RU2329378C2 - Способы и устройства для измерения скорости ультразвука в буровых растворах - Google Patents
Способы и устройства для измерения скорости ультразвука в буровых растворах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2329378C2 RU2329378C2 RU2005124274/03A RU2005124274A RU2329378C2 RU 2329378 C2 RU2329378 C2 RU 2329378C2 RU 2005124274/03 A RU2005124274/03 A RU 2005124274/03A RU 2005124274 A RU2005124274 A RU 2005124274A RU 2329378 C2 RU2329378 C2 RU 2329378C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- ultrasonic
- ultrasonic pulse
- transducer
- ultrasonic transducer
- pulse
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title description 9
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 53
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 47
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 238000002834 transmittance Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/08—Measuring diameters or related dimensions at the borehole
- E21B47/085—Measuring diameters or related dimensions at the borehole using radiant means, e.g. acoustic, radioactive or electromagnetic
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Length Measuring Devices Characterised By Use Of Acoustic Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения скорости ультразвукового импульса (УИ) в буровом растворе (БР) в скважинных условиях. Техническим результатом изобретения является повышение точности оценки скорости УИ в скважинных условиях с обеспечением возможности определения характеристик БР. Для этого осуществляют размещение двух ультразвуковых преобразователей (УЗП) вблизи друг друга таким образом, чтобы передняя поверхность первого УЗП была смещена от передней поверхности второго УЗП на предварительно заданное радиальное расстояние смещения. Затем осуществляют излучение УИ в БР в скважине путем использования первого УЗПР и обнаружение УИ после того, как УИ прошел определенное расстояние (d). Затем определяют время (t) прохождения, необходимого УИ для прохождения расстояния (d). По известному расстоянию (d) и времени (t) прохождения определяют скорость распространения ультразвука. Устройство для осуществления способа содержит два УЗП, расположенные на каротажном устройстве, и схему для управления временем возбуждения УИ, излучаемого первым УЗП, или вторым УЗП или двумя УЗП одновременно и для измерения временного интервала между излучением ультразвука и обнаружением после того, как УИ прошел расстояние (d). 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 10 ил.
Description
Уровень техники
Данные о точном размере скважины важны для скважинного каротажа и освоения скважины. Результаты измерений, выполняемых посредством многих каротажных устройств, будь то спускаемое на кабеле скважинное устройство, устройство для каротажа в процессе бурения или устройство для измерений в процессе бурения, чувствительны к размерам скважины или к отклонениям каротажного устройства от стенки скважины. Поэтому для получения точных результатов измерений, выполняемых этими каротажными устройствами, может требоваться информация о точном размере скважины. Кроме того, информацию относительно размера скважины используют для определения потребности в средствах на освоение скважины, например, для определения количества цемента, необходимого для заполнения кольцевого пространства скважины. В дополнение к этому данные о размере скважины могут быть использованы для контроля возможной эрозии ствола скважины или угрожающей неустойчивости скважины, так что бурильщик может предпринять корректирующие действия для предотвращения повреждения или утраты скважины или бурового оборудования.
Размеры скважины, например, диаметр, могут быть определены различными способами, известными из уровня техники, включая ультразвуковые эхо-импульсные способы, раскрытые в патентах США №4661933 и 4665511. Такие ультразвуковые измерения основаны на знании скорости ультразвукового импульса в конкретной среде, например в промывочных жидкостях.
Однако обычно нелегко измерить скорость ультразвукового импульса в стволе скважины. Вместо этого скорость ультразвукового импульса в скважине обычно получают экстраполяцией результатов измерения скорости ультразвука, выполненных на поверхности, основываясь на определенных предположениях относительно свойств бурового раствора в скважинных условиях. Такие предположения не могут быть точными. Кроме того, свойства бурового раствора могут изменяться в процессе бурения вследствие изменений плотности бурового раствора, используемого бурильщиком, давления нагнетания и скорости потока бурового раствора. В дополнение к этому буровой раствор может загрязняться пластовыми флюидами и/или обломками выбуренной породы. Все эти обстоятельства могут влиять на неточность скорости ультразвуковых импульсов, оцениваемую на основании наземных измерений.
Поэтому имеется необходимость в усовершенствованных способах и устройствах для измерения скорости ультразвука в скважинных условиях.
Сущность изобретения
Согласно одному аспекту изобретение относится к способам для определения скорости распространения ультразвука в промывочной жидкости в скважинных условиях. Способ согласно одному варианту осуществления изобретения включает в себя излучение ультразвукового импульса в буровой раствор в скважине путем использования первого ультразвукового преобразователя (37); обнаружение ультразвукового импульса после того, как ультразвуковой импульс прошел расстояние (d); определение времени (t) прохождения, необходимого для прохождения ультразвуковым импульсом расстояния (d); и определение скорости распространения ультразвука по расстоянию (d) и времени (t) прохождения.
Согласно другому аспекту изобретение относится к устройству для определения скорости распространения ультразвука в буровом растворе в скважинных условиях. Устройство согласно изобретению содержит первый ультразвуковой преобразователь (37), расположенный на каротажном устройстве; и схемы (82) для управления моментом возбуждения ультразвукового импульса, излучаемого первым ультразвуковым преобразователем (37), и для измерения временного интервала между излучением ультразвука и обнаружением после того, как ультразвуковой импульс прошел расстояние (d). Устройство может дополнительно содержать второй ультразвуковой преобразователь (39). Первый и второй ультразвуковые преобразователи (37 и 39) могут быть расположены на противоположных сторонах канала прохождения флюида. В качестве альтернативы они могут быть расположены на поверхности каротажного устройства. Кроме того, первый и второй ультразвуковые преобразователи (37 и 39) могут находиться вблизи друг друга, при этом передняя поверхность (37f) первого ультразвукового преобразователя (37) и передняя поверхность (39f) второго ультразвукового преобразователя (39) смещены на предварительно заданное расстояние (ΔDf) смещения.
Другие аспекты и преимущества изобретения станут очевидными из следующего описания и приложенных чертежей.
Краткое описание чертежей
На чертежах:
фиг.1 - вид каротажного устройства, расположенного в скважине;
фиг.2А и 2В - иллюстрации способа из предшествующего уровня техники, предназначенного для определения скорости ультразвукового импульса;
фиг.3 - вид устройства для измерения скорости ультразвукового импульса согласно одному варианту осуществления изобретения;
фиг.4 - запись результата ультразвукового измерения путем использования устройства, показанного на фиг.3;
фиг.5 - вид устройства для измерения скорости ультразвукового импульса согласно другому варианту осуществления изобретения;
фиг.6 - запись результата ультразвукового измерения путем использования устройства, показанного на фиг.5;
фиг.7 - вид скважины, снабженной устройством для измерения скорости ультразвукового импульса согласно еще одному варианту осуществления изобретения;
фиг.8 - вид сбоку скважины, снабженной устройством для измерения скорости ультразвукового импульса согласно еще одному варианту осуществления изобретения, показанному на фиг.7;
фиг.9 - вид в разрезе каротажного устройства, снабженного устройством для измерения скорости ультразвукового импульса согласно варианту осуществления изобретения, показанному на фиг.3;
фиг.10 - схемы управления согласно одному варианту осуществления изобретения.
Подробное описание
Изобретение относится к способам и к устройствам для определения скорости ультразвука в буровых растворах в скважинных условиях. В способах для определения скорости ультразвукового импульса согласно одному варианту осуществления изобретения измеряют время («время прохождения»), требуемое ультразвуковому импульсу для прохождения известного расстояния (d) в буровом растворе в скважинных условиях. Как только скорость ультразвукового импульса становится известной, ее можно использовать для вычисления параметров скважины, например, диаметров скважины. В качестве альтернативы согласно другому варианту осуществления изобретения параметры скважины могут быть определены путем использования двух ультразвуковых преобразователей, расположенных на различных расстояниях от целевой поверхности.
Способы и устройства настоящего изобретения пригодны для скважинного каротажа. Варианты осуществления изобретения могут быть использованы в спускаемом на кабеле скважинном устройстве, в устройстве для измерений в процессе бурения или в устройстве для каротажа во время бурения. На фиг.1 показано каротажное устройство (1), введенное в скважину (3). Каротажное устройство (1) может включать в себя различные устройства, такие, как ультразвуковой преобразователь (5) для измерения характеристик скважины или пласта. Например, ультразвуковой преобразователь (5) может быть использован для определения радиуса скважины путем измерения расстояния между ультразвуковым преобразователем (5) и внутренней поверхностью скважины. Расстояние может быть определено по времени прохождения ультразвукового импульса и скорости ультразвукового импульса в буровом растворе.
Время прохождения ультразвукового импульса обычно измеряют путем возбуждения ультразвукового импульса по направлению к отражающей поверхности и регистрации времени, требуемого ультразвуковому импульсу для прохождения к отражающей поверхности и обратно к преобразователю. На фиг.2А схематично показаны сплошными линиями ультразвуковые волны, излучаемые известным устройством, распространяющиеся к отражающей поверхности (21) и обратно (показаны пунктирными линиями). Ультразвуковая волна может возбуждаться ультразвуковым преобразователем (22), обычно содержащим пьезоэлектрический керамический или магнитострикционный материал, который может преобразовывать электрическую энергию в колебание и обратно. Ультразвуковой преобразователь (22) может работать как излучатель и как приемник. Предпочтительно, чтобы преобразователь был выполнен так, чтобы он излучал импульс в виде коллимированного пучка с небольшой дисперсией или без нее в направлении по существу к отражающей поверхности. Преобразователями, рассматриваемыми в настоящей заявке, могут быть, например, такие преобразователи, какие описаны в патенте США №6466513 (Pabon et al., "Acoustic sensor assembly").
На фиг.2В показана типичная запись зависимости амплитуды ультразвуковых колебаний, обнаруживаемых преобразователем (22), от времени. На этой записи различимы два пика. Первый пик (23) возникает из-за отклика передней поверхности, который представляет собой колебание керамического элемента, когда ультразвуковой импульс уходит с передней поверхности преобразователя (22). Второй пик (24) является следствием эхо-сигнала, возвращающегося к преобразователю (22). Поэтому период времени между обнаружением первого и второго пиков характеризует время прохождения ультразвукового импульса от преобразователя (22) до отражающей поверхности (21) и обратно. Это время равно удвоенному времени, требующемуся ультразвуковому импульсу для прохождения от преобразователя (22) до отражающей поверхности (21). Этот временной интервал можно измерить, используя любое аналоговое или цифровое устройство для отсчета времени, выполненное с возможностью взаимодействия, например со схемами, которые управляют ультразвуковыми преобразователями.
Как только время прохождения определено, то при условии, что скорость ультразвукового импульса в среде известна, можно определить расстояние между преобразователем (22) и отражающей поверхностью (21). Как отмечалось выше, скорость ультразвукового импульса в буровом растворе в скважине обычно измеряют на поверхности земли. Скорость, определенную таким образом, затем корректируют с учетом влияния температуры, давления и других параметров, ожидаемых в скважинных условиях. Однако таким способом не всегда получают точную скорость ультразвукового импульса в скважинных условиях из-за погрешностей в прогнозировании скважинных условий (например, температуры и давления) или вследствие наличия других неожиданных факторов (например, буровой раствор может смешиваться с пластовыми флюидами и/или с обломками выбуренной породы). Для получения достоверной скорости ультразвукового импульса, желательно измерять скорость ультразвуковых импульсов на месте проведения работ.
Один или несколько вариантов осуществления изобретения относятся к способам и к устройствам для определения скорости ультразвукового импульса в скважинных условиях. На фиг.3 показано устройство согласно одному варианту осуществления изобретения. Устройство показано расположенным в скважине, пробуренной через пласт 38, и оно включает в себя хомут для крепления устройств и монтажную панель (27), задающие канал (29) для бурового раствора. Область между устройством и пластом известна как кольцевое пространство 36. Канал (29) для бурового раствора обычно имеет диаметр около 5 см и создает путь, по которому буровой раствор может быть закачан в скважину. Далее буровой раствор через кольцевое пространство 36 возвращается на поверхность вместе с обломками выбуренной породы и с другими примесями.
Устройство согласно этому варианту осуществления включает в себя первый ультразвуковой преобразователь (37) и второй ультразвуковой преобразователь (39), расположенные на противоположных сторонах канала (29) для бурового раствора и обращенные друг к другу. Преобразователи отделены от канала для бурового раствора тонким разделительным слоем 40, который может быть металлическим и толщиной около 5 мм. Тонкий разделительный слой защищает преобразователи от содержимого в канале для бурового раствора и в то же время обеспечивает возможность излучения и приема ультразвуковых импульсов. Устройство 27 также включает в себя схемы для управления ультразвуковыми преобразователями и для регистрации принимаемого сигнала, показанные и описанные в связи с рассмотрением фиг.10. Первый ультразвуковой преобразователь (37) используется как излучатель, тогда как второй ультразвуковой преобразователь (39) используется как приемник. Такая конкретная конфигурация называется конфигурацией «с излучением одним преобразователем и приемом другим». Этот вариант осуществления может быть включен в любое каротажное устройство для определения скорости ультразвукового импульса в буровом растворе в скважинных условиях.
Способ для измерения скорости ультразвукового импульса путем использования устройства (27) включает в себя следующие этапы. Сначала излучают ультразвуковой импульс от первого ультразвукового преобразователя (37) в канал (29) для бурового раствора. Затем измеряют время, которое требуется ультразвуковому импульсу для прохождения от первого ультразвукового преобразователя (37) через буровой раствор в канале до второго ультразвукового преобразователя (39). Наконец, время прохождения используют для определения скорости ультразвукового импульса на основе диаметра (Dmc) канала для бурового раствора.
На фиг.4 показана типовая запись результата измерений устройством в конфигурации с излучением одним преобразователем и приемом другим, показанной на фиг.3. Кривая (41) представляет собой запись от первого ультразвукового преобразователя (37). Эта кривая включает в себя пик (43), который показывает момент ухода ультразвукового импульса с передней поверхности первого ультразвукового преобразователя (37). Кривая (42) представляет собой запись от второго ультразвукового преобразователя (39), которая включает в себя пик (44), который является результатом обнаружения ультразвукового импульса вторым ультразвуковым преобразователем (39). Временной интервал (t) между пиком (43) и пиком (44) характеризует время, необходимое для прохождения ультразвукового импульса от первого ультразвукового преобразователя (37) до второго ультразвукового преобразователя (39). Поскольку расстояние между двумя преобразователями известно, скорость ультразвукового импульса в канале для бурового раствора может быть вычислена по временному интервалу между обнаружением первого пика (43) и второго пика (44).
На фиг.5 показан другой вариант осуществления изобретения, в котором имеется единственный ультразвуковой преобразователь (37), который работает как на излучение, так и на прием ультразвуковых импульсов. Эта конкретная конфигурация называется «эхо-импульсной» конфигурацией. В этом варианте осуществления изобретения сначала излучается ультразвуковой импульс, по существу перпендикулярно к каналу (29) для бурового раствора. Ультразвуковой импульс отражается от границы раздела буровой раствор-металл на разделительном слое (40), а отраженный ультразвуковой импульс (эхо-сигнал) обнаруживается ультразвуковым преобразователем (37).
На фиг.6 показана типичная запись, полученная эхо-импульсным устройством, показанным на фиг.5. На фиг.6 первый пик (61) отражает время ухода ультразвукового импульса с передней поверхности ультразвукового преобразователя (37), а второй пик (62) показывает время, когда ультразвуковой импульс (эхо-сигнал) достигает преобразователя (37) после отражения металлическим разделительным слоем (40) на противоположной стороне канала для бурового раствора. Временной интервал (t) между первым и вторым пиками представляет собой время, требуемое ультразвуковому импульсу для прохождения дважды диаметра (Dmc) канала для бурового раствора. Скорость распространения ультразвукового импульса в канале (29) для бурового раствора вычисляют путем деления диаметра (Dmc) канала для бурового раствора на половину времени (t/2) прохождения.
Вариант осуществления «с излучением одним преобразователем и приемом другим» из фиг.3 и «эхо-импульсный» вариант осуществления из фиг.5 имеют различные относительные преимущества и недостатки, и поэтому для нужного применения может быть выбрана соответствующая конфигурация. В случае эхо-импульсной конфигурации звуковая волна, излучаемая излучателем (37) до обнаружения тем же самым датчиком, проходит через три границы раздела. Первой границей раздела является металл-буровой раствор, второй границей раздела является буровой раствор-металл на противоположной стенке канала для бурового раствора, и последней границей раздела является граница раздела буровой раствор-металл снова на преобразователе (37). Распространение звуковой волны подчиняется законам пропускания и отражения. При имеющейся разности акустических импедансов между буровым раствором и металлом большая часть энергии проходит, чтобы отразиться назад на преобразователь, на первую границу раздела. Небольшая часть прошедшей энергии (коэффициент пропускания Т~0,09) затем отражается на вторую границу раздела и распространяется поперек канала для бурового раствора, при этом она затухает в буровом растворе. В данном случае большая часть сигнала возвращается (коэффициент отражения R~0,8). В таком случае отраженный сигнал должен проходить обратно к исходной границе раздела, претерпевая то же самое затухание, как и при прохождении первого отрезка. Наконец волна должна пересекать границу раздела буровой раствор/сталь и достигать преобразователя, хотя на этот раз коэффициент пропускания является благоприятным, и поэтому затухание почти отсутствует.
Конфигурация с излучением одним преобразователем и приемом другим имеет положительные качества, заключающиеся в том, что затухание в среде канала для бурового раствора проявляется только один раз, и что вместо трех имеются две границы раздела, пересекаемые импульсом. Поэтому легче обнаружить импульс, представляющий интерес. Однако в эхо-импульсной конфигурации имеется положительное качество в виде более простой конструкции.
Устройства, показанные на фиг.3 и 5, пригодны для определения скорости ультразвукового импульса в буровом растворе до загрязнения бурового раствора обломками породы или пластовыми флюидами. В обеих конфигурациях при вычислении скорости ультразвукового импульса используется известный диаметр (Dmc) канала для бурового раствора. Специалисту в области техники, к которой относится изобретение, должно быть понятно, что эти конфигурации могут быть легко приспособлены для измерения скорости ультразвукового импульса в кольцевом промежутке, а не в канале для бурового раствора. Например, первый и второй ультразвуковые преобразователи (37 и 39) могут быть расположены на противоположных стенках внешних выемок в стенках скважины, а не во внутреннем канале для бурового раствора, на каротажном устройстве.
На фиг.7 представлен перспективный вид устройства, включающего в себя первый и второй ультразвуковые преобразователи (37 и 39), согласно еще одному варианту осуществления изобретения. На фиг.8 то же самое устройство показано в разрезе. Устройство показано как часть каротажного устройства (58), расположенного в скважине, образованной в пласте (57), так, что между каротажным устройством (58) и стенкой (55) скважины имеется кольцевое пространство. Для вычисления скорости в устройстве согласно этому варианту осуществления используется предварительно заданное расстояние (ΔDf) смещения передней поверхности (37f) первого преобразователя (37) относительно передней поверхности (39f) второго преобразователя (39). Устройство в этой конфигурации может быть использовано для определения скорости ультразвукового импульса в кольцевом пространстве, даже если расстояние от каротажного устройства до стенки (55) скважины не известно.
Для определения скорости ультразвукового импульса путем использования устройства, показанного на фиг.7 и 8, ультразвуковой импульс излучают каждым из преобразователей (37 и 39), либо одновременно, либо последовательно. Для каждого ультразвукового импульса измеряют время прохождения до отражающей поверхности, такой, как стенка (55) скважины, и обратно до соответствующего преобразователя, который излучил импульс. Разность (Т2-Т1) отражает время прохождения, которое требуется ультразвуковому импульсу, излученному преобразователем 37, более отдаленным от отражающей границы раздела, пройти дважды заданное расстояние (ΔDf) смещения. Скорость ультразвукового импульса может быть вычислена путем деления 2ΔDf на разность (Т2-Т1) времен прохождения.
Для измерения скорости согласно этому варианту осуществления необходимо сделать несколько предположений: 1) каротажное устройство параллельно оси скважины; 2) между возбуждениями каротажное устройство не перемещается относительно стенки скважины; 3) для устройства отражающими являются стенки скважины с приблизительно одинаковой акустической изотропией, а эффект шероховатости отсутствует; и 4) диаметр скважины не изменяется достаточно сильно, чтобы привести к неправильному истолкованию разности. Для минимизации взаимного влияния предпочтительно, чтобы обеспечивалось смещение центров преобразователей на расстояние около 5 см или более. Хотя с целью иллюстрации пласт (57) на фиг.7 и 8 показан состоящим из различных слоев, но с учетом заключений, сделанных выше, должно быть понятно, что эти чертежи выполнены не в масштабе, и что в действительности разнос преобразователей намного меньше, чем толщина типового слоя пласта. Поэтому предполагается, что в любом месте скважины оба преобразователя обращены к одному и тому же слою пласта.
В качестве альтернативы единственный ультразвуковой импульс может быть излучен либо первым ультразвуковым преобразователем (37), либо вторым ультразвуковым преобразователем (39), а отраженный импульс (эхо-сигнал) обнаружен обоими преобразователями (37) и (39). Разность между временем, необходимым для прохождения отраженного импульса (эхо-сигнала) обратно к первому ультразвуковому преобразователю (37) и к второму ультразвуковому преобразователю (39), соответствует времени, необходимому для прохождения ультразвуковым импульсом расстояния, которое равно заданному смещению (ΔDf). В этом случае скорость ультразвукового импульса можно определить путем деления ΔDf на разность (Т2-Т1) времен прохождения.
Устройство согласно этому варианту осуществления пригодно для определения скорости ультразвукового импульса в буровом растворе в кольцевом пространстве. Буровой раствор в кольцевом пространстве часто смешан с обломками выбуренной породы и/или с пластовыми флюидами. При наличии возможности определения точной скорости ультразвукового импульса в буровом растворе в кольцевом пространстве появляется возможность сделать заключение о свойствах (например, о температурах, давлении, сжимаемости или о загрязнении) бурового раствора в кольцевом пространстве.
Устройство, показанное на фиг.7 и 8, также может быть использовано для определения диаметра скважины. После того, как скорость ультразвукового импульса определена, диаметр скважины может быть получен по времени прохождения ультразвуковых импульсов через кольцевое пространство. Поскольку диаметр каротажного устройства известен, диаметр скважины может быть определен путем добавления к последнему расстояний между наружными стенками каротажного устройства и внутренней стенкой скважины.
При использовании устройства согласно этому варианту осуществления диаметр скважины может быть определен альтернативным способом. Что касается разреза на фиг.8, то корпус (58) каротажного устройства может быть выполнен из двух секций, имеющих различные диаметры (D1 и D2). Первый ультразвуковой преобразователь (37) и второй ультразвуковой преобразователь (39) размещены в различных секциях каротажного устройства так, что передняя поверхность (37f) первого ультразвукового преобразователя (37) и передняя поверхность (39f) второго ультразвукового преобразователя (39) расположены с заданным смещением ΔDf, которое равно половине разности диаметров двух секций скважинного устройства, 1/2(D2-D1). Из фиг.8 видно, что:
и
где: D1 - диаметр первой секции каротажного устройства, где расположен ультразвуковой преобразователь (37);
D2 - диаметр второй секции каротажного устройства, где расположен ультразвуковой преобразователь (39);
Vmud - скорость ультразвукового импульса;
Dbh - диаметр скважины; и
Т1 и Т2 - двухходовые времена прохождения, измеренные первым и вторым ультразвуковыми преобразователями (37 и 39), соответственно.
Уравнения (1) и (2) могут быть перегруппированы для получения следующих соотношений:
и
Уравнение (3) может быть использовано для получения скорости ультразвукового импульса по разности времен (Т2-Т1) прохождения и разности диаметров (D2-D1) двух секций каротажного устройства. С другой стороны, уравнение (4) может быть использовано для получения диаметра скважины (53) без знания скорости ультразвукового импульса. Специалисту в области техники, к которой относится изобретение, также должно быть понятно, что для вычисления скорости (Vmud) ультразвукового импульса или расстояния (d) до предварительно заданной поверхности также можно использовать разность фаз (Δφ) между двумя эхо-сигналами, а не разность времен прохождения (Т2-Т1).
Способы и устройства согласно изобретению, предназначенные для определения скорости ультразвукового импульса, а также для измерения, например радиуса скважины, могут быть включены в большое количество скважинных устройств, например в устройство для каротажа в процессе бурения, показанное на фиг.1.
Например, на фиг.9 показано поперечное сечение ультразвукового устройства с излучением одним преобразователем и приемом другим, используемого в качестве части устройства для каротажа в процессе бурения. Два ультразвуковых преобразователя (37 и 39) встроены в монтажную панель (74) устройства для каротажа в процессе бурения и расположены на противоположных сторонах канала (29) для бурового раствора. Два ультразвуковых преобразователя (37 и 39) подключены к схемам скважинного устройства (не показанным), предназначенным для управления ультразвуковыми импульсами и регистрации принимаемых сигналов в функции времени.
На фиг.10 показаны схемы (82), предназначенные для управления ультразвуковыми преобразователями. Как показано на фиг.10, схемы (82) подключены к внутренней коммуникационной шине (81) устройства через схемы сбора данных и шинный интерфейс (83). Интерфейс (83) подключен к блоку (85) управления возбуждением излучателя, на который поступает питание с преобразователя напряжения и источника (84) питания. Блок (85) управления возбуждением излучателя регулирует момент излучения ультразвукового импульса ультразвуковым излучателем (86). Ультразвуковой импульс обнаруживается ультразвуковым приемником (87). Принимаемый сигнал проходит через полосовой фильтр (88) и усиливается усилителем (89). В заключение сигнал дискретизируется аналого-цифровым преобразователем (90), а дискретизированный сигнал передается интерфейсом (83) на внутреннюю коммуникационную шину (81) устройства. Дискретизированный сигнал сохраняется в запоминающем устройстве обработанным скважинным процессором обработки сигналов с целью последующего извлечения и/или сразу же передается в наземный процессор для вычисления требуемых результатов (например скорости ультразвукового импульса, диаметра скважины и т.д.).
Настоящее изобретение имеет несколько преимуществ. Например, оно позволяет исключить неточность оценки скорости ультразвукового импульса в скважинных условиях, выполненной на основании наземного измерения. Вариантами осуществления изобретения обеспечиваются средства для измерения скорости ультразвукового импульса в скважинных условиях в канале для бурового раствора или в кольцевом пространстве. Точное определение скорости ультразвука делает возможным получение характеристик бурового раствора (например температуры, давления или сжимаемости) в скважинных условиях.
Хотя изобретение было описано применительно к ограниченному числу вариантов осуществления, для специалистов в области техники, к которой относится изобретение, имеющих выгоду от этого раскрытия, должно быть очевидно, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, которые не выходят за рамки объема изобретения, раскрытого в настоящей заявке. Например, варианты осуществления изобретения могут быть использованы при любой акустической волне, а не только ультразвуковой частоты. В соответствии с этим объем изобретения должен ограничиваться только приложенной формулой изобретения.
Claims (10)
1. Способ для определения скорости распространения ультразвука в буровом растворе в скважинных условиях, включающий в себя:
размещение первого ультразвукового преобразователя (37) вблизи второго ультразвукового преобразователя (39) так, чтобы передняя поверхность (37f) первого ультразвукового преобразователя (37) была смещена от передней поверхности (39f) второго ультразвукового преобразователя (39) на предварительно заданное радиальное расстояние (ΔDf) смещения;
излучение ультразвукового импульса в буровой раствор в скважине путем использования первого ультразвукового преобразователя (37);
обнаружение ультразвукового импульса после того, как ультразвуковой импульс прошел через буровой раствор расстояние (d); и
определение скорости распространения ультразвука по расстоянию (d) и времени (t) прохождения.
2. Способ по п.1, в котором обнаружение ультразвукового импульса осуществляют первым ультразвуковым преобразователем (37).
3. Способ по п.1, в котором обнаружение ультразвукового импульса осуществляют вторым ультразвуковым преобразователем (39).
4. Способ по п.1, в котором обнаружение ультразвукового импульса осуществляют как первым, так и вторым ультразвуковыми преобразователями.
5. Способ по п.4, дополнительно включающий в себя определение диаметра (Dbh) скважины путем использования предварительно заданного расстояния (ΔDf) смещения и разности времен (T2-T1) прохождения ультразвукового импульса, обнаруженного первым ультразвуковым преобразователем (37) и вторым ультразвуковым преобразователем (39).
6. Способ по п.1, в котором обнаружение ультразвукового импульса осуществляют первым ультразвуковым преобразователем (37), и при этом способ дополнительно включает в себя
излучение второго ультразвукового импульса в буровой раствор в скважине путем использования второго ультразвукового преобразователя (39); и
обнаружение второго ультразвукового импульса после того, как второй ультразвуковой импульс прошел через буровой раствор расстояние (d+2ΔDf), путем использования второго ультразвукового преобразователя (39).
7. Способ по п.6, в котором ультразвуковой импульс и второй ультразвуковой импульс излучают одновременно.
8. Способ по п.1, в котором буровой раствор находится в кольцевом пространстве между каротажным устройством и стенкой скважины.
9. Устройство для определения скорости распространения ультразвука в буровом растворе в скважинных условиях, содержащее
первый ультразвуковой преобразователь (37), расположенный на каротажном устройстве;
второй ультразвуковой преобразователь (39) вблизи указанного ультразвукового преобразователя, так что передняя поверхность (37f) первого преобразователя (37) смещена от передней поверхности (39f) второго ультразвукового преобразователя (39) на предварительно заданное радиальное расстояние (ΔDf) смещения; и
схемы (82) для управления временем возбуждения ультразвукового импульса, излучаемого первым ультразвуковым преобразователем (37), и для измерения временного интервала между излучением ультразвука и обнаружением после того, как ультразвуковой импульс прошел расстояние (d).
10. Устройство по п.9, в котором первый ультразвуковой преобразователь (37) и второй ультразвуковой преобразователь (39) расположены на наружной поверхности каротажного устройства.
Приоритет: 31.12.2002 по пп.1-10.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP02293279A EP1441105B1 (en) | 2002-12-31 | 2002-12-31 | Methods and apparatus for ultrasound velocity measurements in drilling fluids |
| EP02293279.2 | 2002-12-31 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005124274A RU2005124274A (ru) | 2006-01-20 |
| RU2329378C2 true RU2329378C2 (ru) | 2008-07-20 |
Family
ID=32524107
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005124274/03A RU2329378C2 (ru) | 2002-12-31 | 2003-11-21 | Способы и устройства для измерения скорости ультразвука в буровых растворах |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7418865B2 (ru) |
| EP (1) | EP1441105B1 (ru) |
| AT (1) | ATE319914T1 (ru) |
| AU (1) | AU2003283422A1 (ru) |
| DE (1) | DE60209680T2 (ru) |
| MX (1) | MXPA05007047A (ru) |
| RU (1) | RU2329378C2 (ru) |
| WO (1) | WO2004059126A1 (ru) |
Families Citing this family (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7913806B2 (en) * | 2005-05-10 | 2011-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Enclosures for containing transducers and electronics on a downhole tool |
| US8256565B2 (en) * | 2005-05-10 | 2012-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Enclosures for containing transducers and electronics on a downhole tool |
| US7614302B2 (en) * | 2005-08-01 | 2009-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic fluid analysis method |
| US7464588B2 (en) * | 2005-10-14 | 2008-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for detecting fluid entering a wellbore |
| US7587936B2 (en) * | 2007-02-01 | 2009-09-15 | Smith International Inc. | Apparatus and method for determining drilling fluid acoustic properties |
| US8321133B2 (en) * | 2007-10-23 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement of sound speed of downhole fluid utilizing tube waves |
| US7852468B2 (en) * | 2007-12-14 | 2010-12-14 | Baker Hughes Incorporated | Fiber optic refractometer |
| US20090201764A1 (en) * | 2008-02-13 | 2009-08-13 | Baker Hughes Incorporated | Down hole mud sound speed measurement by using acoustic sensors with differentiated standoff |
| GB2465505C (en) | 2008-06-27 | 2020-10-14 | Rasheed Wajid | Electronically activated underreamer and calliper tool |
| WO2010031052A2 (en) * | 2008-09-15 | 2010-03-18 | Bp Corporation North America Inc. | Method of determining borehole conditions from distributed measurement data |
| US7969571B2 (en) * | 2009-01-15 | 2011-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Evanescent wave downhole fiber optic spectrometer |
| US8599644B2 (en) * | 2009-02-04 | 2013-12-03 | Schlumberger Technology Corporation | Velocity models for a single well and for a set of wells |
| US8670288B2 (en) * | 2009-02-04 | 2014-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Velocity model for well time-depth conversion |
| US7950451B2 (en) * | 2009-04-10 | 2011-05-31 | Bp Corporation North America Inc. | Annulus mud flow rate measurement while drilling and use thereof to detect well dysfunction |
| WO2010132039A1 (en) * | 2009-05-11 | 2010-11-18 | Paul Cooper | Acoustic velocity measurements using tilted transducers |
| US9631480B2 (en) | 2009-05-11 | 2017-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic velocity measurements using tilted transducers |
| GB2472081B (en) * | 2009-07-24 | 2014-03-05 | Bios Developments Ltd | A method for determining speed of a signal species in a medium and associated apparatus |
| US8984945B2 (en) | 2011-06-22 | 2015-03-24 | Piezotech Llc | System and device for acoustic measuring in a medium |
| US8824240B2 (en) | 2011-09-07 | 2014-09-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method for measuring the acoustic impedance of wellbore fluids |
| CN105804724B (zh) * | 2014-12-29 | 2023-08-22 | 何建辉 | 一种石油钻井超声波液位监控装置 |
| WO2016122449A1 (en) | 2015-01-26 | 2016-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Traceable micro-electro-mechanical systems for use in subterranean formations |
| WO2016130139A1 (en) | 2015-02-13 | 2016-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time ultrasound techniques to determine particle size distribution |
| CA2973465A1 (en) * | 2015-02-27 | 2016-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ultrasound color flow imaging for drilling applications |
| GB2549045B (en) * | 2015-02-27 | 2021-01-20 | Halliburton Energy Services Inc | Ultrasound color flow imaging for oil field applications |
| CA2973069A1 (en) * | 2015-02-27 | 2016-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ultrasound color flow imaging for oil field applications |
| DE112016000854T5 (de) * | 2015-05-22 | 2017-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ-Messung von Geschwindigkeit und Abschwächung von Bohrlochflüssigkeit in einem Ultraschall-Abtastwerkzeug |
| US10557340B2 (en) * | 2017-10-23 | 2020-02-11 | Aver Technologies, Inc. | Ultrasonic borescope for drilled shaft inspection |
| WO2019036453A1 (en) * | 2017-08-14 | 2019-02-21 | Quest Integrated, Llc | MONITORING CORROSION SPEED USING ULTRASOUND, AND ASSOCIATED SYSTEMS AND METHODS |
| US11359488B2 (en) * | 2019-03-12 | 2022-06-14 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Self-calibrated method of determining borehole fluid acoustic properties |
| CN112228046B (zh) * | 2020-11-18 | 2024-04-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种随钻超声井径数据校正方法 |
| CN114876447A (zh) * | 2022-05-26 | 2022-08-09 | 杭州丰禾测控技术有限公司 | 一种泥浆声速计算方法、装置、电子设备及存储介质 |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2701123A (en) * | 1950-08-29 | 1955-02-01 | Standard Oil Dev Co | Apparatus for drilling boreholes |
| US2978634A (en) * | 1950-08-31 | 1961-04-04 | Jan J Arps | Apparatus for logging wells |
| US3211243A (en) * | 1960-06-08 | 1965-10-12 | Jr Albert G Bodine | Sonic drilling by rotating the tool |
| US4008608A (en) * | 1974-10-10 | 1977-02-22 | Continental Oil Company | Method of predicting geothermal gradients in wells |
| US4692908A (en) * | 1982-03-24 | 1987-09-08 | Schlumberger-Doll Research | Method and apparatus for investigating stand-off in a borehole |
| US4532812A (en) * | 1983-06-30 | 1985-08-06 | Nl Industries, Inc. | Parametric acoustic flow meter |
| US4665511A (en) * | 1984-03-30 | 1987-05-12 | Nl Industries, Inc. | System for acoustic caliper measurements |
| US5069297A (en) * | 1990-01-24 | 1991-12-03 | Rudolph E. Krueger, Inc. | Drill pipe/casing protector and method |
| US5179541A (en) * | 1992-04-28 | 1993-01-12 | Western Atlas International, Inc. | Acoustic borehole televiewer |
| US5430259A (en) * | 1993-12-10 | 1995-07-04 | Baker Hughes Incorporated | Measurement of stand-off distance and drilling fluid sound speed while drilling |
| US5987385A (en) * | 1997-08-29 | 1999-11-16 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for creating an image of an earth borehole or a well casing |
| GB9826007D0 (en) * | 1998-11-28 | 1999-01-20 | Wireline Technologies Ltd | Method and apparatus for well logging and well control |
| US6415648B1 (en) * | 1999-02-18 | 2002-07-09 | Colorado School Of Mines | Method for measuring reservoir permeability using slow compressional waves |
| US6648083B2 (en) * | 2000-11-02 | 2003-11-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring mud and formation properties downhole |
| GB0104838D0 (en) * | 2001-02-27 | 2001-04-18 | Pathfinder Energy Services Ltd | Pathfinder |
| US6719055B2 (en) * | 2002-01-23 | 2004-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for drilling and completing boreholes with electro-rheological fluids |
| CA2485974A1 (en) * | 2002-05-15 | 2003-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic doppler downhole fluid flow measurement |
| US20040095847A1 (en) * | 2002-11-18 | 2004-05-20 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic devices to measure ultrasound velocity in drilling mud |
-
2002
- 2002-12-31 AT AT02293279T patent/ATE319914T1/de not_active IP Right Cessation
- 2002-12-31 EP EP02293279A patent/EP1441105B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-12-31 DE DE60209680T patent/DE60209680T2/de not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-11-21 AU AU2003283422A patent/AU2003283422A1/en not_active Abandoned
- 2003-11-21 MX MXPA05007047A patent/MXPA05007047A/es active IP Right Grant
- 2003-11-21 RU RU2005124274/03A patent/RU2329378C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2003-11-21 US US10/540,403 patent/US7418865B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-11-21 WO PCT/EP2003/013146 patent/WO2004059126A1/en not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2004059126A1 (en) | 2004-07-15 |
| MXPA05007047A (es) | 2005-08-18 |
| DE60209680D1 (de) | 2006-05-04 |
| EP1441105B1 (en) | 2006-03-08 |
| US20060101916A1 (en) | 2006-05-18 |
| ATE319914T1 (de) | 2006-03-15 |
| DE60209680T2 (de) | 2007-01-18 |
| RU2005124274A (ru) | 2006-01-20 |
| EP1441105A1 (en) | 2004-07-28 |
| AU2003283422A1 (en) | 2004-07-22 |
| US7418865B2 (en) | 2008-09-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2329378C2 (ru) | Способы и устройства для измерения скорости ультразвука в буровых растворах | |
| US4571693A (en) | Acoustic device for measuring fluid properties | |
| US20040095847A1 (en) | Acoustic devices to measure ultrasound velocity in drilling mud | |
| US7587936B2 (en) | Apparatus and method for determining drilling fluid acoustic properties | |
| EP2404033B1 (en) | Early kick detection in an oil and gas well | |
| JP3839376B2 (ja) | ボアホール流体音響特性の自己較正超音波現場測定方法 | |
| US8321133B2 (en) | Measurement of sound speed of downhole fluid utilizing tube waves | |
| RU2607826C2 (ru) | Скважинный инструмент для определения скорости потока | |
| CA2698760C (en) | Downhole measurements of mud acoustic velocity | |
| US9720122B2 (en) | Reflection-only sensor at multiple angles for near real-time determination of acoustic properties of a fluid downhole | |
| MXPA06001468A (es) | Formacion de imagenes acusticas en modos multiples en pozos revestidos. | |
| US9631480B2 (en) | Acoustic velocity measurements using tilted transducers | |
| US11378708B2 (en) | Downhole fluid density and viscosity sensor based on ultrasonic plate waves | |
| US11480702B2 (en) | Ultrasonic transducer with reduced backing reflection | |
| US11359488B2 (en) | Self-calibrated method of determining borehole fluid acoustic properties | |
| US11554387B2 (en) | Ringdown controlled downhole transducer | |
| US4916400A (en) | Method for determining characteristics of the interior geometry of a wellbore | |
| GB2254921A (en) | Mwd acoustic borehole caliper | |
| WO2010132070A1 (en) | Acoustic velocity measurements using tilted transducers | |
| EP3995865B1 (en) | Automatic recognition of environmental parameters with azimuthally distributed transducers | |
| WO2020251557A1 (en) | Ringdown controlled downhole transducer | |
| WO2019126708A1 (en) | Downhole fluid density and viscosity sensor based on ultrasonic plate waves |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151122 |