Телесистема диагностического анализа скважинных объектов Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

УДК 681.5:622.24

С. А. Баталов (дир.)

Телесистема диагностического анализа скважинных объектов

Уфимская государственная академия экономики и сервиса, научно-инженерный центр 450078, г. Уфа, ул. Чернышевского, 145; тел. (347) 2537173, е-mail: geoavtsyst@mail.ru

S. A. Batalov

Telesystem of diagnostic analysis of well facilities

Ufa State Academy of Economy and Service 145, Chernishevskogo, 450078, Ufa, Russia; ph. (347) 2537173, е-mail: geoavtsyst@ mail.ru

В статье описывается система технического диагностирования несовершенства глубинных продуктивных интервалов скважин, а также их изменяемых дебитов и режимов фильтрации пластов на ранней стадии разработки их месторождений. Показаны условия повышения помехоустойчивости и чувствительности на основе совершенной структуры пьезодатчика, а также повышения точности телесистемы с использованием метода образцовых мер и принципа мно-гоканальности.

Ключевые слова: водонагнетательные и нефтедобывающие скважины; диапазон частот; канал преобразования; многоканальная телесистема.

The article describes the system of technical diagnostics for imperfection of subsurface producing well zones as well as their variable flow rate and filtration regimes at the early stage of field development. It shows the conditions of noise-immunity enhancement, sensitivity on the basis of a perfect piezosensor structure, as well as the enhancement of telesystem accuracy with the application of the standard measure method and the multi-channel principle.

Key words: water-injection and oil producing wells; transformation channel; frequency range; telesystem.

Эффективность нефтедобычи определяется спецификой синтеза многосвязной системы управления процессом нефтеизвлечения (МСУПН). Оптимизация режимов работы таких систем 1,2 реализуется особенностями выбора в качестве векторов входных и выходных координат достоверных комплексов гидродинамических параметров 3'4. Однако в реальных условиях работы системы «скважина — пласт» постоянно происходят срывы режимов оптимизации МСУПН. Это связано с промывкой локальных зон продуктивных пластов в направлении от нагнетательных до нефтедобывающих скважин. Не менее важным фактором является нарушение целостности околосква-жинных глубинных интервалов перфораций, вскрывающих продуктивные пласты. Все это приводит к остановке работы скважин, их капитальному ремонту с последующим выводом на рабочий режим, что связано с огромными экономическими затратами.

Для диагностики предаварийного состояния параметров фильтрации нефтяных плас-

Дата поступления 16.06.10

тов и скважинных интервалов перфораций необходимо измерение акустических сигналов скважинных сред. В нефтепромысловой геофизике акустические методы используются для определения глубинных нефтенасыщен-ных участков в необсаженных скважинах 5. Основой используемых многоканальных телесистем (МТС) являются пьезодатчики. При этом пьезоизлучатели и пьезоприемники прижимаются к стенкам скважины на определенных интервалах и по результатам скорости распространения и/или поглощения ультразвука судят о величине нефтенасыщенности исследуемого коллектора.

Для обсаженных действующих скважин такой метод неприменим, т. к. акустические измерения должны выполняться с помощью свободно подвешенного скважинного прибора.

В целях оперативного контроля технического состояния глубинных интервалов перфораций был разработан скважинный прибор 6, включающий датчик шумовых параметров в комплексе датчиков гидродинамических величин (температуры, давления, расхода и концентрации примесей нефти). Этот датчик

представляет собой вибрационно-частотный преобразователь в низкочастотном диапазоне функционирования. К его недостаткам относятся низкая чувствительность (порядка 20 дБ) и узкий частотный диапазон (до 100 Гц).

В статье рассматривается система технического диагностирования параметров несовершенства околоскважинного пространства в продуктивных интервалах нефтяных пластов, а также их изменяемых дебитов и режимов фильтрации пластов на ранней стадии разработки месторождения 7. Рассмотрены структуры системы диагностики на основе многофункционального пьезодатчика. Показано, что данная система реализована в основе одножильного каротажного кабеля в качестве линии связи и функционирует в дискретном режиме исследований (в течение 3—5 ч с периодом исследований одной скважины порядка 1 раза в месяц).

Структура многоканальной телесистемы диагностики. МТС диагностики состоит из трех функциональных блоков (рис. 1): наземного прибора (НП); скважинного прибора (СП); двухпроводной линии связи (ЛС) на основе одножильного бронированного каротажного кабеля типа КГ1-130-180.

СТБ

ОГ

1

1 г ^

РС

СП

+5 В -5 В

ПД -1 —

п # К1

# п К2

БИС

БПАТ

УМ

!.-__-_____. __________________________

ЛС

(Н

НТБ

В

НП

БПСА

ФНЧ ФПЧ ФВЧ

ф Ф

АДнч АДпч АДвч

1 Ф 1

СМК

.................11................

ПЭВМ

Рис. 1. Структурная схема МТС диагностики

НП конструктивно размещен в составе передвижной исследовательской каротажной лаборатории 7 и состоит из относительно высоковольтного (+36 В) блока питания скважин-ной аппаратуры (БПСА) с выходной фильтрующейся емкостью С и балластным резистором Янб, 1ВМ-совместимого персонального компьютера (ПК). Причем вход ГБА-шины ПК подключен к выходу системного микроконтроллера (СМК) в наземном телеметрическом блоке (НТБ).

НТБ дополнительно содержит фильтр низких частот (ФНЧ), полосовой фильтр (ПФ) и фильтр высоких частот (ФВЧ), выходы которых через соответствующие амплитудные детекторы (АД^) подключены к входам СМК. Конструктивно НТБ выполнен на одной печатной плате и вставлен в слот расширения ПК.

СП состоит из трех функциональных блоков: скважинного телеметрического блока (СТБ), многофункционального пьезодатчика (ПД) и блока питания аппаратурного тракта (БПАТ) в СТБ, вход которого соединен с фильтрующей емкостью С и балластным резистором Ябс. В свою очередь, СТБ представляется в совокупности трех условно не обозначенных функциональных блоков: блока управления, состоящего из опорного генератора (ОГ), блока исходного сброса (БИС) и распределителя сигналов (РС); канала преобразования образцовой меры (КП0), состоящего из то-коограничивающих резисторов ^нч, Япч и Явч, а также смесителя частот (-£см), первого коммутатора (К1) и усилителя мощности (УМ); измерительного канала преобразования (КПМ), включающего второй коммутатор (К2), ПД, а также УМ.

В приведенной схеме БПАТ выполнен в виде двух составных стабилизаторов напряжений (типа 142 ЕН), средняя точка которых образует аналоговую общую шину, относительно которой подключены высокочастотные фильтрующие конденсаторы совместно с выводами напряжений ± 5 В. В связи с тем, что общее сопротивление ЛС (длиной до 5 км) составляет 120 Ом, а также Ябс и Ябн =120 Ом, то выходное напряжение БПСА в НП выбирается со значением ивых = 36 В.

Для контроля параметров целостности цементного кольца в зоне интервала перфорации действующей скважины используются измерения низкочастотного диапазона шумовых параметров. Это обусловлено нелинейным характером движения жидкостей в образуемых перетоках с малыми гидравлическими сопротивлениями из-за непрерывной работы действующих

к

к

к

Т

С

к

бс

к

бн

скважин. Поэтому ФНЧ в НТБ создается на основе активных .КС-фильтров в диапазоне 55— 550 Гц.

Контроль параметров фильтрации нефтяного пласта выполняется в характеристике движения фронта обводненности вдоль продуктивных изолиний 8 (по направлению от во-донагнетательных к нефтедобывающим скважинам), образованных при гидроразрыве вскрываемой залежи. Поэтому ФВЧ в НТБ настраивается на частотный диапазон от 4 кГц до 20 кГц и выше.

При контроле параметров изменяемых скважинных дебитов применяется ПФ в НТБ с диапазоном частот от 600 Гц до 3000 Гц. Это вызвано необходимостью регистрации специфики звучания потока вследствие изменений скоростей движения сложных потоков многофазных и многокомпонентных нефтяных смесей.

На основании выработанных требований, в качестве стандарт-сигналов КП0 в СП выбраны со следующими значениями: /онч = 200 Гц, /от = 1 кГц, /овч = 10 кГц. Это обеспечивается за счет построения ОГ в виде кварцевого генератора частоты (/г = 100 мГц) и выходных делителей частот следования импульсов (в основе ИМС 564ИЕ16, 564 ИЕ9). С целью обеспечения индивидуальной подстройки АЧХ каждого указанного диапазона частот используются токоограничительные резисторы Кнч, Кпч и Квч. После сумматора 1см смешанный образцовый сигнал поступает на канальный вход К1 в КП0.

Блок управления в СТБ обеспечивает последовательное подключение смешанных стандарт-сигналов и измерительных сигналов в ЛС. Это обеспечивается за счет выработки одиночного импульса во время включения БПСА с выхода БИС, выполненного в виде двухвходового логического элемента И-НЕ (564ЛА7). Один его вход соединен к выводу + 5 В в БПАТ, а другой вход через элемент задержки (КС-цепь) и инвертор подключен также к шине +5 В. Единичный импульс с выхода БИС сбрасывает РС (ИМС 564ИЕ9) в исходное единичное состояние. Со второго выхода РС сигнал единичным уровнем подключает в К! образцовый смешанный сигнал 1см на вход УМ. Для адресного воспроизведения сигналов в НП используется пауза между воспринимаемыми измерительными и образцовыми сигналами. Поэтому управляемый вход К2 подключается в разрядной сетке РС к его пятому выходу. Так как РС содержит 6 выходов, а нижнее значение ФНЧ составляет /т{„ = 55 Гц, то частота тактирования РС составляет /т = 55/(6x10) =1 Гц.

Конструктивные особенности пьезодат-

чика. Схематическая конструкция пьезодатчи-ка (рис. 2) основана на нетрадиционной структуре подключения усилителя заряда с пьезо-чувствительным элементом (ПЧЭ) для повышения чувствительности и помехоустойчивости. Это обеспечивается за счет вырезки площади на приемном электроде ПЧЭ по отношению к остальной площади ¿2 в соотношении ¿2/= 10, причем вывод площади совместно с сопротивлением Кос образуют цепи обратной связи, вывод площади подключен к неинвертирую-щему входу усилителя, а второй электрод ПЧЭ (с площадью ¿0 = + ¿2) соединен с аналоговой шиной земли в СП, относительно которой дополнительно подключены фильтрующие емкости Сф1 и Сф2 в цепях питания усилителя.

ПЧЭ

± 5 В

Рис. 2.Схемотехническаяконструкцияпьезодатчи-ка

Агрессивные условия исследования параметров скважинной среды обуславливают время измерений шумовых параметров не более 3—5 ч. Высокие значения скважинных давлений (до 100 мПа и выше) накладывают существенные ограничения на конструктивные особенности выполнения СП (рис. 3), поэтому он выполнен в разборной конструкции из (рис. 3, а) приборной головки 1, герметизированных переводника 2 и кожуха 3 выходного переводника 4(рис. 3, б), охранного кожуха 5 и приборного наконечника 6.

К приборной головке 1 верхней части СП (рис. 3, а) подведен для контактного сочленения одножильный бронированный кабель как двухпроводная ЛС системы. Механическая заделка проводов брони выполняется с использованием штока 7 и шайбы 8. Герметизация уплотнения центральной жилы кабеля 9 во фторопластовой изоляции выполняется с использованием фторопластовых 10 и резиновой

5!

0

ЛС

10

13 18 16 2 -

17

18

СТБ

СТБ

19

21 22 20

ПЧЭ

а)

Рис. 3. Конструкция верхней (а) и нижней (б) частей СП при установке ПЧЭ

11 втулок, которые защемляются шайбой 12 и гайкой 13. Электрический вывод головки 1 образован паянным соединением провода ЛС 9 к пластине фольгированной стеклотекстоли-товой шайбы 14.

Герметизация внутренней полости СП с помощью переводника 2 выполняется за счет резиновых колец 15. В качестве электрического провода используется латунная втулка 16, закрепленная к корпусу переводника 2 с помощью резьбовых соединений фторопластовой втулки 17. Удлинение вывода втулки 16 ограничено торцевыми гайками 18.

В герметизированном кожухе 3 СП размещена печатная плата СТБ, выходной провод которой соединен через латунную втулку 16 переводника 2 к токоведущему проводу 19 ЛС. Печатная плата СТБ по торцам фиксируется стопорными гайками 19 (рис. 3, б).

Выходной переводник 4 с одной стороны служит для герметизации сочленения кожуха 2, а с другой стороны — для вывода ПЧЭ с целью обеспечения непосредственного контакта с исследуемой средой. Поэтому выходной торец переводника 4 выполнен в виде продолговатой втулки с резьбовой частью 20. На эту канавку 20 посажен резиновый штуцер 21, обеспечивающий герметизацию уплотнения и виброзащиту ПЧЭ от корпуса СП. На резино-

вом штуцере 21 нарезаны две канавки для предотвращения разъединения со штуцером 22 из эпоксидного материала и размешанного в нем порошка окиси алюминия для увеличения акустической прозрачности слоя с ПЧЭ.

Охранный кожух 5 с верхнего торца содержит резьбовое соединение с переводником 4 и выполнен с продольными прорезями. В нижнем торце охранный кожух 5 содержит резьбовое соединение с приборным наконечником 6, включающем проушину под груз для предотвращения провисания кабеля и удобства спуско-подъемов СП по стволу скважины. Для центрирования корпуса СП по диаметру скважины используется резиновая манжета, условно не указанная на чертеже.

Алгоритм коррекции вектора шумовых параметров. В условиях скважинных исследований точность регистрации шумовых параметров зависит от комплекса влияющих воздействий. К наиболее значимым относятся погрешности каналов преобразований (КП) МТС и помехи в ЛС, достигающие порядка Елс = 0.3—0.5 В. Они возникают вследствие наведения потенциалов поляризации со стороны нефтяной скважинной среды на бронированную оплетку каротажного кабеля. К наибольшим значениям погрешностей в НП (Аинп(в)) относятся погрешности от температур-

1

3

ного дрейфа блоков фильтров и АД. Высокими значениями погрешностей КП в СП характеризуются погрешности от температурного дрейфа УМ (ДЦсп(в)) из-за больших перепадов скважинных температур. Указанные виды помех можно устранить с использованием метода образцовых мер и принципа инвариантности в измерительной технике 9. Для одного из информационных КП МТС можно составить уравнение шкалы преобразования в виде:

и* = идК£ + ЕЛС

+ ьиум (в)+ ди

НП (в),

где их{ — напряжение измерительного КП; (при I = 3 для низкочастотного, среднечастотного и высокочастотного КП);

Пд — амплитуда сигнала с выхода датчика; К сП — коэффициент статической (градуиро-вочной характеристики) измерительного КП.

Аналогично выражению (1) составляется уравнение шкалы для образцового КП в виде:

ит = и0Гк°сП + ЕЛС + диум (в) + Ди

НП (в),

где ио{ — напряжение образцового КП;;

Пог — амплитуда сигналов с ОГ в СП.

Вычитая из уравнения (1) уравнение (2), алгоритм преобразования получается в виде:

их, - иы = идКип- иоКП. (3)

Анализ полученного уравнения преобразования показывает на выполнение взаимного уничтожения влияющих факторов. Если пре-

небречь погрешностью нестабильности ОГ в СП Uoi « UorK0cn , то в окончательном виде можно получить:

Uxt = идксм .

На рис. 4 представлена графическая зависимость вектора регистрируемых шумовых параметров, как функции отклика A=U в зависимости от времени t и диапазонов частот f функционирования МТС.

В начальный период работы At0 МТС осуществляется выход ее в рабочий режим при спуске СП на глубину местоположения интервала перфорации действующей скважины. Определение координат интервала перфорации выполняется в результате подсчета магнитных меток на бронированной оплетке кабеля или же по максимальному значению шумовых параметров А™™ . В соответствии с поставленными задачами реализации МТС определяются их частные решения для приведенных условно циклов телеметрии:

1) при нарушении целостности околосква-жинного пространства в цикле телеметрии At1 после длительной эксплуатации продуктивного пласта регистрируются максимальные значения >> 0 в диапазоне частот AfH4, а также

Ах1 = 0 и Ах1 = 0 ; найденные значения ампли-

пч вч

тудно-частотной характеристики (АЧХ) МТС в диапазоне частот AfH4 позволяют выработать принятие решения, например, по технологии изоляции каналов перетоков жидкостей в околоскважинных глубинных интервалах

, А, дБ

Рис. 4. Графическая интерпретация МТС диагностики

перфораций; по истечении некоторого времени применимо к циклу телеметрии Д£01 образцового канала преобразования КП0 в НП вырабатываются нулевые значения АЧХ при А0 = 0; А0 = 0 и А0 = 0 ; поэтому в соответствии с выражениями (1)—(4) получается А"1 * 60 дБ, А"1 = 0 и А"1 = 0;

нч пч вч

2) во втором измерительном цикле телеметрии Д£2 с промежуточным диапазоном частот Д/пч АЧХ МТИС достигает значения

>> 0 , а также ащ2 = 0 и АЧ = 0, что обусловлено изменением контролируемых скважин-ных дебитов; анализ такой информации позволяет судить о нарушении условий оптимизации системы управления нефтеизвлечением, например, в результате нарушения используемого закона регулирования или нарушением условий измерений входных и выходных сква-жинных дебитов; при переходе к циклу телеметрии Д£02 в КП0 вырабатываются в НП нулевые значения АЧХ при А02 = 0 , А02 = 0

нч пч

и А0Ч2 = 0 и поэтому на основе выражений (1)-(4) получается АЩ2 * 55 дБ;

3) в третьем измерительном цикле телеметрии Д£3 с высокочастотным диапазоном Д{вч АЧХ МТИС достигает значения аЧ >> 0, а также ащ2 = 0 и АЩ2 = 0 , что обусловлено изменением фильтрационных характеристик продуктивного нефтяного пласта; полученная информация используется для изменения технологии разработки нефтегазовой залежи; при переходе к циклу телеметрии Дt03 в КП0 вырабатываются в НП ненулевые значения АЧХ, например, при А03 * 8 дБ, А03 * 10 дБ и А°Л * 10 дБ, что соответствует наличию влияющих факторов в КП МТС; поэтому на основе выражений (1)—(4) получается АЩЧ3 = 55 -10 * 45 дБ, что соответствует суммарной погрешности МТС порядка 0.2 %. Аналогично последующие циклы телеметрии обеспечивают режимы инвариантного преобразования различных КП по отношению к помехам.

В статье рассмотрен подход к синтезу МТС регистрации и диагностического анализа объектов водонагнетательных и нефтедобывающих скважин на ранней стадии эксплуатации месторождений 8'9. Данная система позволяет выполнять непрерывные телеизмерения во время спуско-подъемных операций СП за счет виброзащиты ПЧЭ относительно корпуса прибора. Совершенствование структуры усилителя заряда в пьезодатчике приводит к повышению чувствительности и помехоустойчивости МТС.

Показано, что основой непрерывного функционирования МТС является определение векторов шумовых параметров в трех составных частотных диапазонах. Это позволяет выделить получаемую информацию о состоянии призабойной зоны действующей скважины, изменении ее дебитов, а также выполнять диагностику разрабатываемых пластов нефтегазовых месторождений. Установлено направление повышения точности телеизмерений за счет непрерывного слежения сигналов измерительных и образцовых КП. Предусмотрено гибкое сопряжение разработанной структуры МТС со скважинными измерительными преобразователями 10. Ведется работа по повышению точности регистрации сигналов в наземном телеметрическом блоке.

Литература

1. Мееров М. В. Исследование и оптимизация многосвязных систем управления. /Отв. ред. — акад. А. А. Воронов. — М.: Наука, 1986.— 236 с.

2. Баталов С. А., Коловертнов Ю. Д. Принцип инвариантности многосвязных систем управления процессом нефтеизвлечения из продуктивных пластов // Приборы и устройства автоматики для нефтяной и газовой промышленности: Меж-вуз. сб. науч. тр. - Уфа: УНИ, 1989.- С. 7.

3. Баталов С. А. Метрологическая аттестация МВИ комплекса гидромеханических параметров при контроле разработки нефтегазовых месторождений // Метрология и метрологическое обеспечение измерений параметров объектов нефтепромысловой геофизики: Доклад на Все-союзн. науч.-практ. конф.- Уфа: ВНИИНПГ, 1985.- С. 7.

4. Пат. RU 2230895 РФ, Кл Е21В47/00. Способ оптимизации нефтедобычи / С. А. Баталов // Б. И.- 2004.- № 17.

5. Иванов В. Н., Краус Е. В., Кузнецов О. Л. Акустический метод исследования скважин.-М.: Недра, 1978.- 256 с.

6. Баталов С. А., Мартынов М. С. Дистанционный прибор для измерений комплекса гидродинамических параметров // Каталог оборудования местных товаропроизводителей и научно, научно-технических разработок для субъектов малого предпринимательства.- Уфа: УТИС, 2000.- С. 28.

7. Баталов С. А., Шамкова В. Б. Многоканальная телеметрическая аппаратура.- М.: ВНИИО-ЭНГ, 1988.- 69 с.

8. Баталов С. А. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.-2008.- № 6.- С. 25.

9. Баталов С. А. Автоматическое управление техническими системами.- Уфа: УГАЭС, 2007.- 300 с.

10. Баталов С. А. // Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика.- 2008.- №11.- С. 35.