Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор существующих методов определения уровня затрубной жидкости нефтедобывающих скважин 13
1.1. Место процедуры определения уровня затрубной жидкости в комплексе промысловых исследований 13
1.2. Оценка требуемой точности определения текущего уровня затрубной жидкости 15
1.3. Методы измерения уровня затрубной жидкости нефтедобывающих скважин 18
1.3.1. Непосредственное измерение уровня затрубной жидкости 18
1.3.2. Косвенное определение уровня затрубной жидкости 19
1.4. Процедура определения времени распространения акустического сигнала по стволу скважины 20
1.5. Методы определения скорости звука в затрубном пространстве нефтедобывающей скважины 22
1.5.1. «Трубный» метод 23
1.5.2. Метод реперов 24
1.5.3. Метод эмпирических зависимостей 25
1.5.4. Расчетный метод 26
1.6. Существующие измерители уровня затрубной жидкости нефтедобывающих скважин 28
1.6.1. Нестационарные измерители уровня затрубной жидкости 29
1.6.2. Стационарные измерители уровня затрубной жидкости 31
1.7. Анализ изобретений в области измерения уровня жидкости НДС 32
1.8. Выводы 35
Глава 2. Разработка модели распространения акустической волны в затрубном пространстве нефтедобывающей скважины 37
2.1. Определения видов и этапов моделирования 37
2.2. Обследование объекта моделирования 40
2.3. Техническое задание на разработку модели 44
2.4. Обоснование выбора метода решения задачи 45
2.4.1. Основные соотношения метода электроакустических аналогий для расчета модели затрубного пространства нефтедобывающей скважины 45
2.4.2. Особенности затрубного пространства как низкочастотного акустического волновода 48
2.4.3. Полунатурное моделирование затрубного пространства 51
2.4.4. Натурное моделирование затрубного пространства 58
2.5. Выводы 60
Глава 3. Выбор оптимальных сигналов при эхометрировании затрубного пространства нефтедобывающих скважин 61
3.1. Классификация исследуемых зондирующих сигналов 61
3.2. Оценка целесообразности применения гармонического сигнала 63
3.3. Оценка целесообразности применения кодированного сигнала 67
3.3.1. Дискретное кодирование 67
3.3.2. Использование кодаБаркера 72
3.3.3. Использование модифицированного кодаБаркера 76
3.4. Выводы 80
Глава 4. Разработка адаптивного алгоритма работы стационарного измерителя уровня затрубной жидкости нефтедобывающих скважин 81
4.1. Анализ шума в затрубном пространстве нефтедобывающих скважин. 81
4.2. Корректировка структуры обнаружителя с применением выбеливающего фильтра 85
4.3. Импульсные акустические помехи в затрубном пространстве НДС 86
4.4. Подавление импульсных помех при обнаружении сигнала 88
4.4.1. Обнаружение синусоидального сигнала на фоне импульсной помехи 88
4.4.2. Обнаружение кодированного сигнала на фоне импульсной помехи 92
4.5. Алгоритм работы стационарного измерителя уровня затрубной жидкости 94
4.6. Моделирование работы стационарного измерителя уровня затрубной жидкости 96
4.6.1. Оценка влияния нормального шума на точность измерения временного положения сигнала 96
4.6.2. Оценка влияния нормального шума в совокупности с импульсной помехой на точность измерения временного положения сигнала 99
4.6.3. Оценка влияния нормального шума в совокупности с импульсной помехой на точность измерения временного положения сложного сигнала 101
4.7. Выводы 102
Заключение 104
Список литературы 107
Приложение
- Оценка требуемой точности определения текущего уровня затрубной жидкости
- Основные соотношения метода электроакустических аналогий для расчета модели затрубного пространства нефтедобывающей скважины
- Оценка целесообразности применения кодированного сигнала
- Корректировка структуры обнаружителя с применением выбеливающего фильтра
Введение к работе
Актуальность темы. В настоящее время эффективное управление производственными объектами нефтедобывающих предприятий невозможно без выполнения жестких требований, предъявляемых к достоверности и комплектности собираемой информации, а также оперативности ее получения. Выполнить указанные требования можно только при максимальной автоматизации промысловых технологических процессов.
Одним из наиболее важных элементов автоматизированной системы управления добывающей скважиной является стационарный измеритель уровня затрубной жидкости. По метрологическим данным о динамике изменения уровня решаются следующие задачи, напрямую влияющие на эффективность работы оборудования:
расчет дебита, необходимый для оптимизации технологического процесса транспортировки и последующей обработки затрубной жидкости;
корректировка режима работы откачивающего оборудования с целью снижения вероятности выхода его из строя;
расчет значения пластового давления, необходимого при оценке и анализе коэффициента отдачи пласта.
С точки зрения технико-экономических характеристик стационарный измеритель уровня должен удовлетворять следующим требованиям по обеспечению:
требуемых метрологических характеристик;
максимизации времени работы аккумуляторных батарей без подзарядки;
минимизации массогабаритных показателей и себестоимости;
взрывозащиты, ограничивающей максимальные величины токов и напряжений в электрических цепях прибора;
защиты окружающей среды, не допускающей стравливание затрубного газа в атмосферу.
Существующие стационарные измерители работают по волнометрическо-му методу, который основан на измерении времени прохождения акустического импульса от устья скважины до уровня затрубной жидкости и обратно.
Формирование зондирующего сигнала осуществляется с помощью электроклапана, кратковременно стравливающего затрубный газ в окружающую среду. Данный способ формирования импульса не оптимальный. Метрологические характеристики волнометрических измерителей уровня напрямую зависят от давления газа в затрубном пространстве; при снижении избыточного давления до атмосферного прибор становиться неработоспособным. Работа электроклапана требует значительных энергозатрат, что снижает время работы уровнемера без подзарядки аккумуляторов, а также усложняет организационно-технические мероприятия по обеспечению взрывозащиты измерителя. Кроме того, он не удовлетворяет требованиям по охране окружающей среды.
В связи с этим, усовершенствование существующего волнометрического метода измерения уровня с точки зрения улучшения метрологических и эксплуатационных характеристик стационарных волнометрических измерителей является актуальной задачей, имеющей существенное значение для развития средств контроля природной среды.
Объект исследования — волнометрические метод и средства для измерения уровня затру бной жидкости нефтедобывающих скважин.
Предмет исследования - параметры зондирующего сигнала измерителя уровня затрубной жидкости нефтедобывающих скважин.
Целью работы является развитие существующего волнометрического метода измерения уровня затрубной жидкости нефтедобывающих скважин в направлениях улучшения характеристик обнаружения и повышения точности измерения времени задержки эхосигнала, а также совершенствования эксплуатационных характеристик стационарных волнометрических измерителей уровня на основе адаптации зондирующих сигналов к затрубному пространству.
9 Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
Провести анализ существующих волнометрических метода и средств для измерения уровня затрубной жидкости с целью определения основных факторов, влияющих на характеристики обнаружения и оценки времени запаздывания эхосигнала; выявить наиболее перспективные пути улучшения данных характеристик.
Разработать математическую модель затрубного пространства нефтедобывающих скважин с целью определения параметров адаптации к нему зондирующих сигналов, а также для обеспечения возможности компьютерного моделирования процесса измерения.
Исследовать возможности применения кодированных сигналов для улучшения точностных характеристик оценки времени запаздывания эхосигнала, в частности, при генерации которых нет необходимости в изменении фазы сигнала.
Провести статистическое исследование шумо-помеховых ситуаций в за-трубном пространстве действующих нефтедобывающих скважин с целью учета мешающих факторов при обнаружении сигнала.
Синтезировать алгоритм работы стационарного волнометрического измерителя уровня, определяющий параметры зондирующего сигнала в зависимости от характеристик выбранной скважины и требуемой точности обнаружения, а также минимизации затрачиваемой на генерацию сигнала энергии.
Методы исследования. При решении поставленных задач использовались методы теории вероятностей и математической статистики, теории статистических решений, теории алгоритмов, имитационное моделирование систем с применением метода электроакустических аналогий.
Достоверность обеспечивается корректным использованием методов математического моделирования, сопоставлением теоретических результатов с результатами полунатурного и натурного моделирования, а также практическим внедрением на предприятиях.
Научная новизна.
Разработана математическая модель распространения акустических сигналов по стволу нефтедобывающей скважины, учитывающая характерные особенности затрубного пространства как акустического волновода.
Предложен способ кодирования акустического сигнала с помощью модифицированного кода Баркера, при генерации которого нет необходимости менять фазу.
Предложены способ обработки модифицированного сигнала Баркера при его обнаружении, в основу которого положена дополнительная математическая обработка входящего потока данных, и структура обнаружителя.
Практическая ценность работы.
Разработана программа компьютерного моделирования процесса распространения акустического сигнала в затрубном пространстве нефтедобывающей скважины.
Разработан алгоритм работы волнометрического измерителя уровня, определяющий параметры зондирующего сигнала в зависимости от характеристик нефтедобывающей скважины. Применение алгоритма позволяет обеспечить необходимые вероятностные и точностные характеристики обнаружения, а также минимизировать затраты энергии на генерацию зондирующего сигнала.
Получены статистические характеристики возможных шумо-помеховых ситуаций в затрубном пространстве нефтедобывающих скважин, позволяющие сформулировать требования к обнаружителю эхосигнала.
Апробация работы. Содержание и основные результаты работы докладывались и обсуждались на:
Международной научно-технической конференции «Измерение, контроль, информатизация» (Барнаул, 2007 г.);
Международной молодежной научной конференции «XIV Туполевские чтения» (Казань, 2006 г.);
Всероссийской научно-практической конференции «Информационные технологии в профессиональной деятельности и научной работе» (Йошкар-Ола, 2007-2008 г.).
на ряде Всероссийских конференциях, проводимых в г. Йошкар-Ола.
Публикации. По результатам научных исследований опубликовано 13 печатных работ, 3 из которых - в изданиях, включенных в перечень ВАК. Получен патент РФ на изобретение и 2 свидетельства об отраслевой регистрации разработки.
Реализация и внедрение результатов работы. Полученные результаты ис-пользованы ЗАО «Автограф» (г. Йошкар-Ола) в НИР по разработке стационарного измерителя уровня затрубной жидкости нефтедобывающих скважин и в учебном процессе МарГТУ при курсовом проектировании.
На защиту выносятся.
Математическая модель распространения акустических сигналов по затру бному пространству нефтедобывающих скважин.
Алгоритм работы измерителя уровня, работающего по методу волномет-рирования, определяющий параметры зондирующего сигнала в зависимости от характеристик нефтедобывающей скважины и требуемой точности измерения.
Способ повышения точности определения уровня при ограниченной мощности излучателя с применением модифицированного кода Баркера, синтез которого не требует смены фазы сигнала.
Результаты теоретических исследований и практических экспериментов, оценка характеристик, полученных при анализе модели затрубного пространства.
Структура и объем диссертации. Объем диссертационной работы составляет 140 страниц машинописного текста. В нее входят перечень условных обозначений и сокращений, введение, четыре главы, заключение, 64 иллюстрации, 11 таблиц и 9 приложений. Список литературы содержит 120 единиц наименований.
Сведения о личном вкладе автора. Автором обоснована возможность синтеза модели затрубного пространства с помощью метода электроакустических аналогий, произведен синтез и настройка модели. Принимал непосредственное участие в подготовке и проведении экспериментальных исследований, полунатурного и натурного моделирования затрубного пространства. Автором проведены обработка и анализ полученных результатов, сделаны выводы, на основании которых предложен к использованию алгоритм по выбору параметров зондирующих сигналов.
Оценка требуемой точности определения текущего уровня затрубной жидкости
В зависимости от решаемой задачи требования к точности измерения пластового давления различны [2, 113]. Поэтому, проведем обобщенную оценку требуемой точности определения текущего уровня затрубной жидкости, обеспечивающей заданные точностные характеристики определения пластового давления.
Задача данной оценки можно свести к задаче определения эффективности оптимальных оценок решения обратных количественных задач [15]. Приведенную выше зависимость пересчета величины уровня затрубной жидкости в величину пластового давления (1.1) можно рассматривать как модель косвенных измерений с линейной зависимостью оцениваемых параметров модели от неизвестных параметров [24] где: z - вектор наблюдений; X - вектор оценки параметров; произведение f = Нх представляет собой решение прямой задачи и имеет смысл компонент оцениваемых параметров модели в области измерений; J - вектор помехи. Вектор помехи V считается некоррелированным с параметром х и имеющим ковариационную матрицу Rv = Е
Тогда, взяв за основу оценки метод максимального правдоподобия, анализ точности оценки сводиться к определению математического ожидания Е(х), вектора оценки х и ее ковариационной матрицы Q — (Н R HJ [30].
Исходя из предположения, что исследуемая помеха не коррелированна и в каждом измерении имеет одну и ту же дисперсию сг, ковариационную матрицу можно представить как R)/ = [KV = сг\. Тогда, применительно к условиям данной работы, ковариационная матрица оценки х будет
Приведем равенство (1.1) к виду уравнения измерения (1.2). Для этого перепишем (1.1) как Зависимость (1.5) можно использовать при расчете необходимой точности определения уровня затрубной жидкости в зависимости от конкретной решаемой задачи. Анализируя данную зависимость видно, что для более точного определения пластового давления необходимо увеличивать точность измерения уровня затрубной жидкости. Также следует отметить, что параметр а хотя и определен как константа, но состоит из совокупности либо табличных, либо считающихся точно измеренными параметров. Следовательно, стремление повысить точность определения пластового давления может привести к необходимости повышения точности определения параметров, входящих в а.
Произвести замер уровня затрубной жидкости можно как непосредственно, используя глубинные измерительные приборы, так и косвенно - с помощью волнометрического метода или расчетным путем, где исходными данными являются значения с датчиком телеметрической системы управления скважиной [59, 79].
При непосредственном измерении уровня затрубной жидкости наивысшую точность обеспечивает применение глубинных измерительных приборов. При таком способе происходит спуск прибора на тросе вдоль ствола скважины, прибор фиксирует температуру и давление в режиме регистратора. По измеряемым значениям происходит фиксация момента смены агрегатного состояния среды [47]. Использование глубинных приборов обеспечивает высокую точность определения уровня, которая зависит от точности измерения текущей длины троса. Однако временные и ресурсные затраты на проведение таких работ ограничивают применение данного метода измерения.
На сегодняшний день наиболее распространенным является косвенный -волнометрический метод определения уровня затрубной жидкости нефтедобывающей скважины [12, 18, 61, 62, 79, 90, 92]. Применение приборов определения уровня (уровнемеров), в основу которых заложен волнометрический метод, позволяет проводить замеры уровня одному оператору за небольшой промежуток времени, основная часть которого приходиться на установку и снятие уровнемера.
Волнометрические методы определения динамических и статических уровней в скважинах основаны на измерении времени прохождения акустического импульса от устья скважины до измеряемого уровня затрубной жидкости и обратно. Уровень определяется по формуле: где: V3e - скорость звука в затрубном пространстве; / - время распространения звуковой волны.
При измерении уровня жидкости в скважинах с избыточным давлением в затрубном пространстве акустический импульс создается кратковременным выпусканием газа из затрубного пространства в атмосферу с помощью воздушного клапана, давление газа контролируется манометром.
В том случае, когда давление газа в затрубном пространстве скважины близко к атмосферному, применяется метод эхометрирования. Вместо воздушного клапана на уровнемер устанавливается возбудитель акустического сигнала: предварительно заполненный инертным газом металлический контейнер, пневматическая хлопушка, резиновая гофра и так далее [106].
Уровнемеры, в основе которых заложен волнометрический метод, имеют более низкую точность определения уровня затрубной жидкости, по сравнению с непосредственным измерением. Это связано как с проблемами точного опре деления времени распространения акустического сигнала по стволу скважины, так и с проблемами определения скорости звука для каждой нефтедобывающей скважины в отдельности [108]. Однако, простота в использовании волнометри-ческих уровнемеров, малый объем подготовительных работ и их небольшая себестоимость обуславливают популярность волнометрического метода.
Основные соотношения метода электроакустических аналогий для расчета модели затрубного пространства нефтедобывающей скважины
Известно [55], что в случае выполнения условия г 0,61Л, где г — радиус некоторого волновода, а Я длина волны распространяющегося в таком волноводе сигнала, для анализа распространения акустического сигнала по волноводу можно применять теорию «узких труб». При этом для простоты последующих выводов будем считать, что затрубное пространство НДС, где распространяется акустическая волна, является трубой, выполненной из жесткого материала, обладающего малой теплопроводностью. Тогда можно пренебречь поперечным градиентом скорости, который приводит к дополнительному поглощению энергии волны и вызывает искажение волнового фронта, а также появлением радиальных колебаний.
В случае, когда г «0,61/1, распространение волны в трубе не зависит от того, прямая ее ось или изогнутая, или даже имеет изломы: во всех случаях давление и скорость частиц, оставаясь практически постоянными по всему ее сечению, зависят только от одной координаты - расстояния, отсчитываемого вдоль оси трубы [44, 50, 58].
Скорость звука в узкой трубе не зависит ни от площади сечения, ни от его формы, и равна скорости звука в неограниченной среде [3]. Следовательно, в случае исследования распространения звуковой волны в затрубном пространстве нефтедобывающих скважин, можно пренебречь влиянием нагнетательной трубы, находящейся внутри обсадной колонны. Необходимо лишь учесть, что площадь поперечного сечения обсадной колонны уменьшиться на величину, равную площади поперечного сечения нагнетательной трубы. Известно [112], что, учитывая вышесказанное, движение газа в длинном трубопроводе можно описать системой уравнений где p — давление, p - плотность газа, x - текущая координата по оси распространения возмущения, / - время, % — средняя в сечении волновода скорость газа, g - коэффициент сопротивления для потери напора в трубе, зависящий от шероховатости в трубе и режима течения, 8 - — - гидравлический радиус сечения, S - площадь сечения, % - смоченный периметр. Учитывая, что в исследуемом случае движение жидкости ламинарное [22, 44], а также учитывая, что скорость по длине затрубного пространства может меняться [36, 55], систему уравнений (2.1) можно представить как [112] Для удобства последующего анализа (2.2) имеет смысл перейти к безразмерной форме представления данной системы [95]. Процедура такого перехода подробно описана в [112], конечным результатом которой является Аи где для ламинарного режима коэффициент 2а = —Чт, где А - коэффициент, за висящий от параметров волновода, таких как шероховатость и теплопровод ность поверхности волновода, его геометрии и т.п., р = коэффициент кинематической вязкости газа, &-табличный коэффициент. Для расчета низкочастотных акустических волноводов применимы понятия, установившиеся в теории длинных линий, где отрезку трубы ставится в соответствие пассивный четырехполюсник, выполненный в виде отрезка линии электропередачи [7, 29, 50, 55]. В общем случае длинная линия представляет собой фильтр низкой частоты, порядок которого зависит от длины линии [55, 77]. При использовании данной аналогии необходимо учитывать следующие ограничения. 1. Значительное уменьшение частоты приводит к тому, что длина волны становиться соизмеримой с длиной затрубного пространства. Для сигналов, длина волны которых больше длины волновода, комплексное входное сопро тивление в зависимости от частоты имеет вид [3]
Оценка целесообразности применения кодированного сигнала
Кодирование зондирующего сигнала увеличивает его базу, что в свою очередь повышает точность оценки времени задержки сигнала без ухудшения характеристик обнаружения [38, 35]. Применительно к решаемой задаче имеет смысл рассмотреть два варианта кодирования зондирующего сигнала: дискретное кодирование со свойством «не более одного совпадения», при котором нет необходимости в изменении фазы при генерации зондирующего сигнала, и кодирование на основе кода Баркера, где фаза сигнала при генерации элементов кода изменяется на 180. Рассмотрим преимущества и недостатки каждого из этих вариантов.
Дискретные коды в общем виде представляют собой импульсные последовательности JU = {JUK], элементы которых принимают значения 0 или 1 [35,56].
В рамках решаемой задачи интерес представляет класс нерегулярных кодов, удовлетворяющих условию, чтобы при любом временном сдвиге кода во времени на интервал т т0, где т0 - длительность импульса, происходило не более чем одно совпадение импульсов исходного и сдвинутого кодов. Аппозиционные коды ju - {juK : л: = 0,1,..., N-1, /ик =1, О}, удовлетворяющие этому условию, называются кодами со свойством «не более одного совпадения» [88].
Согласно определению, импульсная функция автокорреляции кода со свойством «не более одного совпадения» должна удовлетворять условию Зондирующие сигналы, построенные на базе импульсных последовательностей со свойством «не более одного совпадения» имеют полезную особенность. Если на вход приемника поступают два перекрывающихся сигнала, имеющих базу В = А/Т 1, где А/ - ширина спектра сигнала, а Г- его длительность, и отношение сигнал/помеха одного из которых больше 1, то происходит подавление слабого сигнала сильным. Свойство «не более одного совпадения» позволяет практически исключить подавление. Если интервал между сигналами превышает т0, то потери в отношении сигнал/помеха, обусловленные подавлением слабого сигнала на выходе согласованного фильтра приемника, не превышают величины, равной 101 [88].
С точки зрения зондирования затрубного пространства данное свойство может представлять интерес для косвенного измерения скорости звука, когда важным является не только отклик от уровня затрубной жидкости, но и отклики от муфт НКТ или реперов [18,45,118].
При использовании кодов со свойством «не более одного совпадения» для синтеза зондирующего сигнала естественно стремление к максимизации числа импульсов N0 при заданном N, т.е. к максимизации коэффициента заполнения, так как, при прочих равных условиях, это приводит к увеличению энергии зондирующего сигнала. В предельном случае функция автокорреляции импульсного бинарного кода должна обладать абсолютно однородным уровнем боковых лепестков, равным единице в интервале г0 Ы Nr0, т.е. [88]
Однородный уровень боковых лепестков функции автокорреляции импульсного бинарного кода можно обеспечить только для NQ 4. Поэтому для N0 4 вместо требования г (т) = 1 формулируют другое требование rM{m) = Q), 1 при дополнительном условии, чтобы г (т) имела минимально возможное число боковых лепестков, принимающих нулевое значение. Тогда не обходимое и достаточное условие оптимальности кода формируется следующим образом [43]
Корректировка структуры обнаружителя с применением выбеливающего фильтра
Известно [28, 105], что если шум x(t) стационарен и его спектр K(f) отличен от нуля всюду на оси частот/: К(/) 0, / со, то пропустив процесс x(t) через линейный фильтр с постоянными параметрами и амплитудно-частотной характеристикой можно превратить его в белый шум, так как спектр шума на выходе фильтра окажется равным R(f) \he (fj - 1, / со. Таким образом, если через названный выбеливающий фильтр пройдет процесс y{t), являющийся суммой небелого шума x(t) и некоторого (возможно нулевого) сигнала s(t), то на выходе фильтра будет наблюдаться аддитивная смесь ув (/) = n{t) + se (і) белого шума n(t) с некоторым новым, искаженным сигналом se(t). Спектр последнего будет равен - (/) = К/Кг(У) ГДе %(/) комплексный спектр сигнала se(t); he{t) - коэффициент передачи выбеливающего фильтра. На фазочастотную характеристику само требование выбеливания никаких ограничений не накладывает, поэтому ее следует выбирать так, чтобы импульсная характеристика выбеливающего фильтра he {t) удовлетворяла условиям физической реализуемости he (/)=0 t 0\ К (0 0, t — со. Тогда, оптимальным приемником сигнала на фоне небелого шума может служить структура, показанная на рис. 4.4, содержащая выбеливающий фильтр и оптимальный приемник сигнала на фоне белого шума [28].
Для расчета показателей обнаружения сигналов в небелом шуме можно пользоваться соответствующими формулами, полученными для модели белого шума [28], подставляя в них параметр обнаружения, вычисленный на выходе выбеливающего фильтра: q = 2Ев /NQe , где Ев, NQe /2 - энергия сигнала и спектр шума после выбеливания соответственно. Так как NQe/2 = 1 и, согласно равенству Парсеваля, Ев = \\se(fj df, то при обнаружении в небелом шуме q = js6(f )j /K(f)jdf. Для оценки времени задержки сигнала на фоне небелого шума следует пересчитать его энергию и коэффициент корреляции на выходе выбеливающего фильтра, после чего задача сводиться к задаче оценки времени запаздывания сигнала на фоне белого шума. Наряду со стационарным шумом в затрубном пространстве НДС могут возникать также импульсные помехи, влияние которых при обнаружении должно учитываться с целью уменьшения ошибки измерения. Проанализируем возможность возникновения импульсных помех и методы уменьшения их влияния на результаты измерения. Импульсными помехами (ИП) называют такие аддитивные помехи, которые отличны от нуля лишь на отдельных интервалах времени, меньших длительности сигнала (или элементов сигнала в случае использования кода), разделенных значительно более длительными интервалами, свободными от помех [23]. Такие помехи очень распространены и часто по своему уровню значительно превосходят полезные сигналы, что затрудняет их надежное выделение [53]. ИП является регулярной или случайной последовательностью мешающих импульсов. Источниками ИП в затрубном пространстве НДС могут служить механизмы, способствующие добыче затрубной жидкости, дрожание НКТ и т.п.
Анализ эхограмм различных НДС показывает, что для затрубного пространства также характерно появление ИП. Примеры таких эхограмм приведены нарис. 4.5. Эхограммы, содержащие импульсные помехи, составляют примерно 4% от всех проанализированных эхограмм. Причем по длительности ИП сопоставимы с длительностью откликов, что существенно снижает достоверность измерения уровня методом волнометрирования в существующих измерителях [94]. 4.4. Подавление импульсных помех при обнаружении сигнала Произведем анализ возможных путей уменьшения влияния импульсной помехи при обработке эхосигналов, когда в качестве зондирующих используются синусоидальный и кодированный сигналы. Эффективным, и наиболее распространенным методом обработки сигналов, содержащих импульсные помехи, является амплитудное ограничение [9, 28, 53]. Обычно ограничитель выбирается жестким, т. е. уровень ограничения выбирается меньше средне квадратическо го значения а шума. При его применении уровни сигнала, шума и помехи становятся одинаковыми. Чтобы уменьшить искажения сигналов, после амплитудного ограничителя ставят фильтр, выделяющий его первую гармонику [53]. Подобные схемы обработки известны как схемы ШОУ (широкая полоса - ограничитель - узкая полоса) [109]. Поскольку ограничитель устраняет амплитудные различия между сигналом, шумом и помехами, последующая обработка должна использовать иные различия между сигналом, с одной стороны, и шумом и помехами, с другой. Если применяются простые сигналы, то такими различиями могут быть или длительности их импульсов, или ширина их спектров, определяемая этими длительностями, а в случае сложных сигналов — их фазовая структура, т. е. законы фазовой модуляции или манипуляции [53]. Очевидно, требуемые характеристики работы обнаружителя будут гарантированы, если обеспечить высокое отношение сигнал-шум и малое отношение помеха-шум. Поскольку импульсные помехи могут быть очень сильными, их уровень необходимо нормировать к среднеквадратическому уровню шума. Иначе говоря, необходимо обеспечить высокий динамический диапазон сигналов и нормирование динамического диапазона помех [109]. Под динамическим диапазоном сигналов понимается отношение уровней максимального и минимально различимого сигналов. Последний определяется уровнем шума, характером сигнала и применяемым алгоритмом его обработки. Поэтому динамический диапазон сигналов можно характеризовать отношением амплитуды максимального сигнала к среднеквадратическому уровню шума. Аналогично динамический диапазон помехи описывается отношением амплитуды максимальной помехи к среднеквадратическому уровню шума. Поэтому нормирование динамического диапазона помех сводится к нормированию уровня этих помех.
