А. А. Молчанов Санкт-Петербург


Гидравлический канал связи



страница9/33
Дата26.10.2016
Размер3.24 Mb.
ТипОтчет
1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   ...   33

2.2.2. Гидравлический канал связи


Сущность передачи информации с забоя к устью по гидравлическому каналу связи заключается в посылке импульсов давления по промывочной жидкости, циркулирующей в скважине, с частотой, пропорциональной измеряемому параметру [8]. Для этого в нижней части бурильных труб устанавливают излучатель, который создает импульсы давления. В результате этого в гидравлическом канале образуется акустическая волна, в которой чередуются участки повышенного и пониженного давлений относительно среднего внешнего давления среды.

Скорость распространения упругих колебаний в жидкости определяется формулой С = К/, где  - плотность среды; К - модуль объемной упругости жидкости.

На поверхности акустические колебания принимаются соответствующим пьезометрическим приемником давления. Звуковое давление

где I - сила звука.

При одинаковой силе звука I в воде и в воздухе звуковые давления для воды значительно больше. Для воды акустическое сопротивление в несколько тысяч раз превышает акустическое сопротивление для воздуха:

вСв/воздСвозд  3,75103.

Следовательно, при одинаковых давлениях скорость колебаний частиц в воде значительно больше, 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 жестких металлических стенок бурильных труб поглощение возрастает.

Пространственный коэффициент затухания упругих колебаний определяется по формуле

где A1, Аn - амплитуда колебаний в сечениях, находящихся соответственно на расстояниях L1 и Ln.

Гидравлический канал связи в трубах для передачи информации акустическими колебаниями с больших глубин (5000 м и более) использовать практически нельзя, так как в этом случае необходимы излучатели большой мощности, которые трудно создать. В случае импульсной передачи средняя мощность излучения может быть небольшой при значительной мощности сигнала.

Гидравлическая линия скважины представляет замкнутую систему, работа которой характеризуется следующим образом (рис. 2.2).

Поршневые насосы 1 являются источником энергии для приведения в действие забойного двигателя (турбобура) и для промывки скважины. Насосы прокачивают промывочную жидкость через наземную обвязку с компенсаторами 2, буровой шланг 3 и далее бурильные трубы 4 к турбобуру 5 и забою скважины с постоянным средним расходом Qср под давлением Р0. По затрубному пространству 6 промывочная жидкость возвращается в прием 7 насосов, замыкая этим цикл движения жидкости в гидросистеме. Рассмотренная система типична для всех скважин с возможными незначительными отклонениями лишь в выполнении ее отдельных звеньев. При использовании гидравлического канала в скважине для связи с забоем в нем необходимо учесть как активные помехи, вызываемые работой различного оборудования, так и пассивные, возникающие, главным образом, в результате изменения параметров самого канала связи.

При телеизмерении забойных технологических или геофизических параметров бурения предполагается передача информации по гидравлическому каналу связи в скважине (по жидкости в бурильных трубах) с помощью гидравлических сигналов с соответствующими параметрами (частотой, фазой, формой, длительностью, амплитудой и т.п.). В первую очередь, необходимо определить характер и уровень помех в данном канале, чтобы при разработке средств телеизмерения выбрать диапазон частот, наиболее свободный от помех. В этом случае возможна надежная связь при затрате наименьшей энергии на образование сигналов при достаточном отношении сигнала к помехе.

Помимо полезно затрачиваемой мощности насосов на забое скважины часть энергии расходуется ими на потери в линии между насосами и турбобуром (в наземном оборудовании и бурильных трубах) и в линии от забоя до поверхности (в затрубном пространстве). Указанные гидравлические сопротивления обуславливают необходимость создавать насосами определенное давление на устье скважины р0, пропорциональное квадрату расхода жидкости Q и гидравлическому сопротивлению Rг. Для нормальной работы турбобура и всей гидравлической линии желательно, чтобы расход промывочной жидкости был постоянным во времени. Однако в силу характера работы поршневых насосов жидкость или подается неравномерно, в связи с чем буровые насосы являются одновременно и основными генераторами помех в гидравлической линии связи, имеющих высокий уровень.

В работе [8] подробно рассмотрены и исследованы источники помех в гидравлическом канале, обусловленные работой насосов, турбобуров и других элементов гидравлической линии при применении воздушных компенсаторов и без них.

Методика экспериментальных исследований заключалась в следующем. С помощью высокочувствительных измерителей давления определялось давление в различных точках гидравлической замкнутой линии на вертлюге, стояке, шланге, манифольде; измерения выполнялись при различных условиях работы насосов, турбобуров, при различных режимах бурения. Эти данные регистрировали на фото- или магнитную пленку, а затем записанную информацию после преобразования вводили в ЭВМ с целью амплитудного и частотного анализа записанного сигнала и помех. Было выявлено, что при параллельной работе двух насосов частота пульсации может удваиваться при взаимном сдвиге движения кривошипов насосов на угол 0,78 рад при снижении величины пульсации в этом случае. Если движение кривошипов синфазно, то частота пульсаций остается такой же, как при работе одного насоса, но с резким возрастанием величины давления в импульсе.

При работе насосов, имеющих раздельные двигатели и не связанные приводные системы к насосам, нет особой закономерности в соотношениях углов, сдвиге кривошипов.

В связи с указанным можно сделать вывод, что основные частоты пульсаций давления (помех) должны быть до 4 Гц при работе одного насоса (при n = 60 двойным ходам в 60 с) и до 8 Гц при работе двух насосов. Минимальная частота помех характеризуется временем всего цикла работы поршней насосов, т.е. при nн = 45-60 двойным ходам в 60 с она может быть порядка 0,75-1 Гц. Гармонические составляющие пульсаций давления, зависящие от формы пульсаций, в общем случае являются кратными основным частотам пульсаций. Однако различные вторичные явления в виде отраженных волн от воздушных компенсаторов, шланга и других узлов оборудования, а также зависящие от состояния насосов и от резонансных явлений в гидросистеме крайне усложняют картину помех в гидравлической линии скважины.

Обычно применяемые на скважинах вертикальные воздушные столбовые компенсаторы для сглаживания пульсаций малоэффективны. Так, например, если компенсатор насоса содержит 2,810-2 м3 воздуха при атмосферном давлении, то при р0 = 10 МПа объем воздуха в нем составляет всего 2,810-4 м3 и в этом случае для размещения в нем избытка жидкости в импульсе подачи приблизительно 1,510-4 м3 давление в компенсаторе должно повыситься до 20 МПа.

От действия пульсаций давления насосов, несущих значительную энергию, возникают вторичные помехи, в основном на резонансных частотах различных элементов оборудования гидросистемы скважины. Предполагать при этом наличие более низкой частоты помех, чем 0,75-1 Гц, нет оснований. Более высокие частоты помех могут быть обусловлены механической вибрацией оборудования и трансформацией ее в гидроканал.

Доходящая до турбобура часть пульсаций давления должна изменять частоту вращения в некоторых пределах, что влечет за собой, в свою очередь, некоторое изменение перепада давления на турбобуре ðт (в связи с зависимостью перепада давления на турбобуре рт от частоты вращения его вала nт). Частота этих пульсаций давления, очевидно, будет совпадать с частотой пульсаций давления у насосов. Кроме того, перекатывание трех шарошек долота по забою может вызвать вибрацию бурильного инструмента с кратной частотой 3nт, что при nт = 5-20 с-1 может вызвать помехи с частотой 15-16 Гц и выше (за счет гармонических составляющих). Однако помехи на этих частотах должны сильно затухать по мере их распространения к поверхности, где они, очевидно, будут составлять относительно малую величину.

Помехи в области инфразвуковых частот ниже 1 Гц могут возникнуть:

а) при периодической подаче бурильного инструмента в скважину или его подъеме, а также при проворачивании инструмента ротором во время бурения, что сопровождается обычно относительно медленным изменением давления;

б) при плавном изменении частоты вращения турбобура при таком же характере изменения момента на его валу (вследствие изменения осевой нагрузки или крепости породы);

в) при изменении параметров промывочной жидкости в скважине, что также вызывает соответствующие изменения давления (пассив­ные помехи) при проходе такой жидкости через турбобур и долото.

Анализ полученных материалов показывает, что помехи в канале имеют явно выраженный частотный характер. Основные помехи возникают в диапазоне частот от единиц герц до нескольких десятков герц (зависят от режимов бурения, работы насосов и т.п.). При ощущаемых на поверхности вибрациях бурильного инструмента помехи резко возрастают. С углублением скважины (с ростом давления на стояке) помехи также увеличиваются.

Дополнительные вертикальные компенсаторы не всегда резко уменьшают помехи. Иногда после включения нескольких дополнительных компенсаторов помехи постепенно сильно возрастают на основной частоте в такт с пульсацией давления от насосов. Это можно объяснить возникновением резонансных явлений в обвязке (компенсаторы, манифольд, стояк и другие участки гидравлической линии).

Исследования помех, обусловленных работой поршневых насосов [8], позволили разработать эффективные меры борьбы с ними (Ю.В. Грачев, А.М. Мелик-Шахназаров). В частности, применение в приемнике фильтра с оптимальной частотной характеристикой позволило повысить его чувствительность, а следовательно, существенно снизить амплитуду полезного сигнала путем уменьшения перепада давления на управляемом глубинном клапане.

Испытание аппаратуры с гидравлическим каналом связи, использующей квазиоптимальный фильтр, показано также, что сильное влияние на измерение оказывают импульсные помехи, возникающие при отрыве инструмента от забоя и последующей подаче его на забой. Во время подачи инструмента на забой колонна труб сжимается, а вследствие практически малого сжатия жидкости и непрерывного ее нагнетания давление внутри колонны возрастает, и по мере дросселирования раствора через долото возникающее избыточное давление снижается до исходного, имея вид затухающего колебательного процесса. Период повторения импульсной помехи этого вида в среднем составляет 300-900 с и определяется технологией режима бурения.

На рис. 2.3 представлена осциллограмма пульсаций давления в манифольдной линии на выходе гидроэлектрического преобразователя. На кривой напряжения 1 на выходе индуктивного датчика ясно просматриваются помехи, обусловленные числом ходов поршней насосов Тп, работой клапанов Тк и сжатием колонны Тн; на кривой 2 приведено усредненное напряжение на выходе того же датчика. Усреднение проводилось с целью более точного определения границ импульсного процесса. Как видно из рис. 2.3, амплитуда импульсной помехи имеет тот же порядок, что и амплитуда помехи, создаваемой поршневыми насосами.

Влияние импульсной помехи на приемное устройство гидротурботахометра выражается в сбоях показаний отсчетного устройства. Несмотря на то, что при подъеме инструмента с целью отрыва долота от забоя необязательно проводить отсчет оборотов вала турбобура, большое психологическое значение имеет тот факт, когда показания измерительного прибора меняются в диапазоне всей шкалы. В результате этих изменений в показаниях создается впечатление, что долото оторвалось от забоя и вал турбобура раскрутился до числа оборотов, равного холостому ходу. Однако из-за продольной неустойчивости колонны бурильных труб отрыва долота от забоя может вообще не произойти, и обороты турбобура изменяются лишь на незначительную величину. Аналогичная картина наблюдается при периодическом проворачивании колонны бурильных труб ротором в процессе бурения.

В связи с этим очевидна необходимость исследования помех в гидравлическом канале с целью разработки эффективных мер защиты от ложных показаний, вызываемых импульсными помехами.

При воздействии импульсных сигналов на электрические цепи весьма важно знать спектры этих сигналов. В связи с тем, что рассматриваемая импульсная помеха имеет длительность порядка 5 с, а период повторения этих импульсов около 300-900 с, можно исключить влияние частоты повторения этих импульсов, т.е. можно считать, что влияние предыдущего импульса на последующий отсутствует и импульс является одиночным. Для исследования были использованы осциллограммы импульсных помех, записанные на скв. 189 и 190 глубиной 3000 и 3700 м Санчагарского МУБР. Помехи записывались с выходы индуктивного датчика ИД-2, встроенного в нагнетательную линию. Результаты исследований приведены на рис. 2.4 в виде графика спектральной плотности мощности импульсных помех G(f), усредненного по 22 экспериментам.

Как следует из графика, основная энергия импульсных помех сосредоточена в полосе частот от нуля до 0,12 Гц. Сопоставление с полосой частот, которую занимают полезные сигналы таходатчика гидротурботахометра (0,005-0,25 Гц), показывает полное совпадение спектральных плотностей мощности импульсных помех и полезных сигналов. Последнее обстоятельство обусловливает необходимость разработки специальных электронных устройств защиты приемника от воздействия импульсных помех гидравлического канала связи.

В результате экспериментальных работ и статистической обработки материалов наблюдений составлен сводный график (рис. 2.5) уровней помех рс для нескольких глубин L в зависимости от частоты, а также коэффициента затухания  в функции от частоты f сигналов. Для воды и нормального глинистого раствора (  1250 кг/см3,  = 0,6).

Из графика следует, что для обеспечения дальности действия гидравлического канала в 4000-5000 м частоты передачи должны быть ограничены долями герц. Затухание сигнала резко возрастает при частотах 4-510-1 Гц. Уровень помех в гидравлическом канале значителен, поэтому для выделения полезных сигналов на фоне помех следует применять специальные меры. Задавшись дальностью канала, нетрудно определить величину сигнала от глубинного датчика, необходимую для обеспечения уверенного приема сигнала рсо = (2-3) pп:

рс = pсо еL  2рп еL.

На рис. 2.6 приведены необходимые уровни сигналов на забойном клапане в зависимости от глубины скважины при условии, что на поверхности сигнал рсо будет иметь величину 0,4-0,5 МПа. Здесь же показано увеличение среднего перепада давления на устье скважины ро за счет перепада давления рс на управляемом клапане

ро  (0,3-0,4) рmax,

где рmax - максимальное значение перепада давления на клапане.

Таким образом, гидравлический канал связи характеризуется ограниченной пропускной способностью и может быть использован для передачи сигналов медленно меняющихся (доли герца) процессов. Его дальность составляет 4000-5000 м. Для надежного выделения сигнала на фоне помех в канале следует применять специальные меры.

Технический прогресс в области обработки сигналов (фазокорреляционные методы приема, цифровая фильтрация сигналов и др.) позволил найти новые решения в реализации гидравлического канала. Так, например, использование в качестве источников гидросигналов вращающихся резонансных клапанов на частоте 12 Гц с фазовой манипуляцией (сирен) дало возможность повысить пропускную способность гидравлического канала. К сожалению, износ управляющих клапанов от присутствующих в буровом растворе абразивных частиц (до 15%) приводит к быстрому его износу, поэтому широко используемый за рубежом для роторного способа бурения гидравлический канал связи не нашел применения для широко развитого турбинного бурения в нашей стране. Очистка бурового раствора от абразивных частиц до уровня, не превышающего 1% в условиях сурового климата России имеет существенное ограничение.

Заметим, что зарубежные фирмы встретили трудности в применении гидравлического канала связи "забой-устье" при бурении скважин на аэрированных растворах и все чаще обращаются к каналам на другой физической основе.

Наиболее полные исследования потерь в гидроканале на частотах 1-30 Гц были выполнены в США на крупномасштабной установке, включающей в себя бурильную трубу длиной 3000 м, диаметром 114 мм, проложенную на поверхности земли (в виде спирали), заполненную буровым раствором и снабженную компрессорной станцией, набором излучающей, принимающей, регистрирующей и обрабатывающей аппаратуры.

Низкочастотные колебания возбуждались в гидроканале клапанным излучателем [73] на частотах 1-25 Гц и принимались датчиками, расположенными по длине трубы. Использовались различные промывочные жидкости, вязкость и плотность которых контролировалась с высокой точностью. В ходе экспериментов также измерялась скорость распространения колебаний.

На рис. 2.7 представлен график зависимости амплитуды прошедших по гидроканалу импульсов A (фунт/дюйм2 = 0,07 атм) от глубины L (фут = 0,305 м) для различных промывочных жидкостей и частот.

В табл. 2.3 приведены соответствующие результаты экспериментальных исследований.

Таблица 2.3

Результаты измерений на стенде



Тип раствора

Удельный вес, г/см3

Вязкость, сантипуаз

Скорость звука, м/с

Относительная амплитуда сигнала на длине 3000 м

1 Гц

10 Гц

20 Гц

Вода

1

1

1497

0,80

0,50

0,38

Водяная смесь

1,07

14

1480

0,75

0,40

0,28

“—”

1,07

19

1480

0,71

0,35

0,22

“—”

1,07

26

1480

0,68

0,29

0,17

“—”

1,46

9

1330

0,80

0,50

0,38

Нефтяная смесь

1,02

20

1387

0,69

0,31

0,19

Из графиков на рис. 2.7 и табл. 2.3 следует, что коэффициент затухания в диапазоне частот 1-20 Гц изменяется для воды и водных смесей от 0,07 до 0,33 неп/км, а для нефтяных растворов от 0,12 до 0,56 неп/км. При этом при переходе от частоты 1 Гц к 10 Гц затухание увеличивается в 3-3,5 раза, а увеличение частоты от 10 Гц до 20 Гц приводит к увеличению β в 1,5 раза. Для воды и тяжелых водных растворов с малой вязкостью коэффициент β практически одинаков.

Приведенные данные отличаются от отечественных результатов на порядок и более в сторону уменьшения коэффициента потерь. Это связано, вероятно, с использованием нашими исследователями более вязких жидкостей, вязкость которых контролировалась недостаточно четко.



Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   ...   33


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

войти | регистрация
    Главная страница


загрузить материал