RU2487994C2 - Система управления добычей углеводородного сырья - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может использоваться в скважинных установках электроцентробежных насосов - УЭЦН для контроля текущих характеристик погружных электродвигателей - ПЭД и нефтяных пластов. Обеспечивает повышение надежности работы устройства и его упрощение. Сущность изобретения: система включает в себя станцию управления установки электроцентробежного насоса, к которой подключен трансформатор силовой, выход которого силовыми цепями погружного кабеля связан через узел токоввода с погружным электродвигателем. В скважинной части блок контроля одним входом подключен к источнику питания, а другим входом/выходом подключен к первому входу/выходу усилителя. Второй вход/выход усилителя вместе со входом источника питания подключен через герморазъем к независимой сигнальной цепи, образованной транзитным изолированным проводником, проложенным между пакетом статора и корпусом ПЭД, соединенным с другой стороны через узел токоввода с сигнальной жилой погружного кабеля. Эта жила в наземной части подключена к выходу источника дистанционного питания и к первому входу/выходу приемо-передающего блока, второй вход/выход которого подключен к первому входу/выходу устройства управления наземного, а второй вход/выход которого соединен с входом/выходом станции управления установки электроцентробежного насоса. Третий выход соединен со входом источника дистанционного питания. Усилитель в скважинной части и приемо-передающий блок в наземной части выполнены, для обеспечения полудуплексного режима обмена информацией, по двунаправленной схеме. Узел токоввода погружного электродвигателя выполнен по четырехконтактной схеме. В скважинной части независимая сигнальная цепь может быть продлена для подключения другого оборудования, размещенного ниже УЭЦН, путем транзита этой цепи через скважинную часть системы, для организации измерений и управления исполнительными механизмами, расположенными в других областях скважинного пространства. Блок контроля скважинный содержит аналоговый и дискретный измерительные каналы, подключенные к процессору. Выходы аналоговых измерительных преобразователей давления и температуры, а также формирователя тестового сигнала подключены к соответствующим входам мультиплексора аналогового, выход которого соединен со входом аналого-цифрового преобразователя. Его второй вход/выход соединен с первым входом/выходом процессора, второй выход которого подключен к управляющему входу мультиплексора. Дискретные измерительные входы соединены с датчиком вибрации, и третий вход/выход соединен с первым входом/выходом усилителя. Количество измеряемых параметров увеличено за счет дополнительных измерительных каналов и модификации прикладного программного обеспечения процессора. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может использоваться в скважинных установках электроцентробежных насосов (УЭЦН) для контроля текущих характеристик погружных электродвигателей (ПЭД) и нефтяных пластов.

В настоящее время неотъемлемой частью оборудования для откачки пластовой жидкости становятся системы погружной телеметрии (ТМС), которые позволяют контролировать целый ряд рабочих параметров: температуру и давление окружающей среды, температуру и давление масла в ПЭД, уровень вибраций в зоне подвески УЭЦН и др. Эта тенденция объясняется возможностью решения целого ряда задач [Феофилактов С. В. «Высокоточные системы погружной телеметрии для проведения гидродинамических исследований» // Инженерная практика, №09, 2010 г. сс.18-20]:

- контроль и диагностика работы УЭЦН;

- оптимизация режима работы УЭЦН;

- повышение эффективности добычи углеводородного сырья.

У нас в стране и за рубежом ТМС серийно выпускают целый ряд предприятий (ОАО ИРЗ, ОАО «Алнас» и др.). К аппаратуре ТМС, особенно к ее скважинной части, предъявляются жесткие требования по надежности, рабочему ресурсу, достоверности и точности измерительной информации.

Известно большое разнообразие ТМС, скважинная часть которых подключается к нулевой точке звезды статорной обмотки ПЭД (Y₀) [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. Недостатком упомянутых решений 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.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является система контроля состояния погружного электродвигателя [Патент РФ №45871, МПК Н02Н 7/08 опубликован 27.05.2005 г.]. Заявленное устройство содержит станцию управления, трансформатор, измерительные датчики, аналого-цифровой преобразователь, источник питания, процессор, усилитель мощности, устройство сопряжения с силовой линией, узел токоввода, выполненный из изоляционной колодки с контактными гильзами, которые соединены с обмоткой статора ПЭД. В представленном техническом решении, для упрощения процедуры сравнения, можно обозначить как блок контроля скважинный совокупность устройств: аналого-цифровой преобразователь температуры 2, датчики вибрации 3 и давления 10, процессор 7, усилитель 14, элемент 15 и чувствительный элемента 17 датчика температуры. Недостатком данного технического решения также является наличие гальванической связи с обмоткой ПЭД. Кроме того, эта связь обуславливает наличие мощных электромагнитных помех в широком диапазоне частот, особенно при работе с промышленными преобразователями частоты. Все это обуславливает существенное усложнение аппаратных средств ТМС, особенно в скважиной части, и, как следствие, приводит к снижению надежности, уменьшает время наработки на отказ.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение надежности, рабочего ресурса аппаратуры, достоверности измерительной информации, получаемой из скважинного пространства, и обеспечение корректного выполнения команд и уставок, передаваемых с поверхности в скважинную часть.

Указанный результат достигается посредством системы управления добычей углеводородного сырья из скважин, в дальнейшем - системы, размещенной в наземной и скважинной части, использующей в качестве обратного провода, общую цепь, содержащую корпус установки электроцентробежного насоса, подъемную колонну и заземляющие проводники в наземной части. Система включает в себя станцию управления установки электроцентробежного насоса, к которой подключен трансформатор силовой, выход которого силовыми цепями погружного кабеля связан через узел токоввода с погружным электродвигателем. В скважинной части блок контроля скважинный одним входом подключен к источнику питания, а другим входом/выходом подключен к первому входу/выходу усилителя. В отличие от прототипа второй вход/выход усилителя вместе со входом источника питания подключен через герморазъем к независимой сигнальной цепи, образованной транзитным изолированным проводником, проложенным между пакетом статора и корпусом ПЭД, соединенным, с другой стороны, через узел токоввода с сигнальной жилой погружного кабеля, которая в наземной части подключается к выходу источника дистанционного питания и к первому входу/выходу приемо-передающего блока, второй вход/выход которого подключен к первому входу/выходу устройства управления наземного, а второй вход/выход которого соединен с входом/выходом станции управления установки электроцентробежного насоса, а третий выход со входом источника дистанционного питания.

Согласно изобретению усилитель в скважинной части и приемопередающий блок в наземной части выполнены, для обеспечения полудуплексного режима обмена информацией, по двунаправленной схеме.

Согласно изобретению узел токоввода погружного электродвигателя выполнен по четырехконтактной схеме.

Согласно изобретению в скважинной части независимая сигнальная цепь может быть продлена для подключения другого оборудования, размещенного ниже УЭЦН, путем транзита этой цепи через скважинную часть системы, для организация измерений и управление исполнительными механизмами, расположенными в других областях скважинного пространства.

Согласно изобретению блок контроля скважинный содержит аналоговый и дискретный измерительные каналы, подключенные к процессору, причем выходы аналоговых измерительных преобразователей давления и температуры, а также формирователя тестового сигнала подключены к соответствующим входам мультиплексора аналогового, выход которого соединен со входом аналого-цифрового преобразователя, второй вход/выход которого соединен с первым входом/выходом процессора второй выход которого подключен к управляющему входу мультиплексора, дискретные измерительные входы соединены с датчиком вибрации и третий вход/выход соединен с первым входом/выходом усилителя.

Согласно изобретению количество измеряемых параметров увеличивается за счет дополнительных измерительных каналов и модификации прикладного программного обеспечения процессора.

В предложенном техническом решении предлагается сформировать отдельную сигнальную цепь, не связанную гальванически с силовыми цепями ПЭД. В качестве обратного провода, аналогично прототипу, используется общая цепь - корпус УЭЦН, подъемная колонна и заземляющие цепи. Для сигнальной цепи используется четырехжильный кабель для подключения к ПЭД: три жилы силовые, одна сигнальная. Силовые жилы подключаются через соответствующие контакты токоввода к статорной обмотке ПЭД. Сигнальная жила подключена через сигнальный контакт токоввода к транзитному изолированному проводнику, проложенному, через свободный технологический паз на наружной поверхности сердечника статора (спинка статора) ПЭД, который в его нижней части подключен к стандартному герморазъему. С другой стороны к герморазъему подключена скважинная часть системы, прикрепленная к основанию ПЭД. На поверхности наземная часть системы подключена к сигнальной жиле кабеля. Таким образом, аппаратура системы защищена от непосредственных воздействий силовой обмотки ПЭД. Электромагнитное воздействие на изолированный транзитный проводник минимизировано, т.к. он находиться на периферии статорного сердечника, в месте контакта с корпусом, где оказывает влияние индуктивность рассеяния между корпусом и статором. Указанная индуктивная связь несравненно слабее по сравнению с основной магнитной цепью, где формируются мощные электромагнитные поля и, соответственно, возникают ЭДС различной частоты и формы, способные внести существенные искажения в передаваемые сигналы и оказывать воздействия на аппаратные средства. Следовательно, существенное уменьшение влияния статорной обмотки ПЭД позволяет повысить надежность, рабочий ресурс аппаратных средств, достоверность измерительной информации и обеспечить корректность выполнения команд управления.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 представлена общая структурная схема системы управления добычей углеводородного сырья, на фиг.2 - структурная схема блока контроля скважинного.

Система управления (фиг.1) содержит станцию управления УЭЦН 1, силовой трехфазный трансформатор 2, устройство управления наземное 3, приемо-передающий блок 4, источник дистанционного питания 5, сигнальную цепь 6, силовые цепи 7, узел токоввода 8, ПЭД 9, герморазъем 10, блок контроля скважинный 11, усилитель 12, источник питания 13.

Блок контроля скважинный (фиг.2) состоит из измерительного преобразователя давления 14, измерительного преобразователя температуры 15, формирователя тестового сигнала 16, датчика вибраций 17, мультиплексора аналогового 18, процессора 19.

Система управления добычей углеводородного сырья работает следующим образом. Отличительной особенность является наличие независимой сигнальной цепи, которая состоит из сигнальной жилы 6 в составе погружного кабеля, соединенная через узел токоввода 8 с транзитным проводником в статоре ПЭД и далее, через гермоввод 10, со скважинной частью системы. Работа системы инициируется подачей от источника дистанционного питания 5 электропитания в скважинную часть системы по независимой сигнальной цепи 6. Источник питания 13 обеспечивает преобразование электрической энергии дистанционного питания для энергообеспечения функционирования всей скважинной аппаратуры, а также осуществляет подавление наведенных в сигнальной цепи электромагнитных помех. Блок контроля скважинный 11 осуществляет, в соответствии с заданной программой, измерения параметров, их предварительную обработку, формирование измерительных кадров и передачу их через усилитель 12 в сигнальную цепь. При этом питание скважинной части и передача сигналов осуществляется по одной общей цепи. Этот технический прием известен [Пат. РФ №21618, МКИ Е21В 47/02. Опубл. 27.01.02]. Формирование сигналов в скважинной части может, например, осуществляться за счет модуляции тока дистанционного питания. Эти сигналы принимаются приемо-передающим блоком 4 и передаются в устройство управления наземное 3, где осуществляется окончательная обработка и хранение измерительной информации, и которое может быть реализовано на базе программируемого контроллера или промышленного компьютера. Следует отметить, что устройство 3 через интерфейс подключено к станции управления УЭЦН 1 и может выполнять функцию как верхнего уровня управления, так и дополнения к станции управления. Устройство управления 3 может модифицировать режим работы блока контроля скважинного 11 путем подачи определенных команд с поверхности в скважинную часть в паузах между информационными кадрами. Для обеспечения полудуплексного обмена сигналами, приемо-передающий блок 4 и усилитель 12 выполнены в двунаправленном исполнении. Формирование сигналов команд с поверхности в скважинную часть может осуществляться, например, посредством модуляции выходного напряжения источника дистанционного питания 5.

Процесс управления добычей углеводородного сырья базируется на данных результатов измерений наземных и скважинных параметров в реальном режиме времени и может быть иллюстрирован различными примерами, например, [Пат. РФ №2346156, опубликован 10.02.2009]. Здесь для повышения эффективности добычи производят различные воздействия на пласт и скважины (геолого-технические мероприятия - ГТМ). Выбор параметров ГТМ осуществляется на основе учета динамики всего процесса добычи с использованием математических модели, описывающих процессы с определенным уровнем адекватности, например Емалетдинов А.К., Байков И.В. К проблеме проектирования автоматизированного управления и моделирования подсистемы поддержания пластового давления АСУТП нефтедобычи // Вестник ОГУ 2004 г. №12, с.160-163.], как:

$$\overline{X}\text{'}=F[\overline{X}(t),(\overline{U}(t),A(t)]$$

где $$\overline{X}$$

- вектор состояния объекта (коэффициент обводненности, пластовые давления и потоки);

$$\overline{U}$$

- вектор управляющих воздействий (давления и дебиты скважин);

A - матрица параметров объекта (гидродинамических связей скважин).

Идентифицируя параметры выбранной математической модели по данным замеров в режиме реального времени, определяют характеристики и параметры ГТМ, исходя из заданных критериев эффективности.

В качестве погружного кабеля может быть использован стандартный четырехжильный кабель, однако предпочтительным является вариант изготовления кабеля с тремя силовыми жилами и одной сигнальной жилой, что технологически вполне достижимо. В качестве узла токоввода 8 также целесообразно использовать стандартный, трехконтактный, с модификацией под разъемное соединение сигнальной цепи.

Вариант реализации блока контроля скважинного 11 показан на фиг.2. и выбран исходя из критерия минимизации аппаратных затрат. Указанный блок работает следующим образом. Процессор 20 посредством аналогового мультиплексора 18 подключает последовательно измерительные преобразователи 14, 15 и формирователь тестового сигнала 16 на вход аналого-цифрового преобразователя 19, который осуществляет кодирование аналоговой информации и передает ее в процессор 20. Датчик вибраций 17 по продольной и поперечной осям, имеющий дискретные выходные сигналы, подключен, аналогично прототипу, непосредственно на входы процессора. Измерительные преобразователи давления 14 и температуры 15 осуществляют преобразование соответствующего параметра в выходной аналоговый электрический сигнал. Формирователь тестового сигнала 16 обеспечивает тестирование и калибровку измерительного тракта. Процессор 20 принимает измерительную информацию, предварительно обрабатывает ее, например, осуществляет калибровку и коррекцию систематических погрешностей, формирует телеметрические кадры и выдает сигналы на вход усилителя 12. Источник питания 13 обеспечивает электропитание всех узлов блока 11. В состав измерительного и управляющего блока 11 могут быть дополнительно включены другие измерительные преобразователи, при этом необходимо увеличить число входов аналогового мультиплексора 18 (или иметь резервные) и модифицировать прикладное программное обеспечение процессора 20.

Сигнальная цепь может быть продолжена для подключения другого оборудования, размещенного ниже УЭЦН, путем транзита этой цепи через скважинную часть системы. При этом возможны организация измерений и управление исполнительными механизмами расположенными в других областях скважинного пространства.

Работа УЭЦН происходит независимо от режима измерительной части и осуществляется аналогично прототипу, т.е. по команде станция управления 1 подает силовое питание на трансформатор силовой 2 и далее по силовым цепям 7 погружного кабеля на ПЭД, ротор которого начинает вращаться и приводит в действие центробежный насос.

Таким образом, заявленная система позволяет повысить надежность, рабочий ресурс аппаратуры, за счет упрощения схемотехнических решений, достоверность измерительной информации, получаемой из скважинного пространства, и обеспечить корректное выполнение команд и уставок, передаваемых с поверхности в скважинную часть за счет существенного уменьшения искажений сигналов, вносимых обмоткой ПЭД.

Claims (6)

1. Система управления добычей углеводородного сырья, размещенная в наземной и скважинной части, использующая в качестве обратного провода общую цепь, содержащую корпус установки электроцентробежного насоса - УЭЦН, подъемную колонну и заземляющие проводники в наземной части, содержащая станцию управления установки электроцентробежного насоса, к которой подключен трансформатор силовой, выход которого силовыми цепями погружного кабеля связан через узел токоввода с погружным электродвигателем, блок контроля скважинный, соединенный с выходом источника питания, а выход блока контроля скважинного подключен к первому входу усилителя мощности, отличающаяся тем, что второй вход/выход усилителя мощности вместе со входом источника питания подключен непосредственно через герморазъем к независимой сигнальной цепи, образованной транзитным изолированным проводником, проложенным между пакетом статора и корпусом погружного электродвигателя, соединенным, с другой стороны, через узел токоввода с сигнальной жилой погружного кабеля, которая в наземной части подключена к выходу источника дистанционного питания и к первому входу/выходу приемопередающего блока, второй вход/выход которого подключен к первому входу/выходу устройства управления наземного, второй вход/выход которого соединен со входом/выходом станции управления установки электроцентробежного насоса, а третий выход - со входом источника дистанционного питания.

2. Система управления по п.1, отличающаяся тем, что усилитель в скважинной части и приемопередающий блок в наземной части выполнены для обеспечения полудуплексного режима обмена информацией по двунаправленной схеме.

3. Система управления по п.1, отличающаяся тем, что узел токоввода погружного электродвигателя выполнен по четырехконтактной схеме.

4. Система управления по п.1, отличающаяся тем, что независимая сигнальная цепь продлена для подключения другого оборудования, размещенного ниже УЭЦН, путем транзита этой цепи через скважинную часть системы, для организации измерений и управления исполнительными механизмами, расположенными в других областях скважинного пространства.

5. Система управления по п.1, отличающаяся тем, что блок контроля скважинный содержит аналоговый и дискретный измерительные каналы, подключенные к процессору, причем выходы аналоговых измерительных преобразователей давления и температуры, а также формирователя тестового сигнала подключены к соответствующим входам мультиплексора аналогового, выход которого соединен со входом аналого-цифрового преобразователя, второй вход/выход которого соединен с первым входом/выходом процессора, второй выход которого подключен к управляющему входу мультиплексора, дискретные измерительные входы соединены с датчиком вибрации и третий вход/выход соединен с первым входом/выходом усилителя.

6. Система управления по п.5, отличающаяся тем, что содержит дополнительные измерительные каналы по количеству измеряемых параметров.

Images