система передачи данных для мониторинга за процессом добычи углеводородов

Формула изобретения

1. Система передачи данных для мониторинга за процессом добычи углеводородов, содержащая наземную часть в виде наземного блока телеметрической системы установки электроцентробежного насоса и скважинную часть, включающую среду передачи сигналов совмещенного канала связи, погружной блок телеметрической системы установки электроцентробежного насоса, интерфейсный блок и измерительный шлейф, причем наземный блок телеметрической системы соединен входом-выходом с первым входом-выходом среды передачи сигналов совмещенного канала связи, второй вход-выход которой подключен к первому входу-выходу погружного блока телеметрической системы, второй вход-выход которого подключен к первому входу-выходу интерфейсного блока, причем измерительный шлейф включает несколько измерительных зондов, соединенных параллельно кабельной линией связи, отличающаяся тем, что система дополнительно содержит приемный модуль и автономный передающий и управляющий модуль, причем измерительные зонды своими входами-выходами подключены к входу-выходу автономного передающего и управляющего модуля, который связан через внешнюю среду передачи акустических сигналов в виде внутрискважинного пространства с приемным модулем, вход-выход которого связан со вторым входом-выходом интерфейсного скважинного блока, причем приемный модуль, внешняя среда передачи акустических сигналов и автономный передающий и управляющий модуль образуют беспроводной канал связи.

2. Система передачи данных по п.1, отличающаяся тем, что автономный передающий и управляющий модуль содержит приемо-передающий блок, подключенный первым входом-выходом к измерительному шлейфу, а вторым входом-выходом к первому входу-выходу измерительного контроллера, второй вход-выход которого подключен к первому входу-выходу первого тестового интерфейса, второй вход-выход которого соединен с первым входом-выходом таймера, на второй вход которого подается сигнал с выхода датчика команд, вход которого соединен с первым входом ключа, выходом первичного источника питания и третьим входом таймера, а его третий выход подключен к второму входу ключа, выход которого соединен с входом первого вторичного источника питания, четвертый вход-выход таймера подключен к третьему входу-выходу измерительного контроллера, четвертый выход которого через последовательно соединенные модулятор и усилитель подключен к излучателю сигнала.

3. Система передачи данных по п.1, отличающаяся тем, что приемный модуль содержит приемник сигнала, выход которого соединен с входом усилителя, выход которого подключен к входу блока предварительной фильтрации, выход которого соединен с входом аналого-цифрового преобразователя, выход которого соединен с первым входом контроллера канала связи, второй вход-выход которого подключен к входу-выходу второго тестового интерфейса, а третий вход-выход которого соединен с первым входом-выходом интерфейсного скважинного блока.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к методам и средствам мониторинга текущего состояния технологического процесса добычи углеводородов.

Современный процесс добычи углеводородов является сложным и дорогостоящим предприятием. Его сложность обусловлена рядом неопределенностей геологического, технологического, технического и др. характера.

Совершенствование эксплуатационных систем, работающих в условиях априорной неопределенности, является сложной задачей, которая может быть эффективно решена на основе подходов, использующих принцип обратной связи. Использование этого принципа позволит, прежде всего, реализовать механизм мониторинга текущего состояния технологического процесса добычи [И.Г.Соловьев. Концептуальные основы и системные принципы управления гибкими автоматизированными технологиями нефтедобычи. / «Нефть и газ», 2004 г., № 5, стр.62-69]. Действенный мониторинг техпроцесса добычи (в дальнейшем - мониторинг) возможен на основе точечного зондирования в реальном времени скважинного пространства в зоне продуктивных пластов. Особенно это важно при одновременной раздельной эксплуатации нескольких продуктивных пластов одной скважиной [Постановление Госгортехнадзора РФ от 06,06.2003 № 71 «Об утверждении «Правил охраны недр»]. При этом необходимо контролировать давление, температуру, расход жидкости, влагосодержание и др. параметры.

Известны системы мониторинга, использующие различные скважинные каналы связи. Так в [Сайт Научно-производственного предприятия «ГРАНТ». Режим доступа: , свободный. Скважинные манометры АМТ. Дата обращения - 16.11.2011 г.] представлена система, использующая автономные измерительные зонды для регистрации в заданных областях скважинного пространства параметров и их хранение, с последующим считыванием после извлечения на поверхность. Такую систему можно характеризовать как систему с виртуальным каналом связи. Их достоинство - максимальная простота, недостаток - полное отсутствие оперативности.

Также известны системы мониторинга с использованием сигнального кабеля для передачи данных измерительных зондов, размещенных в скважинном пространстве, на поверхность [Технология непосредственного замера термодинамических параметров работы скважины. А.Д.Савич и др. // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 1 - С.72-75]. Достоинством таких систем является их простота, достаточно высокая пропускная способность канала связи. Недостатком, препятствующим их широкому распространению, являются ограничения и проблемы при проведении спуско-подъемных операций и эксплуатации. Эти проблемы обусловлены опасностью возникновения аварийных ситуаций, связанных с прокладкой геофизического кабеля, используемого в данном случае от поверхности до зоны измерений в скважине.

Известны системы, использующие беспроводные каналы связи скважина - поверхность. Основным достоинством таких систем является отсутствие кабеля. К недостатку следует отнести требования наличия дополнительной надежной изоляции колонны насосно-компрессорных труб, что не всегда экономически оправдано. Также известна система [Кульчицкий В.В. Скважина как элемент интеллектуальной системы управления разработкой месторождений углеводородов. // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 2 - С.95-97], осуществляющая передачу из скважины посредством низкочастотного электромагнитного канала, использующего в качестве излучающего диполя обсадную колонну. Достоинством этой системы также является отсутствие кабеля в скважинном пространстве. К недостаткам следует отнести ряд ограничений и дополнительных требований, например требования к удельному электросопротивлению окружающих горных пород, наличие диэлектрических вставок в обсадной колонне, что далеко не всегда выполнимо. Кроме того, общим недостатком беспроводных каналов с учетом требуемой дальности передачи и высокого уровня помех является требование формирования достаточно мощного сигнала при передаче, что в свою очередь приводит к значительному повышению мощности автономных скважинных источников электропитания. Все эти требования значительно ограничивают область применения, усложняют конструкцию системы и применяемого оборудования.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является система передачи данных для мониторинга разработки многопластовых объектов [Адиев А.Р. «Интеллектуальные» скважины. Мониторинг разработки многопластовых объектов в скважинах с УЭЦН. // Инженерная практика. - 2010. - № 1. - С.66-71], использующая сложный проводной канал от измерительной части до поверхности и состоящая из наземного блока телеметрической системы (ТМС), установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) и скважинной части, включающей среду передачи сигналов совмещенного канала связи, погружной блок ТМС, интерфейсный блок и измерительный шлейф. Измерительный шлейф состоит из измерительных зондов, последовательно соединенных нормированными отрезками геофизического кабеля, подключенными через интерфейсный блок к погружному блоку ТМС. По отношению к интерфейсному блоку все измерительные зонды включены параллельно. Скважинная часть ТМС через интерфейсный блок опрашивает измерительные зонды и записывает полученную информацию в память и, далее, наряду с информацией о параметрах УЭЦН, передает на поверхность, где она передается на верхний уровень информационной системы. Передача сигналов от погружного блока ТМС в наземную часть осуществляется через среду передачи сигналов совмещенного канала связи. Эта среда включает в себя силовые цепи питания погружного электродвигателя (ПЭД) и его статорную обмотку. Достоинством данной системы является то, что она существенно проще систем с беспроводным каналом, рассмотренных выше. Также ниже и риски возникновения аварийных ситуаций по сравнению с ранее рассмотренной системой с сигнальным кабелем. Однако риск возникновения аварийной ситуации не исключен полностью, т.к. в процессе спуско-подъемных операций возможно замятие и повреждение кабеля, заклинивание колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Кроме того, поскольку измерительный шлейф связан с УЭЦН, то преждевременный подъем УЭЦН однозначно приведет к его неоправданному извлечению из скважины.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности системы передачи данных за счет предотвращения ситуаций повреждения кабеля измерительного шлейфа и повышение технологичности процесса мониторинга текущего состояния процесса добычи углеводородов, благодаря снижению сложности спуско-подъемных операций при монтаже/демонтаже, исключения случаев заклинивания НКТ геофизическим кабелем.

Поставленная задача реализуется с помощью системы передачи данных для мониторинга за процессом добычи углеводородов, содержащей наземную часть в виде блока телеметрической системы установки электроцентробежного насоса и скважинную часть, включающую среду передачи сигналов совмещенного канала связи, погружной блок телеметрической системы установки электроцентробежного насоса, интерфейсный блок и измерительный шлейф. Наземный блок телеметрической системы соединен входом-выходом с первым входом-выходом среды передачи сигналов совмещенного канала связи, второй вход-выход которой подключен к первому входу-выходу погружного блока телеметрической системы, второй вход-выход которого подключен к первому входу-выходу интерфейсного блока, причем измерительный шлейф включает несколько измерительных зондов, соединенных параллельно кабельной линией связи. Кроме того, система дополнительно содержит приемный модуль и автономный передающий и управляющий модуль. Измерительные зонды своими входами-выходами подключены к входу-выходу автономного передающего и управляющего модуля, который связан через внешнюю среду передачи акустических сигналов в виде внутрискважинного пространства с приемным модулем, вход-выход которого связан со вторым входом-выходом интерфейсного скважинного блока. Приемный модуль, внешняя среда передачи акустических сигналов и автономный передающий и управляющий модуль образуют беспроводной канал связи.

Согласно изобретению, автономный передающий и управляющий модуль системы содержит приемо-передающий блок, подключенный первым входом-выходом к измерительному шлейфу, а вторым входом-выходом к первому входу-выходу измерительного контроллера, второй вход-выход измерительного контроллера подключен к первому входу-выходу первого тестового интерфейса, второй вход-выход которого соединен с первым входом-выходом таймера. На второй вход таймера подается сигнал с выхода датчика команд, вход которого соединен с первым входом ключа, выходом первичного источника питания и третьим входом таймера, а его третий выход подключен ко второму входу ключа. Выход ключа соединен с входом первого вторичного источника питания, четвертый вход-выход таймера подключен к третьему входу-выходу измерительного контроллера, четвертый выход которого через последовательно соединенные модулятор и усилитель подключен к излучателю сигнала.

Согласно изобретению, приемный модуль системы передачи данных содержит приемник сигнала, выход которого соединен с входом усилителя. Выход усилителя подключен к входу блока предварительной фильтрации, выход которого соединен с входом аналого-цифрового преобразователя. Выход аналого-цифрового преобразователя соединен с первым входом контроллера канала связи, второй вход-выход которого подключен к входу-выходу второго тестового интерфейса. Третий вход-выход тестового интерфейса соединен с первым входом-выходом скважинного интерфейсного блока.

В предложенном техническом решении система передачи данных использует комбинированный, состоящий из фрагментов, канал связи. Соответственно, систему передачи данных можно рассматривать как состоящую из различных фрагментов. Если рассмотреть от забоя скважины, то первый фрагмент аналогичен прототипу - это измерительный шлейф, использующий проводной канал и состоящий из последовательной цепи скважинных зондов, соединенных геофизическим кабелем. Такое построение для данного интервала скважинного пространства оптимально, т.к. оно обеспечивает достаточную информативность при простоте исполнения.

В своей верхней части измерительный шлейф подключен к автономному передающему и управляющему модулю, который зафиксирован на заданной глубине скважинным якорем. Упомянутый модуль не связан конструктивно с УЭЦН и НКТ. С УЭЦН жестко связана приемная аппаратура беспроводного канала связи и скважинная часть ТМС. Связь между передающей и принимающей аппаратурой осуществляется посредством акустических сигналов, распространяющихся в скважинной среде. Таким образом, реализован второй фрагмент системы передачи данных. Третий фрагмент системы передает измерительные сигналы по совмещенному с силовыми цепями питания ПЭД и его статорной обмотке, каналу связи телеметрии ТМС, аналогично прототипу.

Таким образом, предложенное изобретение сочетает в себе простоту технических решений прототипа и благодаря существенным отличительным признакам надежнее и технологичнее и соответственно проще в эксплуатации.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 представлена общая структурная схема системы передачи данных для мониторинга за процессом добычи углеводородов, на фиг.2 - структурная схема автономного передающего и управляющего модуля (АУМ) и фиг.3 - структурная схема приемного модуля.

Общая структурная схема системы передачи данных для мониторинга за процессом добычи углеводородов на фиг.1 содержит: наземный блок ТМС - 1; среда передачи сигналов совмещенного канала связи - 2, погружной блок ТМС - 3; интерфейсный блок - 4; приемный модуль - 5; среда передачи сигналов беспроводного канала связи - 6; автономный передающий и управляющий модуль - 7; зонды измерительные - 8 и 9.

Система работает следующим образом. Скважинная компоновка, включающая в себя автономный передающий и управляющий модуль 7 и измерительный шлейф, состоящий из зондов измерительных 8, 9, соединенных кабельной линией связи, спускается в заданный интервал добывающей скважины и крепится посредством скважинного якоря, конструкция которого и способ применения известны, например [Сайт ОАО НПФ Геофизика. - Режим доступа: , свободный. - Продукция и услуги/Оборудование для испытания пластов/Пакерно-якорное оборудование/Якори механические типа ЯК. Дата обращения 16.11.2011 г.].

Затем в скважину опускается колонна насосно-компрессорных труб с УЭЦН, к основанию ПЭД которой пристыкованы погружной блок ТМС 3, интерфейсный блок 4 и приемный модуль 5. По завершении этой операции, посредством станции управления, УЭЦН запускается и в скважинном поднасосном пространстве начинается циркуляция скважинной жидкости. Этот процесс сопровождается специфическим шумом, пульсациями давления и другими явлениями на уровне устройства АУМ 7, который регистрирует начало этого процесса и переходит в рабочее состояние. Инициирование работы измерительного шлейфа происходит в функции времени или по внешней команде. Измерительная информация с зондов 8, 9 принимается устройством АУМ 7. В процессе обработки измерительной информации формируется телеметрический кадр, который передается беспроводным сегментом комбинированного канала связи через приемный модуль 5 и интерфейсный блок 4 в погружной блок ТМС 3 и далее через среду передачи сигналов совмещенного канала связи 2 - в наземный блок ТМС 1.

Построение измерительного шлейфа и ТМС известно из технического решения прототипа. При выборе беспроводного канала предпочтение отдано акустическому каналу, как наиболее простому, с высоким уровнем достоверности передачи. Среда передачи сигналов 6 такого канала представляет совокупность, состоящую из скважинной жидкости, обсадной трубы и горных пород, прилегающих к обсадной трубе. В свою очередь, скважинная жидкость имеет сложный состав и включает в себя жидкие и газообразные углеводороды, водные растворы солей и твердые включения. Очевидно, что при реализации акустического канала связи, помимо решения ряда технических вопросов, которые традиционно необходимо решать при разработке, таких как достоверность, пропускная способность и др., немаловажным является обеспечение энергоэффективности передачи. Это положение обусловлено автономностью работы средств измерения и передачи и их длительным сроком эксплуатации без замены (порядка 1 года). Очевидно, что параметры передаваемого сигнала в условиях переменного состава скважинной среды должны адаптироваться с учетом изменяющихся физико-химических свойств среды. Также специфическим требованием к предлагаемому устройству является необходимость аппаратной и алгоритмической совместимости из-за наличия различных фрагментов в составе канала связи, прежде всего это касается согласования пропускной способности между сегментами.

С учетом вышеупомянутых требований выбраны структуры автономного передающего и управляющего модуля 7 на фиг.2 и приемного модуля 5 на фиг.3.

Устройство АУМ 7 на фиг.2 содержит: излучатель сигнала - 11; усилитель - 12; первичный источник питания - 13; таймер - 14; модулятор - 15; ключ - 16; первый тестовый интерфейс - 17; первый вторичный источник питания - 18; датчик команд - 19; контроллер измерительный - 20; приемо-передающий блок - 21.

Устройство АУМ (фиг.2) работает следующим образом. Источником питания аппаратуры является блок 13. Это может быть электрохимическая батарея, например литиевая, или турбоэлектрогенератор с аккумулятором. Причем с точки зрения организации электропитания все блоки АУМ делятся на две категории - постоянно подключенные и периодически включаемые. Таймер 14 и датчик команд 19 включаются сразу при активации АУМ и пребывают в таком состоянии постоянно. Таймер 14 является многофункциональным устройством, выполненным на базе программируемой логики, например на микропроцессоре с микропотреблением. В соответствии с заданной программой он отсчитывает интервалы времени между измерениями. По достижении времени измерения он подключает посредством ключа 16 выход первичного источника питания 13 к входу вторичного источника питания 18, который обеспечивает электропитание остальных узлов и блоков АУМ. Контроллер измерительный 20 через приемо-передающий блок 21 опрашивает зонды измерительные 8, 9, накапливает и обрабатывает измерительную информацию, формирует измерительный кадр. Далее, в соответствии с выбранными параметрами, формирует сигналы на входе модулятора 15, выходной сигнал которого усиливается блоком 12 и подается на излучатель сигнала 11. Электропитание зондов измерительных осуществляется также от источника питания 13.

Существенным фактором, учитываемым при адаптации параметров передаваемого сигнала, о чем ранее упоминалось, является коэффициент затухания. Коэффициент затухания звуковой волны в среде, обладающей вязкостью и теплопроводностью, равен [Лепедин Л.Ф. Акустика: Учеб. пособие для втузов. - М.: Высш. школа, 1978. - 448 с.]:

где - плотность среды, c - скорость звука в ней, - частота, и - коэффициенты сдвиговой и объемной вязкости, - коэффициент теплопроводности, C и C_p - теплоемкости среды при постоянном давлении и объеме.

Кроме того, распространение звуковой волны в многофазной и аэрированной (или микропузырьковой) среде сопровождается более сильным затуханием. В частности, существует ряд работ, показывающий, что в аэрированных средах более высокое затухание, в особенности из-за вторичных акустических волн из-за переотражений, а также вследствие резонансного поглощения звуковых волн низкочастотного диапазона f=0,4-2,0 кГц. Частота резонансного поглощения зависит от плотности среды передачи, давления, размеров микропузырьков. Коэффициент затухания в этом случае возрастает от нуля до 40 дБ/м. резонансная частота поглощения пузырька равна:

,

где p - гидростатическое давление жидкости, - отношение удельных теплоемкостей газа, коэффициент политропичности газа, - коэффициент поверхностного натяжения на границе газа и жидкости, - плотность жидкости, R - радиус пузырька [Бошенятов Б.В., Попов В.В. Затухание низкочастотных звуковых волн в микропузырьковой газожидкостной среде. // Фундаментальные исследования 2009-03].

Согласно предварительным оценкам, с учетом параметров среды, коэффициент затухания в диапазоне звуковых частот составляет от 0,1 до 2 дБ/м.

Соответственно должна варьироваться и мощность передаваемого сигнала. Оценка параметров среды производится в контроллере 20 по данным, полученным от ближнего к АУМ измерительного зонда, т.к. состав и свойства проходящей через него и среду передачи 6 практически одинаковы.

Помимо учета затухания при разработке беспроводного канала связи необходимо учитывать высокий уровень помех, присутствующий в канале. Для повышения вероятности достоверного приема передаваемой по зашумленному беспроводному каналу связи информации используются два характерных приема:

1) выбор полосы частот с минимальным шумом (выбор окон прозрачности);

2) использование помехозащищенного кодирования.

Использование этих приемов реализовано в виде набора отдельных алгоритмов передачи, априори сформированных в контроллере 20. Выбор варианта осуществляется по внешней команде, формируемой датчиком 19 и таймером 14. Формирование команд с поверхности осуществляется манипуляцией режимов УЭЦН, в простейшем случае выключением/включением, причем код команды:

N=f(Т_П)

где N - номер команды, Т _П - время выключения УЭЦН.

Этот прием широко используется для организации двухсторонней (дуплексной) связи с забойными телеметрическими системами при бурении. При этом датчик команд фиксирует момент останова по уровню шума или пульсациям давления, например, и выдает сигнал таймеру, который определяет время паузы и передает этот параметр контроллеру 20. При этом очевидно, что идентифицируется как команда только для Т_П в определенном интервале таймером 14. При идентификации команды, соответственно, таймер 14 также включает ключ 16 для ее распознавания контроллером 20.

Первый тестовый интерфейс 17 необходим для подключения непосредственно к контроллеру 20 для диагностики и тестирования, а также - программирования таймера 14. Изменение уставок в таймере 14 в процессе работы возможно при получении и распознавании соответствующей команды посредством контроллера 20.

Техническая реализация всех узлов и блоков известна и базируется на известных и доступных решениях. Так, датчик команд - это микрофон или гидрофон с усилителем и компаратором с настраиваемым порогом. Приемо-передающий блок - на базе интерфейса RS485 или др. В качестве модулятора возможно использование цифроаналогового преобразователя (ЦАП) для преобразования цифрового кода с контроллера 20 в соответствующий аналоговый сигнал. Излучатель акустического сигнала может быть построен с использованием пьезокерамики, электромеханических устройств, магнитострикторов. Контроллер измерительный реализуется на базе целого ряда серийно выпускаемых микропроцессоров.

Структура беспроводного фрагмента системы, связанного с УЭЦН, представлена на фиг.3. Здесь, помимо ранее упоминавшихся блоков, показана структура приемного модуля, включающего: второй вторичный источник питания - 23; второй тестовый интерфейс - 24; контроллер канала связи - 25; аналого-цифровой преобразователь 26; блок предварительной фильтрации - 27; приемник сигнала - 28; усилитель - 29.

Работа устройств (фиг.3) заключается в следующем. Приемник сигнала 28, имеющий непосредственный контакт со средой передачи 6, принимает сумму сигнал + шум. Этот сигнал в форме волн давления приемником 28 преобразуется в электрический сигнал, который усиливается блоком 29. Блок предварительной фильтрации 27 повышает отношение сигнал/шум до приемлемой для дальнейшей обработки величины. Далее сигнал поступает на вход аналого-цифрового преобразователя 26, где осуществляется его кодирование для считывания контроллером 25. В контроллере 25 происходит окончательная фильтрация сигнала и его распознавание. В случае если сигнал ложный, он игнорируется. Если распознается телеметрический кадр, он хранится в памяти контроллера 25 для последующей передачи через интерфейсный блок 4 в погружной блок ТМС 3 по ее запросу. Питание аппаратуры перечисленных блоков осуществляется от погружного блока ТМС 3 посредством вторичного источника питания 23. Тестовый интерфейс 24 предназначен для проверки и настройки модуля 5. Наличие двухсторонней связи с погружным блоком ТМС 3 через интерфейсный блок 4 позволяет осуществлять настройку приема сигналов в контроллере 25, за счет, например, изменения параметров цифровой фильтрации. Алгоритмы цифровой фильтрации известны, например [Цифровая обработка сигналов: Справочник./ Л.М. Гольденберг, Б.Д. Матюшкин, М.Н. Поляк. - М.: Радио и связь, 1985. - 312 с.]. Таким образом, процесс приема сигналов также является адаптивно настраиваемым.

В качестве приемника 28 предпочтительно использовать изделия на основе пьезокерамики, хотя другие варианты также возможны.

Реализация аппаратуры и алгоритмов приемного модуля 5 также известна и базируется на современной микроэлектронной базе.

Таким образом, предложенное изобретение позволит повысить надежность системы передачи данных за счет предотвращения ситуаций повреждения кабеля измерительного шлейфа и повысить эффективность процесса мониторинга текущего состояния процесса добычи углеводородов, благодаря снижению сложности спуско-подъемных операций при монтаже/демонтаже и исключения случаев заклинивания НКТ геофизическим кабелем.