RU2509888C2

RU2509888C2 - Monitoring method of inter-well parameters (versions), and oil recovery process control system

Info

Publication number: RU2509888C2
Application number: RU2012124255/03A
Authority: RU
Inventors: Сергей Владимирович Феофилактов; Дмитрий Валерьевич Чернов; Алексей Владимирович Кузнецов; Александр Михайлович Зыкин; Дмитрий Сергеевич Холин; Николай Федорович Токмаков; Александр Сергеевич Тотанов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Ижевский радиозавод"
Priority date: 2012-06-13
Filing date: 2012-06-13
Publication date: 2014-03-20
Also published as: RU2012124255A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: monitoring method of inter-well parameters, at which by means of a laser radiation source there formed with the specified duration and frequency is a light pulse entering a fibre-optic cable where dissipation radiation is evolved through the cable length. Dissipation radiation entering a processing unit is converted to an electric signal and amplified. Then, a useful signal supplied to the input of the second controller is separated from it, where frequency of displacement of the useful signal relative to generation frequency of the laser radiation source is determined, and then, as per its value there calculated is a current value of pressure change parameter; the obtained data is compared to the those specified in the first controller, at deviation of which an oil recovery process is automatically controlled in compliance with the change of inflow, which is determined by continuous measurement of the well pressure change; electric motor shaft rotation frequency is controlled; when pressure change parameter value is lower than the specified value, the electric motor shaft rotation frequency is increased, and when the pressure change parameter value is higher than the specified value, then the electric motor shaft rotation frequency is decreased.

EFFECT: optimisation, automation and enhanced efficiency of an oil recovery process.

16 cl, 3 dwg

Description

Предлагаемые в качестве изобретений технические решения относятся к исследованиям скважин и могут быть использованы, например, для мониторинга внутрискважинных параметров, таких как: распределенная температура, изменение давления и вибрация в протяженных объектах и передачи их для последующего управления процессом добычи нефти.The technical solutions proposed as inventions relate to well research and can be used, for example, for monitoring downhole parameters, such as: distributed temperature, pressure change and vibration in extended objects and transmitting them for subsequent control of the oil production process.

В настоящее время для получения информации о внутрискважинных параметрах и свойствах пласта в т.ч. для измерения дебита скважины используют электронные средства регистрации данных, установленные в скважине. Данные снимают с датчиков, расположенных в скважине и осуществляют их передачу по отдельному электрическому каналу, например, по кабелю питания электроцентробежного насоса (ЭЦН) и/или геофизическому кабелю в устройство приема и обработки информации. Недостатком способа является сложность организации питания датчиков, сбора и передачи полезной информации на поверхность скважины. Кроме того, датчики работают в экстремальных условиях высоких давлений и температур, что ведет к их короткому сроку службы и сложности замены. Ограниченность информации, которая собирается с датчиков, расположенных в определенной локальной области, не дает возможность эффективно управлять процессом добычи нефти.Currently, to obtain information on downhole parameters and properties of the reservoir, including To measure the flow rate of the well, electronic data logging tools installed in the well are used. Data is taken from sensors located in the well and transmitted through a separate electric channel, for example, through the power cable of an electric centrifugal pump (ESP) and / or geophysical cable to an information receiving and processing device. The disadvantage of this method is the difficulty of organizing power sensors, collecting and transmitting useful information to the surface of the well. In addition, the sensors operate in extreme conditions of high pressures and temperatures, which leads to their short service life and the difficulty of replacement. The limited information that is collected from sensors located in a specific local area does not make it possible to effectively manage the oil production process.

Наиболее близким является способ измерения температурного распределения, осуществленный в волоконно-оптическом устройстве (патент РФ на изобретение №2221225, G01K 11/32, E21B 47/06, 2003 г.), содержащем импульсный источник оптического излучения, включающий лазер, чувствительный элемент датчика в виде оптического волокна и узел обработки сигналов, включающий таймер, направленный оптический ответвитель, узел спектрального разделения и фотоприемные модули, фотоприемник синхронизации, оптическое волокно чувствительного элемента датчика выполнено многомодовым, лазер импульсного источника оптического излучения является одномодовым волоконным с накачкой от полупроводникового лазера, направленный оптический ответвитель выполнен связывающим одномодовое и многомодовое оптические волокна, причем импульсный источник оптического излучения связан с одномодовым входом направленного оптического ответвителя, узел спектрального разделения связан с многомодовым входом направленного оптического ответвителя, фотоприемник синхронизации связан с одномодовым выходом оптического ответвителя, узел обработки сигналов дополнительно содержит аналого-цифровые преобразователи и цифровые накопители сигналов, при этом фотоприемные модули связаны с выходами узла спектрального разделения и с аналого-цифровыми преобразователями, выходы которых связаны с входами цифровых накопителей сигналов, а таймер связан с аналого-цифровыми преобразователями. Способ измерения температурного распределения осуществляется следующим образом. Лазер под действием излучения накачки генерирует световые импульсы (зондирующие), которые по одномодовому оптическому волокну через направленный оптический ответвитель поступают в многомодовое оптическое волокно (волоконно-оптический кабель - он же чувствительный элемент датчика). При распространении зондирующего импульса по многомодовому оптическому волокну одна часть его рассеивается в каждой точке в каждый момент времени - излучение рассеяния, другая - проходя без рассеяния - отражается от грани волоконнно-оптического кабеля в обратном направлении - донный импульс. Излучение рассеяния вместе с донным импульсом, проходя через узел спектрального разделения, разделяется на спектральные компоненты (релеевскую и две компоненты комбинационного рассеивания), каждая из которых принимается индивидуальным фотоприемным модулем, где преобразуется в электрические сигналы, которые далее поступают в аналого-цифровые преобразователи оцифровываются и затем происходит синхронное цифровое накопление сигналов для повышения отношения сигнал/шум в цифровых накопителях. По объединяющей их цифровой шине эти накопители отправляют накопленную информацию в компьютер, где и вычисляется температурное распределение, обеспечивается удобное для пользователя представление измерительной информации и ее хранение. Аналого-цифровые преобразователи запускаются в работу по сигналам цифрового таймера, который синхронизируется по моменту генерации лазерного импульса фотоприемником синхронизации. Блок термостабилизации поддерживает постоянной температуру некоторого участка многомодового оптического волокна, играющего роль опорного канала. Способ обеспечивает высокую точность измерения температурного распределения при значительной длине чувствительного элемента за счет отношения сигнал/шум, вместе с тем, не позволяет измерить такой параметр, как изменение давления, имеющий отношение к информации о дебите скважины (притоке).The closest is a method of measuring the temperature distribution, implemented in a fiber-optic device (RF patent for the invention No. 2221225, G01K 11/32, E21B 47/06, 2003), containing a pulsed optical radiation source including a laser, a sensor element in in the form of an optical fiber and a signal processing unit, including a timer, a directional optical coupler, a spectral separation unit and photodetector modules, a synchronization photodetector, an optical fiber of the sensor element omodmode, the laser of a pulsed optical radiation source is pumped from a semiconductor laser, the directional optical coupler is connected to single-mode and multimode optical fibers, and the pulse source of optical radiation is connected to the single-mode input of the directional optical coupler, the spectral separation unit is connected to the multimode input of the directional optical coupler , the synchronization photodetector is connected to a single-mode output of an optical branch I, the signal processing unit additionally contains analog-to-digital converters and digital signal storage devices, while the photodetector modules are connected to the outputs of the spectral separation unit and to analog-digital converters, the outputs of which are connected to the inputs of the digital signal storage devices, and the timer is connected to analog-to-digital converters . The method of measuring the temperature distribution is as follows. A laser under the influence of pump radiation generates light pulses (probing), which through a single-mode optical fiber through a directional optical coupler enter a multimode optical fiber (fiber-optic cable - it is also a sensitive element of the sensor). When a probe pulse propagates through a multimode optical fiber, one part of it is scattered at each point at each moment of time - scattering radiation, the other - passing without scattering - is reflected from the edge of the fiber-optic cable in the opposite direction - the bottom pulse. The scattering radiation, together with the bottom pulse, passing through the spectral separation unit, is divided into spectral components (Rayleigh and two Raman components), each of which is received by an individual photodetector module, where it is converted into electrical signals, which are then transferred to analog-to-digital converters and digitized then synchronous digital accumulation of signals occurs to increase the signal-to-noise ratio in digital storage devices. On the digital bus uniting them, these drives send the accumulated information to a computer, where the temperature distribution is calculated, a user-friendly presentation of the measurement information and its storage are provided. Analog-to-digital converters are launched into operation by the signals of a digital timer, which is synchronized by the moment the laser pulse is generated by the synchronization photodetector. The thermal stabilization unit keeps the temperature of a certain section of a multimode optical fiber playing the role of a reference channel constant. The method provides high accuracy of measuring the temperature distribution with a significant length of the sensing element due to the signal-to-noise ratio, however, it does not allow to measure such a parameter as the pressure change related to information about the well flow rate (inflow).

Известна интеллектуальная система мониторинга температуры оптического волокна серий ПТС (ООО "СЕДАТЭК"), в которой световой импульс, проходя через оптический кабель, рассеивается в обратном направлении на каждом участке кабеля (за счет эффекта Рамана). Рассеянный свет детектируется фотоприемником с аналого-цифровым преобразователем. Мощность рассеянного света зависит от температуры оптического волокна в точке рассеяния. За счет этой зависимости можно получить картину распределения температуры на всей протяженности оптического кабеля. Система позволяет осуществлять непрерывный мониторинг по данным о температурном профиле оптического волокна в реальном времени и на ранней стадии выявлять аварийные ситуации. Однако, она не предусматривает возможность получения других контролируемых параметров, кроме распределенной температуры и, следовательно, ограничена в возможности управления процессами добычи нефти.The intellectual temperature monitoring system for the optical fiber of the PTS series (SEDATEK LLC) is known, in which a light pulse passing through an optical cable is scattered in the opposite direction on each cable section (due to the Raman effect). Scattered light is detected by a photodetector with an analog-to-digital converter. The power of the scattered light depends on the temperature of the optical fiber at the scattering point. Due to this dependence, it is possible to obtain a picture of the temperature distribution over the entire length of the optical cable. The system allows continuous monitoring according to the temperature profile of the optical fiber in real time and to identify emergency situations at an early stage. However, it does not provide for the possibility of obtaining other controlled parameters except for the distributed temperature and, therefore, is limited in the ability to control oil production processes.

Наиболее близкой является система передачи телеметрической информации (патент РФ на изобретение №2230187, 2004 г.), состоящая из подземного передающего устройства и наземного приемного устройства, представляющего собой станцию управления, содержащую источник питания, устройство приема и обработки информации с погружного блока, электронный ключ, два резистора, которое подключено между нулем «звезды» вторичных обмоток трехфазного трансформатора и его заземленным корпусом. Подземное передающее устройство содержит стабилизатор напряжения, устройство сбора и передачи телеметрической информации от датчиков, электронный ключ, два резистора и подключено между нулем «звезды» обмоток электродвигателя и его заземленным корпусом, а обмотки электродвигателя подключены к обмоткам трехфазного трансформатора через (электрический канал) кабель питания. Система позволяет снимать точечные (локальные) данные с датчиков погружного блока и осуществлять их передачу по электрическому кабелю. Однако, в системе не реализована возможность измерять по всей длине скважины распределенную температуру и изменение давления, в связи с чем затруднительна автоматизация процесса добычи нефти. Передача данных через электрический кабель питания двигателя ведет к зашумлению полезного сигнала, сложности его приема и анализа.The closest is the telemetry information transmission system (RF patent for the invention No. 2230187, 2004), consisting of an underground transmitting device and a ground receiving device, which is a control station containing a power source, a device for receiving and processing information from an immersion unit, an electronic key , two resistors, which are connected between the zero of the "star" of the secondary windings of the three-phase transformer and its grounded housing. The underground transmitting device contains a voltage stabilizer, a device for collecting and transmitting telemetric information from sensors, an electronic key, two resistors and is connected between the zero "stars" of the motor windings and its grounded housing, and the motor windings are connected to the windings of a three-phase transformer via a power cable . The system allows you to take point (local) data from the sensors of the submersible unit and transmit them via electric cable. However, the system does not realize the ability to measure the distributed temperature and pressure change along the entire length of the well, which makes automation of the oil production process difficult. Data transmission through an electric motor power cable leads to a noise of the useful signal, the complexity of its reception and analysis.

Целью изобретения является оптимизация, автоматизация, повышение эффективности процесса добычи нефти, в т.ч. за счет повышения скорости и достоверности мониторинга (в том числе получения и передачи информации) нескольких внутрискважинных параметров, которые автоматически контролируются непрерывно по всей длине скважины, и принятии на их основании решения об управлении процессом добычи.The aim of the invention is to optimize, automate, increase the efficiency of the oil production process, including by increasing the speed and reliability of monitoring (including the receipt and transmission of information) of several downhole parameters that are automatically continuously monitored throughout the entire length of the well, and the adoption on their basis of a decision to control the production process.

Указанная цель достигается в способе мониторинга внутрискважинных параметров, заключающимся в том, что измеряют параметр изменение давления, характеризующий приток скважины, для чего формируют при помощи источника лазерного излучения заданной длительностью и частотой световой импульс (зондирующий), поступающий через ответвитель в оптоволоконный кабель, являющийся одновременно распределенным датчиком. Двигаясь по оптоволоконному кабелю, часть зондирующего импульса рассеивается по всей длине на каждом участке кабеля пропорционально температуре и изменению давления - излучение рассеяния (за счет эффекта Мандельштама-Брюльена). Часть светового импульса, пройдя по кабелю без рассеяния и достигнув его торца, отражается от него в обратном направлении - донный импульс. По времени прохождения донного импульса контролируют целостность кабеля (дает информацию о длине кабеля). Излучение рассеяния, поступает через ответвитель в блок обработки, где его сначала преобразуют в электрический сигнал и усиливают, соответственно, в фотоприемнике и усилителе, а затем из него в фильтре выделяют полезный сигнал, поступающий на вход второго контроллера для определения частоты смещения полезного сигнала относительно частоты генерации лазера (по типу доплеровского смещения - эффект Мандельштама-Брюльена) в каждой точке по всей длине оптоволоконного кабеля. По величине частоты смещения вычисляют изменение давления (распределение) при известной температуре в точках (может быть измерена любым известным способом). Так по распределению давления проводится расчет параметров скважины - динамический уровень, плотность, дебит жидкости и т.д. Таким образом, получают данные о состоянии среды, соответствующие времени прохождения зондирующего импульса. Далее данные поступают на первый контроллер, где для оптимизации процесса добычи нефти их сравнивают с заранее заданными значениями, при которых возможна оптимальная добыча в отношении конкретной скважины. В случае отклонения измеренных данных от заданных, первый контроллер по специальному алгоритму на основе частоты вращения двигателя и текущего дебита корректирует частоту работы двигателя с целью выхода на оптимальный режим эксплуатации скважины. Управление процессом добычи нефти производят автоматически в соответствии с изменением притока, определяемого путем непрерывного измерения изменения давления в скважине и соразмерного увеличения частоты вращения вала электродвигателя, при значении параметра изменения давления меньше заданного значения и, соответственно, уменьшения частоты вращения вала электродвигателя при значении параметра изменения давления больше заданного значения. Таким образом, система позволяет автоматизировать процесс добычи нефти за счет непрерывного мониторинга внутрискважинных параметров конкретной скважины и автоматического принятия решений на их основании об управлении процессом добычи нефти. Кроме того, полученные данные сравниваются также с заданными критическими значениями, определяющими аварийные ситуации. При локальных скачках давления, например, в случае разгерметизации системы, первый контроллер автоматически отключает электродвигатель и передает информацию на диспетчерский пункт и/или устройство ввода-вывода станции управления.This goal is achieved in a method for monitoring downhole parameters, which consists in measuring the pressure change parameter characterizing the well flow, for which a light pulse (probing), which is transmitted through a coupler into a fiber optic cable that is simultaneously distributed sensor. Moving along a fiber optic cable, part of the probe pulse is scattered along the entire length of each cable section in proportion to the temperature and pressure change - scattering radiation (due to the Mandelstam-Brulein effect). Part of the light pulse, passing through the cable without scattering and reaching its end, is reflected from it in the opposite direction - the bottom pulse. By the time of passage of the bottom pulse, the integrity of the cable is controlled (gives information about the length of the cable). The scattering radiation enters through the coupler into the processing unit, where it is first converted into an electric signal and amplified, respectively, in a photodetector and amplifier, and then a useful signal is extracted from it in the filter and fed to the input of the second controller to determine the frequency of the useful signal offset relative to the frequency laser generation (by the type of Doppler shift - the Mandelstam-Bruhlen effect) at each point along the entire length of the fiber optic cable. The pressure change (distribution) is calculated from the magnitude of the displacement frequency at a known temperature in points (can be measured by any known method). So, according to the pressure distribution, well parameters are calculated - dynamic level, density, fluid flow rate, etc. Thus, data on the state of the medium corresponding to the transit time of the probe pulse are obtained. Next, the data is fed to the first controller, where, to optimize the oil production process, they are compared with predetermined values at which optimal production is possible in relation to a particular well. In the event of deviation of the measured data from the set, the first controller, based on a special algorithm based on the engine speed and the current flow rate, corrects the engine speed in order to reach the optimal operating mode of the well. The oil production process is controlled automatically in accordance with the change in inflow determined by continuously measuring the change in pressure in the well and a commensurate increase in the frequency of rotation of the electric motor shaft, when the value of the parameter of pressure change is less than the set value and, accordingly, the frequency of rotation of the electric motor shaft when the value of the parameter of pressure change more than the set value. Thus, the system allows you to automate the oil production process by continuously monitoring the downhole parameters of a particular well and automatically making decisions on their basis about the management of the oil production process. In addition, the data obtained are also compared with predetermined critical values that determine emergency situations. In case of local pressure surges, for example, in case of depressurization of the system, the first controller automatically turns off the electric motor and transfers information to the control room and / or input / output device of the control station.

Указанная цель достигается так же за счет получения информации как минимум о двух параметрах: изменении давления и распределенной температуре, для чего полезный сигнал, выделенный вышеописанным способом, поступает во второй контроллер, где его разделяют на спектральные компоненты и по разнице амплитуд стоксовой и антистоксовой компоненты рассеяния Рамана определяют распределенную температуру, на основании которой для определения параметра изменение давления, используют дополнительный оптоволоконный кабель, по которому вышеописанным способом выделяют излучение рассеяния, поступающее через ответвитель в блок обработки, представляющий собой фотоэлектронный умножитель, усиливают, преобразуют в электрический сигнал. Далее описанным выше способом вычисляют параметр - изменение давления, на основании которого вышеописанным способом оптимизируют, автоматизируют и повышают эффективность процесса добычи нефти. Предложенный способ увеличивает точность и достоверность определения притока, поскольку оба параметра измеряют практически в одной точке.This goal is also achieved by obtaining information on at least two parameters: the pressure change and the distributed temperature, for which the useful signal extracted by the above method is supplied to the second controller, where it is divided into spectral components and by the difference in the amplitudes of the Stokes and anti-Stokes scattering components Raman determine the distributed temperature, on the basis of which to determine the parameter pressure change, use an additional fiber optic cable, according to which the above m scattering method emit radiation coming through the coupler to the processing unit, which is a photomultiplier, amplified, converted into an electrical signal. Then, by the method described above, the parameter is calculated - the change in pressure, on the basis of which, as described above, optimize, automate and increase the efficiency of the oil production process. The proposed method increases the accuracy and reliability of determining the inflow, since both parameters are measured at almost the same point.

Кроме того, указанная цель достигается так же за счет получения по одному оптоволоконному кабелю информации как минимум о двух параметрах: изменении давления и распределенной температуре. При этом, по полезному сигналу, полученному любым из вышеописанных способов, поступающему на второй контроллер, одновременно определяют тем или иным вышеописанными способами параметры распределенной температуры и изменение давления. Далее на основании измеренных параметров вышеописанным способом автоматизируют, оптимизируют процесс добычи нефти.In addition, this goal is achieved in the same way by obtaining at least two parameters via a single fiber-optic cable: pressure change and distributed temperature. At the same time, according to the useful signal received by any of the above methods supplied to the second controller, the parameters of the distributed temperature and pressure change are simultaneously determined by one or the other of the above methods. Further, based on the measured parameters, the process described above is automated, and the oil production process is optimized.

Указанная цель достигается так же за счет того, что измерение проводят измерение изменения давления и температуры с оптоволоконных датчиков, размещенных на оптоволоконном кабеле в области динамического уровня движения флюида. Для этого формируют при помощи источника лазерного излучения заданной длительностью и частотой световой импульс, который через ответвитель поступает через оптоволоконный кабель в каждый, по крайней мере, два, из оптоволоконных датчиков (решетки Брегга). Излучение рассеяния, полученное от каждого из датчиков через ответвитель попадает в блок обработки, выполненный в виде системного интерферометра, где по величине отклонения излучения рассеяния от светового импульса определяют требуемый параметр: изменение давления и/или распределенную температуру, который преобразуется в электрический сигнал. Далее на основании измеренных параметров вышеописанным способом автоматизируют, оптимизируют процесс добычи нефти.This goal is also achieved due to the fact that the measurement measures pressure and temperature changes from fiber optic sensors located on the fiber optic cable in the region of the dynamic level of fluid movement. To do this, a light pulse is generated using a laser source of a given duration and frequency, which through a coupler enters through at least two fiber optic sensors via a fiber optic cable (Bragg gratings). The scattering radiation received from each of the sensors through the coupler enters the processing unit, made in the form of a system interferometer, where the required parameter is determined by the deviation of scattering radiation from the light pulse: pressure change and / or distributed temperature, which is converted into an electrical signal. Further, based on the measured parameters, the process described above is automated, and the oil production process is optimized.

Целью заявляемого технического решения также является расширение функциональных возможностей системы, реализующей способ, в частности, увеличение числа контролируемых параметров, несущих дополнительные сведения, которые позволяют автоматизировать процесс добычи нефти в оптимальном режиме эксплуатации скважины.The purpose of the proposed technical solution is also to expand the functionality of the system that implements the method, in particular, increasing the number of monitored parameters that carry additional information that automate the oil production process in the optimal mode of operation of the well.

Указанная цель достигается в системе мониторинга внутрискважинных параметров и управления процессом добычи нефти (далее Система), тем, что Система состоит из соединенных линией связи (кабелем питания) подземного передающего устройства и наземного приемного устройства. Приемное устройство представляет собой станцию управления и включает: источник питания, первый контроллер, выполняющий функцию устройства получения и обработки информации от датчиков погружного блока, и дополнительно содержит источник лазерного излучения, соединенный с оптоволоконным кабелем, подключенное к первому контроллеру, к которому подключено устройство приема и обработки информации с оптоволоконного кабеля, включающее ответвитель, соединенный со вторым контроллером через блок обработки, включающий соединенные последовательно: фотоприемник, усилитель, фильтр. Подземное передающее устройство включает систему сбора и передачи телеметрической информации от датчиков погружного блока, содержащую электрический кабель питания, соединенный с электродвигателем и погружным блоком и дополнительно содержит устройство сбора и передачи оптоволоконной информации, представляющее собой, по крайней мере, один оптоволоконный кабель, подключенный к устройству приема и обработки информации с оптоволоконного кабеля и выполняющий функцию любых датчиков, в т.ч. изменения давления, распределенной температуры, вибрации и пр. Оптоволоконный кабель закрепляют вдоль насосно-каратажной трубы (НКТ), электроцентробежного насоса (ЭЦН), погружного электродвигателя (ПЭД) (либо внутри либо снаружи) любым известным способом. Управление в ручном режиме осуществляют при помощи устройства ввода-вывода и/или диспетчерского пункта, подключенных к станции управления. На требующие питания элементы схемы подают стабилизированное напряжение питания.This goal is achieved in the system for monitoring downhole parameters and controlling the oil production process (hereinafter referred to as the System), in that the system consists of an underground transmitter and a ground receiver connected by a communication line (power cable). The receiving device is a control station and includes: a power source, a first controller that performs the function of a device for receiving and processing information from sensors of the immersion unit, and further comprises a laser radiation source connected to the fiber optic cable connected to the first controller to which the receiving device is connected and processing information from a fiber optic cable, including a coupler connected to the second controller through a processing unit, including connected serial no: photodetector amplifier filter. The underground transmitting device includes a system for collecting and transmitting telemetric information from sensors of the immersion unit, comprising an electric power cable connected to the electric motor and the immersion unit, and further comprises a device for collecting and transmitting optical fiber information, which is at least one fiber optic cable connected to the device receiving and processing information from a fiber optic cable and performing the function of any sensors, including changes in pressure, distributed temperature, vibration, etc. The fiber optic cable is fixed along the pump and firing pipe (tubing), electric centrifugal pump (ESP), submersible electric motor (PEM) (either inside or outside) in any known manner. Manual control is carried out using an input-output device and / or control room connected to the control station. The circuit elements requiring power are supplied with a stabilized supply voltage.

Целесообразно дополнительно снабдить систему источником лазерного излучения, соединенным через ответвитель с оптоволоконным кабелем, блоком обработки, соединенным со вторым контроллером.It is advisable to additionally equip the system with a laser source connected through a coupler to a fiber optic cable, a processing unit connected to a second controller.

Целесообразно снабдить оптоволоконный кабель, по крайней мере, двумя оптоволоконными датчиками.It is advisable to equip the fiber optic cable with at least two fiber optic sensors.

Целесообразно станцию управления связать с диспетчерским пунктом и/или снабдить устройством ввода - вывода.It is advisable to associate a control station with a control room and / or provide an input / output device.

Далее в предпочтительных вариантах приведены описание способа и состав и работа системы мониторинга и управления процессом добычи нефти, служащей для осуществления этого способа.Further, in preferred embodiments, a description of the method and the composition and operation of the monitoring and control system for the oil production process for the implementation of this method are given.

На фиг.1 приведена функциональная схема Системы для осуществления способа в первом варианте. На фиг.2 приведена функциональная схема Системы для осуществления способа во втором варианте. На фиг.3 приведена функциональная схема Системы для осуществления способа, в котором оптоволоконный кабель снабжен датчиками.Figure 1 shows the functional diagram of the System for implementing the method in the first embodiment. Figure 2 shows the functional diagram of the System for implementing the method in the second embodiment. Figure 3 shows the functional diagram of the System for implementing the method in which the fiber optic cable is equipped with sensors.

Система, представленная на фиг.1, содержит соединенные линией связи наземное приемное устройство и подземное передающее устройство. Наземное приемное устройство представляет собой станцию управления и включает источник питания 1, предназначенный для подачи стабилизированного напряжения на требующие питания элементы схемы, первый контроллер 2, источник лазерного излучения 3, связанный с оптоволоконным кабелем 4 и устройством приема и обработки информации с оптоволоконного кабеля, подключенным к первому контроллеру 2 и включающим: ответвитель 5, соединенным со вторым контроллером 6 через блок обработки, включающий соединенные последовательно: фотоприемник 7, усилитель 8 и фильтр 9. Подземное передающее устройство включает подключенную к первому контроллеру 2 систему сбора и передачи телеметрической информации от датчиков погружного блока (на фиг.1 не показана), которая реализована любым известным способом, в частности, по патенту РФ на изобретение №2230187, 2004 г. и содержит: электрический кабель 10 питания, соединенный с погружным электродвигателем 11 и погружным блоком 12 и устройство сбора и передачи информации с оптоволоконного кабеля, представляющее собой оптоволоконный кабель 4, подключенный к устройству приема и обработки информации с оптоволоконного кабеля и выполняющий функцию датчиков. Кабель 10 питания осуществляет передачу телеметрической информации (в т.ч. локальный параметр - температуру окружающей среды в месте установки датчика) с датчиков погружного блока 12. Кроме того, получение информации и управление электродвигателем может быть осуществлено в ручном режиме через устройство 13 ввода - вывода станции управления и/или через диспетчерский пункт 14.The system shown in FIG. 1 comprises a ground receiving device and an underground transmitting device connected by a communication line. The ground receiving device is a control station and includes a power source 1, intended for supplying a stabilized voltage to circuit elements requiring power, a first controller 2, a laser radiation source 3 connected to a fiber optic cable 4 and a device for receiving and processing information from a fiber optic cable connected to to the first controller 2 and including: a coupler 5 connected to the second controller 6 through a processing unit including connected in series: a photodetector 7, an amplifier 8 and filter 9. The underground transmitting device includes a system for collecting and transmitting telemetric information from sensors of the submersible block (not shown in FIG. 1) connected to the first controller 2, which is implemented by any known method, in particular, according to the RF patent for invention No. 2230187, 2004 and contains: an electric power cable 10 connected to a submersible electric motor 11 and a submersible block 12 and a device for collecting and transmitting information from an optical fiber cable, which is an optical fiber cable 4 connected to devices receiving and processing information from the fiber optic cable and performs the function of sensors. The power cable 10 transmits telemetry information (including a local parameter - the ambient temperature at the sensor installation site) from the sensors of the submersible unit 12. In addition, information can be obtained and the motor can be controlled manually via the input / output device 13 control stations and / or via control room 14.

Система (на фиг.2) содержит соединенные линией связи наземное приемное устройство и подземное передающее устройство. Наземное приемное устройство представляет собой станцию управления и включает источник питания 1, предназначенный для подачи стабилизированного напряжения на требующие питания элементы схемы, первый контроллер 2, источник лазерного излучения 3, связанный с оптоволоконным кабелем 4 и устройством приема и обработки информации с оптоволоконного кабеля, подключенным к первому контроллеру 2 и включающим: ответвитель 5, соединенным со вторым контроллером 6 через блок обработки в виде фотоэлектронного умножителя 15, реализующего функции преобразования светового сигнала в электрический сигнал и его усиления. Подземное передающее устройство включает подключенную к первому контроллеру 2 систему сбора и передачи телеметрической информации от датчиков погружного блока (на фиг.1 не показана), которая реализована любым известным способом, в частности, по патенту РФ на изобретение №2230187, 2004 г. и содержит: электрический кабель 10 питания, соединенный с погружным электродвигателем 11 и погружным блоком 12 и устройство сбора и передачи информации с оптоволоконного кабеля, представляющее собой оптоволоконный кабель 4, подключенный к устройству приема и обработки информации с оптоволоконного кабеля и выполняющий функцию датчиков. Электрический кабель 10 питания осуществляет передачу телеметрической информации (в т.ч. локальный параметр - температуру окружающей среды в месте установки датчика) с датчиков погружного блока 12. Кроме того, получение информации и управление электродвигателем может быть осуществлено в ручном режиме через устройство 13 ввода - вывода станции управления и/или через диспетчерский пункт 14.The system (in FIG. 2) comprises a ground receiving device and an underground transmitting device connected by a communication line. The ground receiving device is a control station and includes a power source 1, intended for supplying a stabilized voltage to circuit elements requiring power, a first controller 2, a laser radiation source 3 connected to a fiber optic cable 4 and a device for receiving and processing information from a fiber optic cable connected to the first controller 2 and including: a coupler 5 connected to the second controller 6 through a processing unit in the form of a photomultiplier tube 15 that implements the conversion functions The generation of a light signal into an electrical signal and its amplification. The underground transmitting device includes a system for collecting and transmitting telemetric information from sensors of the submersible block (not shown in FIG. 1) connected to the first controller 2, which is implemented by any known method, in particular, according to the RF patent for invention No. 2230187, 2004 and contains : an electric power cable 10 connected to a submersible motor 11 and a submersible block 12 and a device for collecting and transmitting information from a fiber optic cable, which is a fiber optic cable 4 connected to a receiving device and abotki information from the fiber optic cable and performs the function of sensors. An electric power cable 10 transmits telemetric information (including a local parameter - the ambient temperature at the sensor installation site) from the sensors of the immersion unit 12. In addition, information can be obtained and the motor can be controlled manually via the input device 13 - the output of the control station and / or through the control room 14.

Система (на фиг.3) содержит соединенные линией связи наземное приемное устройство и подземное передающее устройство. Наземное приемное устройство представляет собой станцию управления и включает источник питания 1, предназначенный для подачи стабилизированного напряжения на требующие питания элементы схемы, первый контроллер 2, источник лазерного излучения 3, связанный с оптоволоконным кабелем 4 и устройством приема и обработки информации с оптоволоконных датчиков 16, установленных на оптоволоконном кабеле 4, подключенным к первому контроллеру 2 и включающим: ответвитель 5, соединенным со вторым контроллером 6 через блок обработки в виде системного интерферометра 17, реализующего функции: сравнение излучения рассеяния и светового импульса (зондирующего), определение искомого параметра по величине отклонения, преобразование светового сигнала в электрический сигнал. Подземное передающее устройство включает подключенную к первому контроллеру 2 систему сбора и передачи телеметрической информации от датчиков погружного блока (на фиг.1 не показана) и устройство сбора и передачи информации с оптоволоконных датчиков 16. Система сбора и передачи телеметрической информации от датчиков погружного блока может быть реализована любым известным способом, в частности, по патенту РФ на изобретение №2230187, 2004 г. и содержит: электрический кабель 10 питания, соединенный с погружным электродвигателем 11, погружным блоком 12. Устройство сбора и передачи информации с оптоволоконных датчиков 16 выполнено в виде оптоволоконного кабеля 4, предназначенного для передачи информации, снабженного оптоволоконными датчиками 16 для измерения различных параметров, расположенных на кабеле с некоторым интервалом и подключенного к устройству приема и обработки информации с оптоволоконных датчиков 16. Электрический кабель 10 питания осуществляет передачу телеметрической информации (в т.ч. локальный параметр - температуру окружающей среды в месте установки датчика) с датчиков погружного блока 12. Кроме того, получение информации и управление электродвигателем может быть осуществлено в ручном режиме через устройство 13 ввода - вывода станции управления и/или через диспетчерский пункт 14.The system (in FIG. 3) comprises a ground receiving device and an underground transmitting device connected by a communication line. The ground receiving device is a control station and includes a power source 1, intended for supplying a stabilized voltage to circuit elements requiring power, a first controller 2, a laser radiation source 3 connected to a fiber optic cable 4 and a device for receiving and processing information from fiber optic sensors 16 installed on fiber optic cable 4 connected to the first controller 2 and including: a coupler 5 connected to the second controller 6 through the processing unit in the form of a system int rferometra 17 that implements the function: Compare radiation scattering and light pulse (the probe), the determination of the desired parameter value for deviation of the light signal into an electric signal. The underground transmitting device includes a system for collecting and transmitting telemetric information from sensors of the submersible unit (not shown in FIG. 1) connected to the first controller 2 and a device for collecting and transmitting information from fiber optic sensors 16. The system for collecting and transmitting telemetric information from sensors of the submersible unit can be implemented in any known manner, in particular, according to the patent of the Russian Federation for invention No. 2230187, 2004 and contains: an electric power cable 10 connected to a submersible electric motor 11, a submersible block 12. The device for collecting and transmitting information from fiber-optic sensors 16 is made in the form of a fiber-optic cable 4, designed to transmit information, equipped with fiber-optic sensors 16 for measuring various parameters located on the cable at a certain interval and connected to the device for receiving and processing information from fiber-optic sensors 16 The electric power cable 10 transmits telemetry information (incl. the local parameter is the ambient temperature at the sensor installation site) from the sensors of the immersion unit 12. In addition, information and motor control can be carried out manually through the input / output device 13 of the control station and / or through the control room 14.

Система работает следующим образом. На требующие питания элементы схемы подается стабилизированное напряжение питания. По сигналу первого контроллера 2 через электрический кабель 10 питания происходит запрос параметров состояния среды (температура среды, давление жидкости в среде, вибрация и др.) с датчиков погружного блока 12. Полученные локальные данные передаются на первый контроллер 2. Также первый контроллер 2 формирует запрос на получение параметров с распределенного датчика температуры/изменения давления - с оптоволоконного кабеля 4, при этом источник лазерного излучения 3 формирует световой импульс заданный длительностью и частотой, который через ответвитель 5 попадает в чувствительный к изменению давления/температуры оптоволоконный кабель 4 и на всем его протяжении рассеивается пропорционально изменению давления/температуры, излучение рассеяния возвращаясь через ответвитель 5 попадает в блок обработки, где происходит усиление и преобразование светового сигнала в электрический сигнал, выделение полезного сигнала, который поступает на второй контроллер 6, где определяется значение текущих параметров изменения температуры/давления по всему стволу скважины. Эти данные пересылаются на первый контроллер 2, где для оптимизации процесса добычи нефти они сравниваются с заранее заданными значениями, при которых возможна оптимальная добыча в отношении конкретной скважины. В случае отклонения измеренных данных от заданных, первый контроллер по специальному алгоритму на основе частоты вращения двигателя и текущего дебита корректирует частоту работы двигателя с целью выхода на оптимальный режим эксплуатации скважины. Управление процессом добычи нефти производят автоматически в соответствии с изменением притока путем непрерывного измерения изменения давления в скважине и соразмерного увеличения частоты вращения вала электродвигателя при значении параметра изменения давления меньше заданного значения и, соответственно, уменьшения частоты вращения вала электродвигателя при значении параметра изменения давления больше заданного значения. Также и там же полученные данные сравниваются также с заданными критическими значениями, определяющими аварийные ситуации. При локальных скачках давления, например, в случае разгерметизации системы первый контроллер автоматически отключает электродвигатель и передает информацию на диспетчерский пункт и/или устройство ввода-вывода станции управления.The system operates as follows. A stabilized supply voltage is applied to the circuit elements requiring power. At the signal of the first controller 2, through the electric power cable 10, a request is made for the parameters of the state of the medium (medium temperature, liquid pressure in the medium, vibration, etc.) from the sensors of the submersible block 12. The received local data is transmitted to the first controller 2. Also, the first controller 2 generates a request to receive parameters from a distributed temperature / pressure change sensor - from an optical fiber cable 4, while the laser radiation source 3 generates a light pulse specified by the duration and frequency, which through the branch 5 enters the pressure-sensitive temperature / fiber optic cable 4 and is scattered throughout its length in proportion to the pressure / temperature, the scattering radiation returning through the coupler 5 goes to the processing unit, where the light signal is amplified and converted into an electrical signal, and a useful signal is extracted , which is supplied to the second controller 6, where the value of the current temperature / pressure change parameters is determined throughout the wellbore. These data are sent to the first controller 2, where, to optimize the oil production process, they are compared with predetermined values at which optimal production is possible in relation to a particular well. In the event of deviation of the measured data from the set, the first controller, based on a special algorithm based on the engine speed and the current flow rate, corrects the engine speed in order to reach the optimal operating mode of the well. Oil production is controlled automatically in accordance with the change in inflow by continuously measuring changes in pressure in the well and a commensurate increase in the frequency of rotation of the electric motor shaft when the value of the parameter for changing the pressure is less than the set value and, accordingly, reducing the frequency of rotation of the electric motor shaft when the value of the parameter for changing the pressure is more than the set value . Also in the same place, the obtained data are also compared with the specified critical values that determine emergency situations. In case of local pressure surges, for example, in case of depressurization of the system, the first controller automatically turns off the electric motor and transfers information to the control room and / or input / output device of the control station.

Claims

1. A method for monitoring downhole parameters, in which using a laser source a light pulse is generated with a specified duration and frequency into a fiber optic cable, where scattering radiation is emitted along the entire length of the cable, characterized in that the scattering radiation entering the processing unit is converted into they amplify the electrical signal, and then a useful signal is fed from it to the input of the second controller, where the frequency of the useful signal is determined relative to the generation frequency the laser radiation source, and then the current value of the pressure change parameter is calculated from its value, the obtained data is compared with those set in the first controller, when deviating from which the oil production process is automatically controlled in accordance with the change in flow determined by continuous measurement of the pressure in the well, the frequency of rotation of the motor shaft, when the value of the parameter of pressure change is less than the specified value - increase the frequency of rotation of the motor shaft, when If the pressure change parameter is greater than the set value, it is reduced.

2. The method according to claim 1, characterized in that the data obtained are compared with critical values, and when the pressure surges, the motor is automatically turned off.

3. The method according to claim 1, characterized in that information about the emergency and the shutdown of the electric motor is transmitted to the control room and / or input / output device.

4. A method for monitoring downhole parameters, in which, using a laser source, a light pulse is generated with a predetermined duration and frequency into an additional (second) fiber optic cable, where scattering radiation is emitted along the entire length of the cable, characterized in that the scattering radiation entering the processing unit is converted into an electrical signal and amplified, then a useful signal is extracted from it and fed to the input of the second controller, where it is divided into spectral components and differently The amplitudes of the Stokes and anti-Stokes Raman scattering components determine the distributed temperature, on the basis of which the pressure change parameter is determined, for which, using a laser radiation source, a light pulse is supplied with a given duration and frequency to the fiber optic cable, where scattered radiation is emitted along the entire cable length into the processing unit, amplify, convert into an electrical signal, extract from it a useful signal fed to the input of the second controller, where h the offset frequency of the useful signal relative to the frequency of generation of the laser radiation source, and then, using its value, the current value of the pressure change parameter is calculated, the obtained data is compared with those set in the first controller, when deviating from them, the oil production process is automatically controlled in accordance with the change in flow determined by continuous measuring pressure changes in the well, control the frequency of rotation of the motor shaft, when the value of the parameter of pressure change is less than the specified value ranks - increase the frequency of rotation of the motor shaft, when the value of the parameter for changing the pressure is greater than the specified value - decrease.

5. The method according to claim 4, characterized in that the data obtained are compared with critical values, and when the pressure surges, the motor is automatically turned off.

6. The method according to claim 4, characterized in that information about the emergency and the shutdown of the electric motor is transmitted to the control room and / or input / output device.

7. A method for monitoring downhole parameters, in which a laser pulse is generated with a specified duration and frequency of a light pulse entering a fiber optic cable, where scattering radiation is emitted along the entire length of the cable, characterized in that the scattering radiation entering the processing unit is converted into the electric signal is amplified, then a useful signal is extracted from it and fed to the input of the second controller, where at least two parameters are simultaneously determined from it, for which its p they are divided into spectral components and the distributed temperature is determined from the amplitude difference between the Stokes and anti-Stokes Raman scattering components, based on which the pressure change parameter is determined, for which the bias frequency of the same useful signal is determined relative to the frequency of the laser radiation source, and then the current value is calculated from its value pressure change parameter, the obtained data is compared with the set in the first controller, when deviating from which they automatically adjust the the oil production process in accordance with the change in the inflow determined by continuously measuring the pressure change in the well, control the rotational speed of the motor shaft, when the value of the parameter for changing the pressure is less than the specified value - increase the frequency of rotation of the motor shaft, when the value of the parameter for changing the pressure is greater than the set value - decrease.

8. The method according to claim 7, characterized in that the obtained data is compared with critical values, and when the pressure surges, the motor is automatically turned off.

9. The method according to claim 7, characterized in that information about the emergency and the shutdown of the electric motor is transmitted to the control room and / or input / output device.

10. A method for monitoring downhole parameters, in which at least two parameters are measured, changes in pressure and temperature, for which a light pulse is generated using a laser source of a given duration and frequency through a fiber optic cable into fiber optic sensors, where from each of the sensors emit scattering radiation that enters the processing unit, where the required parameter is determined by the deviation of scattering radiation from the light pulse: pressure and / or temperature change RA, the obtained data is compared with the set in the first controller, when deviating from which the oil production process is automatically regulated in accordance with the change in inflow determined by continuously measuring the pressure change in the well, the motor shaft rotational speed is controlled, when the parameter of pressure change is less than the specified value - increase the frequency of rotation of the motor shaft, when the value of the parameter changes the pressure is greater than the specified value - decrease.

11. The method according to claim 10, characterized in that the obtained data is compared with critical values, and when the pressure surges, the electric motor is automatically turned off.

12. The method according to claim 10, characterized in that information about the emergency situation and the shutdown of the motor is transmitted to the control room and / or input / output device.

13. An oil production process control system comprising an underground transmission device connected by a communication line, including a telemetry information collection system from sensors of a submersible block 12, comprising an electric power cable 10 connected to an electric motor 11 and a submersible block 12 and a ground receiving device, which is a control station including, including: a power source 1, a first controller 2, characterized in that the receiving device further comprises a laser radiation source 3, connected a fiber optic cable 4 to which a device for receiving and processing information from a fiber optic cable is connected, including a coupler connected to a second controller through a processing unit, including connected in series: a photodetector, amplifier, filter, and the underground transmitting device further comprises a fiber optic collection and transmission device information, representing at least one fiber optic cable connected to a device for receiving and processing information from a fiber optic cable.

14. The system of claim 13, wherein the system further comprises a laser source connected through a coupler to a fiber optic cable, a processing unit connected to a second controller.

15. The system according to item 13, wherein the fiber optic cable is equipped with at least two fiber optic sensors.

16. The system of claim 13, wherein the control station is connected to a control room and / or is equipped with an input / output device.