Турбинный генератор электроэнергии с возможностью исследования газонефтяных скважин

Полезная модель относится к области геофизических исследований нефтегазовых скважин, а именно к приборам для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения.
В области бурения направленных нефтегазовых скважин важной технологической задачей является повышения коэффициента извлечения нефти и стабилизации объемов добычи нефти, в частности по отношению к сложным нефтегазовым залежам. При этом точные данные геофизических и технологических параметров в процессе бурения обеспечивают высокую скорость проходки и управление траекторией ствола скважины, определяют нахождение долота в отношении пласта и имеют ключевое значение в технологии разработки направленных скважин.
Согласно обычным способам измерения в процессе бурения, традиционные скважинные телесистемы, входящие в компоновку нижней части бурильных труб (КНБК), содержат расположенные вдоль бурильной колонны и взаимосвязанные между собой геофизические модули, которые включают в себя измерительные датчики, датчики ориентации и датчики технологических параметров, а также модуль телеметрии, который передает данные на поверхность, и модули, обеспечивающие питание телесистемы, такие как модуль батарей и турбинный генератор.
Известен турбинный генератор для питания геофизических модулей (US №7201239, Е21В 41/0088, 2007), содержащий турбину и узел ротора, установленный в герметичном корпусе на подшипниках скольжения с возможностью вращения. Ротор имеет сменную износостойкую втулку, охватывающую ротор, и лопасти. Известный турбинный генератор используется с модульной телеметрической системой APS SureShot (US 7327634, Е21В 47/18, 47/20, 2008 г.) в комплектациях контроля траектории и контроль траектории + гамма-каротаж и обеспечивает электропитание модулей известной телесистемы и техническое сопровождение при наклонно-направленном бурении. Каждый модуль защищен современной уникальной системой виброизоляции и размещается в защитном корпусе.
Недостатком конструкции известного устройства является сложность конструкции, обусловленная долгой заменой крыльчаток, а также малая функциональность, ограниченная только электропитанием модулей скважинной телесистемы и формированием импульсов давления скважинной жидкости.
Задачей предложенной полезной модели является расширение функциональных возможностей турбинного генератора.
Поставленная задача решается следующим образом.
Турбинный генератор электроэнергии с возможностью исследования газонефтяных скважин, содержащий корпус, в котором установлен блок генератора с ротором турбины со съемной крыльчаткой и торцевым твердосплавным уплотнением, статор турбины, маслонаполненный поршневой компенсатор давления и блок электроники с датчиком вибрации, согласно полезной модели выполнен с возможностью установки в немагнитной бурильной трубе, причем в корпусе с турбинным генератором дополнительно установлены датчик зенитного угла, датчик гамма-каротажа, датчик внутритрубного давления и датчик вибрационной нагрузки, разнесенные выше блока электроники с датчиком вибрации и по каналу связи связанные с телесистемой.
Предложенное техническое решение имеет следующие преимущества:
наличие датчиков зенитного угла и ГК в одном корпусе с турбинным генератором обеспечивает возможность их размещения в непосредственной близости к долоту, повышая тем самым точность контроля положения ствола скважины относительно границ продуктивного пласта-коллектора, что позволяет значительно сократить время принятия решения в управлении процессом бурения скважин;
наличие датчика вибрационной нагрузки в одном корпусе с турбинным генератором в непосредственной близости от долота обеспечивает возможность своевременного контроля вибраций бурильной колонны в результате неравномерного вращения (Stick/Slip) долота в процессе бурения, что позволяет своевременно отследить критические амплитуды вибраций колонны в процессе бурения и предотвратить аварийные ситуации;
наличие датчика внутритрубного давления в одном корпусе с турбинным генератором обеспечивают возможность мониторинга давления циркуляционной жидкости для бурения и оценивать потери давления в КНБК.
Таким образом, помимо основного назначения турбинного генератора - обеспечения электропитанием модулей телесистемы с каналом связи скважинного комплекса, предложенное устройство обеспечивает возможность эффективного измерения геофизических и технологических параметров в процессе бурения и передаче их в телесистему.
Авторам известно использование датчиков технологических параметров бурения (датчиков зенитного угла, датчиков внутритрубного и затрубного давлений, датчиков нагрузки на долото и т.д.) для контроля границ продуктивного пласта непосредственно в наддолотных модулях. Однако, во-первых, в зависимости от задач бурения и исследований, наддолотный модуль может и не применяться в скважинном измерительном комплексе, то есть эффективность контроля границ продуктивного пласта без наддолотного модуля в этом случае снижается. Во-вторых, для беспроводного электромагнитного канала связи применяется дополнительное оборудование, увеличивающее длину телесистемы, в-третьих, корпусные детали быстро изнашиваются в процессе эксплуатации. В то время как турбинный генератор в любом случае необходим для обеспечения электропитания модулей телесистемы, а наличие в его конструкции датчиков зенитного угла, датчика ГК, датчика внутритрубного давления и датчика вибрационной нагрузки расширяет функциональные возможности устройства.
Кроме того, турбинный генератор обеспечивает телесистему дополнительными гидравлическими каналами связи по технологии Downlink, за счет изменения давления либо расхода промывочной жидкости.
В предложенной полезной модели турбинный генератор располагается значительно ближе к долоту, соответственно и информация от датчиков, находящихся в корпусе турбинного генератора, получаемая в реальном режиме времени, является более точной и своевременной.
Предложенная полезная модель отличается простотой конструкции. Для ее практической реализации не требуется специальных материалов и оборудования. То есть полезная модель соответствует критерию «промышленная применимость».
На фигуре представлен вариант конструкции турбинного генератора электроэнергии с возможностью исследования газонефтяных скважин.
Турбинный генератор электроэнергии с возможностью исследования газонефтяных скважин содержит: 1 - обтекатель, 2 - ротор турбины, 3 - статор турбины, 5 - блок генератора, 4 и 6 - центраторы, 7 - блок ГК, 8 - блок электроники с датчиком вибраций, 9 - датчик зенитного угла, 10 - датчик внутритрубного давления, 11 - корпус, 12 - бурильная труба, 13 - телесистему.
Турбинный генератор электроэнергии с возможностью исследования газонефтяных скважин содержит корпус 11 с обтекателем 1, в котором установлен, расположенный между центраторами 4 и 6 блок генератора 5 в виде ротора турбины 2 со съемной крыльчаткой и статора турбины 3. Блок генератора электрически связан посредством блока электроники с датчиком вибраций 8. Выше блока электроники с датчиком вибрации 8 по продольной оси корпуса 11 установлены измерительные датчики: датчик блока ГК 7, датчик зенитного угла 9 и датчик внутритрубного давления 10. Скважинное устройство для исследований газонефтяных скважин установлено в немагнитной бурильной трубе 12. Измерительные датчики 7-10 по каналу связи связаны с телесистемой 13.
На практике
Подключенные к телесистеме 13 датчики 7-10 дополняют турбинный генератор электроэнергии, преобразуя его в систему каротажа в процессе бурения с возможностью исследования газонефтяных скважин. Получаемые от него наземной системой данные обрабатываются на компьютере, откуда перенаправляются на дисплей бурильщика и/или на систему управления буровой установкой.
Так в процессе бурения блоком датчиком ГК 7 осуществляется регистрация гамма-излучения общего фона и кажущегося удельного сопротивления горных пород. Увеличение значений гамма-излучения по направлению бурения сигнализирует о том, что бурильная компоновка приближается к границе пласта-коллектора, при этом датчиком зенитного угла 9 в режиме реального времени осуществляется контроль положения ствола скважины относительно границ продуктивного пласта-коллектора. По полученным значениям от блока датчика ГК 7 и датчика зенитного угла 9 оператор контролирует местонахождение границы пласта относительно компоновки бурильного инструмента. Параметры от датчиков 7 и 9 позволяют оператору эффективно управлять процессом бурения. В то же время, в процессе бурения получаемые данные от датчика внутритрубного давления 10 поступают через телесистему оператору, который с помощью гидравлических программ отслеживает давление циркуляционной жидкости для бурения и оценивать потери давления в КНБК.
В процессе бурения датчиком вибраций 8 в непосредственной близости от долота (на фиг. не показано) отслеживается амплитуда вибраций бурильной колонны. Поскольку амплитуда вибраций изменяется в результате неравномерного вращения (Stick/Slip) долота из-за неоднородности буримой породы, долото может внезапно останавливаться на короткое время. Увеличение длины бурильной колонны (наращивание колонны труб с увеличением глубины скважины) также приводит к возрастанию степени Stick/Slip, когда длина периода замирания долота увеличивается и долото высвобождается с резким повышением скорости. По показаниям датчика вибраций 8 в случае превышения допустимой нормы амплитуды вибраций оператором на поверхности производится изменение параметров режима бурения и предотвращение аварийной ситуации - повреждения соединений бурильной колонны или повреждения вооружения долота, и соответственно снизить тем самым цену и полное время строительства скважины.
Таким образом, предложенная полезная модель в полном объеме решает поставленную задачу расширения функциональных возможностей, а именно помимо электропитания модулей телесистемы с каналом связи обеспечивает:
слежение за траекторией бурения ствола скважины;
контроль гидродинамических давлений в скважине;
диагностику предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени.