Способ определения интервалов залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью


 


Владельцы патента RU 2567581:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении пластов в разрезе скважины с вязкой или высоковязкой нефтью. Позволяет решить задачу определения в разрезе скважины пластов с вязкой или сверхвязкой нефтью. Способ определения интервалов залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью включает проведение геофизических исследований в скважине и анализ полученных результатов. Исследования проводят на стадии разбуривания кондуктора скважины, предварительно оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования, ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины, заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором, при проведении геофизических исследований в скважине проводят компенсационный двухзондовый нейтронный каротаж плюс гамма-каротаж и углерод/кислородный каротаж, дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью, поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора, а при анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокой пористостью и одновременно с повышенным отношением углерода к кислороду и симметричным пониженным отношением кальция к кремнию. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении пластов в разрезе скважины с вязкой или высоковязкой нефтью.

Известен способ определения нефтенасыщенных пластов, согласно которому в скважине отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну, проводят комлексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу, анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта, выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом·м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление, а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов, для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным (Патент РФ №2517730, опублик. 27.05.2014).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения нефтенасыщенных пластов, согласно которому отбирают и исследуют керн и проводят индукционный каротаж и нейтронный гамма-каротаж или нейтрон-нейтронный каротаж и анализируют каротажные кривые в кровельной части продуктивного яруса. При этом выявляют пласты с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу не более 6-8 Ом·м и показаний на кривых нейтронного гамма каротажа или нейтрон-нейтронного каротажа, составляющих 85% и менее от значений ниже расположенных пластов. Среди выявленных пластов выбирают пласты без глинистых перемычек с пластами из карбонатных нефтенасыщенных пород и со значениями кажущихся удельных сопротивлений по индукционному каротажу не менее 15 Ом·м. Затем уточняют литологический состав выявленных пластов и при наличии в их составе нефтенасыщенного песчаника делают вывод о терригенном происхождении данных пластов. Далее уточняют значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности, при превышении нижних границ которых для данного региона выявленные пласты относят к продуктивным (Патент РФ №2487239, опублик. 10.07.2013 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невозможность определения пластов с вязкой или сверхвязкой нефтью в пределах горизонтов с пресными или слабоминерализованными водами.

В предложенном изобретении решается задача определения в разрезе скважины пластов с вязкой или сверхвязкой нефтью.

Задача решается тем, что в способе определения интервалов залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью, включающем проведение геофизических исследований в скважине и анализ полученных результатов, согласно изобретению, исследования проводят на стадии разбуривания кондуктора скважины, предварительно оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования, ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины, заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором, при проведении геофизических исследований в скважине проводят компенсационный двухзондовый нейтронный каротаж плюс гамма-каротаж и углерод/кислородный каротаж, дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью, поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора, а при анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокой пористостью и одновременно с повышенным отношением углерода к кислороду и симметричным пониженным отношением кальция к кремнию.

Сущность изобретения.

В последнее время ускоренными темпами истощаются запасы качественных нефтей и стремительно растут цены на них. В связи с этим все большее внимание уделяется тяжелым нефтям и природным битумам как альтернативным источникам топливно-энергетического сырья. Так запасы и перспективные ресурсы высоковязких и сверхвысоковязких нефтей (СВН), находящихся в верхне-пермских отложениях, на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции учеными оцениваются в диапазоне от 2,5 до 4,0 млрд т. Таким образом, поисково-разведочные работы и доразведка известных залежей углеводородов (УВ) в пермских отложениях является актуальной задачей при глубоком бурении. Традиционные методы геофизических исследований скважин (ГИС) успешно решают задачу определения нефтеносных пластов в горизонтах, где отмечается высокая минерализация пластовых вод. Так в пластах терригенного девона на Ромашкинском месторождении минерализация пластовых вод составляет порядка 270 г/л, а в пластах нижнего карбона около 240 г/л. В верхнепермских отложениях пластовые воды пресные или слабо-минерализованные с общей минерализацией от 0,5 до 3 г/л. В силу этого по удельным электрическим сопротивлениям (от 10 и более омм) пресноводные и нефтеносные пласты не отличаются. Решить задачу оценки характера насыщенности коллекторов в этом случае может только С/О каротаж. Но у этого метода есть ограничения, а именно: небольшая глубинность исследования, равная 20 см. Ввиду этого исследования данным методом в открытом стволе не проводятся ввиду проникновения фильтрата бурового раствора в пласт-коллектор на расстояние, превышающее глубинность исследования. Кроме этого для бурения под кондукторную колонну используют долото диаметром 293 мм.

Проблема определения пластов с вязкой и высоковязкой нефтью решается так:

- вязкие и высоковязкие нефти практически не оттесняются фильтратом бурового раствора;

- интервал кондуктора бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, который после геофизических исследований расширяется долотом до нужного для спуска кондуктора диаметром.

Пример практического применения

Определяют интервалы залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью в скважине №1 Ново-Елховского месторождения. До глубины 184 м скважина пробурена долотом диаметром 150 мм, т.е. долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования. В интервале 140-184 м бурение проведено с отбором керна. По описанию керна интервал 152-156 м представлен песчаниками интенсивно битумонасыщенными. В интервале 156-164 м глины, в интервале 164-172 м песчаники водоносные, ниже до глубины 184 м глины. Прорабатывают ствол скважины данным долотом и устраняют сужения ствола скважины. Заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором. Проводят исследования на стадии разбуривания кондуктора скважины. Оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования. Таким прибором оказывается прибор С/О каротажа с глубинностью исследования порядка 200 мм. Запись С/О каротажа выполнена аппаратурой МАРКА-ИНГС, у которой диаметр скважинного прибора - ⌀89 мм, детектором является кристалл BGO, размер кристалла - ⌀50×120 мм. Для уверенного охвата исследованием вскрытых скважиной пород должно выполняться условие:

(Dскв-dкр)/2<L,

где Dскв - диаметр скважины,

dкр - диаметр детектора (кристалла) прибора,

L - глубинность исследования метода ГИС.

Отсюда: Dскв<2L+dкр.

Так для прибора С/О каротажа (МАРКА-ИНГС) диаметр скважины должен быть меньше: 2L+dкр = 2×200 мм + 50 мм = 450 мм.

При проведении геофизических исследований в скважине проводят компенсационный двухзондовый нейтронный каротаж плюс гамма-каротаж и углерод/кислородный каротаж. Дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью. Поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора.

В скважине выполнен С/О каротаж, компенсационный нейтронный каротаж (КНК) с гамма каротажом (ГК) см. фиг. 1. Интервал 152-156 м, представленный по керну битумонасыщенными песчаниками, по С/О каротажу имеет повышенные отношения углерода к кислороду (С/О) и пониженные отношения кальция к кремнию (Ca/Si); водоносные песчаники в интервале 164-172 м имеют пониженные показания отношений углерода к кислороду (С/О) и кальция к кремнию (Ca/Si).

По компенсационному нейтронному каротажу (КНК) с гамма каротажом (ГК) определены коэффициенты пористости (Кп) и глинистости (Кгл): в пласте 152-156 м Кп - 24%, Кгл - 2-4%; в пласте 164-172 м Кп - 27%, Кгл - 0,5%.

Таким образом, в интервале 152-156 м выявлен битумный пласт, в интервале 164-172 м находится водоносный пласт.

Применение предложенного способа позволит решить задачу определения в разрезе скважины пластов с вязкой или сверхвязкой нефтью.

Способ определения интервалов залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью, включающий проведение геофизических исследований в скважине и анализ полученных результатов, согласно изобретению, исследования проводят на стадии разбуривания кондуктора скважины, предварительно оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования, ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины, заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором, при проведении геофизических исследований в скважине проводят компенсационный двухзондовый нейтронный каротаж плюс гамма-каротаж и углерод/кислородный каротаж, дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания пластов с вязкой или высоковязкой нефтью, поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора, а при анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокой пористостью и одновременно с повышенным отношением углерода к кислороду и симметричным пониженным отношением кальция к кремнию.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области бурения и, в частности, к технологическому оснащению для усовершенствованного вычисления задержки. Способ расчета количества осыпи в открытом стволе буровой скважины содержит вычисление фактической задержки для скважины посредством выявления заданного компонента атмосферного воздуха в буровой жидкости.

Изобретение относится к диагностике штанговых насосных установок. Техническим результатом является обеспечение точной информативной диагностики для эффективного управления насосной системой.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при автоматическом непрерывном контроле параметров буровых растворов в процессе разбуривания горных пород.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности, а именно к области технического обустройства нефтедобычи, и может быть использовано для обеспечения необходимых условий оперативного определения содержания основных фаз и компонентов в нефтегазовом флюиде, поступающем из скважины, при поточных измерениях количества и показателей качества.

Изобретение относится к области исследования состава и свойств многокомпонентных углеводородных систем в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений методами ИК-спектрометрии.

Изобретение относится к способу бурения ствола скважины. Способ включает бурение ствола скважины посредством непрерывной бурильной колонны насосно-компрессорных труб, измерение по меньшей мере одного параметра посредством оптического волновода в бурильной колонне, причем измерение включает в себя этап, на котором определяют оптическое обратное рассеяние вдоль оптического волновода, и регулирование штуцера, тем самым вызывая приток флюида в ствол скважины или потерю флюида из ствола скважины, при этом измерение по меньшей мере одного параметра дополнительно включает в себя этап, на котором определяют приток или потерю флюида.

Изобретение относится к эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности.

Предложены способ и инструментальный узел для контроля положения рабочего инструмента в стволе скважины. Техническим результатом является повышение точности позиционирования рабочего инструмента в скважине.

Изобретение относится к средствам питания скважинной аппаратуры. Техническим результатом является повышение надежности и ресурса работы устройства, а также упрощение конструкции и его эксплуатации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Изобретение относится к средствам контроля операций изоляции скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности контроля установки пакера в скважине. Предложен способ определения того, правильно ли была выполнена операция изоляции в скважине, содержащий следующие шаги: располагают в стволе скважины трубную обсадку, на стенке которой содержится по меньшей мере один датчик давления, обращенный к кольцевой области, заключенной между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью стенки ствола скважины или между наружной поверхностью указанной трубной обсадки и внутренней поверхностью другой трубной обсадки, в которой находится указанная трубная обсадка; выполняют в скважине операцию изоляции в указанной кольцевой области, причем при выполнении в скважине операции изоляции устанавливают пакер в кольцевой области таким образом, чтобы вынудить уплотнительный элемент пакера герметично упереться в обсадную колонну, в которой расположена указанная трубная обсадка, или в стенку ствола скважины. Далее, способ содержит этап, на котором контролируют давление флюида в кольцевой области во время операции изоляции в скважине посредством по меньшей мере одного датчика давления и передают данные о давлении флюида в кольцевой области ниже по стволу скважины относительно уплотнительного элемента, причем обнаруженное со временем падение давления в кольцевой области ниже по стволу скважины относительно уплотнительного элемента указывает на наличие утечки за пакером. Раскрыта также трубная обсадка для реализации указанного способа. 2 н. и 39 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано для оценки местоположения газонасыщенных терригенных и карбонатных пород. Технический результат направлен на повышение точности определения интервалов залегания газоносных пластов в скважине. При определении интервалов залегания газоносных пластов в скважине исследования проводят на стадии разбуривания кондуктора скважины. Предварительно оценивают глубинность исследования всех каротажных приборов и выявляют прибор с наименьшей глубинностью исследования. Ствол скважины бурят долотом с диаметром, позволяющим выполнять исследования прибором с наименьшей глубинностью исследования, прорабатывают ствол скважины долотом и устраняют сужения ствола скважины. Заполняют ствол скважины глинистым буровым раствором, проводят плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп) совместно с нейтронным каротажем по тепловым нейтронам (ННКт) и гамма-каротажем (ГК), дублируют каротаж в предполагаемом интервале залегания. Поднимают приборы из скважины, разбуривают ствол скважины долотом с диаметром в соответствии с диаметром кондуктора. При анализе полученных результатов выделяют интервалы с высокими показаниями ННКт и с симметричными низкими показаниями кривой плотности по ГГКп и ГК. 2 ил.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. При реализации способа проводят установку на скважине, по меньшей мере, одной камеры, содержащей трассера-метки с последующим количественным контролем скважинного флюида на содержание трассера-метки в потоке скважинного флюида. Камера выполнена с возможностью высвобождать трассера-метки под внешним воздействием. Камеру устанавливают на оборудовании заканчивания и/или на устье скважины, через которые проходит добываемый из скважины флюид. В камере установлена, по меньшей мере, одна емкость в виде контейнера или матрицы, причем контейнер или матрица выполнены с возможностью разрушения под действием воды, или углеводородной среды, или углеводородного газа. Контейнер или матрица каждого вида содержит в качестве трассер-меток нерастворимые частицы размером 1-100 мкм и/или вещества с высокой диэлектрической проницаемостью. Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в увеличении получаемой информации о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве. 13 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине. Предложен способ обнаружения притока газа в буровую скважину, содержащий: развертывание буровой колонны в буровой скважине, проходящей от поверхности земли в пласт; обеспечение бурового раствора в буровой скважине; обеспечение множества акустических датчиков в соответствующих местоположениях по длине буровой колонны для обнаружения в каждом акустическом датчике акустических импульсов, распространяющихся в буровом растворе по длине буровой колонны, причем каждый из акустических датчиков генерирует электрический сигнал, чувствительный к обнаружению каждого из акустических импульсов; определение изменения акустической характеристики бурильного раствора на основании сгенерированных сигналов; и определение наличия притока газа в буровую скважину на основании определенного изменения. Раскрыта также система для осуществления указанного способа. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к средствам измерения в скважинах в процессе бурения, в частности к средствам передачи сейсмических данных в реальном времени. Техническим результатом является повышение точности и скорости передачи данных. Предложена система для сейсмического исследования в процессе бурения, содержащая следующие компоненты: бурильную колонну, содержащую по меньшей мере один сейсмический датчик и встроенный процессор, выполненный с возможностью оцифровки сигнала от сейсмического датчика для получения цифрового волнового сигнала и обработки цифрового волнового сигнала для получения сжатого представления волнового сигнала в целях хранения и передачи. Причем сжатый волновой сигнал имеет отрегулированную частоту выборки и отрегулированную степень квантования по сравнению с цифровым волновым сигналом. При этом отрегулированная частота выборки и отрегулированная степень квантования адаптированы с учетом меры искажения между цифровым волновым сигналом и сжатым представлением волнового сигнала. Раскрыт также способ сейсмического исследования в процессе бурения с использованием указанной системы. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 17 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве, между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами, обводненных газовых скважин в процессе откачки пластовой жидкости погружными электроцентробежными насосами. Техническим результатом изобретения является создание способа определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины на основе разработанной информационно-измерительной системы путем измерения параметров продукции на забое и устье скважины. Для этого вычислительное устройство информационно-измерительной системы обводненной газовой скважины принимает сигналы от датчиков давлений и температур на выходе из затрубного пространства устья скважины и на глубине забоя скважины при входе в центробежный насос, расхода газа, плотностей газа и жидкости. При этом динамический уровень жидкости определяется по итерационному алгоритму последовательных приближений величины забойного давления от устья скважины до его равенства измеренному значению забойного давления Pзаб по гидродинамическим формулам. 1 ил.

Изобретение относится к области проектирования нефтяного коллектора управления им и его отдачей. Технический результат - более точная оценка фактических условий в существующем коллекторе, разработка и реализация разумного плана мероприятий для увеличения краткосрочных рабочих дебитов и долгосрочной нефтеотдачи коллектора. Информацию собирают с использованием уникальных комплексных методик сбора и анализа системы показателей и информации в адресном режиме с помощью весовой обработки данных в контексте конкретного коллектора и целей производителя. Рейтинг коллектора генерируют с использованием асимметричного анализа системы показателей и последующего использования для формирования плана мероприятий. Архитектура добычи (например, число, местоположение и способ строительства нефтяных и нагнетательных скважин) затем строится согласно плану мероприятий. Может осуществляться непрерывный мониторинг показателей работы коллектора и использоваться для подтверждения целевых показателей добычи и нефтеотдачи и/или обеспечения срабатывания пусковых или тревожных схем для замены оборудования добычи. 7 н. и 19 з.п. ф-лы, 35 ил., 5 прим., 24 табл.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для обоснования технологических режимов газовых промыслов, включающих системы добычи и подготовки газа к транспорту. Технический результат - увеличение объемов добычи газа за счет улучшения условий эксплуатации газовых скважин и технологического оборудования и обеспечение безопасной работы газового промысла. По способу создают газодинамическую модель системы добычи газа, объединяющую скважины с газосборной сетью промысла. В эту модель вводят результаты промысловых исследований по каждой скважине в виде зависимостей давления газа в скважинах от расхода газа. После этого модель настраивают на фактические параметры работы системы добычи газа за предыдущий период. Задают пластовое давление по каждой скважине и определяют давление на входе системы подготовки газа к транспорту при различных отборах газа с промысла в соответствии с фактическими данными предыдущего периода работы промысла. При этом определяют положение регулируемых дросселей в обвязке скважин из условия обеспечения минимальных потерь пластовой энергии при соблюдении геолого-технических ограничений для безопасной эксплуатации скважин и газосборной сети. Получают газодинамическую характеристику системы добычи газа. Создают газодинамическую модель системы подготовки газа к транспорту, объединяющую установки очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа, которую, как и предыдущую газодинамическую модель, настраивают на фактические параметры работы системы подготовки газа к транспорту за предыдущий период. Задают давление на выходе данной системы и определяют давление на ее входе при различных отборах газа с промысла, определяя положение регулирующих элементов из условия обеспечения максимальной добычи газа при минимальных потерях пластовой энергии и соблюдении геолого-технологических ограничений, обеспечивающих безопасную эксплуатацию упомянутых установок. Получают газодинамическую характеристику системы подготовки газа к транспорту, которую вместе с газодинамической характеристикой системы добычи газа представляют на одном графике. По точке пересечения кривых определяют максимальный технологический режим газового промысла. Этот режим включает давление на входе системы подготовки газа к транспорту и объем добычи газа с соответствующими им параметрами работы скважин, газосборной сети, установок очистки, осушки, компримирования, внутрипромыслового транспорта газа в период пиковых отборов газа при обеспечении безопасной эксплуатации упомянутых скважин, сетей и установок. 3 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи и позволит повысить точность и объективность контроля при эксплуатации нефтяных месторождений. Технический результат заключается в точности, устойчивости контроля обводненности скважинных продуктов в процессе эксплуатации без сепарации, с возможностью использования этих данных при управлении нефтедобычей. Способ предусматривает измерение значений импедансных характеристик и температуры добываемого скважинного продукта в точке контроля и прогнозирование при помощи программируемых средств значений обводненности и содержания нефтяного и водного компонентов жидкой фазы скважинного продукта по выбранной математической модели. На фиксированной частоте воздействия электрического поля выполняют непрерывное измерение комплексного сопротивления добываемого скважинного продукта и его действительной (активной) и мнимой (реактивной) составляющих с приведением измеренных значений комплексного сопротивления и его составляющих к нормальным (стандартным) условиям и выполняют упомянутое прогнозирование. Перечисленные выше операции способа используются при работе системы автоматизированного контроля обводненности скважинных продуктов нефтяных месторождений, включающей совокупность средств измерения характеристик электрического поля и температуры добываемого скважинного продукта, а также программируемое устройство и/или автоматизированное рабочее место контроля. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Предлагаемые технические решения относятся к нефтедобывающей промышленности, а именно к системам и устройствам приема/передачи информации и электрической энергии к исполнительным приборам и механизмам при эксплуатации скважин для добычи флюида. Система передачи питания содержит блок наземный (БН), подключенный к модулю погружному (МП) по цепи питания погружного электродвигателя для передачи энергии малой мощности для функционирования МП и двунаправленной передачи данных. БН содержит источник питания (ИП), устройство управления блока наземного (УУБН) и монитор тока (МТ), а МП содержит устройство питания и передачи данных (УПД) и устройство управления модуля погружного (УУМП), обрабатывающего данные хотя бы одного измерительного устройства. При этом БН содержит дополнительный источник питания (ДИП) и мультиплексор, причем первый вход/выход мультиплексора является входом/выходом БН, к второму входу/выходу мультиплексора подключен вход/выход МТ, к первому входу мультиплексора подключен первый выход УУБН, к второму входу - выход ДИП, второй выход УУБН подключен к входу ИП, выход ИП - к входу МТ, а выход МТ - к входу УУБН. В первом варианте исполнения системы и МП последний содержит демультиплексор для выделения поступающей на его первый вход/выход (вход/выход МП) энергии большой мощности. Второй вход/выход демультиплексора подключен к второму входу/выходу УПД, выход подключен к входу преобразователя электрической энергии (ПЭ), а вход - к выходу УУМП, второй вход/выход которого подключен к входу/выходу ПЭ, выход которого является выходом МП. Во втором варианте исполнения системы и МП последний содержит блок погружной (БП) и блок выносной (БВ), соединенные каналом передачи питания и данных. 4 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх