Система передачи данных для мониторинга за процессом добычи углеводородов

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к методам и средствам мониторинга текущего состояния технологического процесса добычи углеводородов. Система содержит наземную часть в виде наземного 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, приемный и автономный передающий и управляющий модули и измерительный шлейф. Измерительный шлейф включает несколько измерительных зондов, размещенных друг за другом и соединенных параллельно кабельной линией связи, подключенной к автономному передающему и управляющему модулю. Приемный модуль вместе с интерфейсным блоком и погружным блоком телеметрической системы прикреплен к основанию погружного электродвигателя установки электроцентробежного насоса. Информация от измерительного шлейфа принимается автономным модулем. Связь между автономным и приемным модулями осуществляется посредством беспроводного акустического канала. Далее через погружной блок по совмещенному каналу связи измерительная информация поступает в наземный блок телеметрической системы. Повышается надежность системы передачи данных за счет предотвращения ситуаций повреждения кабеля измерительного шлейфа и повышения эффективности процесса мониторинга благодаря снижению сложности спуско-подъемных операций при монтаже/демонтаже и исключению случаев заклинивания НКТ геофизическим кабелем. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к методам и средствам мониторинга текущего состояния технологического процесса добычи углеводородов.

Современный процесс добычи углеводородов является сложным и дорогостоящим предприятием. Его сложность обусловлена рядом неопределенностей геологического, технологического, технического и др. характера.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Таким образом, предложенное изобретение сочетает в себе простоту технических решений прототипа и благодаря существенным отличительным признакам надежнее и технологичнее и соответственно проще в эксплуатации.

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.

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.

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.].

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.

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.

С учетом вышеупомянутых требований выбраны структуры автономного передающего и управляющего модуля 7 на фиг.2 и приемного модуля 5 на фиг.3.

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.

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.

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.]:

α = ω 2 2 ρ с 3 [ 4 3 η + ζ + χ ( 1 C ν 1 C p ) ]

где ρ - плотность среды, c - скорость звука в ней, ω - частота, η и ζ - коэффициенты сдвиговой и объемной вязкости, χ - коэффициент теплопроводности, Cν и Cp - теплоемкости среды при постоянном давлении и объеме.

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:

f 0 = 1 2 π R 3 γ μ ( p + 2 σ R ) ρ ,

где p - гидростатическое давление жидкости, γ = 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].

Согласно предварительным оценкам, с учетом параметров среды, коэффициент затухания в диапазоне звуковых частот составляет от 0,1 до 2 дБ/м.

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.

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:

1) выбор полосы частот с минимальным шумом (выбор окон прозрачности);

2) использование помехозащищенного кодирования.

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:

N=f(ТП)

где N - номер команды, ТП - время выключения УЭЦН.

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 ТП в определенном интервале таймером 14. При идентификации команды, соответственно, таймер 14 также включает ключ 16 для ее распознавания контроллером 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.

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.

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.

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.

В качестве приемника 28 предпочтительно использовать изделия на основе пьезокерамики, хотя другие варианты также возможны.

Реализация аппаратуры и алгоритмов приемного модуля 5 также известна и базируется на современной микроэлектронной базе.

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.

1. Система передачи данных для мониторинга за процессом добычи углеводородов, содержащая наземную часть в виде наземного 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, причем 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, отличающаяся тем, что система дополнительно содержит приемный модуль и автономный передающий и управляющий модуль, причем 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, причем приемный модуль, внешняя среда передачи акустических сигналов и автономный передающий и управляющий модуль образуют беспроводной канал связи.

2. Система передачи данных по п.1, отличающаяся тем, что автономный передающий и управляющий модуль содержит приемо-передающий блок, подключенный первым входом-выходом к измерительному шлейфу, а вторым входом-выходом к первому входу-выходу измерительного контроллера, второй вход-выход которого подключен к первому входу-выходу первого тестового интерфейса, второй вход-выход которого соединен с первым входом-выходом таймера, на второй вход которого 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 к второму входу ключа, выход которого 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.

3. Система передачи данных по п.1, отличающаяся тем, что приемный модуль содержит приемник сигнала, выход которого соединен с входом усилителя, выход которого подключен к входу блока предварительной фильтрации, выход которого соединен с входом аналого-цифрового преобразователя, выход которого соединен с первым входом контроллера канала связи, второй вход-выход которого подключен к входу-выходу второго тестового интерфейса, а третий вход-выход которого соединен с первым входом-выходом интерфейсного скважинного блока.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе мониторинга подземных хранилищ углеводородов. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, например, для определения качества цементирования скважин. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле параметров гидроразрыва пласта. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к бурению скважин, и может быть использовано для контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении и для управления процессом бурения.

Изобретение относится к получению информации о функционировании скважинной системы и свойствах подземной формации посредством детектирования и анализирования (интерпретирования) акустических сигналов, сгенерированных компонентами скважинной системы, содержащей, например, ствол скважины, пробуренный к подземной формации, и/или установленное в нем оборудование (например, заканчивающую колонну, один или более инструментов, связанных с этой колонной, обсадную колонну, пакеры, управляющие системы и/или другие компоненты).

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к бурению скважин, и может быть использовано для контроля частоты вращения вала турбобура и для управления процессом бурения.

Изобретение относится к области крепления скважин обсадными трубами, а более конкретно к анализу сцепления обсадных труб и связующего материала. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для определения качества цементирования скважин и разобщения пластов-коллекторов. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении акустического каротажа скважин

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении скважинной сейсморазведки

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при оценке продуктивности скважины и эффективности ее эксплуатации

Изобретение относится к способам скважинной сейсморазведки. Техническим результатом является повышение надежности определения пространственной ориентации системы трещин гидроразрыва и ее размеров. Способ включает возбуждение упругих колебаний источником колебаний в скважине, пересекающей трещины гидроразрыва, регистрацию в точках приема по меньшей мере в одной соседней скважине резонансных колебаний, излучаемых системой трещин гидроразрыва при возбуждении в буровой жидкости упругих колебаний, и определение параметров системы трещин по возникающим при этом в трещинах резонансным колебаниям. Возбуждение колебаний в скважине и их регистрацию проводят до и после гидроразрыва. При этом для каждой фиксированной пары источник-приемник формируют разностную сейсмическую запись из записей, полученных до и после гидроразрыва, на разностной сейсмозаписи выделяют сигналы, излучаемые системой трещин, и по этим сигналам судят о параметрах трещин. 3 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано на месторождениях различных типов строения, в том числе истощенных и с трудноизвлекаемыми запасами. Сейсмоакустические исследования в процессе добычи нефти заключаются в том, что скважинным акустическим излучателем создают упругие колебания в виде горизонтально направленной в пласт волны цилиндрической формы. Регистрируют сейсмоприемниками, установленными на поверхности земли по профилю, и измеряют амплитудо-частотные параметры проходящих сквозь толщу пласта по всей его площади продольных и поперечных волн, вызванных деформацией породы упругими колебаниями скважинного акустического излучателя. Одновременно с процессом сейсмоакустических исследований упругими колебаниями скважинного акустического излучателя обеспечивают образование градиента давления для вытеснения нефти и добывают нефть. Технический результат - повышение точности результатов сейсмоакустического исследования, увеличение коэффициента извлечения нефти. 1 ил.

Изобретение относится к области измерения технологических параметров в скважине и может быть использовано для передачи информации с забоя скважины на поверхность посредством акустической связи. Техническим результатом является обеспечение измерения в режиме реального времени свойств скважинной текучей среды как во время бурения, так и во время эксплуатации скважины. Предложена система (100) датчиков для измерения технологического параметра текучей среды в скважинном местоположении, содержащая резонатор (110) параметра, который расположен в скважине (106), имеющий частоту резонанса, изменяющуюся в зависимости от технологического параметра текучей среды и который в ответ формирует резонансный акустический сигнал на частоте резонанса, указывающей технологический параметр. Кроме того система содержит акустический датчик (118), расположенный в местоположении вблизи над поверхностью, разнесенном от резонатора параметра, схему измерения (102), соединенную с акустическим датчиком, и акустический источник, соединенный с трубой в местоположении вблизи над поверхностью и разнесенном от резонатора параметра, размещенного в скважине. При этом акустический датчик выполнен с возможностью приема резонансного акустического сигнала, передаваемого с резонатора параметра, схема измерения выполнена с возможностью формирования выходного сигнала технологического параметра, соответствующего технологическому параметру текучей среды, в ответ на принятый резонансный акустический сигнал, а акустический источник выполнен с возможностью передачи акустического сигнала в скважину. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к исследованию газонефтяных скважин на многопластовых залежах с существенными различиями параметров работы пластов. Способ включает определение значений дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений, а также степень обводненности продукции нижнего пласта. При этом каждую трубу НКТ предварительно оснащают акустическим преобразователем-контроллером, устанавливаемым на середине ее длины и имеющим собственный код управления для связи с телеметрическим модулем системы и в период кратковременной остановки ЭЦН наряду с определением дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений по КВУ и КВД, по результатам непрерывного опроса акустических преобразователей-контроллеров определяют границу уровней раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» после расслоения трехфазной смеси в колонне НКТ, объем продукции каждой из трех составляющих трехфазной смеси и степень ее обводненности. Технический результат заключается в повышении точности определения дебитов и обводненности продукции каждого разрабатываемого пласта многопластовой скважины. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для поиска целиков нефти в обводненной залежи на поздней стадии разработки. Техническим результатом является повышение надежности выявления целиков нефти в обводненных продуктивных пластах и снижение трудоемкости работ. Способ предусматривает межскважинное сейсмопросвечивание обводненного нефтепродуктивного пласта сейсмическими импульсами переменной амплитуды из одной обводненной скважины, а в соседних обводненных скважинах, расположенных вокруг нее по периметру, одновременное измерение времени прихода сейсмических волн, по которым строят временные годографы зависимости времени их прихода от амплитуды сейсмических импульсов, и по минимальному временному годографу и минимальному периоду колебаний в одном из направлений сейсмопросвечивания судят о наличии целика нефти между этими скважинами. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при гидроразрыве пласта. Техническим результатом является повышение точности определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта. Предложен способ определения геометрических характеристик трещины гидроразрыва пласта проводят расстановку сейсмических датчиков на дневной поверхности, регистрацию микросейсмических сигналов, обработку зарегистрированных сигналов. Расположение сейсмических датчиков производят на дневной поверхности в области скважины гидроразрыва, в которой отношение «интенсивность сейсмического сигнала образования трещины гидроразрыва» / «интенсивность сейсмического шума» является максимальным, расстояния между датчиками выбирают из набора значений L=λ(n+1/2), где L - расстояние между датчиками, λ - длина волны Релея рабочей частоты, n - неотрицательное целое число, таким образом, чтобы при используемом при мониторинге гидроразрыва количестве датчиков они образовывали кольцо вокруг скважины с наружным радиусом порядка глубины проводимого гидроразрыва, рабочую частоту выбирают из возможностей измерительной техники, а также предполагаемой доминантной частоты импульсов от трещины гидроразрыва пласта. Значение энергии сейсмического сигнала образования трещины гидроразрыва пласта в пункте наблюдения рассчитывают численным моделированием распространения сейсмических волн от источника в центре возможной зоны распространения трещин гидроразрыва. Значение энергии фонового шума замеряют на площади проведения работ сейсмическими датчиками до начала проведения работ ГРП в точке, наиболее удаленной от источников шума. Значение энергии шума от флота ГРП и других поверхностных источников сейсмического шума рассчитывают на основании замеров зависимости энергии шума от расстояния или исходя из предыдущих замеров энергии шума для условий, аналогичных исследуемой площади. Регистрируют микросейсмические данные во время проведения ГРП. Восстановление пространственного положения, времени и интенсивности сейсмических событий, сопровождающих формирование трещины гидроразрыва производят, используя метод максимума правдоподобия для восстановления характеристик сигнала при многоканальном приеме, для чего методом численного моделирования рассчитывают форму сигнала от микросейсмических событий в точках предполагаемой области гидроразрыва, располагаемых по дискретной сетке, с дискретностью, определяемой рабочей частотой, в узлах численной модели, соответствующих пунктам расстановки датчиков, считая каждый компонент датчика отдельным каналом. Восстанавливают плотность вероятности распределения шума для каждого канала аппроксимацией наблюденного вариационного ряда. Для каждого дискретного момента времени проведения гидроразрыва для каждой точки восстановления сигнала восстанавливают наиболее правдоподобную амплитуду сейсмической эмиссии. Производят финальную фильтрацию временных рядов в точках восстановления сигнала и пространственную интерполяцию накопленной энергии восстановленной сейсмической эмиссии с получением финальных карт распространения трещины ГРП. 7 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения характеристик буровой скважины для проведения операции бурения. Заявлены способы и системы для сбора, получения и отображения индекса азимутальной хрупкости буровой скважины. По меньшей мере некоторые варианты осуществления включают в себя различные способы для вычисления и отображения измерений буровой скважины в реальном времени для геологического сопровождения бурения скважины и операций бурения. По меньшей мере один вариант осуществления раскрытого способа для вычисления и отображения азимутальной хрупкости включает в себя этап, на котором производят измерения скоростей продольной и поперечной волн как функции положения и ориентации изнутри буровой скважины. Эти измерения скоростей произведены посредством азимутального акустического прибора. Азимутальную хрупкость затем получают на основе по меньшей мере частично скоростей продольной и поперечной волн. Технический результат - повышение достоверности данных планирования геолого-разведочных мероприятий. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к методам и средствам мониторинга текущего состояния технологического процесса добычи углеводородов

Наверх