EA042146B1

EA042146B1 - A SYSTEM FOR DETECTING PORE PRESSURE DIFFERENCES AT INTERFACES AND/OR ANOMALIES IN GEOLOGICAL FORMATIONS

Info

Publication number: EA042146B1
Application number: EA202192750
Authority: EA
Inventors: Стефано Карминати; Массимо Зампато; Стефано Мауро; Ренато Галлуцци
Original assignee: Эни С.П.А.
Priority date: 2019-06-24
Filing date: 2020-06-22
Publication date: 2023-01-19

Description

Настоящее изобретение относится к системе обнаружения для обнаружения скачков порового давления на границах разделов и/или аномалий в геологических формациях.The present invention relates to a detection system for detecting pore pressure surges at interfaces and/or anomalies in geological formations.

Они могут быть связаны с проходом из формаций различной плотности (например, глинистых слоев, коллекторов, содержащих жидкие и/или газообразные углеводороды, соляных куполов, базальтов) в формации или с карстовыми явлениями или разломами, которые, если не будут обнаружены, могут привести к потере формации бурового раствора со всеми вытекающими последствиями, такими как увеличение затрат на восстановление количества бурового раствора, необходимого для продолжения бурения, или такими как проблемы нестабильности стенок скважины, которые могут возникнуть, когда гидравлическое усилие бурового раствора, которого не хватает из-за потери формации, уменьшается.They may be associated with passage from formations of varying densities (e.g., shale beds, reservoirs containing liquid and/or gaseous hydrocarbons, salt domes, basalts) into the formation, or with karst events or faults that, if not detected, could lead to loss of mud formation with all the ensuing consequences, such as increased costs for restoring the amount of drilling fluid needed to continue drilling, or such problems of wellbore instability that can occur when the hydraulic force of the drilling fluid, which is not enough due to the loss of formation , decreases.

Поэтому важно обнаруживать формации, содержащие текучие среды под избыточным давлением, до того как буровая головка или буровое долото достигнет самой области.Therefore, it is important to detect formations containing pressurized fluids before the drill head or drill bit reaches the region itself.

Возможность определения местоположение скачка порового давления на границе разделов и/или аномалии позволяет фактически принять ряд превентивных мер, чтобы предотвратить возникновение ситуации выброса, т.е. опасного события неконтролируемой утечки из откачной скважины (выброс) текучих сред, находящихся под избыточным давлением по отношению к гидравлическому усилию бурового раствора, путем принятия соответствующих контрмер.The ability to locate an interface pore pressure jump and/or anomaly actually allows a number of preventive measures to be taken to prevent a blowout situation from occurring, i.e. a dangerous event of uncontrolled leakage from a recovery well (blowout) of fluids that are under pressure relative to the hydraulic force of the drilling fluid, by taking appropriate countermeasures.

В настоящее время используется решение, которое заключается в предварительной оценке давлений в отношении буровых работ с помощью методов сейсморазведки методом отраженных волн для определения тенденций изменения этих давлений с разрешением порядка 10 м.The solution currently used is to pre-assess pressures in relation to drilling operations using reflection seismic techniques to determine trends in these pressures with a resolution of the order of 10 m.

Впоследствии оцененные тенденции изменения могут быть повторно откалиброваны в зависимости от глубины скважины с учетом локальных измерений в скважине (скорость звука, сопротивляемость, гамма-излучение, плотность и т.д.), выполненных во время бурения. Таким образом, также улучшается точность определения распределения давлений в боковом направлении.Subsequently, the estimated trends can be re-calibrated depending on the depth of the well, taking into account local measurements in the well (sound velocity, resistivity, gamma radiation, density, etc.) made during drilling. Thus, the accuracy of determining the pressure distribution in the lateral direction is also improved.

Математические модели, используемые сегодня для обработки измерений и определения тенденций изменения порового давления в формациях, являются оценочными моделями, которые не позволяют прогнозировать аномальные давления, которые, возможно, имеются в еще не пройденных формациях, в частности, если литологический состав этих формаций показывает быстрые изменения относительно формации на стороне бурового долота и/или если геодавление обусловлено явлениями, которые не могут быть отнесены к недоуплотнению.Mathematical models used today to process measurements and trend formation pore pressures are estimation models that do not predict abnormal pressures that may be present in formations that have not yet been penetrated, in particular if the lithology of these formations shows rapid changes. relative to the formation on the side of the drill bit and/or if the geopressure is due to phenomena that cannot be attributed to underconsolidation.

Известно, что для обнаружения скачков порового давления на границах разделов и/или аномалий в геологических формациях применяется геофония с использованием электромагнитных приводов типа звуковой катушки в качестве приемника, который может иметь подвижную катушку и фиксированный магнитопровод или наоборот фиксированную катушку и подвижное магнитное оборудование.It is known that geophony is used to detect pore pressure surges at interfaces and/or anomalies in geological formations using voice coil type electromagnetic drives as a receiver, which can have a moving coil and a fixed magnetic circuit or vice versa a fixed coil and moving magnetic equipment.

В патенте США 20180100387A1 представлена реализация электромагнитных преобразователей с использованием различных типов постоянных магнитов в подвижной части для геофонических измерений.US Pat. No. 20180100387A1 shows an implementation of electromagnetic transducers using various types of permanent magnets in the moving part for geophonic measurements.

Также известно использование преобразователей емкостного типа, таких как так называемые МЭМС, оптического или пьезоэлектрического типа; последний может достигать максимальных рабочих частот от 3 до 5 МГц.It is also known to use transducers of a capacitive type, such as the so-called MEMS, of the optical or piezoelectric type; the latter can reach maximum operating frequencies of 3 to 5 MHz.

В любом случае преобразователи, используемые в известных системах обнаружения, характеризуются относительно большими размерами и достаточно высоким потреблением энергии, чтобы требовать подключения к источнику электропитания, что увеличивает сложность установки на больших глубинах; наконец, вышеупомянутые устройства не предназначены для работы при высоких давлениях, типичных для рабочей зоны в забое скважины.In any case, the transducers used in known detection systems are relatively large and have high enough power consumption to require connection to a power source, which increases the complexity of installation at great depths; finally, the aforementioned devices are not designed to operate at the high pressures typical of the downhole working zone.

Целью настоящего изобретения является преодоление вышеупомянутых недостатков и, в частности, разработка системы для обнаружения скачков порового давления на границах разделов и/или аномалий в геологических формациях, которая способна выполнять измерения непосредственно перед буровым долотом для прогнозирования аномальных давлений на глубине нескольких метров в формациях, которые еще предстоит пробурить перед буровым долотом.It is an object of the present invention to overcome the aforementioned disadvantages, and in particular to provide a system for detecting pore pressure surges at interfaces and/or anomalies in geological formations, which is capable of taking measurements just ahead of the drill bit to predict pressure abnormalities at a depth of several meters in formations that yet to be drilled ahead of the drill bit.

Эта и другие цели согласно настоящему изобретению достигаются путем реализации системы обнаружения для обнаружения скачков порового давления на границах разделов и/или аномалий в геологических формациях, как указано в п.1 формулы изобретения.This and other objects according to the present invention are achieved by implementing a detection system for detecting pore pressure surges at interfaces and/or anomalies in geological formations, as specified in claim 1 of the claims.

Дополнительные характеристики системы обнаружения для обнаружения скачков порового давления на границах разделов и/или аномалий в геологических формациях являются предметом зависимых пунктов формулы изобретения.Additional features of a detection system for detecting pore pressure surges at interfaces and/or anomalies in geological formations are the subject of dependent claims.

Характеристики и преимущества системы обнаружения для обнаружения скачков порового давления на границах разделов и/или аномалий в геологических формациях по настоящему изобретению будут более очевидны из следующего описания, которое следует понимать как иллюстративное, а не ограничивающее, со ссылкой на прилагаемые схематические чертежи, на которых на фиг. 1 показан потенциальный сценарий применения системы обнаружения по настоящему изобретению;The characteristics and advantages of a detection system for detecting interface pore pressure surges and/or anomalies in geological formations of the present invention will be more apparent from the following description, which is to be understood as illustrative and not restrictive, with reference to the accompanying schematic drawings, in which: fig. 1 shows a potential application scenario for the detection system of the present invention;

на фиг. 2 показана блок-схема варианта осуществления системы обнаружения по настоящему изоin fig. 2 is a block diagram of an embodiment of a detection system according to the present invention.

- 1 042146 бретению;- 1 042146 shaving;

на фиг. 3а и 3b представлены соответственно вид в перспективе и вид сверху предпочтительного, но не ограничивающего варианта осуществления системы обнаружения по настоящему изобретению;in fig. 3a and 3b are respectively a perspective view and a plan view of a preferred but non-limiting embodiment of the detection system of the present invention;

на фиг. 4 представлен схематический вид другого варианта осуществления детали системы обнаружения по настоящему изобретению;in fig. 4 is a schematic view of another embodiment of a detail of the detection system of the present invention;

на фиг. 5 представлен вид сверху другого варианта осуществления системы обнаружения по настоящему изобретению;in fig. 5 is a plan view of another embodiment of the detection system of the present invention;

на фиг. 6а представлен вид в разрезе электроакустического преобразователя, входящего в систему обнаружения по настоящему изобретению;in fig. 6a is a sectional view of an electro-acoustic transducer included in the detection system of the present invention;

на фиг. 6b представлен вид детали преобразователя, показанного на фиг. 6а;in fig. 6b is a detail view of the converter shown in FIG. 6a;

на фиг. 7 представлен схематический вид в перспективе электрической обмотки электроакустического преобразователя, показанного на фиг. 6а.in fig. 7 is a schematic perspective view of the electrical winding of the electroacoustic transducer shown in FIG. 6a.

На фигурах показана система обнаружения для обнаружения скачков порового давления на границах разделов и/или аномалий в геологических формациях, целиком обозначаемая как 100.The figures show a detection system for detecting pore pressure surges at interfaces and/or anomalies in geological formations, denoted in its entirety as 100.

Система 100 обнаружения для обнаружения скачков порового давления на границах разделов и/или аномалий в геологических формациях содержит буровое долото 200 для бурения под землей, в которое согласно настоящему изобретению встроены один или несколько электроакустических преобразователей 10, 11, 12. Если присутствует только один электроакустический преобразователь 12, он предназначен для того, чтобы избирательно работать в качестве передатчика или приемника акустических волн в диапазоне частот 450-5000 Гц, предпочтительно 500-3000 Гц; в этом случае электроакустический преобразователь определяется как бифункциональный. Если присутствуют по меньшей мере два электроакустических преобразователя 10, 11, они предназначены для работы один как передатчик 10, а другой как приемник 11 акустических волн в диапазоне частот 450-5000 Гц, предпочтительно 500-3000 Гц.The detection system 100 for detecting pore pressure surges at interfaces and/or anomalies in geological formations comprises a drill bit 200 for drilling underground, in which one or more electro-acoustic transducers 10, 11, 12 are integrated according to the present invention. If only one electro-acoustic transducer is present 12, it is designed to selectively operate as an acoustic wave transmitter or receiver in the frequency range 450-5000 Hz, preferably 500-3000 Hz; in this case, the electroacoustic transducer is defined as bifunctional. If at least two electro-acoustic transducers 10, 11 are present, they are designed to operate one as a transmitter 10 and the other as a receiver 11 of acoustic waves in the frequency range 450-5000 Hz, preferably 500-3000 Hz.

В настоящем обсуждении рабочая полоса будет относиться к диапазону частот 450-5000 Гц или более предпочтительно диапазону частот 500-3000 Гц.In this discussion, the operating band will refer to the frequency range 450-5000 Hz, or more preferably the frequency range 500-3000 Hz.

Таким образом можно идентифицировать неоднородности акустического отклика акустических преобразователей 10, 11, 12, обусловленные характеристиками пород (например, карстовые явления, разломы, чередование горных пород, глинистые слои, коллекторы, содержащие жидкость и/или газообразные углеводороды, соляные купола, базальты) или избыточное давление текучих сред пород.In this way it is possible to identify inhomogeneities in the acoustic response of the acoustic transducers 10, 11, 12 due to rock characteristics (e.g., karst phenomena, faults, alternating rocks, clayey layers, reservoirs containing liquid and/or gaseous hydrocarbons, salt domes, basalts) or excessive rock fluid pressure.

Система 100 обнаружения, кроме того, содержит аналоговые управляющие электронные схемы, выполненные с возможностью управления электроакустическим преобразователем, который действует как передатчик, и аналоговые принимающие электронные схемы 111 для усиления и обработки сигнала, принимаемого от электроакустического преобразователя, действующего как приемник. Система 100 обнаружения также содержит блок 120 обработки и управления, например микропроцессор, связанный с аналоговыми управляющими 110 и принимающими 111 электронными схемами для управления процессом обнаружения. Блок 120 обработки и управления связан с блоком 121 хранения данных и получает электрическое питание от системы 122 электропитания, например, содержащей систему батарей. Блок 120 обработки и управления также снабжен интерфейсным модулем 123 для компоновки низа бурильной колонны или КНБК. Например, этот интерфейсный модуль 123 содержит электрические/электронные схемы, подходящие для связи с КНБК и, возможно, для приема подаваемой энергии от нее.The detection system 100 further includes analog control electronics configured to control the acoustic transducer acting as a transmitter and analog receiving electronics 111 for amplifying and processing a signal received from the acoustic transducer acting as a receiver. The detection system 100 also includes a processing and control unit 120, such as a microprocessor, associated with the analog control 110 and receive 111 electronic circuits to control the detection process. The processing and control unit 120 is connected to the data storage unit 121 and receives electrical power from the power supply system 122, for example, including a battery system. The processing and control unit 120 is also provided with an interface module 123 for a bottom hole assembly or BHA. For example, this interface module 123 contains electrical/electronic circuits suitable for communicating with the BHA and possibly receiving power input from it.

В настоящем описании в качестве примера будет сделана ссылка на сценарий применения, показанный на фиг. 1, в котором буровое долото 200 расположено близко к двум геологическим формациям 300, 301, расположенным последовательно вдоль направления продвижения бурового долота и разделенным границей раздела 302, расположенной на расстоянии d от бурового долота 200.In the present description, reference will be made to the application scenario shown in FIG. 1, in which the drill bit 200 is located close to two geological formations 300, 301 located sequentially along the direction of advance of the drill bit and separated by an interface 302 located at a distance d from the drill bit 200.

Каждый из электроакустических преобразователей 10, 11, 12 является осесимметричным и содержит основной трубчатый корпус 20 предпочтительно цилиндрической формы и предпочтительно из ферромагнитного материала, который проходит по длине в продольном направлении X; указанный основной трубчатый корпус 20 содержит первую концевую часть 21 и вторую концевую часть 22, расположенные друг напротив друга в продольном направлении.Each of the electro-acoustic transducers 10, 11, 12 is axisymmetric and includes a main tubular body 20, preferably cylindrical in shape and preferably made of ferromagnetic material, which extends along the length in the longitudinal direction X; the specified main tubular body 20 contains the first end part 21 and the second end part 22, located opposite each other in the longitudinal direction.

Кроме того, основной трубчатый корпус 20 имеет внутри первую камеру 23, которая заканчивается первой концевой частью 21, и вторую камеру 24, на одной стороне смежную и сообщающуюся по текучей среде с первой камерой 23, а на другой стороне заканчивающуюся второй концевой частью 22.In addition, the main tubular body 20 has inside the first chamber 23, which ends with the first end part 21, and the second chamber 24, on one side adjacent and in fluid communication with the first chamber 23, and on the other side ending in the second end part 22.

Отделение, ограниченное внутри камерами 23, 24, может иметь любую форму, предпочтительно цилиндрическую.The compartment, internally delimited by the chambers 23, 24, may be of any shape, preferably cylindrical.

Первая концевая часть 21 закрыта снаружи с помощью мембраны 26, прикрепленной к основному трубчатому корпусу 20.The first end part 21 is closed from the outside by a membrane 26 attached to the main tubular body 20.

Указанная мембрана 26 предпочтительно изготовлена из пружинной стали.Said membrane 26 is preferably made of spring steel.

Вторая концевая часть 22 имеет одно или несколько отверстий 27, которые обеспечивают сообщение по текучей среде с внешней стороны основного трубчатого корпуса 20.The second end portion 22 has one or more openings 27 which provide fluid communication from the outside of the main tubular body 20.

Первая камера 23 содержит в своих стенках множество электрических обмоток 25, расположенных последовательно между ними в продольном направлении X.The first chamber 23 contains in its walls a plurality of electrical windings 25 arranged in series between them in the longitudinal direction X.

Предпочтительно, чтобы электрические обмотки 25 были выполнены с помощью металлическихPreferably, the electrical windings 25 are made with metal

- 2 042146 колец предпочтительно из меди, разделенных изолирующим слоем, например изолирующей пленкой. Этот вариант осуществления электрических обмоток 25 является особенно предпочтительным, поскольку в нем используется электроакустический преобразователь в качестве передатчика акустического сигнала.- 2,042,146 rings, preferably of copper, separated by an insulating layer, such as an insulating film. This embodiment of the electrical windings 25 is particularly preferred because it uses an electro-acoustic transducer as the acoustic signal transmitter.

Электроакустический преобразователь 10 также содержит подвижный элемент 30, расположенный в первой камере 23; предпочтительно, чтобы указанный подвижный элемент 30 содержал некоторое количество постоянных магнитов 31, предпочтительно, но не обязательно цилиндрических, расположенных друг над другом. В частности, постоянные магниты 31 расположены с знакопеременной намагниченностью в продольном направлении X, уложены в стопку, отделены друг от друга дисками 32 из ферромагнитного материала и удерживаются вместе штифтом 33, пересекающим их, например, по центру, как показано на фиг. 1.Electroacoustic transducer 10 also includes a movable element 30 located in the first chamber 23; preferably, said movable element 30 contains a number of permanent magnets 31, preferably, but not necessarily cylindrical, located one above the other. In particular, the permanent magnets 31 are arranged with alternating magnetization in the longitudinal direction X, stacked, separated from each other by disks 32 of ferromagnetic material, and held together by a pin 33 crossing them, for example, in the center, as shown in FIG. 1.

Предпочтительно, чтобы постоянные магниты 31 были из самариево-кобальтового сплава.Preferably, the permanent magnets 31 are of samarium-cobalt alloy.

Предпочтительно, чтобы подвижный элемент 31 поддерживался на продольных концах пружинами 40 парой предварительно нагруженных пружин 40 Бельвилля, как показано на фиг. 1. Каждая из этих пружин 40 прижата с одной стороны к подвижному элементу 31, а с другой стороны к внутренним стенкам первой камеры 23.Preferably, the movable member 31 is supported at its longitudinal ends by springs 40 by a pair of preloaded Belleville springs 40 as shown in FIG. 1. Each of these springs 40 is pressed on one side against the movable element 31, and on the other side against the inner walls of the first chamber 23.

Предпочтительно, чтобы подвижный элемент 30 также соединялся с мембраной 26 посредством удлинительного элемента 27, соединенного с одной стороны с концом подвижного элемента 30, а с другой стороны с мембраной 26.Preferably, the movable element 30 is also connected to the membrane 26 by means of an extension element 27 connected on one side to the end of the movable element 30, and on the other side to the membrane 26.

Электроакустический преобразователь 10 дополнительно содержит подвижный поршень 45, расположенный во второй концевой части 22.Electroacoustic transducer 10 further comprises a movable piston 45 located in the second end portion 22.

Предпочтительно, чтобы вторая концевая часть 22 была соединена со втулкой 28, которая проходит внутрь второй камеры 24 для удлинения ее длины таким образом, чтобы ограничивать внутренний проход. В этом случае подвижный поршень 45 расположен в ограниченном внутреннем проходе.Preferably, the second end portion 22 is connected to a sleeve 28 which extends inside the second chamber 24 to extend its length so as to delimit the internal passage. In this case, the movable piston 45 is located in a limited internal passage.

Предпочтительно, чтобы вторая камера 24 была заполнена жидкостью, предпочтительно маслом.Preferably, the second chamber 24 is filled with a liquid, preferably oil.

Когда электрические обмотки 25 получают электрическое питание с помощью передаваемого сигнала, взаимодействие между переменным магнитным полем, создаваемым электрическими обмотками 25, и постоянными магнитами 31 подвижного элемента 30 вызывает колебательное перемещение подвижного элемента 30, которое воздействует на мембрану 26, заставляя ее вибрировать и тем самым вызывая акустические волны в текучей среде, окружающей электроакустический преобразователь 10, при контакте с самой мембраной 26. Смещения подвижного элемента 31 вызывают изменение давления во второй камере 24. Эти колебания давления компенсируются движением подвижного поршня 45, который может свободно перемещаться в зависимости от разницы давлений, которая может временно возникать между окружающей средой за пределами электроакустического преобразователя и второй камерой 24. Подвижный поршень 45 фактически уменьшает или увеличивает объем второй камеры 24, в которой содержится масло, обеспечивая компенсацию статического давления.When the electrical coils 25 are electrically powered by a transmitted signal, the interaction between the alternating magnetic field generated by the electrical coils 25 and the permanent magnets 31 of the movable member 30 causes the movable member 30 to oscillate, which acts on the membrane 26, causing it to vibrate and thereby causing acoustic waves in the fluid surrounding the electro-acoustic transducer 10, in contact with the membrane 26 itself. Displacements of the movable element 31 cause a change in pressure in the second chamber 24. These pressure fluctuations are compensated by the movement of the movable piston 45, which can move freely depending on the pressure difference, which may temporarily occur between the environment outside the electro-acoustic transducer and the second chamber 24. The movable piston 45 actually reduces or increases the volume of the second chamber 24, which contains oil, providing compensation for static pressure niya.

Эта компенсация давления, обеспечиваемая поршнем, преимущественно позволяет использовать электроакустический преобразователь 10 в критических условиях при высоких давлениях до примерно 700 бар.This pressure compensation provided by the piston advantageously allows the electro-acoustic transducer 10 to be used in critical applications at high pressures up to about 700 bar.

Подвижный поршень 45 и вторая камера 24 имеют размеры, обеспечивающие компенсацию давления при передаче и приеме акустических сигналов во всем диапазоне частот, указанном выше, т.е. 450-5000 Гц, предпочтительно 500-3000 Гц.The movable piston 45 and the second chamber 24 are sized to provide pressure compensation for the transmission and reception of acoustic signals over the entire frequency range indicated above, i.e. 450-5000 Hz, preferably 500-3000 Hz.

В частности, вторая камера 24 имеет такие размеры, что система, состоящая из подвижного элемента 30, жидкости, содержащейся во второй камере 24, и подвижного поршня 45, имеет общие динамические характеристики, гарантирующие баланс внутреннего и внешнего давления, сохраняя разницу между двумя значениями давления близкой к нулю за пределами всего диапазона частот 450-5000 Гц при амплитуде смещения подвижного элемента 30 на несколько десятков микрометров.In particular, the second chamber 24 is sized such that the system, consisting of the movable element 30, the liquid contained in the second chamber 24, and the movable piston 45, has an overall dynamic performance that guarantees a balance of internal and external pressure, maintaining the difference between the two pressures. close to zero outside the entire frequency range of 450-5000 Hz with a displacement amplitude of the moving element 30 by several tens of micrometers.

Это поведение определяется передаточной функцией, которая определена между смещением подвижного элемента 30 и разницей давлений между внутри и снаружи электроакустического преобразователя 10. Передаточная функция зависит от объема второй камеры 24, от сечения той же камеры, от массы и диаметра подвижного поршня 45 и модуля упругости жидкости, заполняющей вторую камеру 24, обычно называемого модулем объемного сжатия.This behavior is determined by the transfer function, which is defined between the displacement of the movable element 30 and the pressure difference between inside and outside the electro-acoustic transducer 10. The transfer function depends on the volume of the second chamber 24, on the section of the same chamber, on the mass and diameter of the movable piston 45 and on the elastic modulus of the liquid filling the second chamber 24, commonly referred to as the bulk modulus.

Длина второй камеры 24 определяется как функция внутреннего сечения электроакустического преобразователя 10, т.е. внутреннего сечения первой камеры 23, как функции массы, диаметра подвижного поршня 45 и модуля объемного сжатия жидкости, заполняющей вторую камеру 24.The length of the second chamber 24 is determined as a function of the internal section of the transducer 10, i. e. internal section of the first chamber 23 as a function of the mass, the diameter of the movable piston 45 and the volumetric modulus of the liquid filling the second chamber 24.

Поскольку этот последний параметр варьируется в зависимости от типа используемой жидкости, давления и температуры, размер должен разрабатываться с учетом наиболее критических ожидаемых условий. Подбор размеров осуществляется на основе динамической модели системы, описываемой следующими уравнениями:Since this last parameter varies depending on the type of fluid used, pressure and temperature, the size must be designed with the most critical expected conditions in mind. The sizing is carried out on the basis of a dynamic model of the system, described by the following equations:

ШрХ 4 βρΧ + β^χ 4 4 — F 4· P^Ap P_eS(A_tnWpX 4 βρX + β^χ 4 4 - F 4 P^Ap P _eS (A _t n

- 3 042146- 3 042146

ЧУ1 + Μι + &1У1 = - Pestel = ^10 + Л_жх 4-^1 rfV, _л . . .CV1 + Μι + &1U1 = - Pestel = ^10 + L _x 4-^1 rfV, _l . . .

— Я,„х + ^1У1 dPi _ β_οι / «УЛ rtf V, \ (It ) где F - сила, создаваемая преобразователем, x - перемещение подвижного элемента 30, y1 - перемещение подвижного поршня 45,- I, „x + ^1Y1 dPi _ β _ο ι / “UL rtf V, \ (It) where F is the force created by the transducer, x is the displacement of the moving element 30, y1 is the displacement of the moving piston 45,

Р1 - давление второй камеры 24,P1 - pressure of the second chamber 24,

Pest - внешнее давление,Pest - external pressure,

Ap - площадь поперечного сечения подвижного элемента 30,Ap - cross-sectional area of the movable element 30,

A1 - площадь поперечного сечения подвижного поршня 45,A1 - cross-sectional area of the movable piston 45,

Am - площадь поперечного сечения мембраны 26,Am is the cross-sectional area of the membrane 26,

V1-V10 - изменение объема второй камеры 24, возникающее из-за смещения оборудования и подвижных поршней, eol - модуль объемной упругости масла, em, β1 и ep - коэффициенты демпфирования мембраны 26, подвижного поршня 45 и подвижного элемента 30 соответственно, mp и m1 - массы подвижного элемента 30 и подвижного поршня 45 соответственно, km, kp и k1 - жесткости мембраны 26, подвижного элемента 30 и подвижного поршня 45 соответственно.V1-V10 - change in the volume of the second chamber 24, which occurs due to the displacement of the equipment and moving pistons, eol - the bulk modulus of elasticity of the oil, em, β1 and ep - damping coefficients of the membrane 26, the moving piston 45 and the moving element 30, respectively, mp and m1 are the masses of the movable element 30 and the movable piston 45 respectively, km, kp and k1 are the rigidities of the membrane 26, the movable element 30 and the movable piston 45 respectively.

В качестве примера для работы при температуре 200°С и давлении 700 бар была определена следующая конфигурация:As an example, for operation at a temperature of 200°C and a pressure of 700 bar, the following configuration was determined:

диаметр мембраны 26=9,6 мм;membrane diameter 26=9.6 mm;

диаметр второй камеры 24=8 мм;diameter of the second chamber 24=8 mm;

длина второй камеры 24=25,5 мм;the length of the second chamber 24=25.5 mm;

сечение подвижного поршня 45=6 мм;section of the movable piston 45=6 mm;

масса подвижного поршня 45=0,9 г;mass of the movable piston 45=0.9 g;

модуль упругости масла 1<β<2,5 Гпа.oil elasticity modulus 1<β<2.5 GPa.

Кроме того, снова в качестве примера, чтобы максимизировать передаваемую мощность и чувствительность электроакустического преобразователя 10 в диапазоне 500-3000 Гц, эквивалентные жесткости пар пружин Бельвилля должны составлятьIn addition, again as an example, in order to maximize the transmit power and sensitivity of the electro-acoustic transducer 10 in the range of 500-3000 Hz, the equivalent rates of the pairs of Belleville springs should be

3,5 кН/мм для электроакустического преобразователя, предназначенного для использования в качестве передатчика;3.5 kN/mm for an electro-acoustic transducer intended for use as a transmitter;

0,4 кН/мм для электроакустического преобразователя, предназначенного для использования в качестве приемника.0.4 kN/mm for electro-acoustic transducer intended for use as a receiver.

Электроакустический преобразователь 10, предназначенный для использования в качестве передатчика, предназначен для работы, например, в установившемся режиме в указанных выше диапазонах, гарантируя акустическую мощность приблизительно действенную 20 мВт.The electro-acoustic transducer 10, intended for use as a transmitter, is designed to operate, for example, in a steady state in the above ranges, guaranteeing an acoustic power of approximately 20 mW rms.

Предпочтительно, чтобы электроакустический преобразователь 10, предназначенный для использования в качестве приемника, был спроектирован так, чтобы гарантировать чувствительность преобразования 20 Вс/м.Preferably, the transducer 10 for use as a receiver is designed to guarantee a transducer sensitivity of 20 V/m.

Предпочтительно, чтобы буровое долото 200 относилось к типу PDC (поликристаллический алмазный композит), как показано на фиг. 3а и 3b. Буровое долото 200 PDC-типа имеет множество выступов 201, снабженных алмазными режущими элементами 202, и центральную часть, где есть отверстия 203 для прохождения бурового раствора.Preferably, the drill bit 200 is of the PDC (Polycrystalline Diamond Composite) type as shown in FIG. 3a and 3b. The PDC-type drill bit 200 has a plurality of protrusions 201 provided with diamond cutting elements 202 and a central portion where holes 203 are provided for passage of drilling fluid.

Один или несколько электроакустических преобразователей 10, 11, 12 размещены в специальных отсеках, выполненных в буровом долоте 200; это влечет за собой ряд ограничений на размер электроакустических преобразователей 10, 11, 12, которые должны иметь диаметр порядка нескольких сантиметров.One or more electro-acoustic transducers 10, 11, 12 are placed in special compartments made in the drill bit 200; this entails a number of restrictions on the size of the electro-acoustic transducers 10, 11, 12, which must have a diameter of the order of several centimeters.

В частности, если буровое долото 200 относится к PDC типу, отсеки корпуса для электроакустических преобразователей 10, 11, 12 выполнены в пространстве между выступами, минуя центральную часть; пространство между выступами может иметь диаметр, например, от 0,5 до 1 дюйма.In particular, if the drill bit 200 is of the PDC type, the housing compartments for electro-acoustic transducers 10, 11, 12 are made in the space between the projections, bypassing the central part; the space between the protrusions may have a diameter of, for example, 0.5 to 1 inch.

В возможном варианте осуществления настоящего изобретения пара электроакустических преобразователей 10, 11, выполненных с возможностью работы в качестве приемника и передатчика, размещена в двух отдельных отсеках бурового долота 200. В варианте осуществления, показанном на фиг. 3а и 3b, отсеки корпуса электроакустических преобразователей расположены на расстоянии не более 7 см между выступами 201 с алмазными режущими элементами 202, так что поток бурового раствора допускается к отверстиям 203.In an exemplary embodiment of the present invention, a pair of electro-acoustic transducers 10, 11 configured to operate as a receiver and transmitter are located in two separate compartments of the drill bit 200. In the embodiment shown in FIG. 3a and 3b, the acoustic transducer housing compartments are spaced no more than 7 cm between the protrusions 201 with the diamond cutting elements 202 so that mud flow is admitted to the holes 203.

- 4 042146- 4 042146

В альтернативном варианте осуществления, показанном на фиг. 4, пара электроакустических преобразователей 10, 11, выполненных с возможностью работы в качестве приемника и передатчика, размещена в одном отсеке предпочтительно с диаметром не более 7 см.In an alternative embodiment shown in FIG. 4, a pair of electro-acoustic transducers 10, 11, configured to operate as a receiver and transmitter, is placed in one compartment, preferably with a diameter of not more than 7 cm.

В другом альтернативном варианте осуществления буровое долото 200 содержит один или несколько бифункциональных электроакустических преобразователей 12, связанных с аналоговыми управляющими и принимающими электронными схемами, чтобы работать поочередно как передатчик и приемник. Если пара бифункциональных электроакустических преобразователей 12 размещена в буровом долоте 200, суммарная надежность системы обнаружения повышается.In another alternative embodiment, the drill bit 200 includes one or more bifunctional electro-acoustic transducers 12 coupled to analog control and receive electronics to operate alternately as transmitter and receiver. If a pair of bifunctional electro-acoustic transducers 12 are placed in the drill bit 200, the overall reliability of the detection system is improved.

Система 100 обнаружения по настоящему изобретению реализует способ обнаружения для обнаружения скачков порового давления на границах разделов и/или аномалий в геологических формациях.The detection system 100 of the present invention implements a detection method for detecting pore pressure surges at interfaces and/or anomalies in geological formations.

Этот способ обнаружения включает в себя две фазы обнаружения; первая фаза обнаружения обеспечивает начальную фазу, на которой электроакустический преобразователь 10, действующий как передатчик ТХ, генерирует первую акустическую волну для обнаружения возможного присутствия любой границы раздела в формации литологического типа и/или из-за состояния давления в порах.This discovery method includes two detection phases; the first detection phase provides an initial phase in which electro-acoustic transducer 10, acting as a TX transmitter, generates a first acoustic wave to detect the possible presence of any interface in a lithological type formation and/or due to pore pressure conditions.

Следовательно, на этой фазе электроакустический преобразователь 10 приводится в действие блоком 120 обработки и управления и соответствующей аналоговой управляющей электронной схемой 110 посредством управляющего сигнала, который может быть, например, импульсом с основной частотой с центром в рабочем диапазоне (например, 3 синусоидальных цикла);Therefore, in this phase, the electro-acoustic transducer 10 is driven by the processing and control unit 120 and the corresponding analog control electronics 110 by means of a control signal, which may be, for example, a pulse with a fundamental frequency centered on the operating range (for example, 3 sinusoidal cycles);

частотно-модулированной непрерывной синусоидой (не менее 100 периодов), например, с линейным нарастанием (ЛЧМ-импульс).frequency-modulated continuous sinusoid (at least 100 periods), for example, with a linear increase (chirp pulse).

После передачи принимается отраженный сигнал этой первой акустической волны, который генерируется по меньшей мере одной границей раздела из-за перехода от первой геологической формации ко второй, расположенных последовательно вдоль направления излучения электроакустического преобразователя 10-передатчика.After transmission, a reflected signal of this first acoustic wave is received, which is generated by at least one interface due to the transition from the first geological formation to the second, located in series along the direction of radiation of the electro-acoustic transducer 10-transmitter.

После приема отраженного сигнала блок 120 обработки и управления вычисляет время прохождения туда и обратно волны сжатия, которая является самой быстрой и, следовательно, первой достигает электроакустического преобразователя 11, действующего как приемник, следующими примерными способами:After receiving the reflected signal, the processing and control unit 120 calculates the round trip time of the compression wave, which is the fastest and therefore the first to reach the electro-acoustic transducer 11 acting as a receiver, in the following exemplary ways:

путем поиска пика взаимной корреляции между переданным и принятым сигналами; или путем идентификации частоты биений наложения в период между переданным и принятым сигналами.by searching for a cross-correlation peak between the transmitted and received signals; or by identifying the beat frequency of the overlap between the transmitted and received signals.

Выбор частотно-модулированной непрерывной синусоиды в качестве управляющего сигнала электроакустического преобразователя 10, действующего как передатчик, имеет следующие преимущества:The choice of a frequency-modulated continuous sinusoid as the control signal of the electro-acoustic transducer 10 acting as a transmitter has the following advantages:

цифровая обработка, которая как таковая известна в данной области техники, включает в себя наложение переданного управляющего сигнала и принятого сигнала, фильтрацию нижних частот для удаления спектральных компонентов с центром на суммированных частотах и связь по переменному току для уменьшения возможного компонента перекрестных помех, может быть реализована аналогично аналоговой принимающей электронной схемой 111; тем самым в случае оглушения электроакустического преобразователя 11, действующего как приемник (перекрестные помехи), т.е. в случае, когда электроакустический преобразователь-передатчик находится очень близко к преобразователю-электроакустическому приемнику, а последний принимает вместе с сигналом, отраженным формацией, также сигнал, передаваемый передатчиком, нет ухудшения в разрешающей способности полезного сигнала до цифрового сбора данных, выполняемого блоком обработки и управления, поскольку дискретизация выполняется после преобразования аналогового сигнала;digital processing, which is known per se in the art, including superposition of the transmitted control signal and the received signal, low-pass filtering to remove spectral components centered on the summed frequencies, and AC coupling to reduce a possible crosstalk component, can be implemented similarly to analog receiving electronic circuit 111; thus, in the case of stunning of the electro-acoustic transducer 11 acting as a receiver (crosstalk), i. e. in the case when the electroacoustic transducer-transmitter is very close to the transducer-electroacoustic receiver, and the latter receives, together with the signal reflected by the formation, also the signal transmitted by the transmitter, there is no deterioration in the resolution of the useful signal before the digital data acquisition performed by the processing and control unit , since the sampling is done after the analog signal has been converted;

при одинаковой глубине границы раздела отношение сигнал/шум в приемнике больше, поскольку полезная полоса сигнала ниже и, следовательно, ниже мощность шума;at the same interface depth, the signal-to-noise ratio in the receiver is greater, since the useful signal bandwidth is lower and, therefore, the noise power is lower;

при равной передаваемой энергии мощность передачи ниже и, следовательно, ниже требуемое напряжение возбуждения.for the same transmitted energy, the transmission power is lower and therefore the required excitation voltage is lower.

Однако этот выбор в пользу непрерывного управляющего сигнала несовместим с вариантом осуществления, показанным на фиг. 5, поскольку интервалы передачи и приема почти совпадают.However, this choice for a continuous control signal is incompatible with the embodiment shown in FIG. 5 because the transmission and reception intervals are nearly the same.

После определения времени прохождения волны туда и обратно блок 120 обработки и управления вычисляет расстояние d между буровым долотом 200 и границей раздела исходя из времени прохождения волны туда и обратно и скорости сжатия в слое, который пройден. Значение скорости сжатия может быть уже известно и получено с помощью наземной сейсмики и, возможно, может быть подтверждено и уточнено с помощью акустического каротажа с помощью традиционного каротажного инструмента во время КВБ. Если, однако, он недоступен, можно оценить скорость, повторив измерение, описанное выше, после прохода, по меньшей мере, расстояния, равного разрешающей способности измерения.After determining the round trip time of the wave, the processing and control unit 120 calculates the distance d between the drill bit 200 and the interface based on the round trip time of the wave and the compression velocity in the layer that has been passed. The compression velocity value may already be known and derived from land seismic and possibly be confirmed and refined by sonic logging with a conventional logging tool during the WBC. If, however, it is not available, the speed can be estimated by repeating the measurement described above after traveling at least a distance equal to the resolution of the measurement.

Разрешение измерения зависит от полосы В передаваемого сигнала и скорости распространения волны сжатия в геологической формации сР1:The measurement resolution depends on the bandwidth B of the transmitted signal and the velocity of the compression wave in the geological formation cP1:

- 5 042146 если В порядка нескольких кГц и сР1 в диапазоне 3-6 км/с, наилучшее разрешение составляет порядка метра.- 5 042146 if B is of the order of a few kHz and cP1 is in the range of 3-6 km/s, the best resolution is in the order of a metre.

После первой фазы обнаружения начинается вторая фаза обнаружения, которая предусматривает, что электроакустический преобразователь 10, действующий как передатчик, генерирует вторую акустическую волну, чтобы различить, вызвана ли аномалия, обнаруженная на первой фазе обнаружения, литологическим изменением или аномальным поровым давлением. Возможное наличие ненормального давления во второй формации влечет за собой определенный эффект ослабления/рассеяния, который может отображаться, например, в следующих передаточных функциях:After the first detection phase, the second detection phase begins, which involves the electro-acoustic transducer 10 acting as a transmitter generating a second acoustic wave to distinguish whether the anomaly detected in the first detection phase is caused by lithological change or abnormal pore pressure. The possible presence of abnormal pressure in the second formation entails a certain weakening/scattering effect, which can be displayed, for example, in the following transfer functions:

электрический импеданс Z(f) электроакустического преобразователя 10, действующего как передатчик;the electrical impedance Z(f) of the electro-acoustic transducer 10 acting as a transmitter;

частотная характеристика H(f) системы, состоящей из цепочки следующих подсистем: электроакустический преобразователь 10, действующий как передатчик, - геологическая формация - электроакустический преобразователь 20, действующий как приемник.frequency response H(f) of a system consisting of a chain of the following subsystems: electro-acoustic transducer 10 acting as a transmitter - geological formation - electro-acoustic transducer 20 acting as a receiver.

Таким образом, на этой второй фазе обнаружения электроакустический преобразовательпередатчик 10 приводится в действие блоком 120 обработки и управления и соответствующей аналоговой управляющей электронной схемой 110 посредством управляющего сигнала, который может быть, например набором дискретных тонов (длительностью не менее 100 циклов для достижения стационарного режима), частоты которых покрывают рабочую полосу с достаточно малым шагом F (например, 10 Гц); илиThus, in this second phase of detection, the electroacoustic transducer/transmitter 10 is actuated by the processing and control unit 120 and the corresponding analog control electronics 110 by means of a control signal, which may be, for example, a set of discrete tones (of at least 100 cycles duration to achieve steady state), whose frequencies cover the operating band with a sufficiently small step F (for example, 10 Hz); or

Гауссовским белым шумом (продолжительностью несколько секунд), соответствующим образом отфильтрованным в рабочей полосе (полосовая фильтрация).Gaussian white noise (lasting a few seconds) appropriately filtered in the operating band (bandpass filtering).

После передачи принимается отраженный сигнал этой второй акустической волны, который генерируется по меньшей мере одной границей раздела неоднородностей из-за перехода от первой геологической формации ко второй, расположенных последовательно вдоль направления излучения электроакустического преобразователя 10-передатчика.After transmission, the reflected signal of this second acoustic wave is received, which is generated by at least one interface of inhomogeneities due to the transition from the first geological formation to the second, located sequentially along the radiation direction of the electro-acoustic transducer 10-transmitter.

После приема блок 120 обработки и управления вычисляет вышеупомянутые передаточные функции и оценивает поровое давление на основе этих передаточных функций используя по меньшей мере два типа подходов, как таковые известные в данной области техники:Upon receipt, the processing and control unit 120 calculates the above transfer functions and estimates the pore pressure based on these transfer functions using at least two types of approaches as known in the art:

подход, основанный на подходящей физической модели, которая связывает поровое давление во второй формации с передаточными функциями, описанными выше;an approach based on a suitable physical model that relates the pore pressure in the second formation to the transfer functions described above;

подход к распознаванию образов, основанный на контролируемом алгоритме классификации для распознавания форм импульса в передаточных функциях, указанных выше, благодаря поровому давлению в формации 2, таких как, например, некоторые пиковые частоты как в модуле, так и в фазе.a pattern recognition approach based on a supervised classification algorithm to recognize the waveforms in the transfer functions above due to the pore pressure in formation 2, such as for example some peak frequencies both in modulus and in phase.

Поскольку вторая фаза обнаружения основана на схеме измерения непрерывной волны (неимпульсной), она несовместима с вариантом осуществления, показанным на фиг. 5, поскольку интервалы передачи и приема почти совпадают.Because the second detection phase is based on a continuous wave (non-pulsed) measurement scheme, it is not compatible with the embodiment shown in FIG. 5 because the transmission and reception intervals are nearly the same.

Из приведенного описания очевидны характеристики объекта системы обнаружения настоящего изобретения, а также относительные преимущества.From the foregoing description, the characteristics of the object of the detection system of the present invention, as well as the relative advantages, are obvious.

Наконец, ясно, что созданная таким образом система обнаружения может подвергаться многочисленным модификациям и изменениям, каждое из которых находится в пределах объема изобретения; кроме того, все детали могут быть заменены технически равноценными элементами. На практике используемые материалы, а также их размеры могут быть любыми в соответствии с техническими требованиями.Finally, it is clear that the thus created detection system can be subject to numerous modifications and changes, each of which is within the scope of the invention; in addition, all parts can be replaced by technically equivalent elements. In practice, the materials used, as well as their dimensions, can be any in accordance with the technical requirements.

Claims

CLAIM

1. System (100) for detecting pore pressure drops at interfaces and/or anomalies in geological formations, containing a drill bit (200) for drilling soil, in which one or more electro-acoustic transducers (10, 11, 12) are built, made with the ability to work as a transmitter and/or receiver;

analog control electronics (110) configured to control the electro-acoustic transducer acting as transmitter (10) and analog receiving electronics (111) for amplifying and processing the signal received from the electro-acoustic transducer acting as receiver (11);

a processing and control unit (120) connected to analog control (110) and receiving (111) electronic circuits, wherein said processing and control unit (120) is connected to the data storage unit (121) and receives electrical power from the power supply system (122) , while the specified processing and control unit (120) is configured to generate control

- 6 042146 signals to be sent to the electro-acoustic transducer acting as a transmitter (10) by said analog control electronics (110) to collect signals received from the electro-acoustic transducer acting as a receiver (11) by means of said analog receiving electronics circuits (111) and for processing said received signals in order to determine the presence of jumps in pore pressure at the interfaces and/or anomalies in geological formations, characterized in that each of said electroacoustic transducers (10, 11, 12) is made with the possibility of contact with a fluid under pressure, and contains a tubular body (20), which runs along the length in the longitudinal direction X, and the specified tubular body (20) contains the first end part (21) and the second end part (22) located opposite each other each other in the longitudinal direction, and the specified tubular body (20) has in inside the first chamber (23), which ends with the first end part (21), and the second chamber (24), on one side adjacent and in fluid communication with the specified first chamber (23) and on the other side ending in the specified second end part (22 ), the specified first end part (21) is closed from the outside by means of a membrane (26) attached to the specified tubular body (20), the specified second end part (22) has one or more holes (27) that provide fluid communication with the external sides of the specified tubular body (20), and the specified first chamber (23) contains in its walls a plurality of electrical windings (25) located in series between them in the longitudinal direction X, and the specified second chamber (24) is filled with liquid;

movable element (30) placed in said first chamber (23), wherein said movable element (30) contains a plurality of permanent magnets (31) arranged and located one above the other with alternating magnetization in the longitudinal direction X and separated from each other by disks of ferromagnetic material, wherein said moving element (31) is supported at its longitudinal ends by springs (40), said moving element (30) is also connected to said membrane (26);

a movable piston (45) located and sliding in the second end part (22).

2. Detection system (100) according to claim 1, wherein said electrical windings (25) are made of metal rings separated by an insulating layer.

3. The detection system (100) according to claim 1 or 2, in which the specified movable element (30) is connected to the specified membrane (26) through an extension element (27) connected on one side to the end of the movable element (30), and with the other side with the membrane (26).

4. Detection system (100) according to one of the preceding claims, wherein said springs (40) are a pair of preloaded Belleville springs (40).

5. Detection system (100) according to one of the preceding claims, in which said second end section (22) is connected to a sleeve (28) that extends inside the second chamber (24) to extend its length, so as to limit the internal passage, wherein the specified movable piston (45) is located in a limited internal passage.

6. Detection system (100) according to one of the preceding claims, wherein said movable piston (45) and said second chamber (24) are sized to compensate for pressure when acoustic signals are transmitted or received in the frequency range of 450-5000 Hz, preferably in the frequency range of 500-3000 Hz.

7. The detection system (100) according to one of the preceding claims, in which a pair of said electro-acoustic transducers (10, 11) configured to operate as a receiver and transmitter are located in two separate compartments of the drill bit (200).

8. The detection system (100) according to one of claims 1 to 6, wherein a pair of electro-acoustic transducers (10, 11) configured to operate as a receiver and transmitter is placed in a single compartment of the drill bit (200).

9. The detection system (100) according to one of claims 1 to 6, wherein said one or more electro-acoustic transducers are of the bifunctional type (12), i.e. they are configured to operate alternately as transmitter and receiver.

10. The detection system (100) according to claim 9, in which a pair of said bifunctional electro-acoustic transducers (12) is placed in one or more compartments of the drill bit (200).