Диссертация Г. С. Абрамова. Г. С. Абрамов телеизмерительные системы с электромагнитным каналом связи для точнонаправленного бурения нефтегазовых скважин западной сибири
 Скачать 0.67 Mb.
|
3.2 Исследование и выбор первичных преобразователейПо решаемым в процессе бурения скважины задачам первичные преобразователи можно разделить на две группы — геофизические и технологические. В свою очередь геофизические преобразователи можно разделить на инклинометрические, данные измерений которых участвуют непосредственно в процессе проводки скважины в заданном направлении, и датчики измерения параметров окружающей среды – кажущегося удельного электрического сопротивления и естественной радиоактивности горных пород, упругих характеристик горных пород для литологического расчленения разреза, информация которых используется для уточнения границ пласта и привязки глубины скважин к разрезу. Технологические преобразователи определяют параметры режима бурения, техническое состояние долота. К ним относятся датчики скорости вращения долота, осевой нагрузки и крутящего момента на долото, расход и давление промывочной жидкости, температура и буримость горных пород. 3.2.1. Инклинометрические преобразователиИнклинометрические измерения в скважинах обычно проводятся аппаратурой, спускаемой на каротажном кабеле после бурения. Такая аппаратура не испытывает таких вибраций и ударов, как телесистемы в процессе бурения, поэтому требования к датчикам такого применения значительно ниже, а использовать их в процессе бурения не представляется возможным из-за невысокой надежности их работы в условиях бурения [35]. Примененные в аппаратуре ЗИС-4 инклинометрические датчики, серийно выпускаемые Курским приборостроительным заводом, уже не отвечают по точности требованиям, предъявляемым при проводке точно направленных скважин. Сложность механической конструкции, а в связи с этим низкая надежность при длительной эксплуатации на забое, потребовали поиска новых типов датчиков и дополнительных исследований [56]. Исследования различных типов и конструкций первичных преобразователей для измерения траектории (гироскопические на воздушной, гидравлической и магнитной подвеске, магнитометрические с подвижными контактными и бесконтактными устройствами съема сигнала изменения угла, гравитационные маятниковые акселерометрические, хемотронные, лазерные, оптические и др.), анализ и практическое стендовое опробование некоторых конструкций, близких по техническим требованиям и условиям забойных телесистем длительной непрерывной работы (гироскопические на гидравлической и магнитной подвеске, магнитомодуляционных 0 ортогональных на горизонтальной платформе, трехортогональных, неподвижно закрепленных, хемотронных и акселерометрических) привели к выбору системы трехортогональных магнитомодуляционных и акселерометрических датчиков (табл. 9). Таблица 9 Технические характеристики первичных преобразователей угловых перемещений
Алгоритм расчета зенитного угла и угла разворота для трехкомпонентного блока акселерометрических датчиков токов. Зенитный угол  Угол разворота  где ах, ау, аz – нормированные значения акселерометров, расположенных ортогонально вдоль осей X, Y, Z. При аz < 0,95 зенитный угол может быть с достаточной точностью вычислен по формуле: = arccos az. Следует заметить, что неортогональность установки датчиков приводит к ошибке вычислений, однако ошибку, обусловленную неортогональностью механической установки можно уменьшить, используя метод транспонированной матрицы. Установив блок датчиков в поверочную установку и экспериментально задавая углы, при которых датчики имеют максимальные и минимальные значения, Х, Y и Z можно определить насколько датчики акселерометров неортогональны и внести поправки из-за неортогональности в вычислении зенитного угла и угла разворота.  Пример вычисления матрицы для блока датчиков прибора №11.  В результате климатических (в диапазоне от 5 до 120С) и вибрационных испытаний на стенде (рис. ) в диапазоне от 2 до 200 Гц с перегрузками до g акселерометров АТ1304 и АДL 05 АН со схемой компьютерной термокомпенсации (рис. 13) и применение фильтра НЧ на выходе усилителя позволило обеспечить стабильность работы при вибрациях (табл. 10). Таблица 10 Результаты испытаний датчика АДXL 05 АН при воздействии вибраций разных частот
Данные получены на вибростенде при амплитудах вибраций: 0,5 мм в диапазоне от 5 до 16 Гц; 1,0 мм в диапазоне от 16 до 40 Гц; 0,5 мм в диапазоне свыше 40 Гц. Частота опроса 62,5 Гц, осреднение данных в течение 5 сек. Применение трехортогонально жесткозакрепленных магнитомодуляционных датчиков позволяет, зная зенитный угол и угол разворота прибора, вычислять азимутальный угол [35]:  где Fx, Fy, Fz – нормированные значения показаний датчиков, расположенных по осям X, Y, Z; , - соответственно зенитный угол и угол разворота. В качестве магнитомодуляционного преобразователя используется разработанная ЗАО «Петровское» схема блока датчиков с выходом сигнала на второй гармонике. Неортогональность расположения феррозондов приводит к ошибке измерения. Действительно, компоненты поля: X = Ho cos ; Y = Ho sin , где Ho – составляющая поля в плоскости XY трехкомпонентного блока феррозондов.  Дифференцируя , получим:   В худшем случае: dX = dY = dH;   Используя  получим: Полагая величину горизонтальной составляющей поля в зависимости от широты местности 10-30 нТл (10000-30000 ) и задавшись погрешностью в определении dH = 100, получим:   Составляющие dH трехкомпонентного блока Н = Н2 + 3 + 4, где Н1 – погрешность от неортогональности феррозонда; Н2 – погрешность смещения yeля; Н3 – погрешность коэффициента преобразования; Н4 – погрешность нелинейности. Неортогональность осей блока феррозондов в 1 для поля Т = 50103 составляет 14,5, для 10 - Х = 145 может быть учтена введением поправочных коэффициентов в матрицы значений Fx, Fy и Fz [35]. Н2 определяются экспериментально и учитываются программным путем. Для этого достаточно, изменяя последовательно один из углов при строгом постоянстве других углов, составить массив чисел для вычисления и внесения поправок. Действительно: = f(, ) = о + (, ). Установив блок датчиков в поверочную установку после контрольных замеров, вычисляем матрицу, исправляющую неортогональность размещения акселерометров, по вычисленным зенитному углу и углу разворота определяем азимут. Сравнивая вычисленный азимут с заданным азимутом на поверочной установке находим разницу для данных зенитного угла и угла разворота. Эта разница может быть сведена к минимуму в пределах 0,15-0,2. Заметим, что температурная поправка изменения чувствительности для каждого акселерометра уже нами учтена. Стабильность температурной характеристики блока феррозондов в диапазоне от 20 до 125С обеспечивается применением термостабильных элементов и глубокой отрицательной обратной связи, а высокая ортогональность – тщательной электрической юстировкой в условиях магнитного «вакуума» (неортогональность феррозондов не превышает 2-3 минуты). Высокая чувствительность каналов феррозондов требует высокой точности измерения зенитного угла и угла разворота. Фактически реализованы точности измерений и вычислений углов зенита и разворота — не менее 0,1 во всем диапазоне изменения углов. Зависимости вычисленных значений датчика азимута при изменении зенитного угла и угла разворота приведена на рис. 15. Указанные измерения необходимо проводить в спокойном магнитном поле, т.к. присутствие вблизи поверочной установки магнитных масс приводит к искажению магнитного поля Земли. На рис. 15, в показан пример искажения поля железобетонными балками межэтажных перекрытий. Имея набор данных отклонений показаний датчика изменения азимута при разных зенитных углах и углах разворота, внесенных в таблицу, можно программно учитывать и вносить поправки в результаты вычислений. На участках, где значения угла зенита и угла разворота не соответствуют точкам замеров при калибровке, используется линейная интерполяция. В течение трех лет стендовых и скважинных испытаний в условиях забоя разработанные датчики показали высокую надежность и стабильность характеристик. 3.2.2. Технологические датчикиМноголетний опыт применения в бурении различных по своей физической основе преобразователей для контроля и измерения забойных технологических параметров (обороты долота, осевая нагрузка, температура, расход и др.), исследования автора [1, 2, 7, 9, 11, 14, 16, 19, 23, 26, 29, 30, 32, 39-42, 54-56, 60, 66, 81,82] позволяют считать, что современная элементная база, возможность размещения в скважинном приборе цифровой и микропроцессорной техники дают возможность построить по-новому измерения технологических параметров. На уровне количественных свойств и отношений для бурящейся скважины можно указать конечное множество переменных, практически полно описывающих процесс разрушения горных пород. В работе [52] приведено общее уравнение скорости бурения:  где Кб – коэффициент буримости, характеризующий петрофизическую характеристику горной породы (учитывает прогнозные и фильтрационные свойства); G – нагрузка на долото; Sк – площадь зубьев, находящихся в контакте с горной породой; n – частота вращения долота; Q – расход промывочной жидкости; - плотность промывочной жидкости; Sн – площадь сечений промывочных отверстий насадок; - вязкость промывочной жидкости; d – диаметр бурильных труб; D – диаметр скважины Рр – расчетное дифференциальное давление; а, b, c, e, f – коэффициенты модели. Изучая процесс разрушения горных пород, большинство авторов [9, 10, 19, 23, 25, 26, 30, 82] приводят эмпирическую формулу для механической скорости бурения Vм: Vм = АnG, где А – коэффициент пропорциональности (буримости); n – частота вращения долота; G – нагрузка на долото; , - постоянные для данного типа породы коэффициенты. В работах [14, 56, 66] установлены тесные корреляционные связи между буримостью горных пород и их геофизическими параметрами по данным измерений электрических, акустических и плотностных характеристик. Это дает возможность, исследуя механический процесс разрушения горных пород через вибрационные характеристики, определять механические свойства горных пород и режим работы долота. С целью практической реализации определения скорости вращения долота через измерение на забое вибраций бурового инструмента были выполнены измерения на модели бурового стенда. Акселерометр типа АДXL 50 АН жестко закрепляли на шасси скважинного прибора, сигналы с датчика после линейного усилителя (коэффициент усиления – 8) подавались на вход АЦП и по шине RS 232 на порт Note-book IBM. Спектр энергий вычисляли по программе преобразований Фурье. Сравнивая скорость вращения бура с данными спектрограмм можно надежно выделить максимум энергии этих частот. Таким образом, используя в скважинном приборе вычисления спектров вибросигнала с помощью сигнального процессора фирмы Analog Device, по данным измерений вибраций можно определить скорость вращения долота (рис. 16), регистрируя энергию в определенном спектре частот дифференцировать разрез по буримости (рис. 17). Учитывая то, что одинаковая буримость горных пород характеризует определеную горную породу, то достаточно передавать на дневную поверхность индекс буримости от 1 до 10. Регистрируя сигнал от вибродатчика продольных колебаний, установленного вблизи долота, и, исследуя частотный спектр сигнала при бурении в различных блоках горного массива, можно заметить основную гармонику, равную трехкратной частоте вращения долота (по количеству шарошек). С увеличением твердости разбуриваемых пород растет амплитуда сигнала вибрации, частотный спектр колебаний достаточно хорошо дифференцируется и коррелируется с данными акустического каротажа, надежно дифференцируя разрез по буримости (рис. 17). Измерение расхода промывочной жидкости в телесистемах с автономным турбоагрегатом не представляет труда. так как зная параметры турбоагрегата (количество лопастей турбинных лопаток, их конструкцию, количество пар полюсов генератора) можно измерять скорость вращения турбины и вычислять расход промывочной жидкости [а.с.№№470702, 575515, 606104, 773436, 1108330 Г.С. Абрамов и др.]. Измерение температур также не представляет проблемы, поскольку многие конструкции датчиков температуры отвечают предъявляемым требованиям работы в условиях бурения и могут быть использованы (например, датчик АД фирмы Analog Device). Показания датчиков измерения осевой нагрузки на долото и крутящего момента на долоте взаимосвязаны и, на наш взгляд, достаточно установить один из них. Конструктивно датчик осевой нагрузки удобнее поставить встроив его в телесистему1. В качестве чувствительных элементов можно рекомендовать хорошо отработанные конструкции датчиков линейных перемещений на калиброванной трубе из магнитострикционного материала или тензодатчики разработки ВНИИГИС [18, 56]. Таким образом, предложенный комплекс первичных преобразователей отвечает требованиям, предъявляемым к первичным преобразователям (датчикам) забойных телеизмерительных систем и рекомендуется для использования в процессе бурения нефтегазовых и других скважин. В качестве датчиков регистрации естественной радиоактивности горных пород рекомендуется применить для работы в интегральном режиме блоки «сцинтиллятор + фотоумножитель», упакованные в едином вибропрочном и виброзащищенном корпусе или металлические многосекционные газоразрядные счетчики типа СГМ-18 (СГМ-19). Возможность размещения по периметру нескольких таких счетчиков позволяет реализовать режим азимутальных измерений.Для этого достаточно установить защитные экраны между датчиками, обеспечивая регистрацию -квантов только с открытой стороны скважины. Для измерения кажущегося удельного электрического сопротивления лучше всего применить зонд бокового каротажа (например. БК-3), хотя кольцевой трехэлектродный градиенд-зонд А1М 0,2 N обеспечивает измерения к, близкие к истинным значениям [56]. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||