RU2489570C1

RU2489570C1 - Data transfer system for monitoring of hydrocarbon production process

Info

Publication number: RU2489570C1
Application number: RU2012107610/03A
Authority: RU
Inventors: Роберт Ибрагимович Алимбеков; Ильгиз Рафекович Енгалычев; Алексей Сергеевич Шулаков; Вячеслав Иванович Никишов; Алексей Васильевич Тимонов; Андрей Валерьевич Сергейчев; Анатолий Петрович Сметанников; Виталий Анварович Байков; Владимир Григорьевич Волков; Петр Игоревич Сливка; Сергей Анатольевич Ерастов; Рушан Рафилович Габдулов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть"
Priority date: 2012-02-29
Filing date: 2012-02-29
Publication date: 2013-08-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: system includes a ground part in the form of a ground-mounted unit of a telemetric system of an electric-centrifugal pump installation and a well part including signal transfer medium of a combined communication channel, a submersible unit of the telemetric system of the electric centrifugal pump installation, an interface unit, receiving and independent transmitting and control modules and a measuring loop. The latter includes several measuring probes arranged one after another and parallel connected via a cable communication line connected to the independent transmitting and control module. The receiving module together with the interface unit and the submersible unit of the telemetric system is attached to the base of the submersible electric motor of the electric centrifugal pump installation. Information from the measuring loop is received with the independent module. Communication between independent and receiving modules is performed by means of a wireless acoustic channel. Then, measuring information is transmitted through the submersible unit via the combined communication channel to the ground-mounted unit of the telemetric system.

EFFECT: improving reliability of the data transfer system owing to preventing cable damage situations of the measuring loop and improving the efficiency of the monitoring process owing to decreasing complexity of lowering and lifting operations at erection and removal and excluding cases of tubing seizure with a geophysical cable.

3 dwg

Description

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к методам и средствам мониторинга текущего состояния технологического процесса добычи углеводородов.The invention relates to the field of oil and gas production, in particular to methods and means for monitoring the current state of the hydrocarbon production process.

Современный процесс добычи углеводородов является сложным и дорогостоящим предприятием. Его сложность обусловлена рядом неопределенностей геологического, технологического, технического и др. характера.The modern hydrocarbon production process is a complex and expensive enterprise. Its complexity is due to a number of uncertainties of a geological, technological, technical, and other nature.

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.Improving operational systems operating under conditions of a priori uncertainty is a complex task that can be effectively solved based on approaches that use the feedback principle. Using this principle will allow, first of all, to implement a mechanism for monitoring the current state of the production process [I.G. Soloviev. Conceptual framework and systemic principles for managing flexible automated oil production technologies. / “Oil and gas”, 2004, No. 5, pp. 62-69]. Effective monitoring of the production process (hereinafter referred to as monitoring) is possible on the basis of real-time spot sensing of the borehole space in the zone of productive formations. This is especially important with the simultaneous separate exploitation of several productive formations by one well [Resolution of the Gosgortekhnadzor of the Russian Federation of 06.06.2003 No. 71 “On approval of the“ Rules for the Protection of the bowels ”]. In this case, it is necessary to control pressure, temperature, fluid flow, moisture content and other parameters.

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.Known monitoring systems using various downhole communication channels. So in [Site of the Scientific and Production Enterprise "GRANT". Access mode:, free. Borehole manometers AMT. Date of treatment - November 16, 2011] a system is presented that uses autonomous measuring probes for recording parameters in specified areas of the borehole space and storing them, followed by reading after extraction to the surface. Such a system can be characterized as a system with a virtual communication channel. Their advantage is maximum simplicity, the disadvantage is a complete lack of efficiency.

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.Monitoring systems using a signal cable for transmitting data of measuring probes located in the borehole space to the surface are also known [Technology for direct measurement of thermodynamic parameters of a well’s operation. A.D.Savich et al. // Oil industry. - 2006. - No. 1 - S.72-75]. The advantage of such systems is their simplicity, a sufficiently high throughput of the communication channel. The disadvantage that prevents their widespread distribution is the limitations and problems during hoisting operations and operation. These problems are caused by the danger of emergency situations associated with the laying of the geophysical cable used in this case from the surface to the measurement zone in the well.

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.Known systems using wireless communication channels well-surface. The main advantage of such systems is the lack of cable. The disadvantage is the requirement for additional reliable insulation of the tubing string, which is not always economically justified. Also known system [Kulchitsky V.V. A well as an element of an intelligent hydrocarbon field development management system. // Oil industry. - 2002. - No. 2 - S.95-97], transmitting from the well by means of a low-frequency electromagnetic channel using a casing as a radiating dipole. The advantage of this system is the lack of cable in the borehole space. The disadvantages include a number of limitations and additional requirements, for example, the requirements for the electrical resistivity of the surrounding rocks, the presence of dielectric inserts in the casing, which is far from always feasible. In addition, a common drawback of wireless channels, taking into account the required transmission distance and a high level of interference, is the requirement to generate a sufficiently powerful signal during transmission, which in turn leads to a significant increase in the power of autonomous downhole power sources. All these requirements significantly limit the scope, complicate the design of the system and the equipment used.

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.The closest technical solution to the proposed invention is a data transmission system for monitoring the development of multi-layer objects [Adiev A.R. “Intelligent” wells. Monitoring the development of multi-layer objects in wells with ESP. // Engineering practice. - 2010. - No. 1. - S.66-71], using a complex wired channel from the measuring part to the surface and consisting of the ground block of the telemetry system (TMS), installation of an electric centrifugal pump (ESP) and a downhole part, including the transmission medium of signals of a combined communication channel, a submersible block of TMS, interface unit and measuring loop. The measuring loop consists of measuring probes connected in series with normalized segments of the geophysical cable, connected via an interface unit to the submersible TMS unit. With respect to the interface unit, all measuring probes are connected in parallel. The downhole part of the TMS through the interface unit interrogates the measuring probes and writes the received information to the memory, and then, along with the information about the ESP parameters, transfers it to the surface where it is transferred to the upper level of the information system. The transmission of signals from the submersible TMS unit to the ground part is carried out through the signal transmission medium of the combined communication channel. This medium includes power supply circuits of a submersible electric motor (SEM) and its stator winding. The advantage of this system is that it is much simpler than the systems with a wireless channel, discussed above. The risks of emergencies are also lower in comparison with the previously considered system with a signal cable. However, the risk of an emergency is not completely excluded, as jamming and cable damage, jamming of tubing string (tubing) may occur during tripping operations. In addition, since the measuring loop is connected with the ESP, the premature lifting of the ESP will definitely lead to its unjustified removal from the well.

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.The objective of the invention is to increase the reliability of the data transmission system by preventing situations of damage to the cable of the measuring loop and to increase the manufacturability of the monitoring process of the current state of the hydrocarbon production process, by reducing the complexity of hoisting and mounting operations during installation / dismantling, eliminating cases of jamming of the tubing with a geophysical cable.

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.The task is implemented using a data transmission system for monitoring the hydrocarbon production process, which contains the ground part in the form of a telemetric system unit for installing an electric centrifugal pump and a well part, which includes a signal transmission medium for a combined communication channel, a submersible unit for a telemetric system for installing an electric centrifugal pump, an interface unit and a measuring unit plume. The ground block of the telemetry system is connected by an input-output to the first input-output of the signal transmission medium of the combined communication channel, the second input-output of which is connected to the first input-output of the immersion unit of the telemetry system, the second input-output of which is connected to the first input-output of the interface unit, moreover, the measuring loop includes several measuring probes connected in parallel by a cable communication line. In addition, the system further comprises a receiving module and an autonomous transmitting and control module. The measuring probes are connected with their inputs and outputs to the input-output of an autonomous transmitting and control module, which is connected through an external medium for transmitting acoustic signals in the form of a downhole space with a receiving module, the input-output of which is connected to the second input-output of the interface well unit. The receiving module, the external environment for transmitting acoustic signals and the autonomous transmitting and control module form a wireless communication channel.

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.According to the invention, the autonomous transmitting and controlling module of the system comprises a transceiver unit connected by a first input-output to the measuring loop, and a second input-output to the first input-output of the measuring controller, the second input-output of the measuring controller is connected to the first input-output of the first test interface, the second input-output of which is connected to the first input-output of the timer. A signal from the output of the command sensor, the input of which is connected to the first input of the key, the output of the primary power source and the third input of the timer, and its third output is connected to the second input of the key, are fed to the second timer input. The key output is connected to the input of the first secondary power source, the fourth input-output of the timer is connected to the third input-output of the measuring controller, the fourth output of which is connected through a series-connected modulator and amplifier to the signal emitter.

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.According to the invention, the receiving module of the data transmission system comprises a signal receiver, the output of which is connected to the input of the amplifier. The output of the amplifier is connected to the input of the pre-filtering unit, the output of which is connected to the input of the analog-to-digital converter. The output of the analog-to-digital converter is connected to the first input of the communication channel controller, the second input-output of which is connected to the input-output of the second test interface. The third input-output of the test interface is connected to the first input-output of the downhole interface unit.

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.In the proposed technical solution, the data transmission system uses a combined, consisting of fragments, communication channel. Accordingly, the data transmission system can be considered as consisting of various fragments. If we look from the bottom of the well, the first fragment is similar to the prototype - this is a measuring loop using a wire channel and consisting of a serial chain of downhole probes connected by a geophysical cable. Such a construction for a given interval of borehole space is optimal, because it provides sufficient information with ease of execution.

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.In its upper part, the measuring loop is connected to an autonomous transmitting and control module, which is fixed at a given depth by a downhole anchor. The mentioned module is not structurally connected with ESP and tubing. The receiving equipment of the wireless communication channel and the downhole part of the TMS are tightly connected with the ESP. The connection between the transmitting and receiving equipment is carried out by means of acoustic signals propagating in the borehole environment. Thus, the second fragment of the data transmission system is implemented. The third fragment of the system transmits measuring signals along with the power supply circuit of the PEM and its stator winding, the communication channel of the TMS telemetry, similar to the prototype.

Таким образом, предложенное изобретение сочетает в себе простоту технических решений прототипа и благодаря существенным отличительным признакам надежнее и технологичнее и соответственно проще в эксплуатации.Thus, the proposed invention combines the simplicity of the technical solutions of the prototype and, thanks to significant distinguishing features, is more reliable and more technologically advanced and, accordingly, easier to operate.

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.The invention is illustrated by drawings, where Fig. 1 shows a general block diagram of a data transmission system for monitoring the hydrocarbon production process, Fig. 2 is a block diagram of an autonomous transmitting and control module (AUM), and Fig. 3 is a block diagram of a receiving module.

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.The general structural diagram of a data transmission system for monitoring the hydrocarbon production process in FIG. 1 comprises: a TMS-1 ground unit; medium for signal transmission of a combined communication channel - 2, submersible block TMS - 3; interface unit - 4; receiving module - 5; signal transmission medium of a wireless communication channel - 6; autonomous transmitting and controlling module - 7; measuring probes - 8 and 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.].The system operates as follows. The borehole assembly, which includes an autonomous transmitting and control module 7 and a measuring loop, consisting of measuring probes 8, 9 connected by a cable line, descends to a predetermined interval of the producing well and is fastened by means of a borehole anchor, the construction of which and the method of application are known, for example [ Website NPF Geophysics. - Access mode:, free. - Products and services / Equipment for formation testing / Packer-anchor equipment / Yak mechanical anchors. Date of treatment 11/16/2011].

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.Then, the tubing string with the ESP is lowered into the well, the TMS 3 submersible unit, the interface unit 4 and the receiving module 5 are docked to the PED base. Upon completion of this operation, the ESP is started by the control station and the borehole fluid begins to circulate in the borehole pumping space. . This process is accompanied by specific noise, pressure pulsations and other phenomena at the level of the AUM 7 device, which records the beginning of this process and goes into working condition. The measurement loop operation is initiated as a function of time or by an external command. The measurement information from the probes 8, 9 is received by the AUM device 7. In the process of processing the measurement information, a telemetric frame is formed, which is transmitted by the wireless segment of the combined communication channel through the receiving module 5 and the interface unit 4 to the submersible TMS 3 and then through the transmission medium of the signals of the combined communication channel 2 - to the ground block TMS 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.The construction of the measuring loop and TMS is known from the technical solution of the prototype. When choosing a wireless channel, preference is given to the acoustic channel, as the simplest one, with a high level of transmission reliability. The signal transmission medium 6 of such a channel is an assembly consisting of a wellbore fluid, a casing and rocks adjacent to the casing. In turn, the well fluid has a complex composition and includes liquid and gaseous hydrocarbons, aqueous solutions of salts and solid inclusions. Obviously, when implementing an acoustic communication channel, in addition to resolving a number of technical issues that traditionally need to be addressed during development, such as reliability, bandwidth, etc., it is important to ensure transmission energy efficiency. This situation is due to the autonomy of the measuring and transmission instruments and their long life without replacement (about 1 year). It is obvious that the parameters of the transmitted signal under conditions of a variable composition of the borehole medium must be adapted taking into account the changing physical and chemical properties of the medium. Also, a specific requirement for the proposed device is the need for hardware and algorithmic compatibility due to the presence of various fragments in the communication channel, first of all, this concerns the coordination of throughput between segments.

С учетом вышеупомянутых требований выбраны структуры автономного передающего и управляющего модуля 7 на фиг.2 и приемного модуля 5 на фиг.3.In view of the above requirements, the structures of the autonomous transmitting and controlling module 7 in FIG. 2 and the receiving module 5 in FIG. 3 were selected.

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.The device AUM 7 in figure 2 contains: a signal emitter - 11; amplifier - 12; primary power source - 13; timer - 14; modulator - 15; the key is 16; first test interface - 17; the first secondary power source is 18; command sensor - 19; measuring controller - 20; transceiver unit - 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.The device AUM (figure 2) works as follows. The power source of the equipment is block 13. It can be an electrochemical battery, such as a lithium one, or a turboelectric generator with a battery. Moreover, from the point of view of power supply, all AUM units are divided into two categories - permanently connected and periodically turned on. The timer 14 and the command sensor 19 are turned on immediately when the AUM is activated and are constantly in this state. The timer 14 is a multifunctional device based on programmable logic, for example, on a microprocessor with micropower. In accordance with a given program, he counts the time intervals between measurements. Upon reaching the measurement time, he connects using the key 16 the output of the primary power source 13 to the input of the secondary power source 18, which provides power to the remaining nodes and AUM units. The measuring controller 20 through the transceiver unit 21 interrogates the measuring probes 8, 9, accumulates and processes the measuring information, forms a measuring frame. Further, in accordance with the selected parameters, it generates signals at the input of the modulator 15, the output signal of which is amplified by the unit 12 and supplied to the signal emitter 11. The power of the measuring probes is also provided from the power source 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.]:An important factor taken into account when adapting the parameters of the transmitted signal, as previously mentioned, is the attenuation coefficient. The attenuation coefficient of a sound wave in a medium with viscosity and thermal conductivity is [Lepedin L.F. Acoustics: Textbook. allowance for technical colleges. - M .: Higher. School, 1978. - 448 p.]:

$α = \frac{ω^{2}}{2 ρ с^{3}} [\frac{4}{3} η + ζ + χ (\frac{1}{C_{ν}} - \frac{1}{C_{p}})]$

α = \frac{ω^{2}}{2 ρ {from}^{3}} [\frac{four}{3} η + ζ + χ (\frac{one}{C_{ν}} - \frac{one}{C_{p}})]

где ρ - плотность среды, c - скорость звука в ней, ω - частота, η и ζ - коэффициенты сдвиговой и объемной вязкости, χ - коэффициент теплопроводности, C_ν и C_p - теплоемкости среды при постоянном давлении и объеме.where ρ is the density of the medium, c is the speed of sound in it, ω is the frequency, η and ζ are the shear and bulk viscosity coefficients, χ is the thermal conductivity coefficient, C _ν and C _p are the heat capacity of the medium at constant pressure and volume.

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:In addition, the propagation of a sound wave in a multiphase and aerated (or microbubble) medium is accompanied by stronger attenuation. In particular, there are a number of works showing that in aerated media there is a higher attenuation, especially due to secondary acoustic waves due to reflections, as well as due to the resonant absorption of low-frequency sound waves f = 0.4-2.0 kHz. The frequency of resonant absorption depends on the density of the transmission medium, pressure, and the size of microbubbles. The attenuation coefficient in this case increases from zero to 40 dB / m. the resonant frequency of absorption of the bubble is equal to:

$f_{0} = \frac{1}{2 π R} \sqrt{\frac{3 γ μ (p + \frac{2 σ}{R})}{ρ}}$

,

f_{0} = \frac{one}{2 π R} \sqrt{\frac{3 γ μ (p + \frac{2 σ}{R})}{ρ}}

,

где p - гидростатическое давление жидкости, $γ = \frac{C_{p}}{C_{ν}}$

- отношение удельных теплоемкостей газа, коэффициент политропичности газа, σ - коэффициент поверхностного натяжения на границе газа и жидкости, ρ - плотность жидкости, R - радиус пузырька [Бошенятов Б.В., Попов В.В. Затухание низкочастотных звуковых волн в микропузырьковой газожидкостной среде. // Фундаментальные исследования 2009-03].where p is the hydrostatic pressure of the liquid,

γ = \frac{C_{p}}{C_{ν}}

is the ratio of the specific heat capacity of the gas, the coefficient of polytropicity of the gas, σ is the coefficient of surface tension at the gas-liquid boundary, ρ is the density of the liquid, R is the radius of the bubble [Boshenyatov BV, Popov VV Attenuation of low-frequency sound waves in a microbubble gas-liquid medium. // Fundamental research 2009-03].

Согласно предварительным оценкам, с учетом параметров среды, коэффициент затухания в диапазоне звуковых частот составляет от 0,1 до 2 дБ/м.According to preliminary estimates, taking into account the parameters of the medium, the attenuation coefficient in the range of sound frequencies is from 0.1 to 2 dB / m.

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.Accordingly, the power of the transmitted signal should also vary. The environmental parameters are evaluated in the controller 20 according to the data obtained from the measuring probe closest to the AUM, because the composition and properties of passing through it and the transmission medium 6 are almost the same.

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:In addition to taking into account attenuation, when developing a wireless communication channel, it is necessary to take into account the high level of interference present in the channel. To increase the probability of reliable reception of information transmitted via a noisy wireless communication channel, two characteristic techniques are used:

1) выбор полосы частот с минимальным шумом (выбор окон прозрачности);1) selection of a frequency band with minimal noise (selection of transparency windows);

2) использование помехозащищенного кодирования.2) the use of anti-interference coding.

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:The use of these techniques is implemented as a set of separate transmission algorithms, a priori generated in the controller 20. The option is selected by an external command generated by the sensor 19 and the timer 14. The formation of commands from the surface is carried out by manipulating the ESP modes, in the simplest case, turning on / off, and the command code :

N=f(Т_П)N = f (T _P )

где N - номер команды, Т_П - время выключения УЭЦН.where N is the number of the team, T _P is the shutdown time of the ESP.

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.This technique is widely used to organize two-way (duplex) communication with downhole telemetry systems during drilling. In this case, the command sensor detects the stopping time by noise level or pressure pulsations, for example, and gives a signal to the timer, which determines the pause time and passes this parameter to controller 20. It is obvious that it is identified as a command only for T _P in a certain interval by timer 14. When identifying the command, respectively, the timer 14 also includes a key 16 for recognition by the controller 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.The first test interface 17 is needed to connect directly to the controller 20 for diagnostics and testing, as well as programming the timer 14. Changing the settings in the timer 14 during operation is possible when receiving and recognizing the corresponding command through the controller 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.The technical implementation of all nodes and blocks is known and based on well-known and affordable solutions. So, the command sensor is a microphone or hydrophone with an amplifier and a comparator with an adjustable threshold. The transceiver unit is based on the RS485 or other interface. As a modulator, it is possible to use a digital-to-analog converter (DAC) to convert a digital code from controller 20 to the corresponding analog signal. The acoustic emitter can be built using piezoceramics, electromechanical devices, magnetostrictors. The measuring controller is implemented on the basis of a number of commercially available microprocessors.

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.The structure of the wireless fragment of the system associated with the ESP is shown in Fig.3. Here, in addition to the previously mentioned blocks, the structure of the receiving module is shown, including: the second secondary power source - 23; second test interface - 24; communication channel controller - 25; analog-to-digital Converter 26; pre-filtering unit - 27; signal receiver - 28; amplifier - 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.The operation of the devices (figure 3) is as follows. The signal receiver 28, which is in direct contact with the transmission medium 6, receives the signal + noise sum. This signal in the form of pressure waves by the receiver 28 is converted into an electrical signal, which is amplified by the block 29. The pre-filtering unit 27 raises the signal-to-noise ratio to an acceptable value for further processing. Next, the signal is fed to the input of an analog-to-digital converter 26, where it is encoded for reading by the controller 25. In the controller 25, the signal is finally filtered and recognized. If the signal is false, it is ignored. If a telemetric frame is recognized, it is stored in the memory of the controller 25 for subsequent transmission through the interface unit 4 to the TMC 3 submersible unit upon request. The equipment of the above units is supplied from the TMS 3 submersible block by means of a secondary power source 23. The test interface 24 is designed to check and configure the module 5. The two-way communication with the TMS 3 submersible block through the interface block 4 allows you to configure the reception of signals in the controller 25, due to , for example, changes in digital filtering settings. Digital filtering algorithms are known, for example [Digital signal processing: Handbook. / L.M. Goldenberg, B.D. Matyushkin, M.N. Pole. - M .: Radio and communications, 1985. - 312 p.]. Thus, the process of receiving signals is also adaptively customizable.

В качестве приемника 28 предпочтительно использовать изделия на основе пьезокерамики, хотя другие варианты также возможны.As the receiver 28, it is preferable to use products based on piezoceramics, although other options are also possible.

Реализация аппаратуры и алгоритмов приемного модуля 5 также известна и базируется на современной микроэлектронной базе.The implementation of the equipment and algorithms of the receiving module 5 is also known and is based on a modern microelectronic base.

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.Thus, the proposed invention will improve the reliability of the data transmission system by preventing situations of damage to the cable of the measuring loop and increase the efficiency of the monitoring process of the current state of the hydrocarbon production process by reducing the complexity of hoisting and mounting operations during installation / dismantling and eliminating cases of jamming of the tubing with a geophysical cable.

Claims

1. A data transmission system for monitoring the hydrocarbon production process, comprising a ground part in the form of a ground block of a telemetric system for installing an electric centrifugal pump and a downhole part, including a transmission medium for signals of a combined communication channel, a submersible block of a telemetric system for installing an electric centrifugal pump, an interface unit and a measuring loop, moreover, the ground block of the telemetry system is connected by an input-output with the first input-output of the signal transmission medium of the combined communication channel, in the second input-output of which is connected to the first input-output of the immersion unit of the telemetry system, the second input-output of which is connected to the first input-output of the interface unit, and the measuring loop includes several measuring probes connected in parallel with a cable communication line, characterized in that the system is additionally contains a receiving module and an autonomous transmitting and control module, and the measuring probes are connected with their inputs and outputs to the input-output of an autonomous transmitting and control module, which is connected through an external medium for transmitting acoustic signals in the form of an uphole space to a receiving module, the input-output of which is connected to the second input-output of the interface well unit, the receiving module, the external medium for transmitting acoustic signals and an autonomous transmitting and controlling module form a wireless communication channel.

2. The data transmission system according to claim 1, characterized in that the autonomous transmitting and control module comprises a receiving-transmitting unit connected by a first input-output to the measuring loop, and a second input-output to the first input-output of the measuring controller, the second input- the output of which is connected to the first input-output of the first test interface, the second input-output of which is connected to the first input-output of the timer, the second input of which receives a signal from the output of the command sensor, the input of which is connected to the first input of the key, the output m of the primary power source and the third input of the timer, and its third output is connected to the second input of the key, the output of which is connected to the input of the first secondary power source, the fourth input-output of the timer is connected to the third input-output of the measuring controller, the fourth output of which is through series-connected modulator and the amplifier is connected to a signal emitter.

3. The data transmission system according to claim 1, characterized in that the receiving module contains a signal receiver, the output of which is connected to the input of the amplifier, the output of which is connected to the input of the pre-filtering unit, the output of which is connected to the input of an analog-to-digital converter, the output of which is connected to the first input of the communication channel controller, the second input-output of which is connected to the input-output of the second test interface, and the third input-output of which is connected to the first input-output of the interface well unit.