А. А. Молчанов Санкт-Петербург



страница11/33
Дата26.10.2016
Размер3.24 Mb.
ТипОтчет
1   ...   7   8   9   10   11   12   13   14   ...   33

2.2.4. Гидроакустический канал


Гидроакустический канал связи является разновидностью гидравлического канала связи, в котором передача информационного сигнала также происходит по столбу бурового раствора внутри бурильных труб, а основными его отличиями от гидравлического канала связи являются:

- повышенный диапазон рабочих частот, лежащий в пределах 50-5000 Гц;

- излучателем в гидроакустическом канале связи является вибрирующий стержень из пьезокерамики (классическое решение для морской гидроакустики);

- приемник гидроакустических колебаний представляет из себя антенну, ориентированную на прием сигнала в направлении " снизу-вверх", состоящую из высокочувствительной пьезокерамики.

Вопросами создания гидроакустического канала связи в 1990-93 г.г. по техническому заданию ВНИГИК занимался Акустический институт АН СССР (АКИН).

Изложенное далее является результатами работ АКИН по договору с ВНИГИК (теоретическая часть), а также результатами совместных работ по созданию и испытанию действующего макета передающего и приемного устройства гидроакустического канала в скважинах небольшой глубины.


Затухание акустических волн в трубе, заполненной вязкой жидкостью.

Поглощение звука в свободной среде.

При исследовании затухания акустических волн в скважинном гидроканале полезно оценить вклад каждого механизма поглощения в суммарные потери. Для оценки влияния стенок БТ на поглощение целесообразно рассмотреть поглощение звука в плоской волне, распространяющейся в безграничной среде. Эта волна моделирует процесс распространения звука внутри трубы, но не учитывает (исключает) потери энергии на ее стенках [28, 29, 58].

Наличие вязкости и теплопроводности приводит к диссипации энергии звуковых волн, в связи с чем звук поглощается, т.е. его интенсивность постепенно уменьшается. Амплитуда плоской звуковой волны уменьшается с расстоянием по закону e-L, где  - коэффициент затухания. Согласно [5] он определяется по формуле:



где  и ζ — соответственно сдвиговая и объемная вязкости;

Cp, Cv — соответственно, теплоемкости при постоянном давлении и при постоянном объеме;

 - коэффициент теплопроводности;

 - плотность среды;

c - скорость звука;

 - круговая частота.

Подстановка коэффициентов, характеризующих среду, в формулу показывает, что в газах механизмы вязкости и теплопроводности вносят примерно одинаковый вклад в поглощение звука. В жидкостях главную роль играет вязкость, поэтому коэффициент затухания звука в жидкости равен приближенно



.

Объемная вязкость ζ имеет обычно тот же порядок величины, что и сдвиговая вязкость . Существуют однако случаи, когда ζ может достигать значений, значительно превышающих значения . Объемная вязкость проявляется в тех процессах, которые сопровождаются изменением объема (т.е. плотности) жидкости. При сжатии или расширении в жидкости нарушается термодинамическое равновесие, в связи с чем в ней начинаются внутренние процессы, стремящиеся восстановить это равновесие. В ряде случаев время релаксации процессов установления равновесия жидкости велико, т.е. эти процессы протекают сравнительно медленно. Но процессы установления равновесия являются процессами необратимыми, они сопровождаются возрастанием энтропии и, следовательно, диссипацией энергии. Поэтому, если время релаксации этих процессов велико, то при сжатии или расширении жидкости происходит значительная диссипация энергии, и поскольку эта диссипация должна определятся объемной вязкостью, то приходим к выводу, что ζ будет велико.

Интенсивность процессов диссипации, а с ним и величина ζ, зависит, естественно, от соотношения между скоростью процессов сжатия и расширения и времени релаксации. Если, например, речь идет о сжатиях и расширениях, вызываемых звуковой волной, то объемная вязкость будет зависеть от частоты волны. Таким образом, значение объемной вязкости не будет просто константой, характеризующей данное вещество, а само будет зависеть от частоты его движения, в котором она проявляется.

Ослабление амплитуды плоской волны, прошедшей расстояние L, определяется формулой:



Таким образом, ослабление волны, прошедшей расстояние 1 км в воде (/=10-2 см2с, с= 1.5 ,105 см/с), при неучете влияния объемной вязкости (ζ =0) равно



где - частота, Гц. Например, при частотах 102 Гц и 104 Гц - это ослабление, соответственно, равно 6.7.10-7 дб 6.7.10-3 дб.

Видно, что потери энергии малы и ими можно пренебречь при анализе и разработке акустического канала связи.

Затухание акустических волн в жидкостно - заполненной трубе.

Согласно [16, 17, 93] основная доля поглощения звука в трубе обусловлена эффектом, происходящим от наличия стенок. В акустическом пристеночном пограничном слое возникают большие градиенты скорости и температуры. Коэффициент затухания  равен энергии, диссипирующей в единицу времени на поверхности стенок единицы трубы, деленной на удвоенный полный поток энергии через поперечное сечение трубы.

Коэффициент затухания плоской волны в трубе с круговым сечением определяется по формуле:



,

где =/ — кинематическая вязкость;

 — динамическая вязкость;

— коэффициент температуропроводности;

Rc — радиус трубы.

Для жидкостей с малым значением коэффициента  (вода, глинистые водные смеси) вторым слагаемым можно пренебречь поэтому коэффициент затухания звука в трубе, заполненной такой жидкостью, равен приближенно:

Ослабление в децибелах плоской волны, прошедшей в трубе расстояние L, равно



По двум последним формулам можно оценить потери в БТ для различных практических случаев.

При бурении в России в основном используются буровые растворы с плотностью  = 1.21.5 г/см3 и вязкостью до 60 с по СПВ-5.

На рис. 2.13 представлен график взаимосвязи между вязкостью по СПВ с с вязкостью в пуазах. Как следует из графика, вязкости 60 с по СПВ соответствует 0.28 пуаз. Вода имеет вязкость  0.01 пуаз (с1500 м/с) тяжелые глинистые водные смеси (1.5 г/см3, с1350 м/с)   0.1 пуаз, смеси на нефтяной основе(1.5 г/см3, с1400 м/с)  0.2 пуаз. Зарубежные исследователи наиболее вероятным значением  считают 0.2 пуаз, а характерное значение  для зарубежных коммерческих систем скважинной связи по гидроканалу составляет 0.5 пуаз.

В России применяются бурильные трубы с внутренним диаметром 100, 110 и 130 мм, с толщиной стенки 8-10 мм, длиной секции 8-12.5 м.

В таблице 2.8 представлены результаты расчетов ослабления плоской волны в приведении на 1 км для различных значений частот, внутреннего радиуса трубы и параметров бурового раствора.

Если принять в качестве допустимой величины потерь на всей длине скважины 90 дБ, то из таблицы следует, что для АКС с водой внутри БТ дальность связи превышает 6 км на частоте 5 кГц. Для тяжелых глинистых растворов с вязкостью 0.1 пуаз дистанции 3 и 6 км достижимы, соответственно, на частотах 2-5 кГц и 0.51 кГц. Для растворов на основе нефти с вязкостью 0.2 пуаз дистанции 3-6 км достижимы на частотах 1-2 кГц и 0.250.5 кГц соответственно. Для тяжелых глинистых растворов с вязкостью 0.3 пуаз дистанции 3 и 6 км достижимы на частотах 0.51 кГц и  0.25 кГц. Таким образом, для достижения дальности связи до 3 км возможно использование частот от 0.5 до 5 кГц, а до 6 км – частот от 0.25 кГц до кГц.

Таблица 2.8

Затухание сигнала в трубе с буровым раствором





Затухание сигнала, дБ/км

Частота, Гц.

R50 мм

R65 мм

Параметры раствора:

 0.01 Пуаз

с1500 м/с

1 г/см3


0.1

1350


1.5

0.2

1400


1.0

0.3

1400


1.3

0.01

1500


1

0.1

1350


1.5

0.2

1400


1.0

0.3

1400


1.3

100

250


500

1000


2000

5000


2.03

3.21


4.54

6.4


9.1

14.4


5.83

9.22


13

18

26



41

9.74

15.4


21.7

30.8


43.6

68.9


10.5

16.6


23.5

33.2


50

74


1.56

2.47


3.49

4.92


7

11


4.49

7.09


10

13.8


20

31.5


7.49

11.8


16.7

23.7


33.5

53


8.08

12.8


18

25.5


38.5

57

Затухание акустических волн в жидкостно – заполненной трубе с шероховатой внутренней поверхностью.


На внутренней поверхности БТ имеются неровности, обусловленные коррозией, налипание твердых частиц бурового раствора и т.д. Звуковая волна, распространяющаяся в трубе с шероховатыми стенками, испытывает дополнительное затухание вследствие рассеяния звука от шероховатостей. В трубе, в которой может распространятся только одна нормальная волна, влияние шероховатостей сводится к появлению отраженной волны. Оценка затухания волны из-за ее рассеяния от шероховатостей производится на основе общей теории рассеяния мод в нерегулярных волноводах [17]. Согласно [17 ], коэффициент затухания нулевой моды в двумерном одномодовом волноводе с одной плоской и с другой шероховатостей жесткими границами определяется по формуле:

где H — толщина волновода;

k — волновое число;

2 и 0 — соответственно средний квадрат и радиус корреляции шероховатостей.

Коэффициент затухания плоской волны в трубе с круговым (в среднем) сечением равен:

.

Ослабление в децибелах плоской волны, прошедшей расстояние L, равно:



.

Примем внутренний радиус БТ в среднем равным 120 мм и пусть внутри будут неровности с 0 1 см,  1 мм. Согласно вышеприведенным формулам ослабление плоской волны, прошедшей 1 км в такой трубе будет:



.

Величины 1 , полученные по этой формуле при различных значениях частоты f, приведены в таблице 2.9.

Таблица 2.9

Затухание звука в трубе с шероховатой внутренней стенкой



Частота, Гц

100

1000

5000

10 000

Затухание, дБ/км

1.5 10-2

1.5

37.5

150

Из таблицы 2.9 следует , что даже весьма малая шероховатость внутренней стенки БТ на частотах 5 кГц приводит к недопустимому большому затуханию волн вследствие рассеяния. Переход к частотам 1 кГц и ниже вносит пренебрежимо малые дополнительные потери, обусловленные указанным механизмом.


Экспериментальные исследования


В рамках выполнения договора [58] в 1992-93 г.г.был создан макет аппаратуры «Скважина-ЗТС», с помощью которой в 1993 г. в стендовых и контрольно-проверочных скважинах небольшой глубины (пос. Апрелевка, пос. Поваровка) были проведены экспериментальные исследования по передаче информации по гидроакустическому каналу связи.

Зависимость коэффициента затухания  акустических колебаний в буровом растворе внутри бурильной колонны от их частоты f для различных глубин скважины L показана на рис. 2.14.

В результате исследования потерь энергии акустических волн в скважине установлено [58]:

1. Затухание звука при его распространении по гидроканалу внутри БТ, обусловленное трением о стенки, весьма сильно зависит от параметров бурового раствора и частоты звука. Зависимость затухания от диаметра БТ в реальном диапазоне его изменений можно пренебречь. Для используемых размеров БТ и параметров растворов результирующие потери на 1 км длины скважины для частоты 1 кГц меняются от 5 дБ до 33 дБ, а для частоты 250 Гц – 3 дБ-до 17 дБ. Наибольшее затухание соответствует буровому составу с большей вязкостью (60 с по СПВ-5, 1.5 г/см3).

2. Шероховатость внутренней поверхности БТ, обусловленная коррозией, налипанием мелких частиц бурового раствора с размерами  1 мм, вносит дополнительные потери, связанные с отражением акустических волн от шероховатости, пренебрежимо малые в диапазоне частот до 1 кГц. Начиная с частот 5 кГц даже эти малые неровности приводят к дополнительным потерям 37 дБ/км.

Ввиду того, что статические характеристики размеров неоднородностей внутренней поверхности БТ отсутствуют, более адекватные практике количественные оценки потерь рассматриваемой природы сделать затруднительно.

В результате исследования фазовых и групповых скоростей нормальных акустических волн, распространяющихся вдоль скважины, установлено [58]:

1. Оценочные расчеты показывают, что при использовании для передачи информации нулевой нормальной волны, распространяющейся по жидкости внутри буровой колонны, явлением дисперсии фазовой скорости можно пренебречь на частотах до 1 кГц при диаметрах БТ от 114 до 147 мм.

2. Переход к частотам 5 кГц и выше потребует дополнительного рассмотрения допусков в зависимости от ширины полосы частот используемых информационных сигналов и требуемой надежности связи.

Полученные результаты необходимо использовать при оценке достижимых характеристик средств передачи информации по скважине с помощью акустических колебаний.

На данном этапе исследований представляется, что передача информации по акустическому каналу связи (АКС) в самом тяжелом случае (глинистый буровой раствор с 1.5 г/см3 и вязкостью 69 с по СПВ-5) при благоприятной помеховой ситуации (например, при остановке насосов или вращения буровой колонны) возможна с глубины до 3 км на частотах 0.5-1.0 кГц и с глубины 6 км на частотах 100-200Гц. Для менее вязких растворов рабочий частотный диапазон сдвигается в более высокочастотную область.

При использовании комбинированного канала связи гидроакустический передатчик может быть вынесен на отрезке каротажного кабеля вверх (на расстояние от устья не более длины горизонтальной части, т.е. на расстояние 600-800 м от устья), что позволит при частоте 250-500 Гц уверенно вести передачу с забоя по гидроакустическому каналу связи и при работающих насосах, т.е. непосредственно в процессе бурения.


2.2.5. Проводной канал связи


Проводной канал связи нашел широкое применение для автоматизации производственных процессов и телеизмерений при турбинном и роторном бурении, в электробурении [8].

Рассмотрим несколько возможных способов организации проводных каналов (рис. 2.15).

I. В каждую бурильную трубу или свечу встроен отрезок провода (кабеля) по центру или по стенке трубы (рис 2.15, а). При свинчивании труб отрезки проводов автоматически соединяются с помощью специального контактного устройства. Провода с контактными устройствами встраиваются в трубы предварительно (до спуска в скважину) и при спускоподъемных операциях никаких дополнительных работ и затрат времени на организацию канала не требуется. Недостатки такого канала связи - большое число контактных соединений и некоторое удорожание бурового оборудования.

II. Провод длиной, значительно превышающий длину одной трубы, спускается в колонну после того, как спущена вся колонна или часть ее. Этот провод (который может быть назван сбросовым) при спуске автоматически подключается своим нижним концом к глубинному измерительному снаряду. Спуск провода и связь его верхнего конца с наземной приемной аппаратурой могут быть осуществлены различными способами.

Весь провод спускается в колонну через специальное сальниковое уплотнение в вертлюге (рис. 2.15, б). Недостаток такой конструкции - обязательный подъем кабеля при наращивании новой трубы; затруднения в данном случае возникают при спуске кабеля в скважину с большой кривизной. При необходимости измерительный прибор можно спускать вместе с проводом.

2. Провод спускается в трубы до того, как навинчена ведущая труба (рис. 2.15, в). Верхняя часть провода через специальный канал в резьбовом соединении выводится и протягивается снаружи вдоль нескольких верхних труб и дальше через вкладыши ротора к приемной наземной аппаратуре. Недостаток такого вывода провода из колонны - возможность его обрыва.

3. Сбросовый провод спускается в трубы отдельными отрезками, например секциями по 100-500 м, по мере спуска колонны. Верхний конец каждого отрезка закрепляется в замковом соединении, а нижний - присоединяется к предыдущему отрезку. Такой способ необходим при наклонно-направленных скважинах, в которых отрезки провода спускаются в трубы, находящиеся в вертикальном положении. Последний верхний отрезок провода небольшой длины может спускаться через сальник на вертлюге (рис. 2.15, г) либо, вмонтированный в трубы, устанавливаться сверху колонны (рис. 2.15, д).

Основной, более ответственной деталью в рассмотренных линиях связи является контактный элемент, от которого зависят надежность работы и другие эксплуатационные качества канала связи. В зависимости от вида электрической связи различают контакты с гальванической, индуктивной и емкостной связью.

В дальнейшем словом «контакт» будем называть устройство связи между двумя звеньями проводного канала. В любом контактном устройстве в общем случае имеются все три вида связи. Название контакта соответствует преобладающему виду связи.

Первоначально в промышленных условиях был применен лишь канал связи с гальваническими контактами (для турботахометра). Опыт применения его на ряде скважин показал ненадежность работы главным образом из-за неисправностей контактных соединений. В процессе работы контакты загрязнялись, увеличивалось их переходное сопротивление и проводимость изоляции. (Для восстановления работоспособности контактов необходим постоянный уход за ними со стороны персонала буровой бригады.) Такие контакты требуют точной установки разъемных элементов и чувствительны к механических повреждениям. Применение этих контактов при сбросовом проводе создает значительные трудности.

Более целесообразно применять контактные устройства с индуктивной связью. Контактные устройства этого типа представляют собой трансформаторы, состоящие из двух кольцевых катушек, присоединенных к концам соединяемых секций встроенного токоподвода. При свинчивании труб или спуске сбросового провода катушки сближаются, благодаря чему создается значительная индуктивная связь между секциями. Весь канал связи представляет цепочку, состоящую из связанных звеньев. Индуктивные контакты имеют существенные преимущества перед контактами с гальванической связью: они менее прихотливы в обслуживании, параметры их не зависят от загрязнения и увлажнения. Контакт с емкостной связью, имеющий также ряд преимуществ перед контактом с гальванической связью, не лишен конструктивных недостатков.

Электрическая схема встроенного в буровой инструмент канала связи представляет собой линию с распределенными параметрами и для нее справедлива схема замещения, показанная на рис. 2.16. Отношение напряжения к току в любой точке такой линии называется ее характеристическим сопротивлением.

Если сопротивление R, индуктивность L, емкость С и активная проводимость g на единицу длины линии остаются постоянными в любой точке линии, тот и характеристическое сопротивление в любой точке линии одинаково. В этом случае линия называется однородной.

Характеристическое сопротивление однородной линии



В общем случае Z - величина комплексная, но при малых потерях и большой частоте (L >> R и C >> g) она практически зависит только от L и С и носит чисто активный характер: . Линия, приближающаяся к таким условиям, носит название линии без потерь. Приведенная формула справедлива также при конечных значениях R и g и при определенном отношении между параметрами, когда RC = L. Линия, удовлетворяющая этим условиям, называется неискаженной линией. Для достижения условий RC = gL иногда прибегают к искусственному изменению параметров линии.

С увеличением частоты характеристическое сопротивление уменьшается вследствие уменьшения L. Кабели обладают меньшим характеристическим сопротивлением из-за большой емкости между жилами (рис. 2.17).Если линия неоднородна, величина  на различных участках неодинакова.

Наибольшее затухание наблюдается в кабельных линиях, где оно также в наибольшей степени зависит от частоты, вследствие сильного влияния емкостной (см. рис. 2.18) проводимости, которая сильно увеличивается с ростом частоты. Для линий со стальными проводами коэффициент затухания растет с частотой вследствие влияния поверхностного эффекта, резко проявляющегося с ростом частоты.

В точке соединения двух линий с разными значениями характеристического сопротивления происходит отражение и преломление электромагнитной волны.

Отношение амплитуды падающей волны к амплитуде отраженной волны напряжения называется коэффициентом отражения по напряжению

kU = Uотр/Uпад = (Z2 - Z1)/(Z2 - Z1)

Часть мощности отражается в точке соединения различных линий, что обусловливает дополнительное затухание сигнала. Отражения не происходит, когда Z2 = Z1, поэтому в точках перехода должны приниматься меры к согласованию сопротивлений, например, путем включения понижающих (при Z1 > Z2) или повышающих (при Z1 - Z2) трансформаторов. Это относится также к концу и началу линии. Согласование достигается при Ri = Ry = Z, где Ri - внутреннее сопротивление источника сигнала в начале линии; Rн - сопротивление нагрузки в конце линии.

Если выполнены все согласования, то в сложной составной линии общее затухание во всей линии можно определить суммированием затуханий на отдельных ее участках: b = b1 + b2 + b3 + ... + bn.

Величина затухания в линии не зависит тот того, как определять - по напряжению, току или мощности:

b = L = lnU1/U2; b = L = lnI1/I2;

b = L = 1/2(P1/P2).

где U1, U2, I1, I2, P1, P2, - напряжения, токи и мощности в начале и конце линии длиной L.

В силу того, что в логарифмической мере затухания суммируется, эта мера оказывается очень удобной. Затухание определяют обычно в неперах для линии с характеристическим сопротивлением Z = 600 Ом по отношению к некоторым исходным значениям напряжения U0 = 0,0775 В, тока I0 = 2,29 мА и мощности Р0 = 1 мВт.

Зная величину затухания в канале передачи, напряжение в начале линии связи, всегда можно определить напряжение в любой точке линии связи. В тех случаях, когда уровень сигнала в точке приема недостаточен для надежного выделения его на фоне помех, необходимо или увеличить мощность передатчика, или устранить влияние помех.

Если эти меры не обеспечивают надежной связи для линии необходимой протяженности, требуется выбирать кабель с меньшим затуханием.

Графики, приведенные на рис. 2.19, иллюстрируют зависимость общего коэффициента затухания в канале от числа звеньев при различных коэффициентах затухания одного звена. Отдельное звено цепи замещает одну секцию линии, следовательно, число звеньев n равно числу секций n = H/l, где Н - общая длина колонны труб: l - средняя длина одной секции, равная длине трубы или свечи (соединение двух или трех вместе).

Звено цепи содержит в себе контакт и присоединенными к нему с двух сторон проводами, длина которых l/2. Контакт и отрезки проводов могут быть представлены схемой замещения в виде отдельных четырехполюсников, при этом четырехполюсник звена состоит из трех последовательно соединенных четырехполюсников (рис. 2.20, а).

Четырехполюсники П, замещающие отрезки проводов, симметричны и однородны; четырехполюсник контакта К в секционированной по трубам линии связи практически выполняется симметричным. Таким образом, четырехполюсник звена (рис. 2.20, б) также симметричен.

Передача электромагнитной энергии по цепной схеме (рис. 2.20, в), составленной из одинаковых симметричных четырехполюсников, описывается уравнениями Un+1 = U1chn - J1Zshn;

Jn+1 = J1chn - (U1/Z)shn;

здесь Z,  - повторное (характеристическое) сопротивление и коэффициент распространения одного звена;  =  + j, где  - коэффициент затухания;  - коэффициент фазы; Z и  - через постоянные четырехполюсники А, В, С определяются соотношениями:

Z = (B/C)1/2;  = ln(A + ).

Если проведены измерения в режимах холостого хода и короткого замыкания (сходные сопротивления Zхх, Zкз), то

Z = (Zхх Zкз)1/2; th = (Zкз/Zхх)1/2.

Постоянные результирующего четырехполюсника определяются через постоянные его составляющих четырехполюсников следующими формулами:





где Ап, Вп, Сп - постоянные четырехполюсников П, равные

Ап = chпl/2; Bï = Zпshпl/2; Cп = 1/Zпchп(l/2).

Здесь п - постоянная распространения провода, определяемая формулой



Zп - волновое сопротивление провода

Zп = (r + jL)(g + jC)1/2,

где r, g, C, L - активное сопротивление, проводимость, емкость и индуктивность провода на единицу длины.

В том случае, когда последнее звено цепи замкнуто на повторное сопротивление, справедливы следующие соотношения:

При рассмотрении параметров канала связи в первую очередь интересует общий коэффициент затухания в линии n независимо от вида канала.

Особенностью встроенных каналов связи является большой общий коэффициент затухания, обусловленный как трудностями выполнения контакта с малым коэффициентом затухания, так и тяжелыми условиями эксплуатации канала.

При разработке линий того или иного типа необходимо выполнение условий nn  bд, где bд - общий допустимый коэффициент затухания канала, при этом отдельное звено должно иметь коэффициент затухания   bд/n, который находится в обратной зависимости от глубины скважины.

На основании проведенных исследований по возможностям проводных каналов связи можно сделать следующие выводы.

1. Проводной канал, секционированный по трубам с контактными гальваническими соединениями, обладает затуханием порядка 0,7510-3-10-3 Нп/км, что обеспечивает дальность действия канала 2000-3000 м при пропускной способности (3-4)102 дв.ед/с.

2. Проводной канал с индуктивными сопротивлениями имеет большее затухание - 410-3-2010-3 Нп/м, но, благодаря меньшей подверженности помехам, пропускная способность его составляет 0,5-1103 бит/с при дальности канала 2000-3000 м.

3. Проводной канал с индуктивными соединениями сбросовых секций длиной 500-600 м имеет затухание 0,5-0,610-3 Нп/м и при пропускной способности канала 25103 дв.ед/с обеспечивает дальность 5000-6000 м.


2.2.6. Электромагнитный (беспроводный) канал связи


Работами С.Я. Литвинова, И.К. Саркисова (1959 г.), Е.А. Полякова (1962 г.), О.П. Шишкина (1962 г.) была установлена возможность использования колонны бурильных труб в качестве электрического канала для передачи информации с забоя на земную поверхность [47].

Электромагнитный (беспроводный) канал связи (рис. 2.21), использующий колонну бурильных труб в качестве одного из проводов линии передачи, по простоте конструкции глубинных и наземных устройств, пропускной способности является наиболее перспективным при организации устойчивой связи “забой - устье” при турбинном и роторном бурении скважин.

Однако дальность действия систем, использующих беспроводный канал связи забой - устье, а значительной мере определяется свойствами геологического разреза скважины. Исследования канала такого типа (О.П. Шишкин, Б.А. Грачев и др., 1962г.) показали, что расчет канала можно свести к расчету неоднородной длинной линии с распределенными параметрами. Расчет практически заключается в определении уровня полезности сигнала, который может быть зафиксирован на поверхности при соответствующих условиях его передачи с забоя и выделении его на фоне помех. Величина сигнала определяется зависимостью

Uc = Uвхе-L.

где Uвх - напряжение на входе линии передачи, В;  - коэффициент затухания сигнала в канале связи забой - устье, Нп/м; L - глубина скважин, м.

Коэффициент затухания электрического сигнала в канале связи  зависит от материала труб, диаметра бурильной колонны D, частоты передаваемого сигнала f, средневзвешенного удельного электрического сопротивления среды и с достаточной точностью может быть выражен зависимостью для стальных труб



для сплавных труб



Графики зависимости коэффициента затухания электрического сигнала в канале связи от частоты передаваемого сигнала для сред с различным удельным электрическим сопротивлением для стальных и сплавных труб приведены на рис. 2.22. Они показывают, что для сред с  15 Омм коэффициент затухания не превышает 4 Нп/км в диапазоне частот от нуля до 25-30 Гц; для сплавных труб он почти в 2 раза ниже и составляет не более 2,510-3 Нп/м в этом же диапазоне частот.

Дальность действия L беспроводного канала забой - устье с достаточной для практики точностью может быть определена по формуле

Здесь - средневзвешенное удельное электрическое сопротивление разреза, Омм; f - частота сигнала передачи, Гц; r - радиус колонны бурильных труб, м; д - длина разделителя нижней части колонны, м; Р - мощность забойного передатчика, Вт; А - коэффициент, учитывающий материал колонны (для стальных труб - 2,6; для сплавных - 0,13); m - уровень помех в полосе 1 Гц, мкВ/Гц; С - пропускная способность канала связи, бит/с;  - коэффициент согласования забойного передатчика с нагрузкой



где ср - среднее сопротивление разреза, Омм; l - усредненное удельное сопротивление той пачки пластов, в которой находится нижний электрод, Омм; h - длина изоляционной вставки (электрического разделителя), м; с - удельное электрическое сопротивление промывочной жидкости в скважине, Омм; rс - радиус скважины, м.

Наиболее эффективными средствами повышения дальности действия беспроводного канала являются снижение частоты сигнала передачи, применение бурильных труб с улучшенными электрическими характеристиками и согласование забойного передатчика с нагрузкой (табл. 2.10). Значительный резерв увеличения дальности действия этих систем - снижение уровня помех, что достигается применением узкополосных систем передачи, компенсацией помех и снижением скорости передачи данных измерений [51].

С целью выбора оптимальных условий передачи сообщений по беспроводному каналу связи были проведены расчеты дальности действия системы связи при различных значениях входящих в формулу параметров. Результаты расчетов (см. рис. 2.23) позволили сделать следующие выводы.

Таблица 2.10

Ослабление сигнала Uc = U0 e-L



Глубина,м

Частота,Гц

Стальные трубы

Сплавные трубы







Удельное сопротивление пород, Омм







10

30

10

40

1

30

10

10

100

2,0

3,0


5,0

7,5


10,0

2,21

2,41


2,81

3,21


3,51

1,61

1,71


1,81

1,91


2,11

1,31

1,31


1,41

1,41


1,51

1,1

1,1


1,2

1,2


1,2

1,41

1,51


1,61

1,81


2,01

1,21

1,31


1,31

1,41


1,51

1,11

1,11


1,21

1,21


1,21

1,1

1,1


1,1

1,1


1,1

500

2,0

3,0


5,0

7,5


10,0

48,91

78,91


160,11

310,61


530,61

9,41

12,51


18,71

27,51


37,41

3,41

4,01


5,01

6,11


7,31

1,8

2,0


2,2

2,5


2,7

5,11

7,01


11,71

19,31


29,61

2,61

3,11


4,11

5,51


7,11

1,71

1,91


2,21

2,61


2,91

1,3

1,4


1,5

1,6


1,7

1000

2,0

3,0


5,0

7,5


10,0

2392,21

6228,51


25630,71

96464,11


281572,31

89,31

155,11


351,11

754,61


1400,61

11,71

15,81


24,81

37,71


52,91

3,4

4,0


5,0

6,1


7,3

26,01

49,41


136,31

373,71


873,91

6,61

9,51


17,11

30,61


49,91

2,81

3,41


4,71

6,51


8,51

1,7

1,9


2,2

2,6


2,9

1. Изменение длины электрического разделителя слабо влияет на дальность действия канала в низкоомном разрезе, увеличение длины разделителя с 3-4 м до 10 м в высокоомном разрезе ( = 40 Омм) приводит у увеличению дальности для стальных труб на 300 м, для легкосплавных - на 700 м (рис. 2.23, а).

2. Увеличение мощности передатчика с 100 до 1000 ВА позволяет увеличить дальность действия канала на 10-15% (рис. 2.23, б).

3. Применение высокоминерализованных растворов в качестве промывочной жидкости приводит к увеличению дальности канала связи в условиях высокоомного разреза и мало сказывается в условиях низкоомного разреза. И наоборот, применение малопроводящих растворов в условиях низкоомного разреза дает значительный выигрыш в дальности канала связи (рис. 2.23, в). Совершенно очевидно, что применение наружных изоляционных покрытий может оказаться существенным для увеличения дальности канала в низкоомном разрезе.

4. Удаление электрического разделителя от турбобура с целью удлинения нижнего излучающего электрода позволяет улучшить согласование передатчика с нагрузкой и при длине нижнего электрода 100 м дает возможность получить выигрыш в дальности на 10% в низкоомном разрезе и на 27% в высокоомном. Дальнейшее увеличение длины мало влияет на дальность канала, в связи с чем нецелесообразно из-за технических трудностей практической реализации.

5. При частоте несущей fн = 2,5 Гц дальность канала для легкосплавных труб составляет 3,5 км для разреза с = 2-3 Омм (Тюмень) при пропускной способности канала 2 бит/с. При несущих частотах 7-10 Гц дальность канала в условиях разреза с = 10-20 Омм и использовании легкосплавных бурильных труб достигает 3000-4000 при пропускной способности канала 2 бит/с.

Серьезное препятствие в увеличении дальности связи - электрические помехи. Их природа в основном обусловлена утечками токов в промышленных районах, колебаниями почвы (сейсмоэлектрический эффект во время работы бурового оборудования), нарушением статизма гальванической пары «промывочная жидкость — колонна бурильных труб», перераспределением поверхностных токов земли (рис. 2.24).

Исследования частотного спектра помех в канале [47] при турбинном и роторном способах бурения показывают (рис. 2.25), что низкочастотные импульсные помехи могут быть подавлены путем применения схем ком­пенсации помех.

Использование синфазных приемников сигналов, введение заградительных фильтров, применение помехоустойчивых способов передачи и выделения полезных сигналов (цифровая передача, базовое детектирование, корреляционный прием и др.) позволяют в 2-3 раза увеличить дальность беспроводного канала.

Перспективным способом приема слабых сигналов в зоне, где уровень поверхностных помех значительно ослаблен, является перенос точки приема на нижнюю часть кондуктора или технической колонны. В этом случае резко ослабляются внешние помехи и приемник на величину заглубления приближается к передатчику.

Наряду с традиционными методами повышения дальности действия телеметрических систем с беспроводным каналом связи, заключающимися в повышении мощности передатчика, чувствительности приемных устройств, интерес представляют методы создания помехозащищенной аппаратуры, использующей методы цифровой передачи сообщений в некодированной и кодированной формах, применение систем с шумоподобными сигналами.

Разработанные конструкции электромашинных генераторов средней мощности с приводом специальной турбины от потока промывочной жидкости обеспечивают даже в низкоомных разрезах дальность передачи до 2000-3000 м.

Существенный резерв увеличения дальности каналов связи - применение способов надежного выделения полезных сигналов на фоне помех. Потенциальная помехоустойчивость h зависит от отношения сигнал/шум и энергии сигнала Е [А.А. Харкевич, 1965г. ]: Е = РпТ, где Рп - мощность передатчика; Т - длительность сигнала.

Основываясь на этом, можно сделать следующие выводы:

а) мощность и длительность сигнала должны быть максимальными или при данной мощности сигнал не должен прерываться (не должно быть пауз);

б) передатчик должен отдавать максимальную мощность непрерывно, а поскольку она ограничена, то пик-фактор (отношение максимального по уровню сигнала к минимальному) должен быть близок к единице.

Таким пик-фактором обладает частотная и фазовая модуляция (ЧМ и ФМ). Из всех видов модуляции наибольшей помехоустойчивостью обладает фазовая модуляция для передачи символов (например, 1 и 0).

В случае двоичного кода удобно использовать нулевую фазу и фазу 3,14159 рад и применять фазовую манипуляцию.

Помехоустойчивость

h = 2E0/N = 2T F Pc/(N0F) = 2T Pc/Pш,

где Рш - мощность шума в полосе пропускания приемника, Рш = N0(N/F).

Отсюда следует, что, увеличивая величину 2TF, ту же самую помехоустойчивость можно получить при Рсш  1.

Для выделения замаскированного шумами полезного сигнала необходимо вычислить корреляционные функции взаимной корреляции принимаемого сигнала Y(t) и используемых для передачи символов S1(t) и S0(t).

При этом считается переданным тот сигнал, корреляция которого с при­нимаемым наибольшая:



Оптимальность этого алгоритма обработки сигналов состоит в том, что при его использовании минимизируется вероятность ошибочного принятия сигнала S0(t) за S1(t) или иначе увеличивается вероятность правильного решения.

Используемые в системе сигналы должны обладать хорошими взаимно-корреляционными свойствами, т.е. ортогональными:

В то же время автокорреляционные функции сигналов не должны иметь больших боковых выбросов (по отношению к максимуму):



Корреляционная функция шума имеет вид дельта-импульса (поскольку шум обладает свойством эргодичности и среднее значение равно нулю).

Возможность выделения слабых сигналов на фоне шума объясняется тем, что сигнал при корреляционном приеме накапливается когерентно, а шум - некогерентно. Сигнал на выходе корреляционного устройства представляет сумму автокорреляционной функции сигнала и взаимно-корреляционной функции сигнала и помехи.

Поскольку сигнал и помеха не коррелированы, среднее значение s  0. В случае использования сложных сигналов величина R(0) (максимум корреляционной функции) равна BUs, где B - база сигнала; Us - входной сигнал.

Таким образом, используя достаточно большую базу сигнала, можно добиться после обработки значительного превышения отклика сигнала над шумом.

В настоящее время известно множество сигналов, удовлетворяющих требованиям применительно к системам связи "забой-устье". Основные требования к таким сигналам следующие: достаточный набор кодов, хорошее авто- и взаимно-корреляционные свойства, сравнительная простота выборки, обработки и синхронизации. К ним относятся: М-последовательность, код Баркера, код Рида-Мюллера, код Стифлера и др.

Применение для передачи кодов позволяет выделять полезный сигнал при превышении уровня помех в 3-4 раза, разработать более помехоустойчивые (в 10-15 раз) системы по сравнению с системами, использующими некодированные методы передачи сообщений.

Представляется целесообразным ввести обобщенный параметр эффективности как произведение пропускной способности канала на его дальность (СL). Множество {CiLj}, выполненное для различных частот и отношений сигнал/шум из соответствующих областей определения (работоспособности системы), имеет максимум. Это позволяет, задавшись необходимой дальностью передачи сообщений, определить полосу передаваемых частот и возможную скорость передачи при определенном отношении сигнал/шум. И наоборот, зная отношение сигнал/шум, можно выбрать частоту передачи, обеспечивающую необходимую скорость передачи сигналов и дальность действия канала при изменении базы сигнала при кодированной передаче.

Кроме того, построив зависимость (СL)max, L от частоты сигнала для различных по физической природе каналов связи, можно объективно оценить область их применения.

Так, например, из рис. 2.26, а следует, что применение гидравлического канала связи нецелесообразно в интервале частот 4-7 Гц. А на рис. 2.26, б видно, что с уменьшением скорости передачи информации оптимальная частота приема смещается влево, а при увеличении помехоустойчивости - вправо.

Все изложенное выше позволяет решить задачу поиска оптимальной частоты приема в условиях реальных помех, электрических и геометрических факторов канала связи. Эта задача многокритериальной оптимизации решается методами нелинейного программирования; реализация этой программы позволит обеспечить надежность передачи сообщений в любых геологических условиях различных регионов страны.

Нами разработан оперативный компьютерный способ расчета и прогнозирования уровня принимаемого с забоя электромагнитного сигнала для любого геоэлектрического разреза.

Модель геолого-геофизической среды представляется горизонтально-слоистыми полупространствами с параметрами i пластов, глубины Zi подошвы i - пласта. Буровая колонна представляется токовой нитью с неравномерным растеканием стекающего тока с зависимостью от глубины точки забоя.

Для расчета уровня сигнала на поверхности необходимо задать ток, излучаемый забойным передатчиком и ввести данные по каротажной кривой для типичного геологического разреза региона или соседней скважины, параметр бурильной колонны (омическое сопротивление 1 м бурильной колонны). Расчеты выполнены для всех известных нефтегазоносных регионов России и стран СНГ.

Пример расчета для Марковского нефтяного месторождения приведен на рис. 2.27.

Следует заметить, что размещение приемных антенн, в том числе приемных электродов, не соединенных с оборудование на буровой, позволяет резко уменьшить уровень индустриальных помех на входе приемника, а повышение эффективной длины приемной антенны позволяет увеличить величину принимаемого сигнала.

Опыт многолетней эксплуатации телеизмерительных систем с электромагнитным каналом связи "забой-устье" свидетельствует, что от правильного выбора места заземления приемной антенны во многом зависит уровень принимаемого с забоя полезного сигнала и уровень принимаемых антенной помех. В большинстве случаев оптимальным является подключение входа приемника к буровой и заземляющего электрода в приемную емкость с буровым раствором. При кустовом бурении при наличии пробуренных скважин с опущенной технической колонной - подсоединение к технической колонне является, как правило, оправданным. Иногда, при отсутствии ранее пробуренных скважин в кусте целесообразно подключиться к скважине (эксплуатационной, нагнетательной, наблюдательной), расположенной вблизи куста бурящихся скважин.

При работах на море нет никакой необходимости преодолевать экранное действие столба морской воды, достаточно антенну сбросить на дно моря, соединив ее с регистрирующей аппаратурой бронированным геофизическим кабелем.

Наилучшие результаты достигаются, если сигнал с приемной антенны поступает к предварительному усилителю-преобразователю, размещенному вблизи антенны и передаются на поверхность в цифровом виде.

Таким образом, зная мощность, излучаемую забойным передатчиком и электрические характеристики бурильной колонны и разреза, зная экспериментально измеренную помеховую обстановку на буровых можно оперативно прогнозировать возможный уровень полезного сигнала, выбрать оптимальный частотный диапазон передачи-приема и определить для выбранного способа кодирования скорость передачи сообщений.


2.2.7. Комбинированный канал связи


Комбинированный канал связи - это сочетание различных по своей физической сущности каналов связи скважинного прибора с наземной регистрирующей и обрабатывающей аппаратурой.

Его использование, несмотря на определенные дополнительные затраты, позволяет избежать недостатков, присущих проводному, с его сложностью монтажа, но обладающего значительной пропускной способностью, и электромагнитному с его простотой в эксплуатации, но ограниченного в дальности действия в условиях низкоомных разрезов.

Следует заметить, что использование того или другого вида канала связи определяется геолого-техническими условиями проводки скважин.

Так, например, требование к надежности работы гидравлического канала диктует необходимость тщательной очистки бурового раствора от абразивного материала (не более 1-2% песка), что вызывает определенные трудности в очистке промывочной жидкости при проводке скважины в суровых климатических условиях. В то же время ограничено применение гидравлического канала при наличии в буровом растворе газа (воздуха и др.), что исключает его использование при бурении скважин на аэрированных растворах.

Сочетание гидравлического и электромагнитного канала, гидроакустического и проводного, электромагнитного и проводного могут быть реализованы в различных телеметрических системах и расширяют область решаемых геологических и технических задач телеизмерительными системами при проводке и эксплуатации горизонтальных скважин [3, 43, 47].

Способы расчета комбинированного канала связи используют описанные ранее приемы и программы для отдельных видов каналов связи, и в каждом конкретном случае можно выбрать оптимальный вариант системы.


2.2.8. Автономные измерительные приборы


Автономная регистрация данных глубинных измерений в нефтяных скважинах впервые использована в глубинных манометрах. В них регистрация велась на алюминиевую фольгу, применялась точечная регистрация зенитных угловых и азимутальных измерений фотоинклинометрами.

Автономные приборы для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин с регистрацией данных измерений на подвижный магнитоноситель были предложены А.А. Молчановым в 1961 году и реализованы в дальнейшем в автономной малогабаритной аппаратуре диаметром 42 мм для исследований действующих газовых скважин с высоким давлением на устье (аппаратура АСП-1), комплексных геофизических исследований бурящихся наклонных и осложненных бурением нефтегазовых скважин Западной Сибири (АП-3М), при испытании скважин пластоиспытателями на бурильных трубах (АМБК-1, ПАК-4), измерений деформаций колонковой трубы (ГИД-1), аппаратуры для исследований подземных угольных скважин, опасных по газу и пыли (АРС-1ША) [54].

Современная оптимальная функциональная схема построения автономного прибора может быть представлена блок-схемой в которой с первичных преобразователей электрический сигнал (ток или напряжение) через временной коммутатор каналов поступает на аналогово-цифровой преобразователь, а затем в устройство регистрации в виде твердотельной памяти.

При необходимости усиления сигнала или его интегрирования вводятся усилители, фильтры или полосовые усилители. Программа опроса датчиков, а также определенные вычислительные операции выполняются скважинным микропроцессором. Питание скважинного прибора осуществляется от химического источника питания, включаемое и выключаемое по программе.

Так как геофизическая информация должна быть «привяза­на» к глубине скважины в скважинном приборе регистрируются метки времени. Контроль работы автономного прибора во времени и все операции по изменению глубины положения скважинного прибора записываются на дневной поверхности в ПЭВМ и используются при синхронном считывании данных глубинных измерений после извлечения из скважины автономного прибора.

Автономные приборы для геофизических исследований скважин требуют различных объемов памяти (1-10Мбайт) в связи с необходимостью измерений и регистрации нескольких параметров в течение 3-4 часов и более непрерывных измерений [53, 54].

Особенностью применения автономных приборов для решения различных геологических и технологических задач является то, что информация с результатами измерений может быть воспроизведена лишь после извлечения регистратора из скважины или считывания с регистратора данных измерений специальным сбрасываемым устройством.

Они не могут быть использованы для оперативного управления процессом проводки горизонтальных скважин в реальном времени, но могут успешно применяться после бурения определенного интервала с целью планирования дальнейших работ на буровой.

Наиболее целесообразно применение автономных приборов для спуска аппаратурного контейнера на бурильных трубах после бурения наклонно-на­правленных и горизонтальных скважин.

Комплекс измерительных датчиков автономной аппаратуры, спускаемой на бурильных трубах после бурения, должен содержать методы ГИС для геологического документирования скважины, который должен быть дополнен параметрами, измеренными в процессе проводки скважины (инклинометр, ГК и др.).

Разработанная методика измерений, привязки данных к геологическому разрезу (глубине) и интерпретации, разработанная во ВНИИГИС, позволяет полностью решить поставленные задачи [30, 31, 32, 47, 54].

Комплексная автономная аппаратура, спускаемая на буровом инструменте, при исследовании горизонтальных скважин имеет ряд преимуществ перед существующими технологиями с использованием кабельной аппаратуры.

1. Все параметры измеряются в одних и тех же условиях, взаимно увязаны между собой и по глубине скважины.

2. Растяжение бурового инструмента значительно меньше растяжения кабеля, что приводит к минимуму погрешности в привязке по глубине при разновременных измерениях и с различными автономными приборами.

3. Диаметр скважинного прибора максимально приближен к диаметру пробуренной скважины, в связи с чем ее влияние на результаты измерений минимально.

4. При возможности осложнений и прихватов геофизические исследования можно совместить с промывкой скважины.

5. В случае прихвата источник ионизирующего излучения может быть извлечен при помощи сбрасываемого овершота.



Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   7   8   9   10   11   12   13   14   ...   33


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2019
обратиться к администрации

войти | регистрация
    Главная страница


загрузить материал