Скважинное устройство для передачи информации с забойных датчиков при эксплуатации скважины погружным насосом Российский патент 2024 года по МПК E21B47/12 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области передачи забойной информации из скважины на поверхность по каналу связи и может быть использовано для мониторинга процесса эксплуатации скважины.

Известна установка для информационного обеспечения и управления отбором флюида из нефтяных скважин (патент RU № 2341647, МПК Е21В 43/00, Е21В 47/00, опубл. 20.12.2008 Бюл. № 35), включающая колонну труб с центробежным насосом, на котором размещена система контроля технологических и глубинных параметров, кабельную линию связи с поверхностью и приборный комплекс для контроля забойных термобарических параметров флюида, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит подвешенный на отрезке геофизического кабеля под центробежным насосом глубинный прибор с датчиками давления, температуры и состава, резистивиметр или влагомер, а также второй глубинный прибор с датчиками давления и температуры, установленный на заданном расстоянии над центробежным насосом, при этом нижний глубинный прибор электрически и механически связан со скважинной системой контроля, к которой посредством кабеля подключен верхний глубинный прибор, при этом в качестве линии связи с поверхностью используют кабель-токопровод электродвигателя центробежного насоса, а приборный комплекс содержит систему хранения, обработки и управления информации для отбора флюидов из нефтяных скважин, включающую измерительные блоки глубинных и поверхностных параметров, блок индикации, блок управления и блок передачи информации, подключенные через общий интерфейс к связанным общей шиной между собой станцией управления насосом и блоком согласования и считывания информации, на первый вход которого подают информацию о глубинных параметрах, а второй вход через общий интерфейс связан с измерительным блоком поверхностных параметров.

Недостатками данной установки являются узкая область применения из-за возможности работы только с электропогружным насосом (ЭЦН), без отсекающего пакера и подъем продукции по колонне труб, сложность из-за необходимости наличия измерительных приборов ниже и выше насоса с контролем их состояния и низкая надежность из-за отсутствия на кабеле компенсаторов удлинения и расширения колонны труб при изменении температуры и давления.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для передачи информации по гальваническому каналу связи при эксплуатации скважины (патент RU № 2766995, МПК Е21В 47/12, опубл. 16.03.2022 Бюл. № 8) со спущенной в нее металлической колонной труб с образованием кольцевого канала между ней и внутренней металлической колонной штанг, содержащее наземный источник стабилизированного тока, подключенный своими контактами к верхней части колонны труб и штанг, наземный блок регистрации напряжения питания стабилизированного источника тока, причем нижняя часть колонны труб и штанг замыкается контактами измерительного модуля реологических параметров жидкости, содержащего ключ шифрации, выполненный с возможностью модуляции величины сопротивления согласно заданному алгоритму шифрации в зависимости от показаний блока датчиков, расположенного в измерительном модуле, причем наземный блок регистрации напряжения выполнен с возможностью измерения пульсации величины напряжения в результате модулирования величины сопротивления ключом-шифратором.

Основным недостатком данного устройства являются малый срок службы системы из-за ограниченного объема заряда источника питания и увеличения погрешности (в т.ч. помех) из-за изменения (резкого увеличения сопротивления) в резьбовых соединениях колонны труб и колонны штанг, по которым передается постоянный ток и снимается информация, что в свою очередь сужает область применения, так как делает невозможность использования данного устройства в старом фонде добывающих скважин (проработавших 5 и более лет).

Техническим результатом является расширение области применения (функциональных возможностей) из-за возможности работы на старом фонде скважин при использовании кабеля, оснащенного компенсатором удлинения, в том числе и в составе штангового насоса при беструбной эксплуатации скважины.

Техническим решением является скважинное устройство для передачи информации с забойных датчиков при эксплуатации скважины погружным насосом, включающее спускаемые в скважину пакер, устанавливаемый над вскрытым продуктивным пластом, погружной штанговый насос с измерительным блоком датчиков на входе, сообщенным с подпакерным пространством, причем колонна штанг насоса выполнена с возможностью передачи информации по кабелю от измерительного блока на располагаемый на устье скважины блок регистрации.

Новым является то, что насос и колонна штанг оснащены кабелем для передачи информации, который по спирали намотан снаружи 1/3–1/2 нижней части насоса без фиксации сверху для компенсации удлинения и/или перемещения колонны штанг относительно зафиксированного пакера насоса.

Новым является также то, что в спирали кабель помещен в металлическую оплетку, выполненную с возможностью возвращения в исходное состояние после растяжения.

Новым является также то, что в спирали кабель закреплен на пружине, выполненной с возможностью возвращения в исходное состояние после растяжения.

На чертеже изображена схема скважинного устройства.

Скважинное устройство для передачи забойной информации при эксплуатации скважины погружным насосом включает в себя спускаемые в скважину 1 пакер 2, устанавливаемый над вскрытым продуктивным пластом 3, погружной штанговый насос 4 (показан условно) с измерительным блоком 5 датчиков (давления, температуры и/или т.п. – не показаны) на входе насоса 4, сообщенным с подпакерным пространством 6. Колонна штанг 7 насоса 4 выполнена с возможностью передачи по кабелю 8 информации от измерительного блока 5 на располагаемый на устье скважины 1 блок регистрации 9. Кабель 8 по спирали намотан снаружи 1/3–1/2 нижней части насоса 4 без фиксации сверху для компенсации удлинения и/или перемещения колонны штанг 7 относительно зафиксированного пакера 2 насоса 4.

Если кабель 8 без жесткого покрытия (металлической оплеткой, покрытие из жесткого полиуретана или резины и/или т.п.), то рекомендуется в спирали кабель 8 поместить в металлическую оплетку (не показана) или закрепить на предварительно устанавливаемой пружине (не показана), которые выполнены с возможностью возвращения в исходное состояние после растяжения.

Снизу для исключения сползания спираль кабеля может оснащаться фиксатором 10 (хомутом или упором).

Количество витков в спирали кабеля 8 определяется эмпирическим путем из необходимой длины компенсации перемещения колонны штанг 7. В насосах 4 с наружным диаметром 60 – 95 мм. рекомендуется использовать длину кабеля 8 в спирали как минимум в 2 раза длиннее хода колонны штанг 7, обеспечиваемым ходом наземного привода (станок-качалка, цепной привод, гидравлический привод или т.п. – не показаны):

где L_к – длина кабеля 8 в спирали, м;

K – коэффициент отношения длины кабеля 4 к длине рабочего хода привода (для насосов 4 с наружным диаметром 60 – 95 мм K=2);

L_х – длина хода колонны штанг 7, м.

С учетом наружного диаметра цилиндра насоса 4 определяют количество витков спирали:

где n – количество витков;

L_к – длина кабеля 8 в спирали, м;

π ≈ 3,14 – постоянная;

d_н – диаметр наружный насоса 4, м.

Например, для насоса 4 – 89-НВ2Б 57-35-15 (ГОСТ Р 51896-2002) с наземным приводом (не показан), обеспечивающим ход колонны штанг 7 – 3 м и наружным диаметром 0,089 м, исходя из формул (1) и (2) получаем n≥21,5 оборотов (витков) кабеля 8 вокруг насоса 4, выбираем n=22.

Для неохваченных описанным выше пределом диаметров насосов 4 отношение (К) длины кабеля 4 к длине рабочего хода привода также определяют эмпирическим путем для постановки в формулу (1). Для определения по формуле 2 количества витков кабеля 8 вокруг насоса 4 по формуле (2). Авторы на это не претендуют.

Конструктивные элементы, технологические соединения, уплотнения и т.п., не влияющие на объяснение работоспособности скважинного устройства, на чертеже не показаны или показаны условно.

Скважинное устройство для передачи забойной информации при эксплуатации скважины погружным насосом работает следующим образом.

В скважину 1 с хвостовиком 11 и опорой 12 для насоса 4 спускают пакер 2, который устанавливают выше вскрытого продуктивного пласта 3.

Снизу на входе насоса 4 устанавливают измерительный блок 5 с кабелем 8 который закрепляют снизу насоса 4 фиксатором 10 (хомутом для кабеля или упором для пружины). Если кабель 8 без жесткого покрытия, то на длину кабеля 8 в спирали (L_к) его снаружи оснащают металлической оплеткой или до фиксатора опускают пружину с необходимым количеством витков (n). После чего кабель 8 наматывают снаружи 1/3–1/2 нижней части насоса 4 без фиксации сверху, а при наличии пружины кабель 8 на ней фиксируют пластиковыми или металлическими хомутами, изготовленными из материала не повреждающего (более мягкого) поверхность кабеля 8. Чем больше ход колонны штанг 7, тем ниже рекомендуется располагать спираль кабеля 8 на насосе 4, например: при ходе 6 м - на 1/3 нижней части насоса 4, а при ходе 2,5 м – не выше 1/2 нижней части насоса 4, для исключения выхода витков спирали кабеля 8 выше верхнего края насоса 4, что будет мешать сжатию спирали в исходное состояние после растяжения.

Насос 4 на колонне штанг 7 спускают в скважину 1 с фиксацией на ней специальными протектолайзерами 13 кабеля 8 до взаимодействия и фиксации нижнего замка (не показан) насоса 4 с опорой 12. При искривленном стволе скважины 1 рекомендуется снабжать колонну штанг 7 центраторами 14. Авторы на это не претендуют.

Сверху колонну штанг 7 оснащают полым полированным штоком 15, внутрь которого при помощи устройства ввода 16 вставляют кабель 8. На устье полированный шток 15 герметизируют и через траверсу (не показана) соединяют с наземным приводом. Выходящий сверху полированного штока 15 кабель 8 соединяют блоком регистрации 9, который получает и обрабатывает всю информацию, поступающую по кабелю 8 с датчиков измерительного блока 5 в статике (во время остановки насоса 4) и в динамике (во время работы насоса 4).

Наземный привод запускают в работу, инициируя возвратно поступательное движение полированного штока 15 и колонны штанг 7 вместе с плунжером (не показан) насоса 4, под действием которого продукция пласта 3 из подпакерного пространства 6 проходит через измерительный блок 5 и через насос 4 по внутрискважинному надпакерному пространству 17 и выходной патрубок 18 в систему нефтесбора (не показана).

При ходе колонны штанг 7 вверх спираль кабеля 8 снаружи насоса 4 вытягивается, компенсируя его перемещение, а при ходе вниз спираль кабеля 8 – сжимается, возвращаясь в исходное состояние, исключая полностью нагрузки на кабель 8, приводящие к его порыву или поломке. Как показала практика такое размещение кабеля 8 снаружи насоса 4 увеличивает межремонтный период, вызванный повреждением кабеля 8 в 3,2 – 5 раз, независимо от применения в новом или старом фронде скважин 1 при трубной или беструбной эксплуатации.

Предлагаемое скважинное устройство для передачи информации с забойных датчиков при эксплуатации скважины погружным насосом позволяет расширить область применения из-за возможности работы на старом фонде скважин при использовании кабеля, оснащенного компенсатором удлинения, в том числе и в составе штангового насоса при беструбной эксплуатации скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области передачи забойной информации из скважины на поверхность по каналу связи, и может быть использовано для мониторинга процесса эксплуатации скважины. Скважинное устройство для передачи информации с забойных датчиков при эксплуатации скважины погружным насосом включает спускаемые в скважину пакер, устанавливаемый над вскрытым продуктивным пластом, погружной штанговый насос с измерительным блоком датчиков на входе, сообщенным с подпакерным пространством. Колонна штанг насоса выполнена с возможностью передачи информации по кабелю от измерительного блока на располагаемый на устье скважины блок регистрации. Насос и колонна штанг оснащены кабелем для передачи информации, который по спирали намотан снаружи 1/3–1/2 нижней части насоса без фиксации сверху для компенсации удлинения и/или перемещения колонны штанг относительно зафиксированного относительно пакера насоса. Предлагаемое скважинное устройство для передачи забойной информации при эксплуатации скважины погружным насосом позволяет расширить область применения из-за возможности работы на старом фонде скважин при использовании кабеля, оснащенного компенсатором удлинения, в том числе и в составе штангового насоса при беструбной эксплуатации скважины. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Скважинное устройство для передачи информации с забойных датчиков при эксплуатации скважины погружным насосом, включающее спускаемые в скважину пакер, устанавливаемый над вскрытым продуктивным пластом, погружной штанговый насос с измерительным блоком датчиков на входе, сообщенным с подпакерным пространством, причем колонна штанг насоса выполнена с возможностью передачи информации по кабелю от измерительного блока на располагаемый на устье скважины блок регистрации, отличающееся тем, что насос и колонна штанг оснащены кабелем для передачи информации, который по спирали намотан снаружи 1/3–1/2 нижней части насоса без фиксации сверху для компенсации удлинения и/или перемещения колонны штанг относительно зафиксированного пакера насоса.

2. Скважинное устройство для передачи забойной информации при эксплуатации скважины погружным насосом по п. 1, отличающееся тем, что в спирали кабель помещен в металлическую оплетку, выполненную с возможностью возвращения в исходное состояние после растяжения.

3. Скважинное устройство для передачи забойной информации при эксплуатации скважины погружным насосом по п. 1, отличающееся тем, что в спирали кабель закреплен на пружине, выполненной с возможностью возвращения в исходное состояние после растяжения.