2.3. Особенности конструирования и эксплуатации забойных телеметрических систем и привязка данных измерений к глубине
2.3.1. Особенности эксплуатации забойных телеизмерительных систем различного назначения для геофизических исследований наклонно-направленных и горизонтальных скважин
При конструировании забойных систем разработчик, как правило, сталкивается со следующими проблемами:
- обеспечение универсальности компоновки, выбор типа канала связи, последовательность размещения измерительных преобразовательных блоков с целью максимального приближения точки записи к забою, беспрепятственное прохождение ЗТС по стволу, особенно в скважинах, пробуренных с малым (до 15 м) радиусом кривизны;
- выбор максимально возможной степени защиты всех узлов системы от воздействия ударов и вибраций;
- выбор технических решений по обеспечению гибкости конструкции и ее оптимальной длины;
- применение конструктивных материалов и технологий, повышающих способность противостоять абразивному и кавитационному воздействию потока промывочной жидкости.
Геофизические исследования участка ствола с углом наклона более 55 требуют применения нетрадиционных информационно-измерительных и технологических комплексов и специальных технических средств доставки аппаратуры в горизонтальную часть ствола.
Процесс получения информации в ГС следует разделить на три этапа:
- измерения в процессе бурения в реальном масштабе времени с целью принятия оперативных технологических решений и оценки текущей геологической ситуации;
- измерения в промежутках между долблениями при наличии в скважине колонны бурильных труб;
- измерения после бурения и извлечения колонны бурильных труб из скважины аппаратурой, доставляемой в горизонтальный участок скважины на каротажном или специальном кабеле или на трубах ,с целью детального изучения физических свойств вскрытого ГС продуктивного пласта, в том числе контрольный замер траектории и соответствие ее проекту;
- измерения в обсаженной скважине при освоении и эксплуатации объекта с ГС.
Скважинная аппаратура телесистем с гидравлическим, электромагнитным и др. каналами связи для измерений в процессе бурения забойными двигателями работает в условиях повышенных вибраций. Являясь частью бурильной колонны корпуса электрического разделителя и электрических зондов должны выдерживать механические нагрузки (сжатие, растяжение, кручение, резкие удары, изгибы), быть износостойкими от истирания о стенки скважины и протекающим с расходом до 45 л/с буровым раствором, содержащим до 15% абразивных частиц. Аппаратурный контейнер, в котором расположены электронные схемы, обеспечивающий герметичность его внутреннего объема от воздействия гидростатического давления подвержен также воздействию протекающего бурового раствора и должен быть стойким к истиранию. Электрические соединения между турбоагрегатом и аппаратурным контейнером, вводы от электрических зондов должны быть также защищены от воздействия раствора.
Зарубежные системы с гидравлическим каналом связи "забой-устье" в условиях турбинного бурения при содержании абразивных частиц до 15% практически не работают, так как управляющий потоком гидравлический клапан (сирена) изнашивается в течение 2-3 часов.
Необходима тщательная очистка раствора от твердых частиц до 1-2%, которая не всегда выполняется на буровых России.
Системы с электромагнитным каналом не требуют такой тщательной очистки бурового раствора и успешно работают при содержании в буровом растворе абразивных частиц до 10-15%.
Автономные приборы, устанавливаемые в бурильные трубы и измеряющие в процессе бурения и регистрирующие данные в глубинном блоке, подвержены влиянию действующих на него вибраций и ударов и требования к его надежности такие же высокие, как для телесистем с каналом связи.
Считывание и перезапись в ПЭВМ зарегистрированной информации может производиться при извлечении скважинного прибора на поверхность или, не вынимая прибора из скважины, к нему на каротажном кабеле спускается зонд, считывающий информацию из его памяти и вводя ее (информацию) в ПЭВМ для последующего редактирования, обработки и вывода на принтер или плоттер в масштабе глубины.
Автономные приборы, сбрасываемые внутрь бурильных труб или доставляемые на забой прокачиваемой промывочной жидкостью и проводящие измерения при подъеме бурильных труб, менее подвержены воздействию вибраций, хотя при развинчивании труб могут быть резкие удары. В связи с тем, что скорость обтекания корпуса прибора при подъеме труб значительно меньше скорости ее движения при прокачке бурового раствора при бурении — износ корпуса из-за воздействия на него абразивных частиц бурового раствора менее заметен.
Характер вибрационных и ударных воздействий при работе скважинных приборов в горизонтальных обсаженных скважинах при их освоении и эксплуатации аналогичен характеру перегрузок при исследовании горизонтальных участков необсаженных скважин. Для исключения ударов на стыках обсаженных труб обязательна центровка измерительных приборов.
2.3.2 Компоновка скважинных приборов забойных телесистем
Компоновка скважинных приборов забойных телесистем может быть разнообразной и зависит от предлагаемого заказчику комплекса геофизических, технологических и др. параметров.
Первичные преобразователи, используемые для определения положения долота в пласте, его приближение к кровле или подошве пласта должны размещаться на центраторе вблизи вращающегося долота. На поверхности стабилизатора должны размещаться четыре строго направленных акустических приемника или коллимированные приемники измерения естественной радиоактивности. Конструкция аппаратурного контейнера, выполненного в виде втулки, должна содержать источники питания, электронные схемы усиления, преобразования сигналов и передатчик сигналов к основному аппаратурному контейнеру, устанавливаемому после забойного винтового двигателя (турбобура).
Здесь в немагнитном переводнике размещаются инклинометрические и технологические датчики.
Для систем с электромагнитным каналом связи, в которых в качестве источника питания и передатчика используется турбоагрегат, имеющий мощное электромагнитное поле, его размещают, как правило в самом верху аппаратурной сборки и соединяют с основным аппаратурным контейнером кабелем в износостойкой оболочке (покрытии). Если в составе комплекса применяются радиоактивные методы (ГГК, ННК), то целесообразно из соображений безопасности работ с источниками ионизирующих излучений предусмотреть канал для извлечения изотопного источника специальным ловителем. Зонды электрического или бокового каротажа (КС, БК, ПС и др.), размещаемые снаружи бурильной трубы в зависимости от технологии проводки скважины (с большим, средним или малым радиусами кривизны) соединяются с аппаратурным контейнером в виде единого блока или модулей, соединенных между собой шарнирными соединениями, обеспечивающих также электрическое соединение между блоками.
Существует два наиболее распространенных способа компоновки.
1. Скважинный прибор имеет общий источник питания, один единственный блок памяти и микропроцессор, управляющий работой всего глубинного блока. Каналы определенного специального назначения (геофизический — электрического, радиоактивного каротажа, инклинометрический; технологический — обороты долота, температура, давление и др.), функционируют по программе, как единая система (опрос датчиков, диагностика, метрология и др.).
2. Модули, работающие независимо друг от друга. Каждый имеет свой источник питания, необходимую электронику для функционирования и устройство памяти. Такая схема, использующая модульный принцип является более гибкой, в ней предусмотрено определенное резервирование, что делает ее более надежной, но более дорогостоящей. Пример такой компоновки приведен на рис. 2.28.
2.3.3 Измерения глубины скважин и привязка данных измерений к глубине
Традиционные методы измерения глубины, используемые при проведении измерений аппаратурой, спускаемой на каротажном кабеле, с помощью глубиномеров, измеряющих длину пути через угловые перемещения мерительного ролика могут применяться для измерения глубины в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. Точность измерений глубины (длины кабеля) составляет, как правило 0,05-0,1%, что обеспечивает ошибку в 0,5-1 м. Погрешность можно уменьшить, если учитывать температурные расширения кабеля, его растяжение под нагрузкой в движении наверх. Еще большую точность измерений удается получить, сопоставляя измерения по характерным точкам геологического разреза.
При измерениях в процессе бурения, когда единственным способом, связывающим скважинный прибор телесистемы с устьем скважины (уровня стола ротора буровой) является свинчиваемая из отдельных свечей колонна бурильных труб, необходимо измерять ее длину. Широко применяемые в бурении, станциях геолого-технологического контроля (исследований) глубиномеры ведут контроль погружения квадрата (приращения глубины) [43]. Последовательно прибавляя приращение глубины получают общую глубину (длину бурильной колонны). Эта глубина измеряется только тогда, когда бурильный инструмент находится в скважине. Если квадрат поднимается так, что долото поднимается над забоем, счетчик глубины фиксирует длину поднятого от забоя инструмента. При последующем опускании квадрата приращение глубины начинается только тогда, когда счетчик глубины "над забоем" займет положение "0". При спуско-подъемных операциях на буровой срабатывает датчик «мертвого конца» и счетчик глубины отключается.
Устройство измерения глубины представляет собой датчик угловых перемещений оси буровой лебедки. Зная рабочий диаметр слоя троса (для каждого слоя намотки он различен) и угол поворота оси лебедки вычисляется длина перемещения троса. Сумма этих отрезков составляет общую длину перемещений троса, что отражает глубину погружения долота.
Так как растяжение (сжатие) бурильных труб значительно меньше, чем у каротажного кабеля, но и их можно учесть так, как нагрузка на долото (вес на крюке) постоянно измеряется и регистрируется, точность измерения длины буровой колонны достаточно высока и ошибка в измерении длины буровой колонны составляет не более 0,3-0,5 м на 1 км длины колонны.
Другой прогрессивный способ измерения глубины скважины использует измерение количества отрезков повивов троса, фиксируемых датчиком магнитного поля. Такой глубиномер устанавливается на центрирующей растяжке, трос лебедки пропускается через вращающиеся ролики между которыми установлены датчики, регистрирующие точки троса, максимально приближенные к ним. Общая глубина (длина колонны) определяется как сумма отрезков между повивами. Как в глубиномере, устанавливаемом на оси лебедки, в описываемой конструкции глубиномера фиксируется направление движения троса. При спуско-подъемных операциях такой глубиномер лучше отключать механически, так как скорость перемещения троса составляет 8-10 тыс. м/ч и ролики, между которыми зажат трос значительно изнашиваются. К недостаткам этой конструкции относится также то, что при нарушениях отдельных проволочек могут быть ошибки в счете количества повивов.
Таким образом, глубиномер, устанавливаемый на валу буровой лебедки, является достаточно надежной конструкцией, а существующие возможности ПЭВМ, входящих в состав станций геолого-технологического контроля на буровых отвечает необходимым для производства требованиям [43].
Одновременно измеряя изменение глубины и время определяются такие параметры, как механическая скорость бурения (иногда регистрируют величину обратную — продолжительность бурения заданного интервала — механический каротаж), скорость спуско-подъемных операций, текущая глубина (положение забоя), положение «над забоем» и др.
Используя данные о глубине скважины, можно построить таблицы и графики измеряемых геофизических и технологических параметров в функции глубины. Дополнительной «привязки» данных измерений к глубине не требуется.
В тех случаях, когда данные измерений скважинным автономным прибором записываются в масштабе времени для перестройки диаграмм в масштабе глубин необходимо на поверхности записывать в масштабе реального времени изменения глубины во времени с таким расчетом, чтобы при синхронном воспроизведении на ПЭВМ и сопоставлении этих данных получить результаты измерений в масштабе глубин.
Если в скважинном приборе регистрировать данные измерений двумя, а лучше тремя одноименными датчиками, расположенными на определенном расстоянии друг от друга по глубине, то по характерным точкам геологического разреза можно получить совершенно точно «привязанную» к глубине диаграмму [54].
2.3.4 Защита скважинной аппаратуры от вибраций и ударов.
Одной из важнейших проблем при конструировании забойных информационных систем является их защита от перегрузок, возникающих от вибраций и ударов при бурении.
Колонна бурильных труб представляет собой сложную пространственную систему с распределенными параметрами. Ее нельзя считать жестким стержнем, скорее в физическом смысле колонна является "гибкой нитью", так как отношение ее длины к диаметру может достигать 106 и в зависимости от осевой нагрузки она может терять устойчивость, располагаться по спирали и т.п. В колонне бурильных труб внутри и снаружи циркулирует промывочная жидкость под воздействием неравномерного давления, развиваемого одним или двумя насосами.
Породоразрушающий инструмент (долото) контактирует с горными породами разной твердости, ударяясь зубьями о неровности ухабообразного забоя, причем зубья значительно срабатываются во времени, изменяя параметры вибраций. Все это вызывает достаточно сложные колебания и удары. Так, вибрации буровой вышки и пульсация насосов вызывают инфранизкочастотные колебания до 1.5 кГц, перекатывание шарошек по рейке забоя и биение вала гидравлического забойного двигателя - низкочастотные (до 10 Гц), средняя частота (до 300Гц) обуславливается ударами зубьев шарошек о забой при их перекатывании и, наконец, высокочастотные, вызванные квитацией и турбулентным движением промывочной жидкости (частотой до 3000 Гц).
Забойные телеизмерительные системы встраиваются в буровой инструмент, являясь частью бурового става. При широко применяемой в нашей стране технологии турбинного бурения они устанавливаются выше турбины и подвергаются механическим (сжатие, растяжение, кручение), вибрационным (продольные, поперечные, крутильные) и ударным нагрузкам.
Исследования, выполненные рядом авторов [54, 89, 118] показали, что уровень вибраций часто превышает 20-30 g в диапазоне частот от единиц герц до десятков и даже сотен герц (рис. 2.29, а,б). А если учесть, что скважинная аппаратура в процессе бурения длительное время работает при повышенных изменяющихся от глубины температурах до 100-120 С и более, а гидростатическое давление, определяемое плотностью применяемых буровых растворов и глубиной (длиной) скважины, достигает 80-100 МПа, при протекании мимо аппаратурного контейнера бурового раствора с содержанием твердых абразивных частиц (песка) до 10-15% можно смело констатировать, что требования при ее создании выше аналогичных по надежности, предъявляемых к аппаратуре специального назначения (таблица 2.10). Поэтому правильный выбор соответствующих материалов и надежных конструкторских решений во многом определяют работоспособность аппаратуры.
Таблица 2.11
Характеристики вибраций, действующих на аппаратуру, устанавливаемую на подвижных объектах.
Вид подвижного объекта
|
Характеристики вибраций и ударов
|
Время действия
|
Транспортные средства колесного типа
|
Частоты возбуждающих колебаний подвески: машины 2-10 Гц, кузова 8-15 Гц, ускорение 1 g; частоты возбуждения двигателя 20-60
|
Длительное
|
Транспортные средства гусе-ничного типа
|
Ударно возбуждаемые вибрации в диапазоне частот 400-700 Гц, амплитуда колебаний на низких частотах 0.25 мм
|
Длительное
|
Корабль
|
Частоты возбуждающих колебаний и ускорения: кормовая часть 2-35 Гц, 0.05-0.5 g
|
Длительное
|
Подводная лодка
|
Частоты возбуждающих колебаний и ускорения: кормовая часть 70 Гц, 0.125-0.25 g
|
Длительное
|
Самолет
|
Частоты возбуждения 3-500 Гц, амплитуда колебаний 3.8 мм на низких частотах. Акусти-ческие вибрации с частотой до 130 кГц на уровне 150 дб выше звукового порового уровня
|
Менее длительное
|
Вертолет
|
2 Гц – 0.5 g, 5 Гц – 0.4 g, 16 Гц – 0.8 g, 25 Гц — 1.25 g, 40 Гц – 2.0 g, 80 Гц – 4.0 g
|
Несколько часов
|
Управляемые снаряды
|
Частоты возбуждающих колебаний 30-500 Гц; ускорения 5-30 м/с2. На участке резонанса возможны ускорения до 40 д. Акустические вибрации с частотой до 10 кГц на уровне 130 дб выше звукового порогового уровня.
|
3-5 мин.
|
Скважинная аппаратура в процессе бурения
|
Частоты возбуждающих колебаний 0.1-30 Гц, ускорения 40-50 g, возможно – до 100 g. Акустические – до 1-2 кГц, 2-3 g. Удары - длительностью
|
Многократное непрерывное воздействие по 7-30 часов несколько лет подряд, чере-дующееся с транспортными перевозками автомобилем, самолетом, вертолетом
|
Анализ надежности элементов радиоэлектроники, выполненных в виде БИС (больших интегральных схем), схем гибридной технологии на тонких и толстых пленках показал, что, в основном, они выдерживают также перегрузки. Навесные элементы (резисторы, трансформаторы и др. навесные элементы) допускают работу при ускорениях менее 10-12 g.
Следует заметить, что время безотказной работы системы блока, обратно пропорционально вибрационной нагрузке, поэтому использование устройств виброзащиты является оправданным.
Широко применяемые в военной аппаратуре устройства виброзащиты различного типа, рассчитаные для подвески крупных аппаратурных блоков для определенных условий (уровня и частотного спектра вибраций) и диапазона температур от -50С до 60С не могут быть использованы, поэтому потребовались дополнительные исследования устройств виброзащиты.
Были исследованы амортизаторы различных типов и конструкций (табл. 2.12, 2.13)1, те, которые по своим техническим параметрам подходили к условиям эксплуатации в процессе бурения скважин (рис. 2.30, а) были исследованы на специальном вибростенде (рис. 2.30, б). По результатам этих исследований экспериментальных испытаний были доработаны цельнометаллические поджимаемые амортизаторы, обеспечивающие уменьшение уровня вибраций в 3-5 раз для всего электронного блока скважинной аппаратуры (рис. 2.31).
Таблица 2.12
Технические характеристики различных резино-металлических амортизаторов.
№ п/п
|
Тип амортизатора
|
Собственная частота, Гц
|
Коэффициент жесткости, Rz,
кгс/мм
|
Коэффициент деформирования,
|
Номинальная нагрузка,
Кгс
|
Диапазон рабочих температур, С
|
Особенности и область применения
|
1.
|
Пластинчатые АП
|
15 – 20
|
0.29 - 9.2
|
|
0.45 - 15.75
|
45 80
|
С 25 Гц, до 0.5 мм
|
2.
|
Чашечные АЧ
|
15 - 20
|
0.29 – 9.20
|
|
0.45 – 15.65
|
45 80
|
Свыше 100 Гц
|
3.
|
Корабельные свар-ные со страховкой АКСС
|
10 - 15
|
|
0.2 – 0.25
|
10 – 120
|
5 70
|
|
4.
|
Скобочные АМ
|
20 - 30
|
3.6 - 24
|
|
18 –120
|
|
|
5.
|
Стерженьковые АН
|
11 - 13
|
4 - 31
|
|
6 – 50
|
|
С 15 Гц, до 5 мм
|
6.
|
Опорные АО
|
25 - 30
|
|
|
|
|
С 25 Гц, до 0.5 мм
|
7.
|
Рожковые АР
|
11 - 12
|
1-2
|
|
2-8
|
|
С 25 Гц, до 1 мм; при 50С – с 30 Гц
|
8.
|
Равночастотные де-мпфированные АД
|
8 - 10
|
0.12 – 1.9
|
0.06 – 0.5
|
0.3 – 15.3
|
60 70
|
С 12 Гц, при 0.5 – 1.5 мм
|
9.
|
С фрикционным демпфированием АФД
|
15 - 20
|
0.1 – 6.7
|
Зависит от частоты
|
0.3 – 20
|
60 150
|
С 30 Гц, до 10 м/с2
|
10.
|
Пространствен-ного нагружения АПН
|
10 - 20
|
|
|
0.5 – 15
|
60 150
|
30 –200 Гц, до 15 м/с2
|
11.
|
Комбинированные ПП
|
|
|
|
|
50 70
|
|
12.
|
Пружинные
|
|
|
|
0.3 – 30
|
|
|
Таблица 2.13
Технические характеристики различных цельнометаллических амортизаторов
№ п/п
|
Тип амортизатора
|
Собственная частота,
Гц
|
Коэффициент жесткости k,
кГс/мм
|
Коэффициент демпфирования
|
Номинальная нагрузка, кГс
|
Диапазон рабочих температур, С
|
Особенности, область применения
|
1
|
Из материала МР ДК
|
11-12
35-40
|
|
|
0,4-40
|
-50+150
|
До 15-20g на НЧ, до 70-100 на СЧ, до 1 мм
|
2
|
Из материала МР АЦМ
|
8-10
|
|
|
0,5-20
|
-50+150
|
|
3
|
Из материала МР АЦП
|
8-10
|
|
|
0,5-30
|
-50+150
|
2-50g, до 15g при =0,01 с
|
4
|
Лепесткового типа
|
10-12
|
30-100*
|
|
|
-60+150
|
15-2000 Гц, до 25g при =0,05 с
|
5
|
Тросовые сферические
|
10-30
|
|
|
2-68
|
-72+260
|
|
6
|
Тросовые ленточные
|
|
|
|
|
-72+260
|
|
7
|
Цилиндри-ческие
|
|
|
|
|
-72+250
|
|
8
|
Типа «втулка»
|
25-30
|
Такой же, как у ДК
|
|
|
-72+250
|
|
9
|
Типа «хайдамет»
|
|
|
|
|
-60+400
|
150-200 Гц и выше
|
10
|
Пружинные АКПО
|
|
|
|
0,3-30
|
-60+150
|
Высокая доброт-ность на часто-тах резонанса
|
11
|
Пружинные «углерод-углеродные»
|
9-7
|
|
|
0,5-40
|
-60+700
|
Высокая доброт-ность, необходи-мо защитное покрытие
|
* В гс/мм
Заметим, что после монтажа и настройки каждая плата с печатным монтажом многократно покрывается эпоксидным клеем, навесные элементы крепятся дополнительно зажимами и проклеиваются эпоксидным составом.
Для дополнительной защиты от внешних повреждений и влаги некоторые разработчики и изготовители заливают блоки герметиком на основе каучука или полиуретана.
Исследованы перегрузки от вибраций на забое при бурении горизонтальных стволов укороченными винтовыми гидравлическими двигателями, что безусловно являлось сдерживающим фактором при разработке надежных забойных навигационных систем. Такие исследования были выполнены в компании "Геоэлектроника сервис", г .Тверь [3]. Анализ этих материалов показывает, что статистические характеристики вибраций при бурении горизонтальных скважин укороченными винтовыми двигателями, спектральный состав и амплитуды колебаний имеют достаточно широкий диапазон и практически не отличаются от подобных характеристик, полученных при турбинном бурении наклонно-направленных скважин.
Измерения вибрационных перегрузок проводились в нескольких горизонтальных скважинах Оренбуржья и одной скважине Западной Сибири ("Сургутнефтегаз") автономным вибрографом, в качестве первичного преобразователя применяли пьезоэлектрический акселерометр.
Таблица 2.14
Частота вибраций, возникающих при бурении укороченными забойными гидравлическими двигателями
Число выступов и впадин забоя, m
|
Тип долота и число оборотов
|
Д1-170=100-150
об/мин
|
ТР2Ш-195=300-350
Об/мин
|
ЗСТСЕ-172
ЗТС-56-195=600-1200
Об/мин
|
Частота вибраций f gmax, Гц
|
0
|
1,66-2,50
|
5 - 5,83
|
10 - 20
|
3
|
5 - 7,5
|
15 - 17,5
|
30 - 60
|
6
|
10 - 15
|
30 - 35
|
60 - 120
|
9
|
15 - 22,6
|
45 - 52,5
|
90 - 180
|
12
|
20 - 30
|
60 - 70
|
120 - 240
|
Перед использованием виброграф калибровался на специальном стенде и устанавливался непосредственно над винтовым (объемным) двигателем. Режимы бурения менялись в широких пределах. Оценивались максимальные амплитуды продольных, поперечных и крутильных колебаний. Все измерения при бурении укороченным объемным двигателем позволяют сделать ряд выводов. Во-первых, это то, что фактически полученные перегрузки значительно ниже ожидаемых. Перегрузки на долоте, работающем в горизонтальном стволе, меньше, чем перегрузки при бурении наклонно-направленных скважин ротором или турбобуром. Так как виброграф располагался над шпинделем винтового двигателя с точкой записи, удаленной от долота на 6-7 м, можно предположить, что перегрузки на самом долоте значительно выше измеренных. Значения продольных перегрузок при бурении горизонтальных участков адекватны поперечным перегрузкам, причем спектр колебаний существенных аномалий не имеет, что объясняется спецификой контакта долота с породой в ГС. Спектр продольных и поперечных колебаний имеет максимум на частотах 15-26 Гц. Редко встречаются участки с пиками на более высоких частотах (120 Гц и более), что соответствует зубцовым колебаниям в породах большой твердости. При бурении ГС с постоянными режимами средние значения ускорений почти не изменяются в течение длительного времени.
Анализ полученных виброграмм показывает, что корреляционная связь между отдельными участками и различными скважинами (и для одной и той же скважины) очень слаба, коэффициент корреляции не превышает 0,4, но низкий уровень продольных и поперечных ускорений, а также их средние значения (оценка математических ожиданий) позволяют сделать несколько очень важных для выбора конструкции системы выводов:
- уровень вибрационных перегрузок при бурении горизонтального участка ствола скважины значительно ниже ожидаемых значений;
- уровень крутильных перегрузок достаточно высок и это обстоятельство обусловливает дополнительные требования к материалу для изготовления корпусных деталей.
Результаты этих исследований обусловили ряд технических требований к забойным телеметрическим системам.
Ответственным блоком телеизмерительных систем является источник питания скважинного прибора. Как правило, для телесистем с каналом связи он не является передатчиком сигналов в канал. Для электромагнитного канала связи "забой-устье" источник должен обеспечивать мощность передаваемого сигнала порядка 150 Вт и более [47]. В качестве такого источника используется автономный турбоагрегат, приводимый во вращение буровым раствором. На валу автономной турбины размещается ротор с постоянными магнитами. Статор генератора имеет две обмотки, одна — для обеспечения электрического питания первичных преобразователей и радиосхем, вторая — для передачи электрических сигналов в канал связи. Для предотвращения попадания промывочной жидкости в электромагнитный генератор внутренняя полость его заливается кремнийорганической жидкостью, а наличие встроенного лубрикатора обеспечивает выравнивание давления между скважиной и внутри генератора.
В скважинной аппаратуре, позволяющей вести измерения в статике, наряду с генератором предусматриваются автономный химический источник (аккумуляторы или химические сухие источники). Их устойчивая работа может быть только при приваренных или припаянных электрических и механических соединениях, элементы блока питания должны быть также защищены от воздействия вибраций.
В автономных приборах, применяемых при спуске на бурильных трубах или сбрасываемых внутри бурильных труб, энергоемкость источников питания должна быть достаточной для всего цикла работы. Условия эксплуатации аппаратуры в таких условиях значительно легче.
Следует заметить, что необходимость размещения скважинной аппаратуры внутри бурильных труб ограничивает их наружный диаметр, поэтому приходится вытягивать аппаратуру в длину. Для аппаратуры с большим комплексом первичных преобразователей (комплексом ГИС) общая длина скважинного прибора достигает 10-20 м. Исполнение такой компоновки в виде единой жесткой конструкции может привести к поломке аппаратуры при проходке криволинейного участка наклонно-направленной скважины, поэтому использование гибкой связи между отдельными модулями является целесообразным, особенно в скважинах, бурящихся с малым радиусом кривизны (рис. 2.28).
|
