содержащая собственно штанговый глубинный насос со скважинным механизмом и наземным электроприводом, соединенным со скважинным механизмом приводным штоком, станцию управления этим насосом, подключенную к нему первым управляющим выходом, отличающаяся тем, что содержит в скважине размещенные клапанный модулятор, подключенный своим выходом к скважинному механизму насоса, к первому входу которого подсоединен выход блока управления, к первому входу которого подключен выход блока датчиков, со входом которого и со вторым входом блока управления соединен первый выход блока электропитания, второй выход которого подключен ко второму входу клапанного модулятора, а на поверхности наземный контроллер телеметрической системы соединен своим входом-выходом со вторым входом-выходом станции управления штанговым глубинным насосом.

6. Система по п.5, отличающаяся тем, что в составе блока датчиков содержатся датчики технологических параметров давления, температуры, свойств скважинной жидкости, вибрации.

7. Система по п.5, отличающаяся тем, что блок электропитания выполняется на электрохимических источниках электроэнергии или с использованием электромашинных генераторов в сочетании с электрохимическими накопителями.