Обоснование необходимости и перспективы использования частотного метода телеметрии забойных параметров

В процессе бурения и при эксплуатации скважин требуется проводить исследования, заключающиеся в измерении и контроле так называемых глубинных параметров, которые характеризуют состояние самой скважины или происходящие в ней технологические процессы.

При бурении необходимо контролировать направление скважины в пространстве, обороты долота, осевое давление, вращающий момент на долоте, состояние забойного инструмента и бурового двигателя, выявлять геологические свойства проходимых пород.

При эксплуатации нефтяных скважин требуется определять пластовое и забойное давления, динамический уровень, температуру, удельный вес скважинной жидкости и ряд других глубинных параметров, а также контролировать состояние глубиннонасосного оборудования.

До настоящего времени режим бурения контролируют в основном по показаниям приборов, измеряющих наземные параметры: вес инструмента на крюке, давление в насосной линии, ток бурового двигателя и другие, что не всегда отражает истинное значение забойных параметров бурения, особенно при увеличении глубины бурения и при искривлении скважин.

Применяющиеся способы непосредственного измерения глубинных параметров связаны с периодическим спуском в скважину специальной измерительной аппаратуры. При этом, как правило, приходится приостанавливать технологический процесс и поднимать рабочий инструмент из скважины, что приводит к существенным затратам времени и средств. Периодичность глубинных измерений не позволяет непрерывно контролировать технологический режим.

Растущие темпы разработок нефтяных, газовых, угольных и рудных месторождений связаны с бурением сверхглубоких и наклонно-направленных скважин, а также скважин, проводимых в осложненных условиях. В этих случаях необходимо иметь непрерывный и автоматический контроль глубинных параметров на протяжении всего технологического цикла бурения и эксплуатации скважины. При больших глубинах скважины спуск обычной измерительной аппаратуры на кабеле иногда вообще невозможен. Исключительно важное значение приобретает автоконтроль глубинных параметров в связи с проблемой бурения скважин на мантию земной коры глубиной 15—18 км[1]. Эта проблема, имеющая большое научное и народнохозяйственное значение, требует совершенствования всей техники бурения. Автоконтроль глубинных технологических параметров и геофизические исследования в процессе бурения — одно из основных технических условий проходки таких скважин.

Если в первый период развития техника бурения и эксплуатации скважин совершенствовалась за счет применения более мощных установок и механизации трудоемких работ, то в последнее время первостепенное значение приобретает совершенствование управления процессами.

Без автоконтроля глубинных параметров невозможна автоматизация процессов бурения и эксплуатации скважин[5]. В настоящее время разработаны и выпускаются промышленностью регуляторы подачи долота при бурении нескольких типов. Однако, как показал опыт, регуляторы не могут обеспечить в полной мере автоматизацию режима бурения, так как они реагируют на наземные параметры, лишь косвенно отображающие действительный режим бурения на забое. Реализация в регуляторах сигналов, определяющих забойные параметры бурения, значительно повысит качество и расширит область применения автоматических регуляторов для бурения.

Автоматический контроль глубинных параметров в скважинах связан с разработкой специальных устройств, которые содержат глубинный прибор, встроенный в рабочий инструмент на забое скважины. Прибор замеряет глубинные параметры, преобразует их в измерительный сигнал и передает его на поверхность земли по линии связи между забоем и Поверхностью. На поверхности сигнал воспринимается вторичным прибором, формируется для визуального наблюдения или регистрации, или подается в автоматическую установку, или ретранслируется по наземным линиям связи на диспетчерский пункт.

При разработке таких устройств контроля очень трудно создать специальную глубинную измерительную аппаратуру и линию связи между забоем и поверхностью, которые должны обеспечивать телеизмерение глубинных параметров необходимой, часто высокой, точностью и быть надежными в течение продолжительного времени работы. Глубинная аппаратура и канал связи при бурении и эксплуатации скважин находятся в специфических, очень тяжелых условиях. Создание линии связи — первостепенная задача, так как от типа линии связи и ее параметров зависят выбор схемы телеизмерительного устройства и конструкция глубинного и наземного приборов.

Если для погружных электроустановок в скважинах уже имеется готовая линия связи и задача заключается в разработке телеизмерительных устройств, то. при турбинном и роторном способах бурения, а также при фонтанном, компрессорном, глубиннонасосном и других способах эксплуатации линия связи еще не отработана.

В последние годы ведутся исследования беспроводной линии связи с передачей электрического сигнала по колонне труб и окружающей ее породе. В результате теоретического анализа и экспериментального исследования этой линии связи (гальванической) получены данные, позволяющие перейти к решению отдельных инженерных задач по разработке забойных датчиков и телеизмерительных систем.

1. Аналитическая часть

1.1 Сущность процесса бурения скважин

бурение скважина забой Различают понятия «бурение» и «сооружение скважины». Под бурением понимают комплекс следующих операций, в результате которых выполнения которых создается буровая скважина[7].

— Разрушение горной породы на забое.

— Удаление разрушенной породы (шлама) с забоя на поверхность.

— Закрепление стенок скважины в неустойчивых (обрушающих) породах.

Породу можно разрушать механическим, электрическим, термическим (тепловым), взрывным, химическим и другими способами.

Бурят обычно механическим способом различными породоразрушающими инструментами. При этом под воздействием статических и динамических нагрузок породоразрушающий инструмент сминает, раздавливает, режет, скалывает, дробит, истирает, уплотняет породы. Разрушение породы может происходить по всему забою или по кольцу с образованием ненарушенного столбика породы (керна).

Существуют следующие способы удаления частиц разрушенной породы:

гидравлический, при котором продукты разрушения выносятся потоком промывочной жидкости (вода, глинистый раствор, специальные промывочные жидкости на основе нефти, полимеров и др.);

пневматический, при котором продукты разрушения выносятся потоком сжатого воздуха или газов;

механический, осуществляется буровым или специальным инструментом (буровой стакан, ложковый или спиральный бур, шнек, желонка), что определяется способом бурения;

комбинированный использует два или три перечисленных выше способов одновременно или последовательно.

Стенки скважины в неустойчивых породах в процессе углубки наиболее часто закрепляют вяжущими промывочными жидкостями (глинистые, полимерные и пр.), а также цементом и цементосодержащими материалами, синтетическими смолами, замораживанием и др. Для крепления скважин на более длительное время в основном применяют стальные обсадные трубы, но могут использоваться трубы из нержавеющей стали, чугуна, асбоцемента, пластмасс и других материалов.

Под сооружением скважины понимают комплекс работ по ее подготовке, бурению и поддержанию в устойчивом состоянии, проведению в ней необходимых исследований, ликвидации или сдаче ее в эксплуатацию.

Сооружение скважины, кроме бурения предусматривает выполнение следующих видов работ: монтаж буровой установки; испытание и исследования в скважине — каротаж; замер искривления и уровня жидкости, отбор проб воды, определение дебита с помощью откачек и т. п.; тампонирование скважины с целью разобщения и изоляции водоносных и поглощающих пластов; установка фильтра и водоподъемника в гидрогеологической скважине; предупреждение и ликвидация аварий скважины (ликвидационное тампонирование); разборка буровой установки и работы по рекультивации почвы. Перечисленные виды работ выполняются буровыми, монтажными, каротажными, гидрогеологическими и другими бригадами.

1.2 Классификация способов бурения

Бурение скважин может осуществляться способами, принципиально отличающимися по своей физической природе разрушения горных пород: механическими, физическими и химическими.

В основном применяют механическое бурение, которое, в зависимости от способа воздействия на разрушаемую породу, подразделяется на вращательное, ударное и ударно вращательное (Рисунок 1).

Рисунок 1- Классификация механических способов бурения скважин Наиболее распространено вращательное бурение, при котором породоразрушающий инструмент получает вращение от специального механизма — шпинделя вращателя или ротора — через колонну бурильных труб или от забойного двигателя (гидравлического или электрического). В связи с этим различают бурение шпиндельное, роторное, забойными двигателями — турбобурами и электробурами.

При бурении указанными способами породы любой твердости можно разрушать по всей площади забоя или по кольцу с образованием в центре скважины ненарушенного столбика породы — керна. Первый способ, называемый бескерновым, широко применяется при бурении эксплуатационных и технических скважин. Второй способ называется колонковым и применяется при поисках и разведке месторождений полезных ископаемых.

В зависимости от способа подъема керна из забоя скважины на поверхность различают колонковое бурение со съемными керноприемниками и гидротранспортом керна. В первом случае керн поднимается в керноприемнике на стальном тонком канате внутри гладкостовольной колонны бурильных труб, а во втором транспортируется во внутренней трубе двойной колонны труб потоком промывочной жидкости. Вращательное бурение ведется с промывкой или продувкой.

При бурении неглубоких скважин в мягких породах применяют вращательное шнековое и медленно вращательное бурение буровыми ложками и спиральными бурами без промывки.

Ударное бурение используют при разведке рассыпных месторождений, бурении гидрогеологических и различного назначения технических скважин большого диаметра в породах любой твердости (в крепких породах оно мало производительно). Сущность этого способа заключается в том, что тяжелый ударный снаряд с долотом периодически сбрасывается на канате с небольшой высоты на забой, дробя и скалывая при этом породу. После каждого удара снаряд поворачивается на некоторый угол за счет раскручивания каната. Удаление разрушенной породы проводится желонками. Ударный способ, применяющийся при проходке нефтяных и газовых скважин в некоторых странах, включая США, уже давно не применяется на нефтяных промыслах России.

При ударно-вращательном бурении по вращающемуся под постоянной осевой нагрузкой породоразрушающему инструменту любого типа наносятся частые удары. Крепкие породы при этом разрушаются более эффективно. Для бурения ударно-вращательным способом применяют специальные забойные механизмы: гидроударники, пневмоударники, магнитострикторы и забойные вибраторы.

Вибрационный способ применяют при бурении неглубоких скважин в мягких породах.

Из физических способов разрушения пород при бурении практически применяются термический, термомеханический, элетротермический и гидравлический.

Другие способы разрушения пород не вышли из стадии экспериментов.

1.3 Буровая скважина и ее элементы

Буровой скважиной называется цилиндрическая горная выработка в земной коре, характеризуемая относительно малым диаметром по сравнению с ее глубиной.

Основные элементы буровой скважины (Рисунок 2).

Рисунок 2 — Основные элементы буровой скважины Устье скважины 1 — место пересечения буровой скважиной земной поверхности, дна акватории или элементов горной выработки при бурении в подземных условиях[17].

Забой скважины 8 — дно буровой скважины углубляющееся в процессе бурения; он может быть кольцевой 6 с керном 7 или сплошной 8.

Стенки скважины 9 — боковая поверхность буровой скважины.

Ствол скважины 2,5 — пространство, ограниченное стенками скважины. В неустойчивых породах стенки скважины закрепляются обсадными колоннами, при этом ствол скважины сужается.

Ось скважины 4 — геометрическое место точек центра забоя, перемещающегося при углубке скважины, т. е. воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины.

Глубина скважины — расстояние между устьем и забоем скважины по ее оси.

Диаметр скважины — условный диаметр равный номинальному диаметру породоразрушающего инструмента. Фактический диаметр скважины, как правило больше номинального породоразрушающего инструмента за счет разработки скважины.

Существует также понятие «конструкция скважины». Под конструкцией скважины подразумевают ее характеристику, определяющую изменение диаметра (,) c глубиной, а также диаметры (,) и длины (,) обсадных колонн 3.

Различают ствол скважины, не закрепленный трубами, 5 и ствол скважины, закрепленный трубами, 2.

Последующий диаметр скважины уменьшается после каждого закрепления.

Каждая обсадная колонна выступает над устьем скважины, но может опускаться и впотай. При необходимости пространство между стенками скважины и обсадными трубами заполняется цементным раствором[16].

1.4 Классификация буровых скважин

Все скважины, бурящиеся с целью региональных исследований, поисков, разведки и разработки месторождений подразделяются на следующие категории и группы.

Геологоразведочные скважины делят на опорные, параметрические, структурнокартировочные, поисковые и разведочные.

Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий крупных геоструктурных элементов (регионов) для выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ.

Параметрические скважины бурят для измерения параметров геофизических свойств и температуры пород в условиях их естественного залегания, изучения и выявления перспективных районов для детальных геологопоисковых работ.

Структурно-картировочные скважины бурят для выявления и изучения геологических структур, элементов залегания пластов пород, для контроля и уточнения данных геологической и геофизической съемок.

Поисковые скважины бурят для открытия новых месторождений полезных ископаемых.

Разведочные скважины бурят для оконтуривания и определения запасов полезного ископаемого, установления горнотехнических условий и выбора метода его эксплуатации.

Эксплуатационные скважины бурят для добычи нефти и газа, подземных вод, рассолов, содержащих соли брома, йода и других компонентов; для подземной газификации углей, выплавки серы и озокерита, выщелачивания железа, марганца, фосфоритов, меди и солей урана, возгонки ртути, подземного сжигания серы, скважинной гидродобычи углей и фосфатов; использования тепла земных недр. В соответствии с добываемым полезным ископаемым эксплуатационные скважины подразделяют на нефтяные, газовые, гидрогеологические, геотехнологические, гидротермальные.

Технические скважины бурят для решения различных инженерных задач.

1.5 Турбобур и электробур

Турбобур — забойный гидравлический двигатель для бурения глубоких скважин преимущественно на нефть и газ. Многоступенчатый турбобур — машина открытого типа, вал его вращается в радиальных и осевых резинометаллических подшипниках, смазкой и охлаждающей жидкостью для которых является циркулирующая промывочная жидкость — глинистый раствор. Для получения максимальных значений кпд лопатки турбины профилируют так, чтобы безударный режим их обтекания совпадал с максимумом мощности турбины. Выполняют турбины цельнолитыми, общее число ступеней турбины достигает 120, рабочие диаметры турбобура для бурения глубоких и сверхглубоких скважин — 164, 172, 195, 215, 240, 280 мм, частота вращения вала турбины от 150 до 800−1000 об/мин. Рабочий момент на валу турбобура зависит от его диаметра и составляет от 1 до 5−6 кнм (1 нм = 0,1 кгсм). С 1950 для увеличения вращающего момента на валу применяют многосекционные турбобуры, в которых последовательно соединяются 2−3 секции турбин турбобура с общим числом ступеней 300−450. Это позволило наряду с увеличением вращающего момента снизить частоту вращения вала турбины до 300−400 об/мин (для более эффективной работы шарошечных долот). В таких турбобурах шаровая осевая опора вынесена в специальный шпиндель, присоединяемый к нижней секции турбобура. В шпинделе имеются также радиальные опоры и сальник, позволяющий использовать гидромониторные долота.

С 1970 для дальнейшего снижения частоты вращения вала турбины в турбобуре применяют ступени гидродинамического торможения, позволившие бурить при 150 — 250 об/мин. С начала 70-х гг. внедряются турбобуры с независимой подвеской секции и с демпфирующими устройствами, которые обладают увеличенным сроком межремонтной работы и улучшают условия работы шарошечных долот за счёт снижения вибрации бурильной колонны. Для работы с гидромониторными долотами, без дополнительного нагружения буровых насосов, начато применение турбобуров с разделённым потоком на нижней секции, который отличается тем, что перепад давлений, срабатываемый в его нижней секции, равен перепаду давлений в штуцерах гидромониторного долота. При этом нижняя секция турбобура работает на части потока, подаваемого в скважину.

В разведочном бурении для отбора керна в полом валу трубобора размещается съёмная грунтоноска. Для бурения в условиях борьбы с кривизной ствола скважины используют трубобор с вращающимся корпусом.

В 1899 в России был запатентован электробур на канате. В 30-х гг. в США прошёл промышленные испытания электробур с якорем для восприятия реактивного момента, опускавшийся в скважину на кабеле-канате. В 1936 впервые в СССР Квитнером и Н. В. Александровым разработана конструкция электробура с редуктором, а в 1938 А. П. Островским и Н. В. Александровым создан электробур, долото которого приводится во вращение погружным электродвигателем. В 1940 в Баку электробуром пробурена первая скважина.

В 1951;52 в Башкирии при бурении нефтяной скважины по предложению А. А. Минина, А. А. Погарского и К. А. Чефранова впервые применили электробур знакопеременного вращения для гашения реактивного момента, опускаемый на гибком электрокабеле-канате. В конце 60-х гг. в СССР значительно усовершенствована конструкция электробура (повышена надёжность, улучшен токопровод).

Электробур — забойная буровая машина с погружным электродвигателем, предназначенная для бурения глубоких скважин, преимущественно на нефть и газ. Идея электробура для ударного бурения принадлежит русскому инженеру В. И. Дедову (1899). В 1938;40 в СССР А. П. Островским и Н. В. Александровым создан и применен первый в мире электробур для вращательного бурения, спускаемый в скважину на бурильных трубах.

Электробур состоит из маслонаполненного электродвигателя и шпинделя. Мощность трёхфазного электродвигателя зависит от диаметра электробура и составляет 75−240 квт. Для увеличения вращающего момента электробура применяют редукторные вставки, монтируемые между двигателем и шпинделем и снижающие частоту вращения до 350, 220, 150, 70 об/мин. Частота вращения безредукторного электробура 455−685 об/мин. Длина электробура 12−16 м, наружный диаметр 164−290 мм[14].

При бурении электробур, присоединённый к низу бурильной колонны, передаёт вращение буровому долоту. Электроэнергия подводится к электробуру по кабелю, смонтированному отрезками в бурильных трубах. При свинчивании труб отрезки кабеля сращиваются специальными контактными соединениями. К кабелю электроэнергия подводится через токоприёмник, скользящие контакты которого позволяют проворачивать колонну бурильных труб. Для непрерывного контроля пространственного положения ствола скважины и технологических параметров бурения при проходке наклонно направленных и разветвлённо-горизонтальных скважин используется специальная погружная аппаратура (в т. ч. телеметрическая). При бурении электробурная очистка забоя осуществляется буровым раствором, воздухом или газом.

В России с помощью электробура проходится свыше 300 тыс. м скважин (свыше 2% общего объёма бурения). Использование электробура, благодаря наличию линии связи с забоем, особенно ценно для исследования режимов бурения.

1.6 Классификация и анализ систем контроля геолого-геофизичеких и технологических параметров при бурении скважин

Разработкой систем контроля геолого-геофизичеких и технологических параметров при бурении скважин занимается ряд ведущих научно исследовательских организаций Миннефтепрома, Мингео, Минестерсва приборостроения.

Практическое применение аппаратуры для контроля за процессом разведочного бурения типа ГИВ, ПКМ, ИРБ, ГП-18, МКН и др. показывает ее высокую эффективность. Так, с использованием средств контроля скорость бурения в различных районах в среднем увеличивается на 10—30%. В разные годы создано множество систем для контроля и регистрации забойных параметров, но большинство из них не нашли широкого применения в практике бурения скважин из-за низкой надежности и невысокой точности. Однако некоторые устройства используются в настоящее время.

Степень сложности существующих систем определяется прежде всего задачами, стоящими перед комплексом геолого-геофизических и технологических измерений в процессе бурения, которые можно разделить на две категории: технологические и геолого-геофизические, К технологическим задачам относят следующие[9]:

— прогнозирование режимов бурения скважин, места заложения и профиля скважин на основе учета геолого-геофизических факторов, сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов и повышения эффективности механического бурения;

— прогнозирование показателей «буримости» горных пород впереди массива, лежащего под долотом;

— оценка деформационно-прочностных характеристик горных пород; определение расстояния (в любой заданный момент времени) от долота до первой литологической границы или до границы со скачкообразно изменяющимися физическими свойствами.

Основные показатели буримости пород определяются прежде всего физико-механическими характеристиками (модуль Юнга, коэффициент Пуассона, модуль сдвига, объемный модуль упругости), которые функционально связаны со скоростями распространения продольных и поперечных упругих волн.

Для количественной оценки модулей упругости необходимы:

— сведения о плотности среды, которые могут быть получены на основе анализа шлама или акустическими методами;

— контроль технологических параметров забойных условий бурения при помощи соответствующего канала связи забоя с дневной поверхностью или включения в компоновку низа бурильной колонны забойных измерительных систем с автономной регистрацией;

— оперативное регулирование процесса бурения на основе получаемой информации и возможность бурения на равновесии системы «скважинапласт».

Реализация вышеуказанных требований позволяет подойти к решению задачи по предотвращению аварийных ситуаций, прогнозированию метода подхода бурового инструмента к участкам геологического разреза которые могут вызвать те или иные осложнения в процессе бурения (прогнозирование зон АВПД, гигантских трещин, промывов, зон аномального поглощения бурового раствора и др.).

К геолого-геофизическим задачам в процессе бурения относятся следующие:

— оперативное уточнение и корректировка структурных построений нефтегазоносных залежей;

— литологическое расчленение разреза пройденных отложений и выделение продуктивных пластов, оперативная оценка характера их насыщения и коллекторских свойств до образования зоны глубокого проникновения фильтрата в пласт, зоны вокруг скважины с градиентом горного давления, а также оценка физико-механических свойств;

— изучение скоростей распространения и затухания упругих волн для оперативного построения геоакустической модели среды с целью уточнения и корректировки структурных построений по данным сейсмической разведки, оптимизации процесса разрушения горных пород. (Изучение скоростей распространения упругих волн в процессе бурения позволит усовершенствовать методику оценки качества контакта на границе «цементный камень-горная порода» при проведении акустической цементометрии обсаженных скважин. Естественно, что эффективность решения геологогеофизических задач в процессе бурения будет возрастать при комплексировании акустических измерений с оперативным анализом шлама);

— определение траектории ствола скважины в процессе бурения и конечных координат забоя. (Непрерывные сведения о текущих координатах забоя имеют основополагающее значение для оперативного управления траекторией ствола скважины, а также для правильной оценки эффективных мощностей вскрываемых продуктивных пластов).

Области применения такой информации чрезвычайно широки. Это кустовое бурение на суше, бурение с суши под море, бурение на шельфе и др.

Перечень задач, решаемых во время проводки нефтяных и газовых скважин с помощью геофизических и технологических измерений, приведен на рисунке 3.

Рисунок 3 — Перечень задач при применении геолого-геофизических и технологических измерений для целей проводки скважин Одной из основных задач является автоматическое управление забойными параметрами в процессе бурения. Наиболее полно системы контроля геолого-геофизических и технологических параметров при бурении скважин описаны В. И. Миракяном и В. Н. Рукавициным.

В указанной работе дается функциональная схема построения автоматизированной системы контроля этих параметров.

Каждая система контроля параметров бурения состоит из следующих основных частей:

— скважинной аппаратуры, содержащей датчики, преобразователи, источник питания, а также передающие устройства в случае использования беспроводного канала связи «забой-устье»;

— наземного комплекса приборов, содержащего датчики технологических и геолого-геофизических параметров бурения, устройства преобразования информационных сигналов, регистратор, устройство для перемещения носителя записи функции глубины скважины или времени, блок питания;

— комплекса устройств для оперативной обработки получаемой информации (микроЭВМ, устройства сопряжения, средств визуального отображения информации и др.).

Для решения поставленных задач в нашей стране были разработаныи внедрены в промышленное производство на стадии серийных или опытных образцов названные ниже системы контроля геолого-геофизических параметров бурения.

Лаборатория сбора и обработки технологической и геологической информации в процессе турбинного бурения «Геотест-1» позволяет в аналоговой и цифровой форме регистрировать 22 технологических параметра бурения и проводить анализ шлама с целью определения литологического состава пород, оценки их коллекторских свойств и битумосодержания. Лаборатория предназначена для работы с газокаротажной станцией АГКС-4АЦ или АГКС-5 и комплексами наземных датчиков технологического контроля бурения.

Станция геолого-технологического контроля при роторном бурении скважин «Старт» состоит из двух аппаратурных комплексов, смонтированных в двух прицепах типа КУНГ, и предназначена для работы в комплекте с цифровой газокаротажной станцией АГКС-4АЦ. Аппаратура для технологического контроля предназначена для работы с серийными технологическими датчиками. Комплекс снабжен шламоотборником, монтируемым на вибросите скважины, с автоматическим разделением шлама на фракции, его отмывкой и привязкой к соответствующему интервалу глубин. Комплекс аппаратуры обеспечивает дегазацию шлама и исследование по нему ряда параметров: пористости, проницаемости, плотности и др.

Комплекс контроля параметров процесса бурения СКУБ (ИваноФранковское СКТБ) и станция геолого-технологического контроля СГТ (СКБ «Геофизприбор», «ВНИИнефтепромгеофизика») образуют информационно-измерительную систему для проведения геохимических и геолого-технологических исследований.

Станция контроля параметров процесса бурения АСПБ, разработанная в тресте «Тюменнефтегеофизика» на основе газокаротажной станции АГКС-4АЦ, используется для контроля турбинного бурения.

Информационно-измерительный комплекс «Прогноз» предназначен для исследования разведочных нефтяных и газовых скважин.

Разработанная во ВНИИЯГГ акустическая информационно-измерительная система типа АПВ-ЗМ предназначена для контроля акустических параметров горных пород в реальном времени, оперативного регулирования процесса бурения, является основной составной частью системы «Долото».

Многоканальный спектральный анализатор акустических сигналов в процессе бурения предназначен для контроля их кинематических и динамических параметров при роторном и турбинном бурении (ВНИИЯГГ, ЮжВНИИгеофизика).

Автономные информационно-измерительные системы (АИИС) необходимы для геофизических исследований скважин, а также для измерения и регистрации технологических параметров бурения.

Указанные выше информационно-измерительные комплексы и системы служат основой при разработке новой технологии проводки нефтяных и газовых скважин на базе получаемой геолого-геофизической и технологической информации.

1.7 Основные сведения о передаче сигналов между забоем скважины и ее поверхностью

Системы телеизмерения и автоматические устройства, связанные с ними могут быть правильно разработаны на основе теории информации, являющейся важным разделом кибернетики. Теория информации дает возможность определить эффективность передачи информации по данной линии связи, т. е. выбрать параметры сигналов, наиболее полно использующие пропускные свойства линии связи и обеспечивающие достаточную помехоустойчивость системы передачи информации.

Нас интересует в основном преобразование измеряемого параметра в соответствующие сигналы и передача его по линии связи, т. е. передача и обработка информации. Параметр сигнала, отображающий измеряемую величину, становится носителем информации. Характер сигнала, его свойства должны обеспечивать удобную и надежную передачу сигналов по линии связи.

Под линией связи будем понимать такое специальное устройство или естественный физический посредник, по которому возможна передача информации от передатчика к ее приемнику. В случае передачи информации только об одном каком-либо контролируемом параметре возникает определенный канал по линии связи. При одновременной или последовательной передаче информации о нескольких контролируемых параметрах вводится понятие многоканальной связи по данной (одной) линии связи. Здесь понятия линии связи и каналов связи различны и вполне определенны.

Рассматриваемые в дальнейшем телеизмерительные системы глубинных параметров в скважинах могут быть представлены на рисунке 4 в общем виде,

Рисунок 4 — телеизмерительные системы глубинных параметров в скважинах

От источника сообщения 1, например какого-либо работающего механизма, параметр, подлежащий контролю, подается к передатчику 2, в котором сообщение измеряется и преобразуется в сигнал С₁, пригодный для передачи по данной линии связи 3. Обычно в линии связи имеются помехи (источник помех 6), физические свойства которых однородны со свойствами сигналов. Поэтому сигнал С₂ в конце линии всегда практически в какой-то степени становится искаженным. В приемнике сигналов 4 сигнал вновь преобразуется и в виде информации о сообщении подается его получателю 5. Управляющий сигнал через звено 7 подается (к контролируемому объекту (для коррекции его работы). При этом большое внимание должно быть уделено помехоустойчивости системы связи (системы преобразования, передачи и обработки информации).

Сообщение может передаваться непрерывно или отдельно следующими сигналами (дискретное сообщение). В последнем случае значения контролируемого параметра, представляющего собой непрерывную функцию, передаются через определенные интервалы времени или в моменты изменения параметра на заданную величину.

Объем информации, передаваемой по данному каналу связи, зависит от ряда условий. Чем выше частота сигналов, чем больше. время, отводимое на передачу сигнала, и чем выше отношение мощности сигнала к мощности помех, тем больший объем информации может быть передан в единицу времени.

Кроме объема передаваемой информации, системы передачи информации характеризуются еще рядом признаков. Основы теории информации достаточно полно излагаются в специальной литературе.

Условия, в которых надо осуществить скважинный канал связи, значительно отличаются от условий создания каналов связи обычных наземных устройств автоматики и телемеханики[6].

Для телеизмерения глубинных параметров в скважинах могут быть использованы каналы связи различных видов. Возможна передача информации с забоя электрическими сигналами по силовым кабелям погружных электродвигателей (электробура, электронасоса); по колонне труб и окружающей их земной породе; по специальной проводной линии связи в скважине; гидравлическими сигналами по промывочной жидкости; акустическими сигналами, но металлу труб или по жидкости; электромагнитным полем и др.

Наибольшее внимание удел нотой разработке телеизмерительных систем для скважин с использованием шорных четырех из перечисленных каналов связи. Канал связи можно представить в виде четырехполюсника. Реальный пассивный четырехполюсник имеет коэффициент передачи меньше единицы, т. е. мощность сигнала на его выходе U₂ меньше мощности входного сигнала U₁. Обычно затухание сигналов в канале связи имеет линейный характер, т. е.

где в — коэффициент затухания; - длинна линии связи После определения значения в нетрудно установить необходимую величину U₁ так, чтобы сигнал U₂ в месте приема превышал уровень помех U_n. Для передачи и приема информации без использования при этом специальных способов сложного кодирования необходимо значительное превышение сигнала над уровнем помех.

С точки зрения достаточно достоверной передачи информации ошибка не должна превышать заранее допускаемую величину д (обычно в среднеквадратичном значении). Для передачи непрерывного сообщения 'в виде функции f (t) согласно теоремы В. А. Котельникова нет необходимости передавать все множество последовательных ее значений, а достаточно передать значения, отсчитываемые через промежутки времени где F_m — высшая частота спектра функции f (t), так как непрерывная функция обычно может быть представлена в виде ряда Фурье с ограниченным частотным спектром. При этом на интервале времени Т должно быть сделано m отсчетов непрерывно меняющегося контролируемого параметра через интервалы времени Дt,

так называемое квантование функции по времени или при квантовании по параметру U должно быть сделано т' отсчетов через участки изменения уровней параметра ДU. Шаг квантования по параметру ДU не должен превышать удвоенного значения ошибки U_д, допускаемого при контроле изменения параметра за время, соответствующее ДU. Для обеспечения заданной точности измерений количество отсчетов т должно быть примерно равным величине .

Возможность дискретной передачи непрерывной функции обусловливается тем, что всякий реальный физический процесс в той или иной степени инерционен (изменение температуры объекта, изменение оборотов турбобура или осевой нагрузки на долото в процессе бурения и т. п.). Вследствие этого все соседние точки на графике непрерывной функции, отображающем реальный процесс, взаимно коррелированны.

Информация имеет количественную оценку, позволяющую сравнивать различные виды сообщений. Каждая непрерывная функция (измеряемый параметр) может принимать п значений. Если принимать вероятности этих значений одинаковыми, т. е. равными 1/п, то, очевидно, будем иметь тем больше информации, чем больше число п. Следовательно, количество информации о первичном сообщении, создаваемом контролируемым объектом, логично принять пропорциональным величине п. В теории информации количество информации I принимается пропорциональным log п, для лучшего сопоставления возможностей аппаратуры, обрабатывающей информацию. Так, например, если один аппаратурный канал переработки информаций допускает п возможных сочетаний различных состояний, то два аналогичных устройства, очевидно, позволят иметь п² таких комбинаций состояний. Вместе взятые оба устройства позволяют перерабатывать вдвое большую информацию, т. е.

где k — коэффициент пропорциональности, определяется системой единиц, применяемой при расчетах; основание логарифма определяет единицы измерения количества информации.

При выборе двоичных единиц (бит) для оценки количества информации основание логарифма выбирается равным двум, что представляет определенные удобства, так как многие элементы, применяемые в аппаратуре обработки информации, имеют обычно два устойчивых состояния. Количество информации, содержащееся в непрерывном сигнале в интервале времени T, определяемое в двоичных единицах, равно, а средняя скорость передачи сообщения равна.

В приведенных формулах основание логарифма подразумевается равное двум.

Каждый канал связи характеризуется определенной шириной полосы пропускания частот F_K, при которой может быть еще получено необходимое отношение. Для канала пропускная способность равна где р_с и р_п — мощности сигнала и помехи соответственно.

Практически должны соблюдаться необходимые условия С_К>С и F_K>F_m, при которых ошибка в передаче информации не будет превышать допустимую.

Из приведенных формул видно, что при снижении частотного диапазона канала связи для сохранения количества информации должно быть увеличено время передачи при той же ошибке д; в случае небольшой величины F_кm будет падать пропускная способность канала связи С_к, что равносильно увеличению ошибки в передаче информации. Обычно затухание сигналов в канале имеет частотно-зависимый характер с увеличением в по мере роста частоты сигналов. В связи с этим уменьшение F_K можно скомпенсировать ростом. Для увеличения дальности связи выгодно снижать F_m, теряя при этом или во времени передачи информации, или в ее количестве.

Сигналы в виде отдельных (единичных) импульсов, следующие через интервалы времени (периоды) Т, используемые для передачи информации по каналу связи, имеют ряд свойств, которые необходимо учитывать при выборе того или иного вида сигналов и при исследовании распространения их в канале связи в скважине. Каждый импульс характеризуется длительностью t_u и полосой частот Дf в основной части частотного спектра данного импульса, где сосредоточена подавляющая часть энергии импульса. Частотный спектр импульса непрерывен, а его спектральная плотность определяется интегралом Фурье

.

Предполагая, что канал в скважине имеет частотно-зависимую характеристику, наиболее правильно оценивать регистрируемые сигналы со спектральных позиций. Например, при очень коротком импульсе произвольной формы и длительностью ф > 0 значение, т. е. равна постоянной величине, определяемой только площадью импульса. Практически это условие справедливо при т. е. при ф, Но если учитывать большую простоту оценки импульсов по их амплитудным значениям, то в некоторых случаях, особенно когда импульсы имеют крутой фронт или характеризуются компактной полосой частот, такая оценка допустима.

Импульсные сигналы в зависимости от их формы и длительности t_и будут иметь различные паюсы частот, заключенные в части импульса, сосредоточивающей основную энергию, определяемую ниже приводимым интегралом Фурье Для различной формы коротких по времени импульсов произведение их длительности t_и за полосу частот, заключенную в части импульса, ограничиваемой точкой по оси частот, когда аргумент первый раз становятся равным нулю, есть величина определенная и близкая к единице, т. е. Дf Дt_и 1. Основная часть энергии импульса, сосредоточенная в соответствующем промежутке времени Дt, определяется как где коэффициент пропорционален полной энергии импульса;

з < 1 -относительная доля полной энергии импульса, заключенная в промежутке времени Дt < t _и.

Уравнение сравнительно легко решается при помощи планиметра. В соответствии с этим записи импульсных сигналов, в частности при экспериментальном исследовании гидравлического канала связи в скважине, обрабатывались исходя из приведенных соображений.

В части исследования формы импульсов, с помощью которых предполагается передача информации по каналу связи в скважине, целесообразно ориентироваться на импульсы с минимальной величиной произведения Дf Дt. Это дает возможность подучить импульсы с компактной полосой Дf при меньшей затрате энергии на их создание, что обеспечивает лучшую помехоустойчивость связи при использовании узкополосного канала связи.

Наименьшее значение Дf Дt имеет колоколообразнын импульс (0,22), косинусоидальный (0,43) и треугольный (0,46). Прямоугольный и экспоненциальный импульсы имеют сравнительно большее значение Дf Дt (0,73 и 1,13 соответственно).

При телеизмерении, например, оборотов вала турбобура в скважине с передачей информации по гидравлическому каналу связи, телеизмерительная система может быть осуществлена по функциональной схеме, приведенной на рисунке 5.

На забое скважины установлен преобразователь первичного сообщения в сигнал. При контроле числа оборотов это устройство должно преобразовать число оборотов турбобура в гидравлические импульсы давления. При этом текущее значение числа оборотов может быть отображено любым параметром импульсов (длительностью, частотой, амплитудой, фазой и т. п.). В процессе выбора этого параметра необходимо учитывать удобство преобразования в него контролируемой величины и обеспечение неискаженной передачи такого сигнала по каналу связи.

1 — приемник сигналов (преобразователь); 2 — усилитель сигналов; 3—полосовой фильтр;

4—осциллограф; 5 — указатель оборотов (частотомер); 6 — гндротаходатчик; 7 —турбобур Рисунок 5. Блок-схема гидротурботахометра На рисунке 6 и рисунке 7 приведены виды сигналов, образуемых импульсами прямоугольной формы. Здесь передаваемое сообщение (в данном случае число оборотов) может быть отображено соответствующей модуляцией импульсов, т. е. изменением какого-нибудь их параметра: амплитуды U=f (n), длительности t_И=f (n), частоты следования импульсов Щ_и= f (n).

В последнем случае интервалы между импульсами также соответствуют значениям измеряемой величины, если t_И имеет постоянную величину[15].

Вместо импульсов прямоугольной формы можно использовать импульсы другой формы, например косинусоидальной (a=A_mcosщt), или посылать импульсы, составленные из целого числа п синусоид (a=A_m sinщt).

Если длительности непрерывно следующих друг за другом импульсов сравнимы с периодами следования T, то такие сигналы называют периодическими. При t_И<

Периодическое колебание любой формы и характера может быть составлено из бесконечного ряда синусоидальных колебаний. Частотный спектр непериодических сигналов состоит из бесконечной суммы колебаний любой частоты. Частотный спектр сигналов имеет важное значение, так как, например, гидравлический канал в скважине представляет собой своеобразный фильтр нижних частот. При этом нежелательно иметь сигнал с большим количеством и уровнем высокочастотных составляющих.

На рисунке 8 приведены периодические импульсы трех видов: прямоугольной формы, косинусоидальной и импульсы, составленные из синусоидальных посылок. Здесь же приведены графики их частотных спектров, имеющих линейчатый характер.

Рисунок 8 — Непериодические импульсы и их частотные характеристики Прямоугольный и косинусоидальный импульсы характеризуются постоянной составляющей A₀, которая тем больше, чем больше приближается к. Для посылок синусоидальных колебаний характерно, что с увеличением длительности каждой посылки составляющая первой гармоники растет при убывании остальных. Так, например, щ=Щ при амплитуда основной частоты А_Щ = A_m и при =T колебания переходят в одночастотные.

На рисунке 9 приведены частотные спектры для того же вида колебаний, но непериодических сигналов, которые характеризуются сплошным спектром

Для правильной передачи и воспроизведения таких импульсов необходима система, пропускающая широкую полосу частот. Нас больше интересуют косинусоидальный импульс и синусоидальные посылки, Косинусоидальные импульсы непериодических сигналов также характеризуются постоянной составляющей A_0. Чем больше длительность сигналов тем большая часть энергии импульсов сосредоточивается в области низких частот. Для непериодических импульсов, составленных из синусоид длительностью характерен сплошной спектр с рядом максимумов на частотах, где k = 1, 2, 3,…n при 0<<

Рисунок 9 — Непериодические (единичные) импульсы и их частотные характеристики Если сильно увеличить длительность импульсов, то их сплошной частотный спектр практически переходит в линейчатый с преобладанием основного колебания на частоте Щ.

При переходе от единичных импульсов к их периодичной последовательности, когда длительность импульсов становится сравнимой с периодом их следования Т, что описывается уже рядом Фурье, импульсы более правильной формы имеют наибольшее значение первой гармоники щ₁ (основная частота следования импульсов щ₁=), воспринимаемой приемным прибором, который, как правило, включает в себя соответствующий фильтр[18].

1.8 Скважинные автономные информационно-измерительные системы контроля геофизических и технологических параметров при бурении скважин

Важными задачами повышения эффективности буровых работ являются исследование и оптимизация технологического процесса бурения при наличии достоверной забойной информации о физико-механических свойствах проходимых горных пород и режимных параметрах. Анализ зарубежного и отечественного опыта бурения показывает, что за счет качественного контроля и управления режимом проводки скважин при оптимальном сочетании технологических параметров можно повысить показатели бурения в среднем на 25−30%. При этом очевидно, что на показатели бурения, в частности механическую скорость, оказывает влияние не только определенное сочетание режимных параметров, но и физико-механические свойства горных пород.

Так, наличие достоверной информации о физико-механических свойствах горных пород предопределяет выбор долота того или иного типа, двигателей для его привода, параметров режима бурения.

Таким образом, как для исследования, так и для оптимизации бурения необходимо в процессе проводки ствола скважины получать информацию технологического и геофизического характера.

Решение перечисленных задач посредством приборов, контролирующих только наземные параметры бурового процесса, в ряде случаев затруднительно, в частности при бурении наклонно направленных, сверхглубоких и горизонтальных скважин.

Исследования показывают, что технологические параметры, измеренные наземными приборами, отличаются от действительных забойных значений соответствующих параметров на 40? 70%, в частности при бурении глубоких и наклонно направленных скважин[19].

В связи с этим в настоящее время повсеместно интенсифицирована разработка технических средств для автоматического контроля забойных технологических и геофизических параметров в процессе бурения скважин. Одним из путей решения этой проблемы является создание автономных информационно-измерительных систем с регистрацией измеряемых данных в скважинном приборе. Целесообразность их разработки бесспорна, т.к. названные АИИС способны обеспечить следующие возможности:

— одновременного измерения и регистрации не менее 8−10 забойных параметров;

— проведения геофизических исследований в осложненных и наклонно направленных скважинах без дополнительных затрат времени на спуско-подъемные операции бурильного инструмента;

— определения истинного удельного сопротивления проходимых горных пород, не искаженных проникновением фильтрата бурового раствора;

— исследования динамики бурового процесса с целью получения исходных данных, необходимых для разработки телеметрических систем.

Впервые в нашей стране работы по созданию АИИС для измерения и регистрации забойных параметров в процессе бурения скважины были начаты в Азербайджанском филиале ВНИИгеофизики под руководством И. К. Саркисова и в Волго-Уральском филиале — под руководством А. А. Молчанова.

На основании результатов проведенных испытаний были разработаны и введены в промышленное использование АИИС для геофизических исследований бурящихся скважин, гидродинамических исследований скважин в процессе опробования и испытания, а также автономные при боры для проведения исследований в эксплуатационных нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах.

АИИС состоят из автономного прибора встраиваемого в бурильную колонну непосредственно над турбобуром, и наземного комплекса приборов, размещаемого на буровой и включающего глубиномер и преобразователь для перезаписи зарегистрированных данных.

В процессе бурения в автономном приборе регистрируется измеряемая забойная информация в функции реального времени, а в наземном комплексе приборов — углубление бурильного инструмента в функции того же времени. После окончания рейса долота и извлечения автономного прибора на поверхность с помощью преобразователя наземного комплекса осуществляется обработка данных автономного прибора и глубиномера с целью получения диаграммы параметра в функции глубины скважины.

Методика исследования скважин с использованием АИИС включает следующие операции:

— подготовку АИИС к работе (установку шагов квантования по времени и глубине, заправку носителей записи и источника питания автономного прибора);

— компоновку автономного прибора с колонной бурильных труб;

— размещение наземного комплекса приборов на буровой;

— спуск автономного прибора в компоновке с бурильным инструментом на забой скважины;

— включение автономного прибора и наземного комплекса приборов при циркуляции бурового раствора;

— измерение и регистрацию забойных параметров и глубины скважины;

— выключение аппаратуры автономного прибора и формирование меток глубины при отключении буровых насосов (наращивание бурильного инструмента, остановка бурения для проведения ремонтных работ или при окончании рейса долота);

— подъем и подготовку автономного прибора к следующему рейсу долота, извлечение носителей записи.