СПОСОБ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СКВАЖИННЫХ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ И УПРАВЛЯЮЩИХ СИСТЕМ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к методам и средствам контроля и управления технологическим процессом добычи углеводородов с помощью погружных установок электропогружных насосов (УЭПН).
Современный процесс добычи углеводородов является дорогостоящей и сложной технологией, обусловленной рядом неопределенностей геологического, технологического и технического характера. Совершенствование систем контроля и управления, работающих в условиях априорной неопределенности, является сложной задачей, эффективно решаемой на основе подходов, использующих принципы обратной связи и оперативных управляющих воздействий, формируемых на основе данных непрерывного контроля.
Известны системы мониторинга, использующие сигнальный кабель 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. - №01 - С. 72-75]. В таких системах, помимо средств измерений, к сигнальному кабелю могут быть подключены различные устройства управления, например, клапаны. 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, в частности, возникают аварийные ситуации, связанных с прокладкой геофизического кабеля, используемого в данном случае, с поверхности до зоны измерений в скважине.
Существуют кабельные системы, свободные от вышеуказанного недостатка [Технические решения, позволяющие нефтяным компаниям экономить время и средства. // Нефтегазовые технологии №2, 2002 с. 41-43. A. Anderson. Integration Intelligent Well Systems With Other Comletion Techologies // The oil & gas review 2005]. Эти системы используют встроенный в колонну труб кабельный канал связи и управляют расходом, осуществляя измерение давления и температуры в реальном масштабе времени, используя бесступенчатые регулируемые штуцеры. Оператор следит в реальном масштабе времени за изменениями параметров и состоянием каждой инжекционной зоны.
Недостатком системы является ее высокая сложность и стоимость. Поэтому подобные системы используют для одиночных высокодебитных скважин, разрабатывающих многопластовые залежи.
Известны технические решения, использующие автономное электропитание и беспроводные каналы связи скважина-поверхность [Патент США US 4839644 (А) - System and method for communicating signals in a cased borehole having tubing]. Существенным недостатком является требование дополнительной надежной изоляции колонны насосно-компрессорных труб, что экономически далеко не всегда оправдано.
Также известна система [Скважина как элемент интеллектуальной системы управления разработкой месторождений углеводородов / В.В. Кульчицкий // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №2 - С. 95-97], осуществляющая передачу из скважины посредством низкочастотного электромагнитного канала, использующего в качестве излучающего диполя обсадную колонну. К недостаткам следует отнести ряд ограничений и дополнительных требований. Это требования к удельному электросопротивлению окружающих горных пород, наличие диэлектрических вставок в обсадной колонне, что далеко не всегда выполнимо.
Общим достоинством систем с беспроводным каналом связи является отсутствие кабеля в скважинном пространстве. В то же время, общим недостатком беспроводных каналов с учетом требуемой дальности передачи и высокого уровня помех является требование формирования достаточно мощного сигнала при передаче, а это, в свою очередь, приводит к значительному умощнению автономных скважинных источников электропитания. Все эти требования значительно ограничивают область применения, усложняют конструкцию системы и применяемого оборудования.
0
Известны погружные телеметрические системы (ТМС), 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 (ПЭД) и к корпусу ТМС, гальванически связанному с заземленной колонной труб [Патент РФ №60620 U1 Е21В 47/00, опубликован 27.01.2007 г.]. Также известны другие решения, например [Патент US №4631536 Е21В 47/00, опубликован 23.12.86 г.], где информационный сигнал формируется на входе фазных обмоток ПЭД.
Наиболее близким к предлагаемой полезной модели является устройство контроля состояния погружного электродвигателя [Патент РФ №45871, МПК Н02Н 7/08 опубликован 27.05.2005 г.]. Устройство имеет наземную и скважинную части, причем в наземная часть включает в себя станцию управления, силовой трансформатор, силовой кабель, соединяющий наземную часть со скважинной, в которой содержится погружной электродвигатель с насосом, скважинной электроаппаратурой (в данном случае - ТМС. Контроль параметров ПЭД позволяет осуществлять управление режимами добычи углеводородов. Канал связи ТМС с поверхностью, использует силовые цепи питания погружного электродвигателя и его заземленный корпус. Причем цепи питания ТМС совмещены с цепями передачи. Недостатком прототипа является наличие гальванической связи аппаратуры скважинной части ТМС со статорной обмоткой ПЭД, что обуславливает, в силу наличия высоких напряжений и токов в обмотке, необходимость эффективной защиты ТМС от различных перенапряжений. Кроме того, при совмещении цепей питания и сигнальных приходится учитывать достаточное количество ограничений. Все это обуславливает существенное усложнение аппаратных средств ТМС, и, как следствие, приводит к снижению надежности, уменьшает время наработки на отказ.
Задачей заявляемой полезной модели является повышение надежности, увеличение ресурса устройств, обеспечивающих контроль и управление добычей углеводородов с использованием УЭПН. Техническим результатом является повышение эффективности приема-передачи контрольно-измерительной информации между скважинным электрооборудованием и наземными техническими средствами, обеспечивающими контроль и управление добычей углеводородного сырья.
Поставленная задача решается скважинным приемо-передающим устройством для контроля погружного оборудования при добыче углеводородов с помощью установки электропогружного насоса, включающей в себя погружной электродвигатель с насосом, и содержащим скважинную электроаппаратура, канал связи, использующий силовые цепи погружного электродвигателя. Кроме того, устройство содержит приемопередающую скважинную аппаратуру, подключенную к высокочастотному скважинному устройству гальванической развязки, которое соединено с высоковольтным скважинным разделительным конденсатором, другой конец которого соединен с общей точкой фазных статорных обмоток погружного электродвигателя, содержащего хотя бы одну дополнительную обмотку, уложенную в пазах его статора и подключенную к цепям электропитания.
Преимущество заявляемой полезной модели заключается в простоте, надежности и высоком ресурсе устройства, обеспечивающего связь скважинной электроаппаратуры с наземными техническими средствами, при высоком уровне достоверности и пропускной способности. Именно сочетание простого и надежного способа электропитания с выбранным техническим решением организации приема-передачи обеспечивает достижение технического результата заявленной полезной модели.
0
Для иллюстрации заявляемой полезной модели на фиг. 1 представлена схемы заявляемой полезной модели. Здесь показано: ПЭД - 1, цепи электропитания - 2, приемо-передающая скважинная аппаратура (ППСА) - 3, высокочастотное скважинное устройство гальванической развязки (ВСУГР) - 4, С1 - высоковольтный скважинный разделительный конденсатор, Y - общая нулевая точка соединения фазных обмоток ПЭД.
Работа устройства осуществляется следующим образом. ППСА 3 содержит определенный набор аппаратуры. Состав оборудования определяется конкретными решаемыми задачами, которые в общем виде осуществляют функций контроля добычи углеводородов. Рассмотрим работу заявляемого устройства на конкретных примерах.
мин
макс
мин
Например, необходимо обеспечить контроль и управление работы УЭПН, когда уровень скважинной жидкости (флюида) на приеме УЭПН должен находиться в допускаемых пределах (h…h), при одновременном контроле режима работы ПЭД. ППСА 3 комплектуют необходимым набором датчиков. В состав ППСА 3 в этом случае должны входить, например, датчики давления и расхода на приеме насоса, для контроля уровня флюида, датчик температуры и датчики вибраций для контроля состояния ПЭД. ППСА 3 опрашивает датчики, кодирует измерительную информацию и передает ее через ВСУГР 4, конденсатор С1, через статорную обмотку ПЭД, через силовой кабель на поверхность, где происходит дешифрация измерительной информации, ее дальнейшая обработка, хранение и визуализация. При отклонении уровня флюида за пределы допуска, например, ниже h, или при обнаружении превышения температуры или вибрационных параметров ПЭД выше нормируемых, формируется сообщение об отклонениях. Получив данное сообщение, уполномоченный персонал в ручном или автоматизированном режиме вырабатывает управляющее воздействие.
Если ставится задача защиты УЭПН и НКТ от нежелательных отложений, то в состав ПППСА 3 включается, например, устройство электромагнитного протектора [Пат. РФ №2444612, опубл. 10.03.2012 Бюл. №7], который обеспечивает должный уровень защиты УЭПН и НКТ от этих отложений. При этом в ПППСА 3 имеются датчики мощности излучаемой магнитной энергии и частоты ее излучения. С помощью этих датчиков формируется измерительная информация и передается в ВСУГР 4, как было ранее описано. Аналогично ранее описанному примеру персонал управляет работой электромагнитного протектора, передавая по каналу связи команды и уставки в ПППСА 3.
В случае необходимости, например, регулировать приток флюида из различных продуктивных пластов, ПППСА 3 оснащается необходимой клапанной аппаратурой и набором датчиков для осуществления этой функции. В целом процесс контроля и управления организуется аналогично описанным выше случаям.
A
B
C
доп.
Как видно из представленной схемы (фиг. 1), ПЭД помимо рабочих обмоток (W, W, W), имеет дополнительную обмотку W (показан простейший вариант однофазной дополнительной обмотки), располагаемую в тех же пазах статора, что и основная обмотка. Во время работы ПЭД, за счет электромагнитного взаимодействия с основной обмоткой, в дополнительной обмотке наводится эдс. Эта эдс через выводные проводники, прокладываемые в головке или в основании ПЭД, в зависимости от расположения скважинной электроаппаратуры, прикладывается к цепям электропитания 2 приемо-передающего устройства. Их конфигурация определяется выбранной схемой. В общем случае дополнительная обмотка может быть многофазной, в зависимости от расположения активных проводников в пазах статора. Схемы соединения дополнительных обмоток хорошо известны из электротехники. Конструкция выводных проводников известна, например, аналогична конструктиву для подключения серийных ТМС к ПЭД. Дополнительная обмотка укладывается в процессе изготовления статорной обмотки и электрически изолируется от основной обмотки. Ее влияние на работу ПЭД незначительно, т.к. мощность, отбираемая для работы аппаратуры, обычно не соизмерима с мощностью двигателя. Перенапряжения, возникающие в основной обмотке, трансформируются в дополнительную обмотку с ослаблением, определяемым коэффициентом передачи, имеющий нелинейный характер по амплитуде и частоте (при больших амплитудах и коротких импульсах коэффициент трансформации падает по сравнению с рабочими режимами), поэтому реализация устройств электропитания достаточно простая задача.
0
0
В скважинной части, как уже упоминалось, также используется подключение к общей точке соединенных звездой статорных обмоток (точка Y). Однако, в отличие от прототипа, подсоединение ППСА 3 осуществляется через скважинный высоковольтный разделительный конденсатор С1 и ВСУГР 4. Характерной особенностью скважинного приемо-передающего устройства является использование сигналов с частотой, превышающей рабочие частоты питания ПЭД. Этот выбор обусловлен, во-первых, соображением защиты аппаратуры при возникновении высокого напряжения в точке Y, во-вторых, частотной зависимостью - чем шире полоса частот, тем выше пропускная способности каналов связи.
Защитная функция конденсатора С1 очевидна, так как в случае возникновения выбросов напряжения, из-за различных перекосов в фазных обмотках, можно так выбрать номинал конденсатора, что его емкостное сопротивление будет велико на частотах питания ПЭД и мало на более высоких частотах при передаче сигналов. Кроме того, устройство 4 выполняется с обеспечением защитного ограничения при воздействии помехи от ПЭД на скважинную часть.
Построение приемо-передающих устройств и организация их работы хорошо известны, например, [Былянски П., Ингрем Д. Цифровые системы передачи: Пер. с англ. / под ред. А.А. Визеля - М.: Связь, 1980 г. - 360 с.]. Особенность организации связи в предложенной полезной модели обусловлена специфической средой передачи сигналов, однако подобные задачи успешно решаются в электроэнергетике, например, [Митюшкин К.Г. Телеконтроль и телеуправление в энергосистемах. - М: Энергоатомиздат, 1990 г. - 288 с.]. Также следует отметить, что затухание информационного сигнала в ПЭД и силовом трансформаторе из-за трансформации в роторную и первичную обмотки, соответственно, несущественно, т.к. токи, вызываемые информационными сигналами, являются по отношению к трехфазным системам токами нулевой последовательности [Копылов И.П. Электрические машины: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986 г. - 360 с.] и их результирующий магнитный поток в сердечнике близок к нулю. Искажения сигналов за счет вторичных паразитных параметров среды передачи также известны, они успешно преодолеваются в серийных ТМС.
Высокочастотное скважинное устройство гальванической развязки 4 может быть построено, например, на базе трансформаторов или оптронов.
Таким образом, практическая реализация заявленной полезной модели возможна и целесообразна. При этом обеспечивается повышение надежности, увеличение ресурса устройств, обеспечивающих контроль добычи углеводородов с использованием УЭПН.