Система информационного обеспечения разработки нефтяных месторождений

 

Использование: изобретение относится к промысловой геофизике и позволяет оперативно получать оптимальное количество информации о работе нефтяного пласта и технологического оборудования на скважинах месторождения на протяжении всего межремонтного периода скважин. Сущность изобретения: система предусматривает получение и регистрацию информации от датчиков глубинного прибора 1, который подвешивается в скважине на геофизическом кабеле и содержит в своем составе датчики давления 2, состава жидкости 3, дебита (расхода) жидкости 4, температуры 5 и локатора муфт 6. Для получения информации о работе скважинного штангового насоса, содержании газа в добываемой жидкости, давлении на буфере и в затрубном пространстве на поверхностной части эксплуатационного оборудования монтируется блок поверхностных параметров 7, включающий датчики динамометрии 8, анализатора газового фактора 9, буферного 10 и затрубного 11 давлений. Управление работой глубинного прибора 1 и блока поверхностных параметров 7 осуществляется при помощи блока наземной аппаратуры 12. Информация от датчиков совместно со временем ее получения записывается в запоминающее устройство 18 наземного блока и хранится там до момента считывания ее на магнитные носители бортовой ЭВМ каротажной станции 16. 1 ил.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может использоваться при геофизических и гидродинамических исследованиях нефтяных скважин, в том числе оборудованных электроцентробежными и скважинными штанговыми насосами. Возможно использование также при исследованиях гидрогеологических скважин.

В настоящее время известны скважинные регистраторы с твердотельным процессором и программируемой скоростью сканирования [1] Недостатками являются отсутствие канала связи регистратора с наземными блоками, что не позволяет производить оперативное считывание информации без его подъема на поверхность, и отсутствие возможности перемещения системы по стволу скважины для получения информации по скважине в функции глубины.

Наиболее близкой к изобретению является каротажная станция, обеспечивающая различные режимы телеизмерения, управления и сигнализации в ходе исследования скважин за счет применения комплексной скважинной и наземной аппаратуры, включающей блок коммутационных вставок, телеметрический блок, контроллер направления движения потока, блок защиты от ошибок, блок памяти, вычислитель, блок автоматики, контроллер глубины, блок анализаторов и пробоотборник [2] Скважинный прибор в зависимости от количества измеряемых физических величин в гидродинамической модели исследования действующих скважин включает соответствующее число чувствительных элементов глубинных преобразователей температуры, давления, скорости движения и состава примесей потока, выполненных в виде многофункциональных датчиков. Прибор содержит также вертушечный датчик скорости движения, предназначенный для определения направления потока жидкости. Данная каротажная станция позволяет расширить функциональные возможности и повысить точность каротажа скважины.

Однако станция не имеет возможности автономной работы в различных режимах, выбор которых должен осуществляться под управлением ЭВМ или самостоятельно в зависимости от категории исследуемых скважин и решаемых задач. Другим недостатком является низкая надежность вертушечного датчика скорости движения, что не обеспечит его работу в течение межремонтного периода скважин (300-350 сут).

Отсутствие в станции соответствующих датчиков и модуля связи с ними не позволяет использовать ее для получения информации о работе технологического оборудования скважин.

Целью изобретения является оперативное получение оптимального количества информации о работе нефтяного пласта и технологического оборудования на скважинах месторождения на протяжении всего межремонтного периода скважин независимо от их способа эксплуатации и назначения без подъема приборов на поверхность.

Это достигается тем, что система обеспечения разработки нефтяных месторождений, содержащая подвешенный на геофизическом кабеле в заданном интервале ствола скважины глубинный прибор, и соединенный с ним посредством каротажного кабеля блок наземной аппаратуры, дополнительно содержит измерительный блок поверхностных параметров, включающий динамометр, анализатор газового фактора, датчики буферного и затрубного давлений, соединенный посредством бронированного кабеля с блоком наземной аппаратуры, содержащей модуль связи с датчиками, блок управления, запоминающее устройство, модуль связи с ЭВМ, блок индикации параметров и модуль связи с телесистемами, а глубинный прибор дополнительно содержит датчик давления, состава жидкости дебита жидкости, температуры и локатор муфт.

На чертеже представлена блок-схема системы информационного обеспечения.

Система содержит глубинный прибор 1, предназначенный для измерения пластового и забойного давлений, определения состава, расхода и температуры добываемой жидкости, а также глубинной привязки. Для измерения давлений на буфере и в затрубном пространстве, определения газового фактора и регистрации динамограмм используется измерительный блок поверхностных параметров. Питание глубинного прибора и измерительного блока поверхностных параметров электрическим током, программное управление их работой, сбор, хранение и передача информации осуществляется при помощи блока 12 наземной аппаратуры.

Система работает следующим образом.

Глубинный прибор 1, имеющий в своем составе высоконадежные датчики 2, 3, 4, 5 соответственно давления, состава жидкости, дебита жидкости, температуры и локатора 6 муфт, при помощи существующих технологий спускается в скважину на геофизическом кабеле совместно с глубинным насосом и подвешивается ниже приема насоса в заданном интервале на весь межремонтный период. При необходимости получения информации о работе скважинного штангового насоса, содержании газа в добываемой жидкости, давлении на буфере и в затрубном пространстве, на поверхностной части эксплуатационного оборудования скважины монтируются соответствующие датчики: динамометр, анализатор 9 газового фактора, датчики 10 буферного и 11 затрубного давлений (измерительный блок 7 поверхностных параметров).

Блок 12 наземной аппаратуры монтируется в металлическом контейнере на устье скважины и через модуль 13 связи с первичными преобразователями (датчиками) при помощи линий связи из геофизического кабеля 14 и бронированного провода 15 электрически соединяется с глубинным прибором 1 и измерительным блоком 7 поверхностных параметров. Питание блока производится от сети переменного тока, а в случае отключения сетевого напряжения питание системы осуществляется от аккумулятора, что позволяет сохранять ее работоспособность в течение пяти суток. Блок 12 наземной аппаратуры обеспечивает работу системы в пяти режимах, четыре из которых автономные и один выполняется под управлением бортовой ЭВМ, установленной в лаборатории каротажной станции 16.

При работе в режиме I, предназначенном для регистрации суточных параметров работы скважины, команда на его выполнение подается от бортовой ЭВМ, после чего последняя отсоединяется. Дальнейшее управление работой системы осуществляется блоком 17 управления, который один раз в сутки в течение одной минуты с периодом в одну секунду производит прием от глубинного прибора 1 преобразованных в цифровую форму сигналов с выходов датчиков давления, состава жидкости, дебита и температуры. Подобным образом осуществляется прием информации от датчиков 6 динамометрии, анализатора 9 газового фактора, датчика 10 буферного давления и датчика 11 затрубного давления измерительного блока 7 поверхностных параметров. По 60 снятым значениям каждого из параметров вычисляются средние и записываются в запоминающее устройство 18 для их хранения до момента считывания на магнитные носители бортовой ЭВМ. В память записывается и хранится также месяц, день месяца, часы, минуты и секунды получения информации.

Выполнение режима II, предназначенного для получения информации об изменении забойного давления, производится при аварийном или специальном отключении сетевого напряжения скважины. Система переходит на автономное питание от аккумулятора, что является командой на снятие отсчетов с датчиков давления глубинного прибора 1 и датчиков измерительного блока 7 поверхностных параметров. Промежутки времени между отсчетами глубинного прибора являются функцией изменения забойного давления, а регистрация сигналов от поверхностных датчиков производится периодически через четыре часа. В запоминающее устройство 18 записываются величины давления, дата и время снятия отсчетов. После подачи сетевого напряжения система автоматически переходит на работу в режиме I. При заполнении запоминающего устройства заданным количеством отсчетов каждое последующее отключение напряжения сети является командой на переход в режим хранения информации.

В режиме III, предназначенном для исследования запускаемых в работу скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, снятие отсчетов со всех датчиков глубинного прибора 1, а также датчиков 10 и 11 давления и анализатора 9 газового фактора измерительного блока 7 поверхностных параметров производится, как и в режиме II. Выполнение режима начинается по команде бортовой ЭВМ, после чего она отключается. Запись величин измеряемых параметров, даты и времени их получения в запоминающее устройство 18 продолжается до заполнения последнего 3000-го отсчета глубинных параметров, после чего система переходит на работу в режим хранения информации. В случае отключения сетевого напряжения система автоматически переходит на выполнение режима II, а при его подаче возвращается на выполнение режима III.

Во время запуска в работу скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосами, для которых характерно периодическое изменение измеряемых параметров, система по команде с ЭВМ запускается в работу в режиме 1У. Данные режим идентичен режиму III за исключением того, что промежутки времени между снятием отсчетов с глубинного прибора 1 являются функцией изменения средних значений забойных давлений, вычисляемых по 60 отсчетам, снятым в течение минуты, которые вместе со средними значениями остальных глубинных параметров, датой и временем их снятия записываются в запоминающее устройство 18.

При работе системы в режиме Y часть находящегося на поверхности геофизического кабеля 14 отсоединяется от блока 12 наземной аппаратуры и наматывается на барабан лебедки каротажного подъемника 19. Последний при помощи специального провода 20 подключается к блоку 12, тем самым образуя линию связи последнего с глубинным прибором 1. К блоку наземной аппаратуры через модуль связи с ЭВМ 21 по линии связи 22 производится также подключение лаборатории каротажной станции 16. Выполнение режима производится под управлением бортовой ЭВМ и заключается в регистрации всех глубинных параметров (давление, расход, состав, температура) в функции глубины. Для привязки результатов измерений к геологическому разрезу производится регистрация сигналов, поступающих от локатора муфт 6. В процессе спуско-подъемных операций глубинного прибора 1 информация со всех датчиков записывается в память бортовой ЭВМ. Поверхностные параметры в данном режиме не регистрируются.

Система предусматривает возможность визуального контроля на блоке индикации 23 параметров, записанных в запоминающее устройство 18, считывание их в память ЭВМ на скважине, а также по радио или проводным каналам связи при помощи модуля связи с телесистемами 24.

Формула изобретения

1 Система информационного обеспечения разработки нефтяных месторождений, содержащая подвешенный на геофизическом кабеле в заданном интервале ствола скважины глубинный прибор и соединенный с ним посредством каротажного кабеля блок наземной аппаратуры, отличающаяся тем, что система дополнительно содержит измерительный блок поверхностных параметров, включающий динамометр, анализатор газового фактора, датчики буферного и затрубного давлений, соединенный посредством бронированного кабеля с блоком наземной аппаратуры, содержащей модуль связи с датчиками, блок управления, запоминающее устройство, модуль связи с ЭВМ, блок индикации параметров и модуль связи с телесистемами, а глубинный прибор дополнительно содержит датчик давления, состава жидкости, дебита жидкости, температуры и локатор муфт.

РИСУНКИ

Рисунок 1