способ измерения давления и передачи данных в эксплуатационной скважине и устройство для его реализации

Формула изобретения

1. Способ измерения давления и передачи информации в эксплуатационной скважине, включающий спуск в интервал добычи продукта на насосно-компрессорных трубах в связке со штанговым глубинным насосом глубинного манометра, содержащего датчик давления и устройство передачи информации о давлении по беспроводному каналу связи, проведение измерения давления и передачу информации на поверхность, отличающийся тем, что определяют расстояние h от кровли продуктивного пласта до торца фильтра штангового глубинного насоса, а для передачи информации о давлении используют беспроводный электромагнитный канал связи, при этом снабжают устройство передачи информации о давлении электрическим разделителем, оканчивающимся в нижней части электродом, в корпусе которого размещают датчик давления, при этом разделитель выполняют с переменной базой, максимальную длину которой выбирают из условия

L_max=(h- L_k)·n,

где h - расстояние от кровли продуктивного пласта до торца фильтра штангового глубинного насоса, м;

L_k - величина изменения длины колонны насосно-компрессорных труб от температуры, м;

n - геометрический коэффициент, изменяющийся от 1 до 1,01.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для измерения давления используют дополнительные датчики давления, при этом датчики давления соединяют в гирлянду и разделяют друг от друга электрическими изоляторами, а количество датчиков давления в гирлянде равно количеству продуктивных пластов.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что датчики давления расположены напротив середины соответствующего продуктивного пласта.

4. Устройство для измерения давления и передачи информации в эксплуатационной скважине, содержащее штанговый глубинный насос, глубинный манометр, включающий датчик давления, соединенный с электронной схемой, отличающееся тем, что глубинный манометр снабжен передатчиком электромагнитных волн, создаваемых излучением электрического сигнала разделителем, электрически соединенным со штанговым глубинным насосом, при этом разделитель выполнен с переменной базой и оканчивается в нижней части электродом, электрически связанным с обсадной колонной через центратор, датчик давления размещен в корпусе электрода.

5. Устройство по п.4, отличающееся тем, что оно снабжено дополнительными датчиками давления, при этом датчики давления соединены в гирлянду, а количество датчиков давления равно количеству продуктивных пластов.

6. Устройство по п.5, отличающееся тем, что датчики давления соединены между собой электрическими изоляторами, внутри которых пропущен многожильный электрический кабель.

7. Устройство по п.6, отличающееся тем, что датчики давления содержат электроды, электрически связанные с обсадной колонной через центратор.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам и устройствам для измерения давления в эксплуатационных нефтедобывающих скважинах, оснащенных насосами ШГН, в автономном режиме, и передачи измеряемых параметров на поверхность по бескабельным каналам связи.

Известна бескабельная система передачи данных забойного давления и температуры в реальном режиме времени по электромагнитному каналу связи (по породе) (см. WTD Demeter System, ф. Geoservices production. //Каталог: Франция, 1992).

Работа системы основана на преобразовании измеренных данных давления и температуры в цифровой код и передаче на поверхность при помощи мощного радиопередатчика в процессе бурения по породе.

Недостатком этой системы является невозможность передачи информации в обсаженных металлической колонной скважинах.

Известна система измерения давления и температуры в скважине с сохранением данных в памяти забойного прибора (см. MSD Demeter System. Memory stored data pressure temperature, ф. Geoservices. //Каталог: Франция, 1992).

В системе используется принцип накопления каротажной информации в твердой памяти скважинного прибора и последующего считывания данных, после подъема скважинного прибора, на поверхности.

Недостатком данной системы является невозможность получения информации со скважинного прибора в реальном режиме времени.

Известны способ и система передачи информации посредством электромагнитных волн (патент РФ №2206739, БИ №17, ч.III, 2003 г.).

В данной системе для передачи информации используются электромагнитные волны, создаваемые излучением электрического сигнала диполем, электрически соединенным с металлическими трубами, служащими направляющими для излученных волн. Для исключения шунтирующего влияния продуктивного пласта на излучаемый сигнал обсадную колонну электрически изолируют от этого пласта.

Недостатком данного способа измерения и передачи данных является то, что необходимо обсадную колонну в зоне контакта с продуктивным пластом электрически изолировать от пласта. Это возможно только в новых скважинах, а введенных в действие скважинах этот способ не возможен.

Наиболее близким аналогом является способ измерения давления и передачи данных в эксплуатационной скважине (см. RU 2122113 С1, Кл. Е 21 В 47/06. опубл. 20.11.1998, 9 с.), включающий спуск в интервал добычи продукта в связке с насосом ШГН (скважинной штанговой насосной установкой) глубинного манометра, содержащего датчик давления и устройство передачи информации о давлении по беспроводному каналу связи, проведение измерения давления и передачу информации на поверхность.

Задачей изобретения является измерение пластового и забойного давлений в скважинах с одним и более продуктивными пластами, обеспечение передачи информации в обсаженной скважине с использованием электромагнитного канала связи.

Поставленная задача достигается тем, что в способе измерения давления и передачи информации в эксплуатационной скважине, включающем спуск в интервал добычи продукта на насосно-компрессорных трубах в связке со штанговым глубинным насосом глубинного манометра, содержащего датчик давления и устройство передачи информации о давлении по беспроводному каналу связи, проведение измерения давления и передачу информации на поверхность, определяют расстояние h от кровли продуктивного пласта до торца фильтра штангового глубинного насоса, а для передачи информации о давлении используют беспроводный электромагнитный канал связи, при этом снабжают устройство передачи информации о давлении электрическим разделителем, оканчивающимся в нижней части электродом, в корпусе которого размещают датчик давления, при этом разделитель выполняют с переменной базой, максимальную длину которой выбирают из условия L_max =(h- L_k)×n,

где h - расстояние от кровли продуктивного пласта до торца фильтра штангового глубинного насоса, м;

L_k - величина изменения длины колонны насосно-компрессорных труб от температуры, м;

n - геометрический коэффициент, изменяющийся от 1 до 1.01.

Также для измерения давления используют дополнительные датчики давления, при этом датчики давления соединяют в гирлянду и разделяют друг от друга электрическими изоляторами, а количество датчиков давления в гирлянде равно количеству продуктивных пластов. При этом датчики давления расположены напротив середины соответствующего продуктивного пласта.

Сущность способа.

Важнейшими параметрами, определяющими продуктивность пласта, являются пластовое давление и забойное давление. Пластовое давление - это давление флюидов против середины перфорированного интервала в действующих скважинах, но остановленных на период стабилизации забойного давления. Различают начальное и текущее пластовые давления. Текущее пластовое давление определяют на определенную дату разработки залежи. Забойное давление - это давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубине середины интервала перфорации,

При добыче нефти глубина спуска труб НКТ определяется только диаметром этих труб. При диаметре 32 мм глубина спуска составляет 1200...1300 м, при диаметре 44 мм - 1000...1200 м, при диаметре 57 мм - 700...800 м и при диаметре 68 мм - 600...700 м. Расстояние от кровли продуктивного пласта до торца фильтра насоса ШГН может составлять 50...100 м.

Известно, что на глубине 1000 м сигнал за счет влияния колонны падает в 20-80 раз в низкоомном разрезе, в 100-500 раз в высокоомном разрезе. В высокоомном разрезе на глубине 2000-3000 м влияние колонны еще более значительно, сигнал падает на 2-3 порядка, а в низкоомном - в 30-100 раз относительно необсаженной скважины. При наличии обсадной колонны сигнал растет с увеличением длины разделителя. На глубине 1000 м увеличение длины разделителя с 0,1 до 1 м дает увеличение сигнала в 1,5-2 раза, а при увеличении длины разделителя с 1 до 10 м дает увеличение сигнала в 3-5 раз, независимо от сопротивления разреза. В целом же при передаче сигнала из колонны увеличение длины разделителя до сотен метров полезно, т.к. увеличивает уровень принимаемого сигнала на порядки.

Обычно продуктивные пласты, содержащие нефть, являются высокоомными. Необходимо, чтобы исключить экранирующее влияние продуктивного пласта, расположить электрод выше кровли этого пласта. Если добыча нефти идет одновременно из одного или более пластов, необходимо располагать датчики давления напротив середины каждого из пластов.

Поэтому определяют расстояние от кровли продуктивного пласта до торца фильтра насоса ШГН и снабжают устройство для передачи информации электрическим разделителем с переменной базой. Максимальную длину базы выбирают из условия L_max=(h- L_k)×n, где L_k - величина изменения длины колонны труб НКТ от температуры, h - расстояние от кровли продуктивного пласта до торца фильтра насоса ПГН, n - геометрический коэффициент от 1 до 1,01. Электрический разделитель в нижней части оканчивается электродом. Измерения давления также производят датчиком давления, размещенным в корпусе электрода, и гирляндой датчиков давления, разделенных между собой электрическими изоляторами, количество датчиков давления в гирлянде равно количеству продуктивных пластов. Датчики в гирлянде также размещены в корпусах электродов. Датчики давления в гирлянде располагают напротив середины продуктивного пласта.

Известно оборудование для измерения давления в нефтяной скважине в процессе добычи нефти (патент США N 4802359, кл.73-151, МКИ Е 21 В 47/00, заявл. 30.10.86, опубл. 07.02.89).

В данном устройстве для передачи данных со скважинного прибора на поверхность используется электрический кабель, протянутый вдоль насосно-компрессорных труб.

Недостатком этого устройства является невозможность передачи измеренной информации на поверхность без использования электрического кабеля.

Для реализации способа предлагается устройство для измерения давления и передачи данных в эксплуатационной скважине.

Задачей изобретения является обеспечение измерения пластового и забойного давлений в скважинах с одним и более продуктивными пластами и передача измеренных данных в обсаженной скважине по беспроводному электромагнитному каналу связи.

Поставленная задача достигается тем, что в устройстве для измерения давления и передачи информации в эксплуатационной скважине, содержащем штанговый глубинный насос, глубинный манометр, включающий датчик давления, соединенный с электронной схемой, глубинный манометр снабжен передатчиком электромагнитных волн, создаваемых излучением электрического сигнала разделителем, электрически соединенным со штанговым глубинным насосом, при этом разделитель выполнен с переменной базой и оканчивается в нижней части электродом, электрически связанным с обсадной колонной через центратор, датчик давления размещен в корпусе электрода. Дополнительно введена гирлянда датчиков давления, количество датчиков давления в гирлянде равно количеству продуктивных пластов. Дополнительно датчики давления соединены между собой электрическими изоляторами, внутри которых пропущен многожильный электрический кабель. Дополнительно датчики давления содержат электроды, электрически связанные с обсадной колонной через центратор.

Существенным отличием заявленного решения от известных является следующее.

Использование разделителя с переменной базой позволяет вне зависимости от глубины спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) выбрать максимально возможную длину разделителя, что обеспечивает надежность и достоверность регистрации данных на поверхности. Центраторы до и после электрического разделителя обеспечивают электрический контакт электродов с обсадной колонной в необходимой зоне, что важно при настройке режима излучения передатчика электромагнитных волн в электрически неоднородных разрезах. Для измерения в многопластовых скважинах используется гирлянда датчиков давления, что обеспечивает исследование гидродинамических характеристик каждого пласта. Электрическая изоляция корпусов датчиков давления друг от друга препятствует растеканию тока излучения передатчика электромагнитных волн тогда, когда это нарушает оптимальный режим передачи сигнала. В многопластовых скважинах, когда чередуются разрезы с разным электрическим сопротивлением, при настройке режима излучения передатчика электромагнитных волн возникают парадоксальные ситуации: оптимальный прием сигнала устанавливается при размещении нижнего электрода передатчика электромагнитных волн ниже первого и/или последующих продуктивных пластов, поэтому возникает необходимость снабдить соответствующие датчики давления электродами, электрически связанными с обсадной колонной через центратор. Комбинируя вышеперечисленные существенные отличия заявляемого устройства, можно построить скважинный автономный прибор для работы в различных геологических условиях.

На чертеже изображена структурная схема одного из вариантов компоновки автономного скважинного прибора для скважины с двумя продуктивными пластами.

Система измерения давления содержит обсадную колонну 1, насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2, скважинную штанговую насосную установку (насос ШГН) 3, фильтр 4, переводник 5, центратор 6, автономный манометр 7, электрический разделитель с переменной базой 8, канал связи 9, нижний электрод с датчиком давления 10, центратор 11, продуктивный пласт 12, изолятор 13, датчик давления 14. продуктивный пласт 15.

Устройство работает следующим образом.

Связку насос ШГН 3 - автономный манометр 7 спускают в интервал добычи продукта в следующей последовательности. Через переводник 5 автономный манометр 7 соединяется с фильтром 4, который соединяют с насосом ШГН 3. Насос ШГН 3, в свою очередь, соединяется с колонной труб НКТ 2. Манометр 7 содержит электрический разделитель 8, нижний электрод с датчиком давления 10, изолятор 13, датчик давления 14. Внутри разделителя 8 пропущен многожильный электрический кабель, который соединяет электронную схему манометра 7 с нижним электродом с датчиком давления 10. Часть жил кабеля проходит транзитом через нижний электрод с датчиком давления 10, далее внутри изолятора 13 и соединяются с датчиком давления 14. Затем НКТ 2 с накрученными на конце насосом ШГН 3, фильтром 4, переводником 5, автономным манометром 7 спускают в интервал добычи продукта. Максимальную длину разделителя 8 выбирают из условия L_max=(h- L_k)×n, где L_k - величина изменения длины колонны труб НКТ от температуры, h - расстояние от кровли продуктивного пласта до торца фильтра насоса ШГН, n - геометрический коэффициент от 1 до 1,01, Геометрический коэффициент учитывает размеры автономного манометра 7 и переводника 5. Длина изолятора 13 выбирается путем определения расстояния между продуктивными пластами из проектной документации на скважину. Электрический контакт манометра 7 и нижнего электрода 10 с обсадной колонной 1 осуществляется при помощи центраторов 6 и 11 соответственно. Нижний электрод 10 в скважине располагают таким образом, чтобы зона контакта центратора 11 с обсадной колонной 1 располагалась выше кровли продуктивного пласта 12. Датчик давления 14 находится напротив середины продуктивного пласта 15 для точного измерения пластового и забойного давления. Датчиком давления, расположенным в нижнем электроде 10, измеряют гидродинамические характеристики продуктивного пласта 12. В фиксированные моменты времени, не чаще одного раза в сутки, информация о давлении передается на поверхность по электромагнитному каналу связи 9. Моменты передачи информации задаются таймером, который входит в состав электронной схемы манометра 7. На поверхности информация принимается наземным контроллером, который работает по известному принципу. Алгоритм работы таймера автономного манометра 7 аналогичен алгоритму работы таймера наземного контроллера. Таймеры засинхронизированы путем одновременного запуска.

Для обеспечения оптимального (достоверного) приема информации на поверхности опытным путем выбираются варианты компоновки автономного скважинного прибора для скважин, пробуренных в различных геологических условиях. При этом оперируют диаметром труб НКТ и длиной электрического разделителя.