Скважинное высокотемпературное телеметрическое устройство для контроля добычи высоковязких углеводородов

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей отрасли и может использоваться в скважинных установках электропогружных насосов (УЭПН) для контроля текущих параметров добычи и характеристик погружных электродвигателей (ПЭД).
В современной практике при добыче высоковязких углеводородов широкое распространение получили тепловые методы воздействия на пласт. Это обусловлено рядом факторов, как отмечается в [Антониади Д.Г. и др. - Настольная книга по термическим методам добычи нефти. // Краснодар: «Советская Кубань», 2000. - 464 с] тепловое воздействие в нефтепластовой среде оказывает влияние на все ее компоненты. Существенно уменьшается вязкость нефти, увеличивается ее подвижность, ослабляются структурно-механические свойства, снижаются толщины граничных слоев, улучшаются условия для капиллярной пропитки, влияют другие факторы, что в конечном итоге существенно повышает нефтеотдачу.
Вместе с тем, сложность технологического процесса диктует необходимость мониторинга его ключевых параметров. В настоящее время неотъемлемой частью оборудования для откачки пластового флюида являются скважинные телеметрические системы (ТМС), которые позволяют контролировать параметры добычи и состояние погружного оборудования. Однако задача создания ТМС для систем, добывающих высоковязкие углеводороды, является специфической. Эта специфика заключается в том, что выполнение требований для ТМС, которые выдвигает отрасль, необходимо обеспечить в условиях весьма высоких рабочих температур, доходящих до +200°C и выше.
0
Известны погружные телеметрические системы, которые позволяют контролировать, в частности, температуру и давление на приеме насоса, уровень вибрации в зоне подвески УЭЦН. На основании этих измерений на поверхности управляют режимами погружного оборудования [Феофилактов С.В. «Высокоточные системы погружной телеметрии для проведения гидродинамических исследований» // Инженерная практика, №09, 2010 г.с.с. 18-20]. Известно большое разнообразие ТМС, скважинная аппаратура которых подключается к нулевой точке звезды статорной обмотки (Y) погружного электродвигателя и к корпусу ТМС, гальванически связанному с заземленной колонной труб [Патент РФ №60620 U1 E21B 47/00, опубликован 27.01.2007 г.]. Также известны другие решения, например [Патент US №4631536 E21B 47/00, опубликован 23.12.86 г.], где информационный сигнал формируется на входе фазных обмоток ПЭД. Общим и существенным недостатком этих систем является наличие гальванической связи ТМС со статорной обмоткой ПЭД. Эта связь является причиной существенных перенапряжений, возникающих в ТМС, которые приходится компенсировать за счет существенного усложнения аппаратуры, что негативно отражается на ее надежности и ресурсе.
Наиболее близким к предлагаемой полезной модели является система контроля состояния погружного электродвигателя [Патент РФ №45871, МПК H02H 7/08 опубликован 27.05.2005 г.], которая содержит датчики давления, температуры и вибрации, станцию управления, источник напряжения постоянного тока, процессор, усилитель мощности, трансформатор, устройство сопряжения с силовой линией, узел токоввода, выполненный из изоляционной колодки с контактными гильзами. Контактные гильзы соединены проводами первого типа с обмоткой статора электродвигателя. Датчик давления состоит из последовательно соединенных элементов - тензопреобразователя давления, усилителя напряжения датчика давления и аналого-цифрового преобразователя датчика давления. Датчик температуры состоит из последовательно соединенных элементов - чувствительного элемента датчика температуры, усилителя напряжения датчика температуры и аналого-цифрового преобразователя датчика температуры. Станция управления соединена с первичной обмоткой трансформатора. Вторичная обмотка трансформатора посредством силовой линии соединена с узлом токоввода. Выход устройства сопряжения соединен со входом источника напряжения постоянного тока. Первый выход источника напряжения постоянного тока соединен с усилителем мощности, второй - с тензопреобразователем давления, третий - соответственно с усилителями напряжения и аналого-цифровыми преобразователями датчиков давления и температуры, чувствительным элементом датчика температуры, процессором и датчиком вибрации. Выход усилителя мощности соединен со входом устройства сопряжения. Аналого-цифровой преобразователь датчика давления интегрирован в процессор. Выход аналого-цифрового преобразователя датчика температуры соединен с процессором. Выходы датчика вибрации подключены ко входам процессора. Выход процессора через усилитель мощности соединен со входом устройства сопряжения. Устройство сопряжения проводом второго типа соединено с узлом токоввода. Вторичная обмотка трансформатора проводом третьего типа соединена со станцией управления.
Недостатком данного технического решения является также наличие гальванической связи с обмоткой ПЭД. Наличие этой связи обуславливает возникновение перенапряжений и наличие мощных электромагнитных помех в широком диапазоне частот, особенно при работе с промышленными преобразователями частоты. Все это обуславливает существенное усложнение аппаратных средств, особенно в скважинном блоке ТМС, и, как следствие, приводит к снижению надежности, уменьшает время наработки на отказ.
Все эти факторы в условиях воздействия высоких температур создают негативный мультипликативный эффект, т.к. на технические средства одновременно воздействуют два экстремальных фактора - высокие перенапряжения и температура. Серьезным препятствием для решения задачи по созданию эффективной ТМС является весьма ограниченный перечень материалов, комплектующих электро-радио элементов, пригодных к применению в данных условиях, их высокая стоимость и труднодоступность.
Техническим результатом предлагаемой полезной модели является повышение надежности, рабочего ресурса, достоверности измерительной информации аппаратуры, обеспечивающей мониторинг основных параметров при добыче высоковязких углеводородов.
Указанный результат достигается скважинным высокотемпературным телеметрическим устройством, содержащим измерительный преобразователь давления рабочей среды, измерительный преобразователь температуры рабочей среды, аналого-цифровой преобразователь. Кроме измерения параметров среды имеется измерительный преобразователь температуры технологического оборудования, формирователь тестового сигнала, аналоговый мультиплексор, логический модуль, модулятор, модуль электропитания и сигнальная линия. Каждый выход измерительного преобразователя и выход формирователя тестового сигнала соединен с соответствующим аналоговым входом аналогового мультиплексора, а его выход подключен к сигнальному входу аналого-цифрового преобразователя, выход которого подан на вход логического модуля, первый выход которого соединен с управляющим входом аналого-цифрового преобразователя, второй выход с управляющим входом аналогового мультиплексора, а третий выход подключен к модулятору, выход которого подан на сигнальную линию, к которой подключен также модуль электропитания.
Согласно заявляемой полезной модели сигнальная линия, связывающая устройство с наземным оборудованием, может быть одно или двухпроводной с обратной цепью по корпусу эксплуатационной колонны и может быть конструктивно включена в состав силового кабеля, питающего установку электропогружного насоса, либо выполнена в виде отдельного кабеля.
Согласно заявляемой полезной модели дистанционное электропитание модулей и узлов скважинного высокотемпературного телеметрического устройства и передача информационных сигналов осуществляется по раздельным проводам или осуществляется по одному общему проводу.
Достижение указанного результата обеспечивают следующие технические подходы:
- исключение второго негативного фактора - перенапряжений и минимизация помех, действующих на устройство;
- минимизация аппаратных средств на основе простых алгоритмов работы;
- обеспечение достоверности измерительной информации при ее передаче на основе информационной и временной избыточности.
Заявленное техническое решение иллюстрируют схемы, представленные на фиг. 1 и фиг. 2.
На фиг. 1 изображена структурная схема скважинного высокотемпературного телеметрического устройства для контроля добычи высоковязких углеводородов. Здесь показаны: измерительные преобразователи (ИП) - давления 1, температуры среды - 2, температуры технологического оборудования - 3; формирователь тестовых сигналов - 4; аналоговый мультиплексор - 5; аналого-цифровой преобразователь (АЦП) - 6; логический модуль - 7; модулятор - 8; модуль электропитания - 9; сигнальная линия - 10. ИП 1 преобразует давление, ИП 2 - температуру скважинного флюида в зоне УЭПН в электрический сигнал. ИП 3 формирует электрический сигнал, пропорциональный температуре технологического оборудования, чаще всего температуре статорной обмотки ПЭД. В качестве формирователя 4 используется известный тестовый сигнал. Измерительные преобразователи 1…3 и формирователь 4 подключены своими выходами каждый к соответствующему входу мультиплексора 5, который последовательно, по команде модуля 7, подключает их к информационному входу АЦП 6. По команде модуля 7 АЦП 6 кодирует аналоговую информацию и последовательным кодом через информационный выход подает на информационный вход модуля 7, где осуществляется преобразование последовательного кода АЦП 6 в вид, адаптированный для передачи по линии 10. Модулятор 8 обеспечивает передачу кода с выхода модуля 7 в линию 10 с необходимым усилением. Модуль 9 преобразует электрический ток дистанционного питания, поступающий по линии 10, в электроэнергию с параметрами, необходимыми для функционирования модулей и узлов устройства. Передача энергии и сигналов осуществляется по отдельным проводам или по общему проводу.
Конструктивно узлы и модули скважинного высокотемпературного телеметрического устройства для контроля добычи высоковязких углеводородов расположены в едином баростойком корпусе, устанавливаемом в основании ПЭД, либо в другом месте, в зависимости от конструкции УЭПН.
Техническая реализация узлов и модулей заявляемой полезной модели известна, в частности, на фиг. 2 представлен пример структурной схемы логического модуля 7. Здесь: 11 - задающий генератор; 12 - двоичный счетчик; 13 - дешифратор; 14 - сумматор по модулю 2. Как видно из представленной схемы, модуль 7 представляет собой простой цифровой автомат, в котором генератор 11 формирует длительность цикла, счетчик 12 формирует номер текущего цикла, а дешифратор 13 по номеру цикла формирует набор управляющих команд. Сумматор 14 по коду АЦП 6 и тактовому сигналу передачи формирует код М2 [Шевкопляс Б.В. Микропроцессорные структуры. Инженерные решения: Справочник. // М.: Радио и связь, 1990. - 512 с]. В качестве модулятора 8 можно использовать транзистор с балластной нагрузкой.
Как видно из представленных схем, исключение воздействия высоких перенапряжений и помех, выбор простого алгоритма измерений и передачи данных позволил минимизировать и упростить схемотехнические решения. Цифровая часть не содержит программируемой логики (контроллер в прототипе) и может быть выполнена с использованием доступных специализированных высокотемпературных (до 220°C и выше) микросхем малой и средней степени интеграции, транзисторов, диодов. Для аналоговой части также доступна специализированная высокотемпературная элементная база.
Обеспечение достоверности измерительной информации обусловлено минимизацией электромагнитных помех, а также использованием информационной и временной избыточности при использовании отдельной сигнальной линии. Поясним это положение подробнее. Известно, что скорости протекания термогидродинамических процессов в скважинном пространстве невелики (максимально - секундные интервалы), с другой стороны, известно из теории связи, в соответствии с формулой Шеннона:
где V - скорость передачи информации;
Δω - полоса пропускания канала;
с
N - мощность полезного сигнала;
ш
N - мощность шума;
γ - коэффициент, зависящий от формы информационных импульсов.
Оценка скорости передачи, в соответствии с этой формулой, составляет величину более 20 кбит/с., при объеме телеметрического кадра (4 измерительных параметра по 16 бит) порядка 64 бит, получение данных возможно со скважины более 300 кадров в секунду. Очевидно, что имея такую информационную и временную избыточность при наличии большого количества методов обработки данных, обеспечить высокий уровень достоверности при передаче данных и их последующей интерпретации не вызовет затруднений.
Таким образом, предложенная полезная модель способна эффективно решить задачу мониторинга основных параметров технологического процесса, использующего тепловые методы при добыче высоковязких углеводородов.