Обоснование необходимости и перспективы использования частотного метода телеметрии забойных параметров

Следующим техническим процессом является совместная обработка двух носителей записи (параметра и глубины) с целью построения диаграммы параметра в функции глубины скважины.

Этот процесс состоит из следующих операций:

- заправки носителей записи (параметра и глубины) в лентопротяжные механизмы преобразователя;

- согласования носителей по реперным меткам начала регистрации;

- собственно процесса обработки и перезаписи.

Совместная обработка носителей записи производится во время подготовки АИИС к очередному рейсу долота или в процессе спуска бурильного инструмента.

По причине тяжелых условий работы забойной части АИИС (высоких давлений, вибрационных нагрузок и температуры) при разработке основное внимание уделено повышению ее вибротермобаростойкости.

В нашей стране разработана, изготовлена и передана для опытной эксплуатации АИИС для геофизических исследований скважин в процессе бурения. Эта система состоит из скважинного автономного прибора каротажного АПК-1 с механическим регистратором, двумя зондами (зонды АО = 0,5 м и 1 м) и наземного комплекса приборов, включающего преобразователь ФОО8, датчики глубины, веса и циркуляции бурового раствора. Автономная система обеспечивает измерение и запись в функции глубины скважины двух кривых кажущегося удельного сопротивления и диаграммы механического каротажа (во время бурения единичного интервала).

Конструктивно автономный прибор АПК-1 состоит из следующих узлов:

- трубы-зонда;

- собственно скважинного прибора, содержащего герметичный контейнер, датчик включения, аппаратурное шасси с электронной схемой, регистратором и блоком питания;

- электроввода для электрического соединения зондов с электронной схемой скважинного прибора.

Труба-зонд длиной 3 800 мм выполнена из стандартной утяжеленной бурильной трубы с наружным диаметром 203 мм при диаметре проходного сечения 100 мм. На наружной поверхности трубы с помощью стеклопластикового изоляционного покрытия установлены четыре кольцевых электрода, которые образуют два зонда электрического каротажа.

В электронной схеме скважинного прибора применен компенсационный принцип измерения по переменному току. Пределы измерения кажущегося удельного сопротивления (КС) 0,5 ? 40 Ом и 1 ? 200 Ом. Регистрация параметров производится последовательно в широтно-импульсной форме методом перфорации информационных отверстий на перфоленте из термостойких пленок.

На перфоленте шириной 17,5 мм выделены пять дорожек, каждая из которых имеет свое функциональное назначение.

Первая дорожка перфоленты предназначена для регистрации начала циркуляции бурового раствора или момента выключения буровых насосов что необходимо для последующей синхронизации диаграмм автономного прибора АПК-1 с диаграммой углубления, бурильного инструмента, на которой также регистрируется начало или остановка циркуляции буровою раствора.

На второй дорожке регистрируется признак цикла, который характеризуется меткой, перфорируемой против начала условно первого зонда. На третьей дорожке регистрируется метка масштаба записи, который выбирается из двух пределов измерения (0,5 ? 40 Ом или 1 ? 200 Ом). Синхроотверстия четвертой дорожки предназначены для осуществления линейной зависимости между скоростью перемещения носителя записи и набором компенсирующего напряжения.

На пятой дорожке осуществляется последовательная регистрация измеряемых параметров, величина которых определяется по расстоянию между соседними метками.

Преобразователь каротажных данных ФОО8 предназначен для работы в трех режимах:

- записи диаграммы углубления бурильного инструмента на стандартной перфоленте при работе наземного комплекса в качестве регистратора глубин;

- перезаписи диаграммы автономного прибора и диаграммы регистратора глубин в диаграмму параметров в функции глубины скважины, записываемую в аналоговой и цифровой форме;

- перезаписи диаграммы углубления бурильного инструмента в диаграмму механического каротажа.

Опытно-промышленная эксплуатация двухканальной АИИС проводилась на месторождениях Азербайджана и Казахстана (ПО «Мангышлак- нефть»).

Результаты промышленной эксплуатации подтвердили эффективность каротажа скважин в процессе бурения автономными системами и выполнения работ в осложненных и наклонно направленных скважинах с целью сокращения времени проведения геофизических работ.

Большое значение имеет использование автономных систем для регистрации забойных технологических параметров бурения, в частности осевой нагрузки и частоты вращения долота. Очевидно, наличие достаточно объективной информации о величине этих параметров в совокупности с данными геофизических исследований позволило бы определить их оптимальное сочетание и использовать при составлении программы бурения следующих интервалов или других скважин данного месторождения.

Результаты промышленной эксплуатации двухканальной АИИС и обработка полученных при этом данных показали необходимость расширения комплекса измеряемых геофизических параметров, а также дополнения его информацией технологического характера.

На основании теоретических расчетов, проведенных во ВНИИгеофизики, и рекомендаций специалистов-технологов ВНИИБТ указанными организациями совместно с Гомельским политехническим институтом была разработана многоканальная автономная информационно-измерительная система АИИС-1М, предназначенная для измерения и регистрации в процессе бурения скважин следующих забойных параметров:

- кажущегося удельного сопротивления (КС) горных пород зондами АО, 2МО, 2; АО, 5МО, 2; АО, 9МО, 2; Al, 9МО, 2;

- самопроизвольной поляризации (ПС);

- зенитного угла;

- частоты вращения вала турбобура;

- крутящего момента на валу турбобура;

- осевой нагрузки на долото.

В связи с увеличением числа регистрируемых параметров, а также целесообразностью их одновременной (параллельной) регистрации в автономном приборе АПКМ-1 применен магнитный способ записи измеряемых данных.

В приборе АПКМ применена хорошо зарекомендовавшая себя схема, основанная на компенсационном принципе измерения.

Аппаратура АПКМ-1 рассчитана на параллельную работу всех измерительных каналов и одновременную запись информации. Запись информации производится на магнитную ленту шириной 12,7 мм двенадцатиканальной магнитной головкой. АПКМ-1 регистрируются следующие параметры бурения:

- осевая нагрузка,

- крутящий момент,

- частота вращения,

- кажущееся электрическое сопротивление,

- самопроизвольная поляризация,

- зенитный угол,

Для исследования технологического процесса бурения, режимов работы забойных двигателей и породоразрушающего инструмента Гомельским политехническим институтом совместно с ВНИИБТ был разработан автономный прибор АЗГПС-1.

По своему конструктивному составу АЗПК-1 аналогичен автономному прибору АПКМ-1, однако в некоторых узлах используется ряд новых технических решений, разработанных на основе анализа результатов испытаний предыдущей системы.

- Автономный прибор АЗПК-1, встраиваемый в бурильную колонну непосредственно над забойным двигателем, предназначен для одновременного измерения и регистрации на магнитном носителе частоты вращения вала турбобура и крутящего момента на нем (реактивного), а также осевой нагрузки на долото рисунок 10.

Рисунок 10 - Фрагмент диаграммы с записью частоты вращения вала турбобура

Прибор АЗПК-1 состоит из корпуса, герметичного контейнера и аппаратурного блока, расположенного в тонкостенном шасси. Корпус выполнен на основе стандартной утяжеленной бурильной трубы с наружным диаметром 195 мм.

Автономный прибор АЗПК-1 был опробован на стендовой буровой совместно с турбобуром 1А7Ш. На основании данных, зарегистрированных автономным прибором АЗПК-1 (рис. 2), построена характеристика турбобура 1А7Ш при расходе бурового раствора 0,021 и 0,032 м/с (рисунок 11)

Рисунок 11. Характеристика турбобура 1А7Ш, полученная на основании данных, зарегистрированных автономным прибором АЗПК-1

Техническая характеристика автономного прибора АЗПК-1

Число регистрируемых параметров - 3

Условия эксплуатации:

давление, мПа........................................................................... до 80;

температура, ?С......................................................................... до +100.

Габаритные размеры:

длинна, мм..................................................................... 3 300;

диаметр, мм.................................................................... 195;

масса, кг......................................................................... 500;

Диапазон измерения............................................... 1;

Частота вращения................................................... 1?20;

Осевая нагрузка, кН................................................ 5?500;

Крутящий момент, кН............................................. 0,25?5;

Основная приведенная погрешность измерения и регистрации ?5%.

Опыт разработки систем контроля геолого-геофизических и технологических параметров бурения показывает, что наибольшие трудности как функционального, технологического, так и конструкторского плана возникают при построении скважинной части разрабатываемой системы.

Наземная же часть ее функционального построения определяется прежде всего функциональными возможностями глубинного комплекта и методами передачи сигнала с забоя на устье скважины.

1.9 Наземные автоматизированные системы контроля геологогеофизических и технологических параметров бурения

Функциональную схему наземных систем контроля процесса бурения и решаемые ею задачи рассмотрим на примере информационно-измерительного комплекса типа «Прогноз» [68].

Основные задачи комплекса:

1) изучение геологического разреза скважин при одновременном сокращении объема бурения с отбором керна, в том числе надежное литологическое расчленение разреза скважины с выделением коллекторов и оценкой характера их насыщения;

2) прогнозирование нефтегазосодержащих пластов до их вскрытия скважиной; выделение перспективных интервалов для детальных геофизических исследований и опробования;

3)контроль технического состояния и процесса бурения скважины; выделение интервалов поглощения и притока в скважине;

4) прогнозирование зон аномально высоких пластовых давлений;

5) получение и обработка информации, необходимой для решения оперативных задач, связанных с оптимизацией процесса бурения скважины

6) регистрация информации, необходимой для решения ряда стратиграфических задач (построение усредненного литолого-стратиграфического разреза скважины, расчет технико-экономических показателей бурения, составление геолого-технологических нарядов для бурения следующих скважин на разведываемой площади, сводная интерпретация промыслово-геофизической информации, подсчет запасов нефти и газа).

Блок-схема информационно-измерительного комплекса «Прогноз» приведена на рисунок 12.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 12. Блок-схема автоматизированной системы наземного контроля геолого-геофизических и технологических параметров бурения скважины

Датчики, размещенные на устье скважины, выдают информацию о ее углублении, частоте вращения и крутящем моменте на роторе, весе на крюке, плотности, температуре и расходе бурового раствора на входе и выходе скважины.

Одновременно из бурового раствора отбираются газовая смесь, которая поступает на газовый анализ, и шлам, поступающий для исследования на нефтегазонасыщенность, пористость и др.

С помощью глубинных датчиков по беспроводному каналу связи или при использовании автономных систем регистрируются технологические (частота вращения вала турбобура, осевая нагрузка на долото, зенитный и азимутальный углы, положение отклонителя) и геофизические (удельное сопротивление горных пород, их естественная радиоактивность, амплитуда и частота вибраций бурильного инструмента) параметры.

В наземной аппаратуре информационно-измерительного комплекса «Прогноз» данные наземных и скважинных измерений в процессе бурения через блок согласования и предварительной обработки путем преобразования в цифровую форму вводятся в специализированное вычислительное устройство (СВУ), где по заданным алгоритмам производится их обработка с целью использования для решения перечисленных выше задач.

Для достижения необходимой полноты информации в СВУ вводятся также геологические, геофизические, технологические и другие данные, полученные различными путями и методами.

Результаты обработки поступают в цифровом виде на магнитный регистратор ЦР и в аналоговом виде записываются регистраторами АР в масштабе реального времени и глубины. Одновременно технологические параметры фиксируются на индикаторном табло пульта бурильщика. Таким образом, подобные системы обеспечивают контроль геологогеофизических и технологических параметров бурения по наземным источникам информации, что позволяет эффективно вести процесс бурения и повысить его технико-экономические показатели.

1.10 Системы телеконтроля в процессе бурения

Очевидно, что отсутствие непрерывной информации с забоя скважины приводит к увеличению сроков строительства скважины, повышению стоимости проходки, снижению безопасности проведения работ. Эти факторы и сложившиеся в последнее время условия бурения, повысившие ответственность в принятии решений при производстве буровых работ, обусловили поиск путей, средств, методов разработки и создания эффективных информационно-измерительных систем (ИИС) для промыслово-геофизических исследований.

Не подлежит сомнению, что любые косвенные измерения отличаются большой погрешностью, а иногда и значительной сложностью, поэтому наземные системы, не предназначенные для прямых измерений забойных параметров, не могут обеспечить крайне важной и достоверной информацией.

При рассмотрении забойных систем можно сделать вывод о том, что они развиваются по трем направлениям:

1) непрерывная передача информации по одному из каналов;

2) автономная регистрация на забое;

3) совокупность первого и второго способов.

Эти направления разрабатывались многими учеными и инженерами, среди которых следует отметить прежде всего: В.А. Соколова, М.А. Абрамова, М.М. Бальзаминова, разработавших в 1930-е гг. методику и технику газового каротажа; Левицкого П.И., предложившего и применившего в 1935 г. механический каротаж для исследования разреза бурящейся скважины; П.К. Саркисова, С.Я. Литвинова, О.П. Шишкина, Б.А. Грачева, разработавших теорию передачи информации по гальваническому каналу связи и внедривших ее в практику; Л.Ф. Куликовского, В.М. Ушмаева, В.П. Варламова, Ю.В. Грачева, предложивших различные способы оптимизации бурения; А.А. Молчанова, И.Г. Жувагина, Л.И. Померанца и др., предложивших и реализовавших ряд оригинальных технических решений, направленных на проведение каротажа скважин в процессе бурения.

Анализ показывает, что конец 1950-х и начало 1960-х гг. характеризовались большим подъемом в области исследования и создания забойных телеметрических систем.

Так, комплексная аппаратура БЭТА-1 с электромагнитным каналом связи, предназначенная для измерений в процессе бурения, в 1964 г. была апробирована на скважинах Башкирии. Система телеметрии позволяла контролировать одновременно три забойных параметра: осевую нагрузку на долото, частоту его вращения и КС горных пород.

Для проведения электрического каротажа (ПС и КС) в процессе турбинного бурения на основе принятых ранее принципиальных решений аппаратуры БЭТА-1 в 1969 гг. разработана аппаратура КУБ-1.

К настоящему времени существуют более 20 различных телеметрических систем с применением гальванического канала связи забоя с устьем скважины.

Значительный интерес среди них представляют инклинометрические системы ЗИС-1 и ЗИТ-1, а также многопараметровая система «Забой», которые с 1987 г. проходили пробную эксплуатацию в районах Западной Сибири.

Система «Забой», помимо угловых параметров, обеспечивает в процессе бурения измерение дополнительно 7 параметров: осевой нагрузки на долото (0 ? 500 кН, с точностью 5%) частоты вращения вала турбобура (с точностью 5%), электрического сопротивления горных пород (0,1 ? 6 400 Ом, с точностью 5%), глубины скважины (0 ? 5 000 м, с точностью 0,1%), механической скорости, амплитуды колебаний и частоты вращения бурильной колонны в диапазоне 0 ? 120 об/мин.

С середины 1960-х гг. появляется большое количество забойных телеметрических систем с использованием проводных каналов связи. Теоретическое обоснование возможности передачи информации по токоподводу погруженных электродвигателей при электробурении дано Ю.В. Грачевым в конце 1950-х гг. На этой основе после создания инклинометрической системы со стандартным инклинометром ИШ-2 и аппаратуры АОСУ разработчики АзИНХ предложили импульсные инклинометры ИИ2, ИИЗ и ИИ2Ф. Позже совместными усилиями разработчиков НИЛИ «Нефтехимавтомат» и АзИНХ были созданы САКГП-63 и САКГП-64М, обеспечивающие измерение не только зенитного и азимутного углов, но и угла, определяющего положение отклонителя, а также нагрузки на долото и температуры на забое.

В КуйбышевНИИНП разработано забойное телеметрическое устройство ГИУ-ОН для измерения осевой нагрузки на долото и температуры на забое скважины.

В начале 1970-х гг. в Харьковском СПКТБ были начаты работы по созданию телеметрических систем для замера технологических и геометрических параметров. Здесь были исследованы, разработаны и внедрены системы СТЭ-164, СТЭД-164, СТЭГТ-190УХЛ5 для использования при электробурении, а также СТТД-164УЗ, СГТ-1И, необходимые при турбинном бурении.

Все рассмотренные системы, основанные на проводном канале связи, обеспечивают оптимальные подходы к выбору режимов бурения, увеличение механической скорости, сокращение затрат времени на подготовительно-вспомогательные работы и геофизические исследования.

Однако малый объем электробурения в нашей стране (1,5-2%) и трудности организации проводного канала связи при турбинном и роторном бурении обусловили поиск новых способов передачи информации о забойных параметрах.

Таким способом оказалось использование модулированных колебаний давления столба бурового раствора (гироканал) и создание модулированных излучений искусственного источника возмущений упругих колебаний типа гидроакустического преобразователя «Сирена» (акустический канал)

Наибольшие успехи в разработке и внедрении указанных каналов связи и телеметрических систем, созданных на их основе, достигнуты разработчика ми ВНИИБТ, АзИНХ, МИНГ им. И.М. Губкина. Были разработаны индикатор - турботахометр ГТТ-1000, низкочастотные гидротурботахометры ТДН-4, ТДН-5, ТДН-6, ГТН-2, ГТН-3 и телеизмерительная система ГГН-ЗМ.

В настоящее время системы с использованием гидравлического канала связи совершенствуются.

Наряду с рассмотренными телеметрическими системами применялся способ получения забойной информации путем анализа частотного спектра колебаний верхней части бурильной колонны.

В конце 1960-х гг. была показана возможность определения указанным способом степени износа трехшарошечных долот и других забойных бойных параметров.

Специалистами Тюменского индустриального института, ВНИИБТ, ВНИИЯГГ, СПКБ «Нефтегазпромавтоматика» были достигнуты наибольшие,успехи в этом направлении.

Однако при решении ряда технологических задач наряду с очевидной перспективностью использования наземных сейсмоакустических преобразователей выявлены и недостатки, обусловленные прежде всего сложностью обработки получаемой информации на базе многоканальных преобразователей «аналог-код» и вычислительного комплекса ЕС, а также ограничениями, присущими такому способу получения забойной информации.

Другим наиболее проработанным в нашей стране направлением является создание АИИС для регистрации технологических параметров непосредственно на забое бурящейся скважины. В этом направлений накоплен большой опыт создания систем различного вида и назначения на базе элементов электронной памяти.

Другим наиболее проработанным в нашей стране направлением является создание АИИС для регистрации технологических параметров непосредственно на забое бурящейся скважины. В этом направлений накоплен большой опыт создания систем различного вида и назначения на базе элементов электронной памяти.

В 1970-х гг. в Азербайджанском и Волго-Уральском филиалах ВНИИгеофизики были начаты работы по созданию АИИС, выбраны оптимальные способы регистрации результатов скважинных измерений, методы расчета структурных схем АИИС, разроботана двухканальная аппаратура АСП-1, ПАК-4, АМБК-1, АГАТ-10 [68].

За рубежом ведущими компаниями (Totco Division, Baker Oil Tools Group, Schlumberger и др.) в течение последних десятилетий предпринимаются значительные усилия, направленные на автоматизацию и оптимизацию буровых работ.

Еще в начале 1930-х гг. в США возникла идея передачи информации с забоя скважины непосредственно в процессе ее бурения.

С целью оптимизации буровых работ в США, Франции и Канаде в дальнейшем были созданы наземные комплексы информационно-измерительных систем CDR (Continuous Drilling Rate Logger).

Эксплуатация разработанных комплексов показала их несовершенство, т.к. обработка труднодешифрируемой забойной информации даже посредством современной микропроцессорной техники часто приводила к принятию ошибочных решений.

Высокие темпы развития забойных телеметрических систем в 1970-х гг. были обусловлены увеличением объемов бурения вообще и наклонно направленного в частности, а также возросшим объемом бурения морских скважин, при проводке которых необходимы частые замеры кривизны [68]. Установлено, что непроизводительное время при производстве инклинометрии скважин может составлять десятки часов и оценивается в расчете на одну морскую буровую установку в 650 тыс. долл. в Мексиканском заливе и 1,4 млн. долл. в Северном море. Применение систем MWD {measurements while drilling) позволяет экономить до 400 млн долл. на каждой скважине, поэтому несколько ведущих фирм начали их разработку. К 1976 г. в разработке участвовали 20, а в 1978 г. - 40 фирм. И уже в 1987 г. системы MWD применялись при бурении 1 500 скважин, причем более 70% затрат приходилось на инклинометрические исследования, проводимые в процессе бурения.

Системы MWD с электромагнитной системой передачи сигнала впервые были запатентованы в США в 1943 г., но широкого применения не нашли из-за наличия таких недостатков, как большое затухание сигнала, высокие уровни помех, сложности забойной аппаратуры. Однако позже интерес к ним возрос.

Так, фирма Teledrill с 1983 г. приступила к серийному выпуску системы с ЭМ-каналом связи, предназначенной для геофизических и технологических измерений. В нашей стране такой канал, как уже отмечалось, интенсивно разрабатывался в начале 1960-х гг. О.П. Шишкиным и др. Позднее указанный способ передачи информации совершенствовался.

Первые попытки применения систем с проводным каналом связи были предприняты в 1923 г. в США.

Первоначально связь с забоем осуществлялась по изолированной штанге, встроенной в каждую бурильную трубу и снабженной специальным соединительным устройством. Позднее был применен каротажный кабель приваренный к стенкам трубы, а также появилась идея использования сбрасываемого на забой кабеля.

Интенсивное развитие это направление получило лишь в 1970-е гг Фирма Shell Development в 1972 г. провела испытания макета инклинометр ческой системы с кабельным каналом связи. В 1974 г. в системе Elexpipe в качестве канала связи был применен электрокабель. Аналогичные попытки предпринимались французской фирмой Elexodrill Разработкой систем с проводными каналами связи с 1974 г. начала заниматься фирма Exxon. Разработчиками этой фирмы была создана аналогичная описанной аппаратура со сбрасываемым в скважину кабелем.

Разработанные фирмами Scientific Drilling и Sperry Sun системы MWD с проводным каналом, предназначенные для контроля за траекторией ствола скважины и частотой вращения долота, появились в 1977 г.

В 1979 г. фирма General Electric разработала систему Electrodrill, в которой применен комбинированный канал, состоящий из встроенного и спускаемого токопроводов. Система обеспечивает как геофизические так и технологические измерения.

Наибольшую практическую значимость приобрели системы с проводным каналом, разработанные Французским институтом нефти (ФЙН) и фирмой Elf Aquitaine (Teleco). В 1981 г. ими была создана система Televigile Azintag, применяемая совместно с отклоняющей системой Telepilot, управляемой по командам с поверхности. Позже этими разработчиками была представлена система Simphor, предназначенная для проведения промыслово-геофизических исследований в горизонтальных стволах скважин. Конкурентоспособной системе Simphor оказалась система Tool Pusher, разработанная в 1983 г. фирмой Gearhart.

Здесь приведен перечень основных систем с проводным каналом, нашедших наибольшее практическое применение.

Однако, как показывает опыт, системы с гидравлическим каналом связи наиболее удобны и надежны при передаче забойной телеметрической информации. Именно эти системы преобладают как среди разрабатываемых, так и среди действующих систем MWD.

Идея использования гидравлического канала связи появилась в США в 1929 г., а в начале 1960-х гг. фирмой Mobil Oil были проведены исследования канала и началось конструирование систем.

Затем фирмой Teleco Oil fiele Servieces разработана инклинометрическая система Teleco. Методика исследования скважины с применением этой системы заключается в следующем. Для съема данных при роторном способе бурения бурильщик останавливает работу на 1,5 мин, поддерживая циркуляцию бурового раствора, а затем возобновляет ее. Во время остановки осуществляется опрос датчиков, информация с которых в цифровом виде воспроизводится на специальном табло через 2,5 мин после остановки. При турбинном способе бурения данные фиксируются в автоматическом режиме каждые 2,5 мин. Значения импульсов, достигающих поверхности, составляют 0,4 ? 0,7 МПа.

Канадской фирмой Vec-Tel Petroleum в 1979 г. была поставлена потребителям новая система импульсного действия, работы над которой велись с 1973 г. Известны системы MWD фирмы Data-Drill, английской фирмы Christensen Diamant и др.

Созданные к началу 1980-х гт. системы с гидравлическим каналом преимущественно предназначались для контроля за траекторией ствола скважины.

Проблемой увеличения скорости передачи информации по гидравлическому каналу связи с конца 1970-х тт. были заняты фирмы Schlumberger, Societe National Elf Aquitaine, Raymond Precision Inc, а позже - Norton Christensen. Решение этой проблемы позволило реализовать передачу информации не только о параметрах искривления скважины, но и о некоторых технологических параметрах бурения.

Так, специалистами фирмы Schlumberger в 1981 г. разработана система Analysts, способная контролировать удельное сопротивление горных пород, естественную гамма-активность, нагрузку на долото, крутящий момент, температуру, а также параметры искривления скважины и положение отклонителя.

В 1985 г. фирмой Norton Christensen разработана комплексная система, аналогичная системе Analysts, но отличающаяся тем, что забойная ее часть формируется из отдельных унифицированных модулей (в зависимости от решаемой задачи).

С 1973 г. ведущими фирмами США и Франции активно изучается акустический канал связи.

В работе [68] дается наиболее полная классификация забойной информационно-измерительной техники, выполненная на основе анализа отечественных и зарубежных источников информации.

Таким образом, опыт, накопленный при разработке и эксплуатации забойных параметров ИИС, показал, что их применение позволяет получить истинную и наиболее оперативную информацию о забойных технологических параметрах, траектории стволов скважин, характеристике пластов. Препятствием для их развития является малая пропускная способность беспроводных каналов связи.



2. Исследовательская часть

2.1 Исследование гидравлического канала связи

На сегодняшний день в мировой практике наиболее широкое применение получили телеметрические системы контроля забойных параметров процесса бурения, в которых информация с забоя на поверхность передается гидравлическим сигналом по столбу бурового раствора.

Информация может передавать по гидравлическому каналу акустическими колебаниями или при помощи сигналов, создаваемых гидравлическими ударами.

В нижней части гидравлического канала в бурильных трубах установлен акустический излучатель. Акустический излучатель может быть выполнен в виде колеблющейся мембраны или поршня, гидравлической сирены и т.п. В результате в гидравлическом канале образуется плоская акустическая волна. В плоской волне чередуются участки повышенного и пониженного давлений относительно среднего внешнего давления среды. Это добавочное давление представляет акустическое давление в жидкости.

При распространении акустической волны частички жидкости совершают колебания около положения равновесия с некоторой скорости х.

Для плоской звуковой волны

где - акустическое давление; - плотность среды; C - скорость распространения звука в ней.

Скорость распространения акустических колебаний в реальной (сжимаемой) жидкости , где k - модуль объемной упругости жидкости.

Для воды акустическое сопротивление =1.5·10⁵ в несколько тысяч раз больше, чем для воздуха. Следовательно, при одинаковых акустических давлениях скорость колебаний частиц в воде значительно меньше, чем в воздухе.

Затухание интенсивности колебаний в воде также меньше, чем в воздухе, так как кинематическая вязкость, определяющая в основном поглощение колебаний, гораздо меньше для воды. При распространении колебаний в жидкости вдоль жидких металлических стенок, например в трубах, поглощение возрастает в результате лучшей теплопроводимости металла. В сложных жидкостях типа глиняного раствора поглощение энергии колебаний может отличаться от поглощения в жидкой воде.

На поверхности акустические колебания принимаются соответствующим пьезометрическим приемником давления. При одинаковой силе звука I в воде и в воздухе для воды звуковые давления p будут значительно больше, а значения скоростей намного меньше.

При количественной оценке энергии акустической волны вводится коэффициент поглощения в, который показывает степень убывания начальной амплитуды волны A₀ по мере ее распространения вдоль линии связи. В результате исследования установлено, что амплитуда убывает по экспоненциальному закону

Для передачи информации по гидравлическому каналу в трубах на большие расстояния (5-10 км) акустическими колебаниями требуются излучатели очень большой мощности. Создать такие излучатели и передать колебания большой мощности в гидравлическом канале в скважине очень трудно. В случае импульсной передачи средняя мощность излучения может быть небольшой при значительной мощности сигнала

Для построения модели гидроканала воспользуемся дифференциальными уравнениями движения капельной сжимаемой жидкости в трубе, которые впервые были составлены и решены Н.Е. Жуковским, а затем развиты в классической работе И.А. Чарного.

Запишем линеаризованную систему уравнений для изменений массовой скорости и давления:

где:

P - давление в гидравлической линии;

- плотность бурового раствора;

w - средняя скорость в сечении;

с - скорость звука в капельной упругой жидкости, текущей в трубе с упругими стенками;

a - коэффициент затухания, зависящий от кинематического коэффициента вязкости и внутреннего диаметра трубы. Для круглой трубы диаметром d имеет место равенство

2a = , где - кинематический коэффициент вязкости.

Применение данных уравнений справедливо при условии движения жидкости со скоростью много меньше скорости звука, когда можно не учитывать изменение скоростных напоров.

Скорость потока бурового раствора в канале при расходе порядка 100 л/с для бурильных труб составляет примерно 11 м/с, а скорость звука в жидкости примерно равна 1500 м/с т.е. скорость потока составляет 0,7% скорости звука.

Запишем систему в виде:

где Q = wS - объемный расход жидкости;

S- внутреннее сечение гидравлического канала (трубопровода).

Преобразуем систему по Лапласу для приращений давления ДР и расхода Д:

где - переменная в преобразовании Лапласа.

Таким образом, система уравнений в частных производных приведена к системе обыкновенных дифференциальных уравнений.

Решая систему, получим:

Общий интеграл решения уравнения имеет вид:



A и B - произвольные константы, определяемые из граничных условий. Подставляя в первое уравнение системы, получим выражение для приращения расхода :

Учитывая и обозначая

где - волновое сопротивление длинной линии, получим в итоге систему уравнений, определяющих с точностью до произвольных констант, преобразованные функции давления и расхода:

Для определения констант A и B из граничных условий составим упрощенную эквивалентную схему гидравлической линии

Рассмотрим два граничных условия (рисунок 13) - на устье (х = 0) и забое (x = L):



Рисунок 13 - Эквивалентная схема гидравлической линии

Граничные условия в начале линии (х = 0).

Из приведенной на рисунке 13 эквивалентной схемы следует[12], что

где - изменение расхода бурового раствора в начале линии;

- изменение расхода в компенсаторе;

- изменение производительности буровых насосов.

Конструкция компенсатора, предназначенного для уменьшения колебаний давления, вызванных неравномерностью подачи буровых насосов, показана на рисунок 14



Рисунок 14. Компенсатор буровых насосов

Обозначим через V₀ и Р₀ соответственно средние значения объема и абсолютного давления газа в компенсаторе, а через у - увеличение объема бурового раствора (или уменьшение объема газа) в компенсаторе. Предполагая, что воздух сжимается изотермически, получим

где - давление в манифольде в точке замера.

Умножим и разделим правую часть уравнения на (+y), тогда

Так как в нормально работающем компенсаторе у мало по сравнению с V_o, то Следовательно,



Прирост объема жидкости в компенсаторе в единицу времени равен

Преобразуя выражение по Лапласу, получим[11]:

Если считать производительность буровых насосов постоянной, то, и выражение принимает вид:

конструктивный параметр компенсатора, - получим выражение, описывающее изменение расхода бурового раствора в начале гидравлической линии:

Учитывая потери энергии в компенсаторе на перемещение мембраны и движение бурового раствора в компенсаторе, получим:



где через Т_к обозначим постоянную времени, а через W_K - передаточную функцию компенсатора.

Граничные условия в конце линии (x = L).

Граничные условия в конце линии определяем, исходя из эквивалентной гидравлической схемы рисунок 13, составляя уравнение баланса давлений. При этом будем везде считать поток турбулентным, при котором перепад давления пропорционален квадрату расхода, т.е. , и для приращений

где все обозначения приведены на рисунке 13.

Подставляя граничные условия передаточной функции компенсатора и уравнение баланса давлений в систему функций давления и расхода, получим:

На основании уравнений с учетом обозначений, минуя для упрощения промежуточные выкладки, получим окончательные выражения для отношений давления () и расхода () в точках замера к сигналу передатчика гидравлических импульсов ()[8]:

Исследование выражений наиболее просто и наглядно выполнить, используя известные частотные методы, поскольку их достаточно успешно можно проводить с использованием средств вычислительной техники. Нахождение же оригинала для таких сравнительно сложных функций, какими являются выражения, представляет собой чрезвычайно трудоемкую задачу, не говоря уже о том, что получающиеся решения в виде бесконечных рядов могут быть проанализированы для весьма ограниченного числа предельных случаев, лишенных наглядности, а подчас и физической сущности процесса. Большим преимуществом частотных методов является возможность непосредственного анализа переходных процессов, используя аппарат обратного преобразования Фурье, в том числе аппарат быстрого преобразования Фурье (БПФ), так как всегда имеется в виду применение средств вычислительной техники.

Для перехода от преобразования Лапласа к преобразованию Фурье заменим на jщ. Тогда выражения для v и будут иметь вид с учетом



Учитывая передаточную функцию, получим выражение для частотной характеристики компенсатора:

Как следует из выражений, частотные характеристики гидравлической линии связи зависят от многих параметров (длины линии, коэффициента затухания, плотности бурового раствора, давления в компенсаторе и т.д.). Поэтому для анализа ЧХ была принята следующая методика:

- Производилось т.н. «центрирование» эксплуатационных и конструктивных параметров линии связи, т.е. определялись центральные значения всех варьируемых параметров;

- Анализировались ЧХ при изменении одного из параметров, сохраняя остальные параметры постоянными и равными их центральным значениям.

На рисунке 15 приведены амплитудно-частотные характеристики для различных значений коэффициента затухания a. Из графиков видно, что коэффициент затухания a в большей мере влияет на форму частотной характеристики для изменения расхода. Из-за наличия компенсатора бурового насоса сигнал по давлению снижается до уровня 10% от своего первоначального значения уже на частотах от 0.8 до 1.6 Гц в зависимости от коэффициента затухания, в то время, как сигнал по расходу остается информативным на более высоких частотах. Но необходимо отметить, что при величине коэффициента затухания a < 0,3 1/с возможно выделение сигнала на датчике давления при рабочей частоте 0,5 Гц. Всплески частотных характеристик вызываются резонансными явлениями. Значения резонансных частот непосредственно связаны с длиной линии.

На рисунке 16 приведены амплитудно-частотные характеристики для различных длин гидравлической линии. Очевидно, что чем длиннее линия, тем сильнее затухает сигнал, переданный с забоя; особенно это заметно для сигнала по расходу. Так, по сравнению с длиной линии 1000 м на 6000 м уровень сигнала падает в три раза. При длине линии 6000 м и наличии компенсатора сигнал по давлению перестает быть информативным, начиная уже с 0.8 Гц, в то время как сигнал по расходу может быть успешно использован для декодирования забойной информации при всех длинах - от 1000 до 6000 м.

Рисунок 15 - АЧХ линии при различных коэффициентах передачи



Рисунок 16 - АЧХ гидравлической линии при различных длинах

На рисунке 17 приведены АЧХ для различных режимов работы компенсаторов буровых насосов. Из графиков видно, что в области частот до 2 Гц величина давления воздуха в компенсаторе (при постоянном объеме камеры) оказывает существенное влияние на выделение сигнала, как по давлению, так и по расходу. При росте давления (снижения значения коэффициента компенсатора) сигнал по расходу снижается, а по давлению возрастает. При увеличении давления воздуха в компенсаторе в десять раз до значения (перекачка компенсатора) можно добиться того, что уровень сигнала по давлению на рабочих частотах станет сопоставимым с уровнем сигнала по расходу, а при дальнейшем увеличении давления превысит его, но при этом компенсатор перестанет выполнять свою непосредственную функцию[21].

Рис. 17 АЧХ линии при различных значениях давления в компенсаторе



На рисунке 18 приведены АЧХ гидравлической линии при различных значениях диаметра бурильных труб[13]. Из графика видно, что диаметр бурильных труб влияет главным образом на частотные характеристики сигнала по расходу. Это объясняется тем, что с одной стороны, от внутреннего диаметра труб зависит площадь сечения S, а с другой стороны, внутренний диаметр влияет на коэффициент затухания а, который в большей мере влияет на сигнал по расходу. Так, при изменении наружного диаметра трубы от 114 мм до 168 мм при сохранении неизменной кинематической вязкости раствора коэффициент затухания снижается почти в 2,5 раза.

Рис. 18 АЧХ гидравлической линии для различных диаметров бурильных труб

На рисунке 19 приведены амплитудно-частотные характеристики для различных значений плотности бурового раствора. Из графиков видно, что при неизменном коэффициенте затухания частотные характеристики линии мало зависят от этого параметра.



Рисунке 19 АЧХ Гидравлической линии при изменении плотности бурового раствора

Приведенные выше частотные характеристики показывают, что в идеальном случае гидравлический канал связи позволяет принимать забойную информацию в сравнительно широкой полосе частот даже независимо от режимов работы компенсаторов буровых насосов, используя наземные датчики давления и расхода. Причем следует обратить внимание на то, что спад АЧХ давления с ростом частоты обусловлен, в основном, не наличием затухания, а физическими свойствами гидравлического канала как линии с распределенными параметрами. Поэтому моделирование гидравлического канала полубесконечной линией, по меньшей мере, некорректно, а в ряде случаев может вообще привести к неверным результатам[20].

Тем не менее, представляет бесспорный интерес анализ частотных характеристик гидравлической линии для наихудших условий работы, соответствующих самому неблагоприятному сочетанию параметров, при которых должны обеспечиваться надежная передача и прием забойной информации. АЧХ для таких условий приведены на рис. 20.



Рисунок 20 АЧХ гидравлической линии при неблагоприятном для передачи сигнала сочетании параметров линии и различных значениях гидравлического сопротивления

Из построенных характеристик видно, что при наиболее неблагоприятных условиях работы телеметрической системы передачу информации с забоя необходимо осуществлять на частотах не превышающих 0.5 Гц, но даже в этом случае выделение сигнала на фоне помех является достаточно сложной задачей, требующей применения специальных конструктивных и программных решений.



3. Техническая часть

3.1 Колебательные системы для построения забойных датчиков

бурение скважина забой

Частотные элементы исторически были первыми в системах передачи информации. В начале XX в. вплоть до 1970-х гг. широкое распространение нашли системы телемеханики с частотным разделением элементов сигнала, основанные на LC-элементах и механических колебательных системах типа камертонов, дисков, гантелей, консолей с одним закреплённым концом и др. В конце 1950-х гг. появились колебательные системы аэрогидродинамического действия (струйные элементы). Традиционно частотные системы телемеханики строились с использованием тонального (300?3000 Гц) и надтотанального (свыше 3000 Гц) диапазонов частот. Подгональный (ниже 300 Гц) и инфранизкий (от долей Гц до 20 Гц) диапазоны практически не использовались, т.к. LС-элементы имеют низкую добротность в указанных диапазонах и, следовательно, использование их неэффективно. Упомянутые же механические и струйные элементы отличаются высокими техническими характеристиками именно в инфранизком и подтональном диапазоне частот. Вместе с тем, известно, что затухание полезного сигнала в беспроводных каналах связи забоя с устьем скважины имеет наименьшее значение в указанных диапазонах частот. Этим объясняется интерес к указанным частотным элементам.

3.2 Обоснование необходимости и перспективы использования частотного метода телеметрии забойных параметров

В забойных информационно-измерительных системах наряду с методом интенсивности при телеметрии забойных измеряемой параметров в некоторых системах используется частотный метод (ЧМ).

Частотные системы телеизмерения (ТИ) позволяют осуществлять передачу по занятым линиям связи без применения дополнительной аппаратуры частотного уплотнения, при этом несущая частота устройства ТИ размещается в свободной части частотного диапазона линии.

Известно, что преобразователи с частотными выходом являются весьма перспективными в измерительной технике. Достоинство их состоит в повышенной точности, быстродействии, относительной простоте и надёжности. Это объясняется тем, что частота может быть измерена с высокой точностью простыми методами счета импульсов или периодов на точно установленное время и легко кодируется. Однако использование частотного метода требует применения высокостабильных частотных элементов.

Системы с ЧМ-модуляцией, в которых величина девиации частоты несущего колебания f₀ пропорциональна измеряемой величине F(t), получили широкое применение в технике. Модуляция частоты может осуществляться любым известным способом. Частота колебаний изменяется от f₀ (несущая частота, соответствующая нулевому значения измеряемого параметра) до f_в - верхняя частота либо до f_н - нижняя частота. Частоты f_в и f_н соответсвуют наибольшему значению измеряемого параметра F(t)_max:

где - некоторый постоянный коэффициент.

Несущая частота f₀ выбирает обычно в верхней части тонального диапазона или в надтональном диапазоне. С целью экономии частотного спектра канала необходимо стремиться уменьшить относительную девиацию частоты:



Следует отметить, что чем меньше относительная девиация частоты, тем выше требования к стабильности несущей частоты генераторов.

Пусть нестабильность частоты генератора . Тогда относительная нестабильность

Приведенная погрешность, вызванная нестабильностью генератора, будет

Например, относительная девиация частоты при максимальном значении измеряемого параметра равна 0,5; в этом случае для получения при передаче погрешности 1% необходимо иметь стабильность частоты генератора 0,5%. Если относительная девиация 0,05, то для получения той же погрешности требуется иметь стабильность 0,05%, что практически получить очень трудно в частотных LC- и RC- элементах или невозможно.

Таким образом, необходимо применять высокостабильные и высокодобротные колебательные системы.

Значительный интерес представляет использование в забойных измерительных преобразователях механических колебательных систем и, в частности, системы «баланс-спираль». Чтобы судить о точностных характеристиках системы «баланс-спираль» достаточно сказать, что температурная стабильность её на порядок выше электрических частотных элементов, а компенсационные балансы имеют стабильность 12·10⁶ 1/град. Добротность системы «баланс-спираль» достигает 5·10² единиц.

Известно, что сбалансированная колебательная система «баланс-спираль» обладает высокой виброустойчивостью. Кроме того, для создания конструкций балансовых осцилляторов в датчиках времени, устойчивых по отношению к механическим внешним воздействиям, используются специальные типы балансовых осцилляторов, лишённые, как правило, жёстких опор с трением и с повышенной частотой собственных колебаний. Первая из указанных особенностей повышает ударную прочность осцилляторов, вторая повышает их виброустойчивосгь за счёт увеличения живой силы баланса

Для дальнейшего повышения выброустойчивости балансового осциллятора переходят на более высокочастотные осцилляторы с плоской пружиной в качестве упругого элемента (начиная с осциллятора с периодом примерно Т= 0,01 с и ниже). При колебании баланса, выполненного в виде перекладины с закреплёнными на её концах грузами, плоская пружина изгибается. Баланс имеет ось с достаточно прочными цапфами; один конец пружины закреплён подвижно, чтобы обеспечить возможность её свободного изгиба. Балансовые регуляторы такого типа выдерживают осевые ударные перегрузки до нескольких тысяч g, а также значительные вибрационные и центробежные перегрузки.

Часовые механизмы, основанные на колебательной системе «баланс-спираль», давно применяются в датчиках давления -- манометрах МГП и МГТ для вращения диаграммного барабана. Несмотря на тяжёлые условия работы на забое скважины (T = 170°С, Р = 500?600 кг/см²), часовые механизмы зарекомендовали себя очень хорошо. Они безотказны, прочны и долговечны.

Как правило, используется система «баланс-спираль» с собственной частотой колебаний от 2 до 30 Гц. В специальных каналах связи, к каким относится канал связи забоя с устьем скважины, одним из возможных, а часто и единственно возможным, оказывается подтональный (20?300 Гц) или инфранизкочастотный (0?20 Гц) диапазоны частот. Так, исследования многих авторов беспроводного электрического, гидравлического и акустического каналов связи забоя с устьем скважины показали, что затухание сигналов в инфранизком диапазоне частот имеет наименьшую величину. В этих условиях важным оказывается отыскание новых методов селекции и совершенствование существующих измерительных систем. До настоящего времени наибольшее распространение получили электрические системы.

Однако во многих случаях электрические частотные элементы не могут удовлетворить требованиям, предъявляемым к селективным системам современных устройств контроля, передачи и приёма информации или, удовлетворяя этим требованиям, конструктивно оказываются чрезвычайно громоздкими. Резонансные элементы (LC-контуры), входящие в электрические колебательные системы, имеют недостаточно высокую добротность и стабильность, что является основным препятствием, мешающим повышению показателей электрических фильтров. Это обстоятельство исключает возможность использования LC-контуров в подтональном и инфранизком диапазоне частот, т.к. в результате относительно невысокой крутизны скатов резонансной кривой возникают трудности в разделении частотных сигналов. Так, во избежание ложных срабатываний частотных реле с последовательным LC-контуром интервал между соседними частотами необходимо было бы выбирать в несколько раз больше полосы пропускания. При этом данный частотный диапазон будет использоваться неэффективно. Исследования, проведённые в СПКБ «Нефтегазпромавтоматика» (бывший ГФ «ВНИИКАНефтегаз») показали, что добротность электрических фильтров, основанных на альсиферовых сердечниках, не превышает четырех единиц на частоте 60 Гц, фильтров, основанных на альсиферовых сердечниках 12 единиц. Очевидно, что в инфранизком диапазоне частот (0?20 Гц) такие селективные элементы использоваться не могут, т.к. количество рабочих частот в данном диапазоне незначительно. Указанные причины обусловили поиски высокодобротных и высокостабильных резонансных элементов. Такими элементами являются электромеханические (пьезоэлектрические и магнитострикционные) и механические резонаторы. Аналогичные тенденции наблюдаются и в отечественной и в зарубежной технике связи, управления и контроля. Возросший интерес к электромеханическим колебательным системам объясняется тем, что, электрические частотные элементы исчерпали себя в области низкочастотной техники с точки зрении стабильности частоты настройки элементов. Действительно, наиболее стабильные электрические элементы имеют стабильность порядка 10^-4 1/град (например, конденсаторы КСО «Г» имеют ТКЕ = 50·10^-6 1/град), температурная компенсация для дальнейшего повышения температурной стабильности частоты практически не даёт результата в широком диапазоне рабочих температур, в котором эксплуатируются современные устройства телеуправления, контроля и передачи данных (-50...+200°С).