RU2362189C2 - Акустический изолятор для внутрискважинных применений - Google Patents
Акустический изолятор для внутрискважинных применений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2362189C2 RU2362189C2 RU2007103717/28A RU2007103717A RU2362189C2 RU 2362189 C2 RU2362189 C2 RU 2362189C2 RU 2007103717/28 A RU2007103717/28 A RU 2007103717/28A RU 2007103717 A RU2007103717 A RU 2007103717A RU 2362189 C2 RU2362189 C2 RU 2362189C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acoustic
- drilling
- bodies
- emitter
- facility
- Prior art date
Links
- 239000012212 insulator Substances 0.000 title description 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 69
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 25
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 claims description 7
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 6
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 6
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical group [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 30
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 30
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 14
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 9
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 3
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 3
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 230000005404 monopole Effects 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005534 acoustic noise Effects 0.000 description 1
- 229920006231 aramid fiber Polymers 0.000 description 1
- 230000004323 axial length Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000009918 complex formation Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000007731 hot pressing Methods 0.000 description 1
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 230000009528 severe injury Effects 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 238000002834 transmittance Methods 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
- G01V1/52—Structural details
- G01V1/523—Damping devices
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
- G01V1/52—Structural details
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Insulators (AREA)
Abstract
Использование: для акустического каротажа в процессе бурения. Сущность: установка для выполнения акустических исследований в процессе бурения скважины в подземной толще горных пород содержит вытянутое в продольном направлении устройство, подаваемое в скважину на бурильной трубе, причем устройство и бурильная труба имеют вытянутые в продольном направлении каналы с протекающим через них буровым раствором, акустический излучатель, поддерживаемый указанным устройством и предназначенный для генерирования акустических сигналов в устройстве, стволе скважины и толще горных пород, акустический приемник, поддерживаемый указанным устройством и расположенный на расстоянии от излучателя, предназначенный для приема акустических сигналов, и аттенюатор, расположенный в устройстве между акустическим излучателем и акустическим приемником с возможностью ослабления акустических сигналов в устройстве в пределах заранее определенного частотного диапазона и включающий в себя трубчатый элемент из композитного материала, имеющий в основном цилиндрическую внешнюю поверхность с группой тел определенной массы и длины, твердо закрепленных на ней и расположенных с заданным промежутком. Технический результат: повышение точности определения положения буровой сборки относительно границ пластов месторождения. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 17 ил.
Description
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к аппаратуре для каротажа в процессе бурения, в частности к установке акустического каротажа в процессе бурения и ослаблению акустических импульсов, которые распространяются параллельно направлению бурения.
Уровень техники
Для получения таких углеводородов, как нефть и газ, бурят скважины или стволы скважин в толще горных пород сквозь содержащие углеводороды геологические пласты. В настоящее время текущие работы по бурению связаны не только с вертикальными скважинами, но также с бурением горизонтальных скважин. При бурении необходимо получать сведения из самой скважины. Хотя данные сейсморазведки обеспечивают сведения в отношении участка бурения и приблизительной глубины продуктивного пласта, они не могут быть абсолютно надежными на больших глубинах. Для подтверждения этих данных получают сведения при бурении посредством приборов каротажа в процессе бурения или приборов измерения в процессе бурения (MWD - от английского "measurements-while-drilling"). Каротаж или измерение в процессе бурения - процедура, используемая в течение многих лет. Такая процедура предпочтительна для бурильщиков, поскольку ее можно выполнить без необходимости останова бурения для каротажа ствола. Это, главным образом, обусловлено тем фактом, что каротаж незаконченного ствола перед спуском обсадной трубы, если это необходимо, может привести к промывам, нарушив уже выполненные буровые работы. Это может препятствовать заканчиванию скважины и задерживать добычу. Кроме того, эти сведения могут быть полезны при бурении скважины для немедленного изменения направления бурения.
Усовершенствование процесса MWD и систем управления буровым долотом, размещенных в бурильной колонне, позволяет выполнять бурение горизонтальных скважин с повышенной эффективностью и большим успехом. В последнее время горизонтальные скважины, отходящие на несколько тысяч метров (скважины с большим отходом забоя от вертикали), пробурены для доступа к запасам углеводородов в крыле нефтеносного пласта и разбуривания спутниковых месторождений от существующих морских платформ. Совсем недавно даже сделаны попытки бурить скважины, соответствующие трехмерному профилю стволов скважин. Такие профили стволов скважин часто включают в себя несколько строений и поворотов вдоль траектории бурения. Такие трехмерные профили стволов скважин позволяют извлекать углеводороды из нескольких пластов и оптимально размещать стволы скважин в геологически сложных пластах.
Извлечение сжиженных углеводородов можно увеличить до максимума, пробурив горизонтальные и сложные скважины вдоль оптимальных участков в пределах содержащих углеводороды пластов. Решающим для успеха этих скважин является установление надежного контроля стратиграфического положения при проходе скважины в целевой пласт и правильного проведения бурового долота сквозь этот пласт при бурении. Для достижения таких профилей скважин важно определить истинное положение бурового долота относительно границ горизонта пласта и границ между различными жидкостями, такими как нефть, сжиженный газ и вода. Нехватка таких сведений может привести к серьезным резким искривлениям траектории вдоль ствола скважины в результате корректировки траектории скважины или траектории бурения для нахождения или повторного вхождения в продуктивные пласты. Такие профили скважин обычно ограничивают горизонтальный отход забоя от вертикали и окончательную длину скважины, раскрытой относительно продуктивного пласта. Оптимизация положения скважины в пределах пласта также может давать существенный вклад в оптимизацию темпов добычи и минимизацию проблем порывов газа и образования конуса обводнения. Эффективность управления отклонением скважины и геологическое расположение считаются в отрасли одним из самым крупных ограничений современных буровых систем для бурения горизонтальных и сложных скважин. Наличие относительно точных трехмерных подземных сейсморазведочных карт, положение буровой сборки относительно границ пластов месторождения вокруг буровой сборки может значительно повысить возможность бурения скважин для максимальной нефтеотдачи. Известные скважинные приборы не могут обеспечить таких сведений во время бурения скважин.
В современных системах направленного бурения обычно используется бурильная колонна с буровым долотом внизу, вращение которого обеспечивается буровым двигателем (обычно называемого "турбобуром"). Множество зондов и приборов MWD размещены в непосредственной близости от бурового долота для измерения некоторых оценочных параметров бурения, скважины и пласта. Такие параметры затем используются для наведения бурового долота вдоль нужной траектории бурения. Обычно для определения параметров, связанных с бурильной колонной, и внутрискважинных параметров используется зонд для измерения температуры и давления внутри скважины, приборы для измерения азимута и наклона пласта и прибор для измерения сопротивления пласта. Измерения сопротивления используются для определения присутствия углеводородов относительно воды вокруг и/или на небольшом расстоянии перед буровым долотом. Измерения сопротивления наиболее часто используются для наведения бурового долота. Однако глубинность исследований с использованием проборов для измерения сопротивления обычно достигает лишь от одного до трех метров, и измерения сопротивления не обеспечивают сведений о границе пласта относительно скважинной сборки. Кроме того, расположение прибора для измерения сопротивления определяется некоторым устройством для измерения глубины, установленным на поверхности, предел погрешности которого часто больше, чем глубинность исследований для приборов измерения сопротивления. Таким образом, необходимо иметь внутрискважинную систему, которая может точно очерчивать границы пластов вокруг скважинной сборки, чтобы можно было управлять бурильной колонной для получения оптимальных траекторий ствола скважины.
Неопределенность относительного положения разбуренного ствола скважины и критическая граница или контакт пласта около ствола скважины определяется точностью приборов MWD для направленного измерения искривления скважины и погрешностью наклона пласта. Приборы MWD могут быть установлены для измерения силы тяжести и магнитного поля для определения наклона и азимута. Знание профиля и положения ствола скважины полностью зависит от этих двух углов. При нормальных условиях точность измерения наклона составляет приблизительно плюс-минус две десятых градуса. Такая погрешность определяет погрешность целевого положения приблизительно три метра на одну тысячу метров вдоль ствола скважины. Кроме того, обычно отклонение наклона пластов на несколько градусов. Оптимальное размещение ствола скважины, таким образом, очень трудно получить, основываясь на имеющихся измерениях MWD, в особенности в тонких продуктивных пластах, наклонных месторождениях и сложных конструкциях стволов скважин.
До недавнего времени каротаж в процессе бурения был ограничен диаграммами каротажа сопротивлений, гамма-каротажа, нейтронного каротажа и другими видами неакустического каротажа, поскольку акустический шум, вызванный бурением, и акустические импульсы, которые распространяются вверх по колонне от излучателя, представляют проблему точной регистрации и разграничения. Эту проблему нельзя просто изолировать по времени прихода, поскольку акустические импульсы генерируются и регистрируются непрерывно. В последнее время были использованы акустические зонды, имеющие относительно короткое расстояние между приемниками и излучателем для определения границ пластов месторождения вокруг скважинной сборки. Существенным элементом при определении границ пластов является определение времени распространения отраженных акустических сигналов от границ пластов или других аномалий границ раздела. В уровне техники необходимо использовать оценки скоростей распространения акустической волны, полученные по имевшимся ранее данным сейсморазведки или соседних скважин. Такие скорости распространения акустической волны не являются достаточно точными, поскольку они представляют собой лишь оценки фактических скоростей распространения акустических волн в толще пород. Кроме того, поскольку измерения глубины могут иметь ошибку в несколько метров относительно истинной глубины скважинной сборки, крайне важно использовать фактические скорости распространения акустических волн в пласте, определенные внутри скважины во время буровых работ, чтобы локализовать границ пластов относительно местоположения бурового долота в стволе скважины.
Кроме того, для измерений акустическим или звуковым зондом наиболее значимым источником шума являются акустические сигналы, распространяющиеся от источника к приемникам через металлический корпус прибора, и сигналы, распространяющиеся через столб бурового раствора в скважине, окружающий скважинную сборку (трубные волны и объемные сейсмоволны). В некоторых применениях используются специальные конструкции акустического зонда для достижения некоторой ориентированности сигналов. Для снижения влияния трубной волны и объемных сейсмоволн может быть использована схема связи излучателя (генератор) с обработкой сигналов. По отдельности, такие способы, однако, не обеспечивают достаточного снижения влияния трубной и объемных сейсмоволн, особенно из-за сильной прямой связи акустических сигналов между излучателями и соответствующими им приемниками.
В следующих патентах США представлен современный уровень техники определения подземных месторождений (формаций).
Патент US 4020452 "Установка для исследования толщ пород" (Jean-Claude Trouiller и др.) относится к устройству для механической фильтрации акустических импульсов в приборе для каротажа скважин. Это устройство, в общем, включает в себя жесткий элемент, имеющий разрывы целостности элемента в продольном направлении. Эти разрывы обеспечивают извилистые траектории для прохождения акустической энергии вдоль элемента. Множество массивных (гравитирующих) тел расставлено с периодическими промежутками вдоль внутренней части этого элемента, и каждое из них является механически не отделимым от противоположных сторон элемента в местах, выбранных, чтобы обеспечить совместное действие элемента и массивных тел в качестве механического фильтра. Посредством этого структура, состоящая из элемента и массивных тел, будет иметь высокие характеристики по задержке и ослаблению акустических волн, а также надежные механические характеристики.
Патент US 5043952 "Монопольный излучатель скважинного акустического прибора" (David С. Hoyle и др.) относится к монопольному излучателю для акустического прибора, который включает в себя аксиальную трубу, пьезокерамический цилиндр, окружающий аксиальную трубу, крышку на каждом конце, плотно соприкасающуюся с цилиндром, и устройство для обеспечения плотного примыкания крышек к аксиальной трубе. Крышки плотно примыкают к аксиальной трубе, не касаясь при этом верхней переборки. Устройство может включать в себя пружинные шайбы, расположенные между переборкой и по меньшей мере одной крышкой, или оно может включать в себя пружину, расположенную между монтажом узла и каждой крышкой. Вокруг аксиальной трубы может быть расположена монтажная труба, причем на каждом конце монтажной трубы расположено кольцо, и каждое кольцо расположено снаружи относительно цилиндра для подпора крышек с усилием относительно кольца, таким образом, удерживая каждую крышку плотно в контакте с аксиальной трубой.
Патент US 5510582 "Акустический аттенюатор, устройство и способ каротажа скважин" (James R. Birchak и др.) относится к акустическому прибору для каротажа скважин и выполнения акустических исследований подземных геологических формаций, через которые проходит ствол скважины. Скважинный прибор, в основном, включает в себя вытянутый продольно корпус для расположения в стволе скважины. Прибор также включает в себя опирающиеся на корпус излучатель для передачи акустической энергии и приемник для приема акустической энергии. Прибор далее включает в себя секцию акустического ослабления, расположенную на корпусе между излучателем и приемником. Эта секция включает в себя одну или несколько полостей, ограниченных корпусом, инерционные массивные элементы, расположенные внутри полостей соответствующим образом, чтобы составлять зазор между стенкой полости и инерционными массивными элементами, и жидкость для акустического ослабления в зазоре. Способ ослабления звуковых волн, в основном, включает в себя передачу звуковой волны от излучателя на прибор, прохождение звуковой волны через секцию акустического ослабления и прием ослабленной волны приемниками.
Патент US 5036945 "Группа приемников-излучателей акустического прибора для исследования скважин, включая устройство для ослабления и задержки (сигналов)" (David С. Hoyle и др.) относится к акустическому прибору для исследования скважин, который включает в себя группу излучателей, имеющую по меньшей мере один монопольный излучатель, и по меньшей мере один дипольный излучатель и группу приемников для приема сигналов волн звукового давления от окружающей ствол скважины толщи пород. Первый прибор для ослабления и задержки расположен над группой приемников, а второй прибор для ослабления и задержки расположен ниже группы приемников в звуковом устройстве для исследования скважин. Первый прибор для ослабления и задержки содержит элемент, обеспечивающий ослабление, включающий в себя множество чередующихся резиновых и металлических кольцевых прокладок для ослабления продольных и поперечных волн, распространяющихся вдоль центрального опорного металлического стержня до группы приемников, и внутренний кожух, включающий в себя секцию мембранной коробки, имеющую гофрированную форму и тонкий поперечный размер для задержки распространения продольной и поперечной волн вдоль внутреннего кожуха до группы приемников. Второй прибор для обеспечения ослабления и задержки включает в себя множество массивных нагрузочных колец, окружающих внешний кожух скважинного акустического прибора, для ослабления поперечных волн, распространяющихся выше внешнего кожуха от звукового излучателя, и дополнительный внутренний кожух, включающий в себя секцию мембранной коробки, имеющей гофрированную форму и тонкий поперечный размер для задержки распространения продольной и поперечной волн выше прибора, вдоль внутреннего кожуха, на группу приемников. Скважинный акустический прибор также включает в себя дифференциальный компенсатор объема для изменения количества нефти, заключенной в скважинном акустическом приборе для исследования скважин, в соответствии с изменением объема нефти и изменением температуры и давления в скважине. Группа приемников включает в себя множество наборов гидрофонов, каждый набор гидрофонов включает в себя по меньшей мере одну пару, предпочтительно две пары гидрофонов, расположенных в поперечном сечении прибора (один гидрофон из пары расположен напротив второго гидрофона этой пары в поперечном сечении).
В заявке US 09/201988, по которой выдан патент US 6082484 (Molz и Dubinsky), имеющей того же правопреемника, что и настоящее изобретение, описано использование секции утяжеленной бурильной трубы, которая имеет множество полостей определенной формы, заполненных нефтью. Прохождение акустической волны вызывает резонанс в жидкости в этих полостях. Резонансная частота зависит от формы и размера полости и свойств жидкости в полости. В одном варианте выполнения настоящего изобретения полости сферические. В другом варианте выполнения настоящего изобретения используются цилиндрические полости с поршнем, удерживаемым пружиной в пределах полости. Изменение постоянной пружины обеспечивает дополнительный контроль за ослабляемыми частотами. В этой публикации также описано использование сегментированных изоляторов, причем секция утяжеленной бурильной трубы заполнена слоями композитного материала, в котором слои имеют различную плотность. Толщина отдельного слоя выбирается для ослабления определенных частот.
В заявке на патент US 09/583258 (Egerev и др.), имеющей того же правопреемника, что и настоящая заявка, и содержание которой включено в настоящий документ в качестве ссылки, описана система и способ для ослабления акустических волн, которые распространяются через утяжеленную бурильную трубу при операции каротажа в процессе бурения. Эта система включает в себя множество тяжелых массивных тел (обладающих определенной массой), присоединенных к внутренней стенке утяжеленной бурильной трубы. Тяжелые массивные тела представляют имеют разрыв целостности массы, который ослабляет волны, распространяющиеся через утяжеленную бурильную трубу. В одном варианте выполнения разрывы целостности массы представляют собой кольца, а присоединение обеспечивается за счет деталей с узкой соединительной частью. Эти детали с узкой соединительной частью выступают за внешнюю окружность колец и могут составлять первоначальную внешнюю окружность кольца, которое было отфрезеровано путем срезания частей кольца. Это обеспечивает то, что значительно меньшая часть, чем вся внешняя окружность подвешенных колец, находилась в контакте с внутренней поверхностью утяжеленной бурильной трубы. Таким образом, кольца будут более эффективно ослаблять вибрационную силу акустических импульсов при контакте с подвешенным кольцом. Множество тяжелых подвешенных колец расположено с промежутками и имеют размер для максимального ослабления акустических импульсов в заранее определенном диапазоне, предпочтительно, в диапазоне от 10 кГц до 20 кГц. Эта система может включать в себя в качестве множества тяжелых подвешенных колец стальные кольца. В альтернативном варианте выполнения настоящего изобретения множество тяжелых подвешенных колец может быть из более тяжелого, более плотного материала, такого как вольфрам. Это множество может составлять много, а именно десять, колец, или мало, а именно шесть, колец, а в другом возможном варианте - восемь колец. Промежутки между кольцами могут составлять от двенадцати до четырнадцати сантиметров, в зависимости от используемого материала. В еще одном варианте выполнения в пределах внутренней окружности колец может быть размещена труба, чтобы изолировать ослабляющие кольца от потока буровом растворе. Изолирующая труба может быть изготовлена из любого материала, однако предпочтителен нежесткий материал, который менее вероятно проводит вибрационные силы. В другом варианте выполнения разрывы целостности массы соединены с утяжеленной бурильной трубой выше значительной части их собственной аксиальной длины. Такая конструкция действует как фильтр нижних частот. Когда эта механическая конструкция используется с электрическим полосовым фильтром в приборе, высокие частоты эффективно ослабляются. В еще одном варианте выполнения секция аттенюатора включает в себя цилиндрический корпус с секциями различного внутреннего и/или внешнего диаметра для создания кольчатой трубы: каждая из секций различного диаметра имеет характеристическую полосу пропускания и полосу непропускания для ослабления сигналов.
Описанная в этой публикации система затухания является дорогостоящей при изготовлении и сложной при обслуживании из-за большого числа разрывов целостности массы на внутренней стенке утяжеленной бурильной трубы. Эрозийный поток бурового раствора внутри бурильной трубы может вызвать сильное повреждение изоляторов в отсутствии внутреннего соединительного штуцера. Таким образом, имеется необходимость в системе ослабления, которая была бы менее дорогостоящей при изготовлении и более простой при обслуживании.
Краткое изложение сущности изобретения
В изобретении предлагается установка для выполнения акустических исследований в процессе бурения скважины в подземной толще горных пород, содержащая вытянутое в продольном направлении устройство, подаваемое в скважину на бурильной трубе, причем устройство и бурильная труба имеют вытянутые в продольном направлении каналы с протекающим через них буровым раствором; акустический излучатель (генератор), поддерживаемый указанным устройством и предназначенный для генерирования акустических сигналов в устройстве, стволе скважины и толще горных пород; акустический приемник, поддерживаемый указанным устройством и расположенный на расстоянии от излучателя, предназначенный для приема акустических сигналов; и аттенюатор, расположенный в устройстве между акустическим излучателем и акустическим приемником с возможностью ослабления акустических сигналов в устройстве в пределах заранее определенного частотного диапазона, и включающий в себя трубчатый элемент из композитного материала, имеющий в основном цилиндрическую внешнюю поверхность с группой тел, определенной массы и длины, твердо закрепленных на ней и расположенных с заданным промежутком.
Кроме того, в изобретении предлагается способ выполнения акустических исследований в процессе бурения скважины в подземной толще пород, в котором подают каротажное устройство в ствол скважины на бурильной трубе, причем устройство и бурильная труба имеют вытянутые в продольном направлении каналы, через которые пропускают буровой раствор. Затем приводят в действие размещенный в устройстве излучатель для генерирования акустических сигналов в пласте, стволе скважины и устройстве. Осуществляют ослабление сигналов, проходящих через устройство, с помощью аттенюатора, содержащего композитный трубчатый элемент, имеющий группу расположенных с промежутком тел с определенной массой, твердо закрепленных на поверхности по внешнему диаметру трубчатого элемента. Тела расположены с заданным промежутком для ослабления сигналов в пределах определенного частотного диапазона. Далее используют приемник, размещенный на стороне аттенюатора, противоположной излучателю, для приема сигналов, проходящих через толщу пород, и ослабленных сигналов, проходящих через устройство.
Краткое описание чертежей
Ниже настоящее изобретение поясняется путем подробного описания предпочтительных вариантов выполнения со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых одинаковые элементы конструкции обозначены аналогичными позициями и на которых представлено:
фиг.1 - буровая система, снабженная прибором для измерений в процессе бурения, смонтированным в буровой установке;
фиг.2 - траектории акустических сигналов между излучателем и приемником;
фиг.3 - система ослабления (сигналов) для использования на утяжеленной бурильной трубе;
фиг.4 - графическое представление влияния увеличения числа ослабляющих элементов в системе, показанной на фиг.1;
фиг.5 - графическое представление влияния увеличения массы ослабляющих элементов в системе, показанной на фиг.1;
фиг.6 - графическое представление влияния системы по фиг.1 на эффект ослабления;
фиг.7а и 7б - сравнение настоящего изобретения по фиг.2 с изобретением, в котором разрывы целостности массы присоединены к утяжеленной бурильной трубе по значительной части ее длины;
фиг.8а-8в - альтернативные варианты выполнения настоящего изобретения, в которых ослабление осуществляется посредством разрывов, которые создают разрыв целостности массы в корпусе аттенюатора;
фиг.9 - сравнение спектра частот аттенюаторов с различным типом разрывов фиксированной длины;
фиг.10 - альтернативные варианты выполнения настоящего изобретения, в которых различен диаметр секций ослабления;
фиг.11 - альтернативный вариант предпочтительного выполнения настоящего изобретения с использованием конфигурации массивных тел, присоединенных к внешней стенке утяжеленной бурильной трубы,
фиг.12 - асимметричная конфигурация массивного кольца, присоединенного к внешней стенке утяжеленной бурильной трубы.
фиг.13 - вариант выполнения настоящего изобретения с использованием конфигурации массивных тел, присоединенных к внешней стенке составного трубчатого элемента; и
фиг.14 - асимметричная конфигурация массивного кольца, присоединенного к внешней стенке составного трубчатого элемента.
Описание предпочтительного варианта изобретения
Настоящее изобретение относится к системе и способу ослабления акустических волн в скважинном приборе, который используется для получения сведений о подземных пластах, некоторые из которых могут содержать месторождения углеводородов. На фиг.1 схематически представлено использования прибора для измерения в процессе бурения (MWD) во время бурения скважины. На поверхности земли 5 буровая платформа 1 используется для пробуривания ствола скважины 23 через подземные пласты 25а, 25b, 25с и т.д. Специалисты в этой области техники знают, что для бурения скважины в толще пород под водой могут быть использованы буровое судно или платформа. Бурильная пустотелая труба (трубчатый элемент) 13, которая может быть изготовлена из бурильных труб или гибких НКТ малого диаметра, используется для вращения внизу долота 17. Ствол скважины вырезается под действием вращательного действие долота и аксиального давления. Когда для буровой колонны используются гибкие НКТ малого диаметра, буровой двигатель (не показан) используется для передачи необходимого вращательного движения долоту.
Различные датчики (зонды) используются внутри скважины в сборке датчиков 11. Эта сборка датчиков выполняет измерения свойств пород, через которые пробуривается ствол скважины. Они могут включать в себя электромагнитные датчики, детекторы гамма-излучения, датчики плотности, ЯМР-датчики и акустические датчики (акустических колебаний). Только для целей иллюстрации показана группа акустических излучателей (генераторов) 31 и группа акустических приемников 33. Специалистам в этой области техники будет понятно, что могут быть использованы и другие конфигурации акустических излучателей и приемников.
Перейдем к фиг.2, где излучатель 31 и приемник 33 показаны внутри ствола скважины 23. Кольцевое пространство между бурильной трубой 13 и стволом скважины 23 заполнено буровым раствором. Эта жидкость перекачивается вниз по стволу внутри бурильной трубы до долота и возвращается наверх ствола через кольцевое пространство. Возбуждение излучателя создает акустические сигналы. Часть сигнала, обозначенная траекторией 43, называется вступлением прямой волны и распространяется через прибор к приемнику. Излучатель также создает акустический сигнал в буровом растворе, который попадает в пласт (толщу пород). Одна часть этого сигнала, показанная траекторией 41, распространяется, как объемная сейсмоволна через пласт, и передает сведения о пласте, который она проходит. Приемник также регистрирует другие сигналы, такие как трубные волны, которые содержат С-волну между буровым раствором и пластом, волны Стоунли, которые являются поверхностными волнами в жидкости, и сигналы, отраженные от акустических отражающих поверхностей внутри пласта.
В приборе MWD, в виде в спускаемых в скважину на канате приборах, объемная сейсмоволна 41 через пласт обычно приходит перед трубной волной и волной Стоунли. Однако в приборе MWD, вступление прямой волны 43 через прибор обычно происходит перед нужным компонентом сигнала (сейсмоволны) 41, который несет сведения об акустических свойствах пласта. Кроме того, само долото 17 непрерывно генерирует акустические сигналы, распространяющиеся по бурильной трубе 13. Следовательно, становится трудно определить время распространения через пласт для сейсмоволны 41.
Для ослабления вступления прямой волны 43 импульсный аттенюатор 40 расположен в приборе 11 между излучателем 31 и приемником 33. Для целей демонстрации показан только один излучатель и приемник. На практике может быть несколько приемников и излучателей, и в настоящем изобретении единственным требованием к конфигурации является то, чтобы аттенюатор 40 был расположен между излучателем и приемником.
В одном варианте выполнения настоящего изобретения акустический изолятор основан на группе массивных колец, присоединенных к внутренней стенке утяжеленной бурильной трубы. Такая расстановка представляет собой фильтр подавления помех, предусматривающий полосу ослабления на заранее определенной частоте для продольных звуковых волн, распространяющихся вдоль стенок утяжеленной бурильной трубы. Это устройство проявляет достаточное демпфирование в пределах заранее определенного диапазона частот, а также высокую механическую прочность. Эффективность изолятора этого типа повышается пропорционально числу колец N, а также отношению M/µ, где М - масса одного кольца, µ - масса на единицу длины утяжеленной бурильной трубы. Следовательно, эффективность этого изолятора очень чувствительна даже к небольшим изменениям внешних размеров трубы, а также к изменениям требований к толщине ее стенки.
Расчетное ослабление, обеспечиваемое секцией изолятора, составляет минус сорок децибел в пределах диапазона частот от двенадцати до восемнадцати килогерц. Конструкция изолятора удовлетворяет механическим требованиям, указанным с учетом ограничений на внутренний диаметр, внешний диаметр, минимальную площадь поперечного сечения и прочее.
На фиг.3 показана часть ослабляющей системы 50 для акустического прибора (не показан) в утяжеленной бурильной трубе 52 с использованием конфигурации навешенных тел, обеспечивающих неравномерность массы (может включать в себя до десяти элементов) 54, 56, 58…, смонтированных на внутренней стенке 60 утяжеленной бурильной трубы 52. Тела, обеспечивающие неравномерность массы 54, 56, 58…, закреплены на внутренней стенке 60 посредством узкой соединительной части 62, которая выступает за внешнюю окружность 64, 66, 68, … тел, обеспечивающих неравномерность массы 54, 56, 58, …, соответственно. Узкие соединительные части 62 меньше по толщине и ширине, чем внешние окружности 64, 66, 68, … тел, обеспечивающих неравномерность массы 54, 56, 58, …, так что тела, обеспечивающие неравномерность массы 54, 56, 58, … плотно удерживаются прижатыми к внутренней стенке 60, но так, чтобы акустические импульсы, распространяющиеся по утяжеленной бурильной трубе 52, передавались без ослабления. Таким образом, тела, обеспечивающие неравномерность массы 54, 56, 58, …, удерживаются надежно, но не вплотную.
В альтернативном варианте выполнения может быть предусмотрена внутренняя труба по внешней окружности 64 для защиты совокупности тел, обеспечивающих неравномерность массы 54, 56, 58, …, от потока грязи. Внутренняя труба может быть изготовлена из любого материала, чтобы изолировать тела, обеспечивающие неравномерность массы 54, 56, 58…, от грязевого потока, однако предпочтителен нежесткий материал, обладающий некоторой степенью гибкости. Желательно, чтобы материал менее вероятно передавал акустические сигналы на приемники.
Действие ослабляющего фильтра можно пояснить путем следующих объяснений. Ослабляющая секция имеет N тел или элементов, обеспечивающих неравномерность массы, где каждый элемент имеет форму кольца или тороида, присоединенного к внутренней поверхности трубы в точке х=xj (где j=1, …n). Начало координат совпадает с первым телом, обеспечивающим неравномерность, т.е. х0=0. Масса кольца j равна mj. Расстояние между двумя соседними элементами составляет
lj=xj+1-xj.
При х>xn падающая продольная звуковая волна единичной амплитуды, распространяющаяся в направлении начала координат, может быть описана как
pe-i[k(x-xn)-ωt],
где k=ωc - постоянная длины волны,
ω=2πf - угловая частота,
с - скорость звука.
Благодаря присутствию совокупности указанных тел имеется (при х>xn) отраженная волна pr=Vn(ω)eik(x-xn)-i ωt, где Vn(ω) - коэффициент отражения для совокупности п тел, обеспечивающих неравномерность. По настоящему изобретению размеры тел, обеспечивающих неравномерность, малы по сравнению с длиной волны при заданной частоте ω=2π/k. Плотность, ρ, а также линейная масса трубы µ также очень важны для ослабления. По настоящему изобретению масса mj намного меньше, чем µhj, где hj - длина зоны присоединения массы mj. Такая совокупность представляет собой фильтр помех, обеспечивающий полосу непропускания на заранее определенном диапазоне частот для продольных звуковых волн, распространяющихся в стенках трубы.
В решении уравнения волны длина зоны контакта Δl, между кольцом и внутренней стенкой трубы, мала по сравнению с интересующей длиной волны λ. При этих условиях распространение продольной волны можно описать следующим дифференциальным уравнением:
где Y - модуль Юнга материала трубы,
S - площадь поперечного сечения стенки трубы,
u - сдвиг,
µ - линейная масса трубы и
x - продольная координата.
При рассмотрении распространения синусоидальной волны сдвиг u может быть представлен функцией в виде u(x)exp(-iωt), где ω - угловая частота. Тогда дифференциальное уравнение волны принимает вид
Для совокупности N тел, обеспечивающих неравномерность массы, решение примет вид
где А - начальная амплитуда волны,
G(x-xj)=exp(ix. x-xj.)/(2ysk) - функция Грина и
bj=Mjω - величина неравномерности.
Следовательно, коэффициент прохождения сейсмоволны в положении х, большем, чем xn, можно найти как Т=u(х)/А, который можно выразить в децибелах с помощью обычного переводного коэффициента.
Коэффициент прохождения сейсмоволны для этой совокупности можно также получить другими методами, в частности импедансным методом, где относительный входной импеданс задается формулой
Zin=(p/νρc);
где р = давление,
с = скорость звука в среде,
ν = скорость вибраций и
ρ - плотность.
Для совокупности N элементов импеданс рассчитывается с помощью следующей рекуррентной процедуры:
На фиг.4 и 5 показаны графики зависимости пропускания от частоты. Влияние числа элементов показано на фиг.4. Кривые пропускания (ослабления) показаны для шести элементов, восьми элементов и десяти элементов. Увеличение числа элементов лишь незначительно меняет кривую пропускания на границах заранее определенной полосы частот. Однако воздействие на значения ослабления кривых пропускания в середине полосы частот велико. Период совокупности 1 важен для расположения кривых пропускания на правильной частоте. В предпочтительном варианте выполнения настоящего изобретения оптимальное значение промежутка между элементами составляет 5,12 дюйма или приблизительно тринадцать сантиметров для используемых внутреннего и внешнего диаметров. Однако другие промежутки, такие как четырнадцать или двенадцать сантиметров, также могут быть использованы и обеспечивать приемлемые результаты. Влияние массы одного элемента показано на фиг.5.
На фиг.4 показаны кривые ослабления для группы из десяти элементов. Каждая кривая представлена для элементов различной массы. Первая кривая представлена для десяти элементов, каждый массой восемь килограмм, вторая кривая - для элементов массой одиннадцать килограмм и третья кривая - для элементов массой четырнадцать килограмм. Увеличение массы М приводит к изменению границы нижних частот. Граница высоких частот остается, по существу, неизменной. Все кривые показывают, что потеря пропускания превышает сорок децибел в пределах заранее определенной полосы частот между двенадцатью и восемнадцатью килогерцами.
Расчеты были выполнены для группы N идентичных равномерно распределенных тел, обеспечивающих неравномерность. Коэффициент пропускания рассчитан в зависимости от частоты в диапазоне частот от пяти до двенадцати килогерц.
На фиг.6 графически представлено ослабление для предпочтительного варианта выполнения настоящего изобретения. В этом варианте выполнения используются десять элементов с промежутком тринадцать сантиметров между элементами. Кольца из нержавеющей стали используются в качестве тел, обеспечивающих неравномерность массы 54, 56, 58…. Можно видеть, что конфигурация этого варианты выполнения обеспечивает ослабление волн в диапазоне от восьми до восемнадцати килогерц. При использовании этой системы интерференцию волн, распространяющихся по утяжеленной бурильной трубе бурового устройства, можно значительно сократить, и возможен акустический каротаж во время операции бурения.
На фиг.7а и 7б показано сравнение между вариантом выполнения, обсужденным выше по отношению к фиг.2, и альтернативным вариантом выполнения настоящего изобретения с использованием другой конфигурации присоединения разрывов целостности массы в утяжеленной бурильной трубе. В верхней части фиг.7а показана утяжеленная бурильная труба 152а, к которой присоединено массивное тело 154а посредством узкой соединительной части 158а. Это соответствует конфигурации, описанной выше со ссылкой на фиг.2. В верхней части фиг.7б показана альтернативная конфигурация, в которой массивное тело 154b присоединено к утяжеленной бурильной трубе 152b, по существу, по всей длине массивного тела. В нижней части фиг.7а дано схематическое представление эффективного разрыва целостности массы 170а, показанной посредством распространения волны: обычно, такой разрыв целостности массы обеспечивает ослабление волны приблизительно от 6 до 8 дБ. В нижней части фиг.7б показан эффективный разрыв целостности массы 170b, показанный посредством распространения волны: на каждой границе обеспечено ослабление 2-3 дБ. Путем анализа, аналогичного описанному выше в отношении уравнений 1-4, конфигурация фиг.7б показана в действии в качестве фильтра низких частот. Путем соответствующего выбора значения промежутка и массы можно добиться эффективной частоты отсечки около примерно 10 кГц. При использовании на приборе электрического полосового фильтра (не показан) можно эффективно ослабить сейсмоволны через утяжеленную бурильную трубу.
На фиг.8а-8в показаны альтернативные варианты выполнения настоящего изобретения, в которых изолятор включает в себя обработанный на станке цилиндрический элемент. На фиг.8а цилиндрический элемент имеет внешний диаметр OD и внутренний диаметр ID. Внутренний диаметр позволяет пройти буровому раствору. Внутренняя стенка цилиндрического элемента имеет разрыв целостности массы в виде выполненного ней углубления (канавка) длиной L. Сейсмоволна сталкивается с областями с различной площадью поперечного сечения и массовой плотностью аналогично вариантам выполнения, описанным выше, что приводит к затуханию сейсмоволн.
На фиг.8б показана конфигурация, в которой углубления находятся на внешней стороне всего изолятора. На фиг.8в показана конфигурация, в которой имеются углубления и на внешней, и на внутренней стороне изолятора.
На фиг.9 показаны результаты моделирования конечного элемента различных вариантов выполнения настоящего изобретения, показанных на фиг.8а-8с. По оси абсцисс показана частота, а по оси ординат - нормированная амплитуда волн, прошедших аттенюатор. Отметьте, что шкала амплитуды линейная, в отличие от шкалы в децибелах. На кривой 301 показан спектр для цилиндрической трубы. На кривой 303 показан спектр для углублений внутри трубы, 305 - для углублений на внутренней и внешней стороне трубы, а 307 -для углублений на внешней стороне трубы. Аналогичное моделирование конечного элемента выполнено для различной длины L углублений. На основании этого моделирования для OD 7,09 дюйма в предпочтительном варианте выполнения настоящего изобретения используется значение L=3,15 дюйма (8,5 см) с углублениями и на внутренней и на внешней стороне изолятора.
Результаты на фиг.9 представлены для множества равномерно распределенных углублений одинаковой длины и глубины. В других вариантах выполнения настоящего изобретения используются комбинации секций различной длины и различной глубины внутренних и внешних углублений. Примеры приведены на фиг.10. Каждая секция 400 может рассматриваться как волновод с соответствующей полосой пропускания, определенной внутренним диаметром 403 и внешним диаметром 401. Как можно видеть на фиг.10, каждая секция имеет ось, параллельную продольной оси 405 корпуса аттенюатора. Путем использования такой комбинации различных внутренних и внешних диаметров можно ослаблять широкий диапазон частот. Это ослабление является дополнительным относительно ослабления, создаваемого путем отражения между прилегающими секциями 400. В присутствии бурового раствора на внутренней и внешней стороне этих секций волноводы являются волноводами "с утечкой", что позволяет энергии распространяться в жидкости. В предпочтительном варианте выполнения настоящего изобретения внутренний диаметр составляет от 2 дюймов до 6 дюймов, а внешний диаметр - от 4 дюймов до 10 дюймов.
На фиг.11 и 12 показан альтернативный предпочтительный вариант выполнения настоящего изобретения с использованием конфигурации массивных тел, присоединенных к внешней стенке утяжеленной бурильной трубы. Их влияние аналогично описанному выше со ссылкой на фиг.7а и 7в, однако внешняя конфигурация предлагает преимущества более простого и менее дорогостоящего изготовления и более простого обслуживания, чем в случае массивных тел, присоединенных к внутренней стенке утяжеленной бурильной трубы, как описано ранее. Разрывы целостности массы, показанные на фиг.11 и 12 представляют собой по существу цилиндрические кольца. Эти кольца могут быть изготовлены из стали или, в альтернативном варианте, из более плотного материала, такого как вольфрам. На фиг.11 массивные кольца 505а и 505b имеют внутренний диаметр 501, который больше, чем внешний диаметр 503 утяжеленной бурильной трубы 504, и присоединены к утяжеленной бурильной трубе 504 посредством узкой соединительной части 506а и 506b соответственно. Как и разрыв целостности массы, описанный ранее на фиг.7а, разрыв целостности массы, показанный на фиг.11 обеспечивает ослабление прямой акустической волны, распространяющейся в утяжеленной бурильной трубе 504, в размере приблизительно 6-8 дБ. Отметьте, что для простоты на каждой из фиг.11 и фиг.12 показаны только два кольца, однако число колец обычно составляет от 6 до 10 с промежутком между ними приблизительно 12 и 14 см для нужного диапазона частот от 10 кГц до 20 кГц. Отметьте, что этот диапазон задан в качестве примера, и что другие частотные диапазоны можно фильтровать путем соответствующего выбора массы, числа и промежутка, как это описано выше. Здесь может быть реализовано преимущество такой внешней конфигурации, поскольку ослабление связано с массой каждого кольца 506а, 506b, деленной на массу на единицу длины утяжеленной бурильной трубы, как описано ранее. Например, для того же промежутка и длины колец, что и описанные на фиг.7а, внешние кольца 506а, 506b могут иметь меньшую толщину t благодаря влиянию величины d на объем кольца. Поскольку кольца 506а, 506b имеют больший диаметр, чем внутреннее кольцо, описанное на фиг.7а, если длина колец та же, кольца 506а, 506b должны быть тоньше, чтобы иметь ту же массу для того же самого материала. Альтернативно, если толщина кольца t и его длина остаются такими же, как и ранее, то масса колец 506а, 506b должна быть больше, чем масса кольца по фиг.7а. Увеличение массы приведет к увеличению ослабления для конфигурации фиг.11 по сравнению с конфигурацией фиг.7а.
На фиг.12 показана асимметричная конфигурация для массивного кольца, присоединенного к утяжеленной бурильной трубе. Приведенные для иллюстрации массивные кольца 605а, 605b присоединены к утяжеленной бурильной трубе 604 на выступе 607, имеющем увеличенный диаметр 606. Массивные тела 605а, 605b соприкасаются с утяжеленной бурильной трубой поверх участка К длины L массивных тел 605а, 605b, так что они опираются на часть их длины и свободно висят на другой части их длины. Эти массивные тела могут быть присоединены путем сварки, пайки, запрессовки, горячей запрессовки или любого другого пригодного способа. Для целей иллюстрации число массивных тел и промежуток между массивными телами, по существу, те же, что и для приведенных на фиг.11. Источник акустических волн расположен в направлении опирающейся части массивных тел 605а, 605b, обычно в направлении вверх по стволу скважины, как показано на фиг.12. Поскольку акустические волны от источника распространяются в направлении к приемнику или вниз по стволу скважины, они наталкиваются на геометрическую конфигурацию, которая позволяет им проникнуть в массивные тела 605а, 605b, где они в основном улавливаются в свободно висящей секции. Волны, распространяющиеся в противоположном направлении, не встречаются с такой геометрией, но, по существу, заметны только в опорной секции массивных тел 605а, 605b и не ослабляются настолько, как распространяющиеся вниз по стволу скважины волны. Конфигурация, показанная на фиг.12, является предпочтительной для операции бурения, поскольку она обеспечивает увеличенную площадь опоры для этих массивных тел по сравнению с конфигурацией фиг.11, обеспечивая, таким образом, повышенную устойчивость массивных тел, когда они встречают значительное усилие со стороны стенки, вовлеченной в бурение ствола скважины. Внешняя конфигурация массивных тел по фиг.11 и фиг.12 обеспечивает возможность улучшенной очистки, инспектирования и обслуживания по сравнению с конфигурацией внутренних массивных тел, приведенной ранее. Хотя массивные тела, показанные на фиг.11 и фиг.12, имеют острые углы, они могут быть выполнены и с закругленными углами для снятия напряжения и/или облегчения изготовления. Такие способы известны специалистам и дополнительно не описаны.
В другом варианте выполнения настоящего изобретения, представленном на фиг.13 и 14, показаны конфигурации, по существу, аналогичные конфигурации на фиг.11 и 12. Здесь, однако, трубчатые элементы 704 и 804 изготовлены из композитного материала с присоединенными массивными кольцами 705 и 805. Специалисты в данной области техники смогут понять по предыдущему анализу, что затухание связано с отношением плотности массивного кольца к плотности трубчатого элемента. Поэтому, путем использования легкого материала по отношению к стали, широко используемой во внутрискважинных трубах, может быть реализовано большее отношение плотностей между кольцами аттенюатора и трубой, что приводит к усиленному ослаблению волн. Буровой раствор 710 и 810 протекает через внутренние каналы 711, 811 трубчатых элементов 704 и 804 соответственно. Используемый композитный материал может включать в себя графитовое волокно, арамидное волокно, стекловолокно или любой другой пригодный материал. Такие материалы известны и имеются в промышленной продаже из различных источников. Может быть использовано несколько слоев. В уровне техники известно множество методов ориентации и толщине различных типов композитных материалов, используемых во внутрискважинных трубах. В слоях и между ними могут быть использованы соответствующие смолы. Для целей настоящего изобретения может быть использована любая одно или многослойная композитная труба. Тело 705, соединенное с трубчатым элементом 704, и тело 805, соединенное с трубчатым элементом 804, могут быть из того же композитного материала, что и трубчатые элементы. Альтернативно тела 705 и 805 могут иметь плотность больше плотности трубчатых элементов 704 и 804, такую, например, как у стали и/или вольфрама. Число элементов и промежуток между ними аналогичны указанным ранее.
Хотя проиллюстрирован и описан конкретный вариант выполнения настоящего изобретения, специалистам буде понятно, что возможны его многочисленные изменения и модификации, которые охватываются изложенными в формуле изобретения притязаниями.
Claims (16)
1. Установка для выполнения акустических исследований в процессе бурения скважины в подземной толще горных пород, содержащая
вытянутое в продольном направлении устройство, подаваемое в скважину на бурильной трубе, причем устройство и бурильная труба имеют вытянутые в продольном направлении каналы с протекающим через них буровым раствором,
акустический излучатель, поддерживаемый указанным устройством и предназначенный для генерирования акустических сигналов в устройстве, стволе скважины и толще горных пород,
акустический приемник, поддерживаемый указанным устройством и расположенный на расстоянии от излучателя, предназначенный для приема акустических сигналов, и
аттенюатор, расположенный в устройстве между акустическим излучателем и акустическим приемником с возможностью ослабления акустических сигналов в устройстве в пределах заранее определенного частотного диапазона, и включающий в себя трубчатый элемент из композитного материала, имеющий в основном цилиндрическую внешнюю поверхность с группой тел, определенной массы и длины, твердо закрепленных на ней и расположенных с заданным промежутком.
вытянутое в продольном направлении устройство, подаваемое в скважину на бурильной трубе, причем устройство и бурильная труба имеют вытянутые в продольном направлении каналы с протекающим через них буровым раствором,
акустический излучатель, поддерживаемый указанным устройством и предназначенный для генерирования акустических сигналов в устройстве, стволе скважины и толще горных пород,
акустический приемник, поддерживаемый указанным устройством и расположенный на расстоянии от излучателя, предназначенный для приема акустических сигналов, и
аттенюатор, расположенный в устройстве между акустическим излучателем и акустическим приемником с возможностью ослабления акустических сигналов в устройстве в пределах заранее определенного частотного диапазона, и включающий в себя трубчатый элемент из композитного материала, имеющий в основном цилиндрическую внешнюю поверхность с группой тел, определенной массы и длины, твердо закрепленных на ней и расположенных с заданным промежутком.
2. Установка по п.1, в которой бурильная труба снабжена буровым долотом, присоединенным к ней для бурения ствола скважины, причем бурильная труба выбрана из группы, включающей бурильную колонну и гибкие трубы.
3. Установка по п.1, в которой расположенные с промежутком тела ослабляют заданный частотный диапазон, составляющий от 10 до 20 кГц.
4. Установка по п.1, в которой расположенные с промежутком тела содержат материал, выбранный из группы, состоящей из стальных колец и вольфрамовых колец.
5. Установка по п.1, в которой расположенные с промежутком тела включают не менее шести и не более десяти тел.
6. Установка по п.1, в которой промежуток между телами составляет от двенадцати до четырнадцати сантиметров.
7. Установка по п.1, в которой каждое из группы тел включает кольцо с внутренним диаметром больше внешнего диаметра трубчатого элемента на заданную величину, и дополнительно элемент в виде узкой соединительной части, относящийся к каждому кольцу и твердо соединяющий каждое кольцо с внешней поверхностью трубчатого элемента.
8. Установка по п.1, в которой расположенные с промежутком тела изготовлены из материала, плотность которого не меньше плотности трубчатого элемента.
9. Способ выполнения акустических исследований в процессе бурения скважины в подземной толще пород, в котором:
а) подают каротажное устройство в ствол скважины на бурильной трубе, причем устройство и бурильная труба имеют вытянутые в продольном направлении каналы, через которые пропускают буровой раствор;
б) приводят в действие размещенный в устройстве излучатель для генерирования акустических сигналов в пласте, стволе скважины и устройстве;
в) осуществляют ослабление сигналов, проходящих через устройство, с помощью аттенюатора, содержащего композитный трубчатый элемент, имеющий группу тел с определенной массой, твердо закрепленных на поверхности по внешнему диаметру трубчатого элемента и расположенных с заданным промежутком для ослабления сигналов в пределах определенного частотного диапазона;
г) используют приемник, размещенный на стороне аттенюатора, противоположной излучателю, для приема сигналов, проходящих через толщу пород, и ослабленных сигналов, проходящих через устройство.
а) подают каротажное устройство в ствол скважины на бурильной трубе, причем устройство и бурильная труба имеют вытянутые в продольном направлении каналы, через которые пропускают буровой раствор;
б) приводят в действие размещенный в устройстве излучатель для генерирования акустических сигналов в пласте, стволе скважины и устройстве;
в) осуществляют ослабление сигналов, проходящих через устройство, с помощью аттенюатора, содержащего композитный трубчатый элемент, имеющий группу тел с определенной массой, твердо закрепленных на поверхности по внешнему диаметру трубчатого элемента и расположенных с заданным промежутком для ослабления сигналов в пределах определенного частотного диапазона;
г) используют приемник, размещенный на стороне аттенюатора, противоположной излучателю, для приема сигналов, проходящих через толщу пород, и ослабленных сигналов, проходящих через устройство.
10. Способ по п.9, в котором указанный частотный диапазон составляет от 10 до 20 кГц.
11. Способ по п.9, в котором тела содержат материал, выбранный из группы, состоящей из стальных колец и вольфрамовых колец.
12. Способ по п.9, в котором бурильная труба снабжена буровым долотом, присоединенным к ней для бурения ствола скважины, причем бурильную трубу выбирают из группы, включающей бурильную колонну и гибкие трубы.
13. Способ по п.9, в котором материал тел включает материал, плотность которого не меньше плотности трубчатого элемента.
14. Способ по п.9, в котором количество тел составляет от шести до десяти.
15. Способ по п.9, в котором промежуток между телами составляет от двенадцати до четырнадцати сантиметров.
16. Способ по п.9, в котором каждое из группы тел включает кольцо с внутренним диаметром больше внешнего диаметра трубчатого элемента на заданную величину, и дополнительно элемент в виде узкой соединительной части, относящийся к каждому кольцу и твердо соединяющий каждое кольцо с внешней поверхностью трубчатого элемента.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/884,850 US7028806B2 (en) | 1999-06-03 | 2004-07-02 | Acoustic isolator for downhole applications |
| US10/884,850 | 2004-07-02 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007103717A RU2007103717A (ru) | 2008-08-10 |
| RU2362189C2 true RU2362189C2 (ru) | 2009-07-20 |
Family
ID=34973036
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007103717/28A RU2362189C2 (ru) | 2004-07-02 | 2005-06-27 | Акустический изолятор для внутрискважинных применений |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7028806B2 (ru) |
| CA (1) | CA2572481A1 (ru) |
| GB (1) | GB2431005B (ru) |
| NO (1) | NO339289B1 (ru) |
| RU (1) | RU2362189C2 (ru) |
| WO (1) | WO2006014272A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2651748C2 (ru) * | 2013-10-31 | 2018-04-23 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Скважинное акустическое определение расстояния с использованием градиентометрических данных |
Families Citing this family (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6615949B1 (en) * | 1999-06-03 | 2003-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic isolator for downhole applications |
| GB2409900B (en) | 2004-01-09 | 2006-05-24 | Statoil Asa | Processing seismic data representing a physical system |
| GB2412741B (en) * | 2004-04-03 | 2009-02-25 | Statoil Asa | Electromagnetic data processing |
| US20070107938A1 (en) * | 2005-11-17 | 2007-05-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple receiver sub-array apparatus, systems, and methods |
| GB2435693A (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-05 | Electromagnetic Geoservices As | Seabed electromagnetic surveying |
| GB2439378B (en) * | 2006-06-09 | 2011-03-16 | Electromagnetic Geoservices As | Instrument for measuring electromagnetic signals |
| GB2442749B (en) | 2006-10-12 | 2010-05-19 | Electromagnetic Geoservices As | Positioning system |
| GB2444077B (en) | 2006-11-23 | 2011-07-27 | Reeves Wireline Tech Ltd | Acoustic isolator section |
| GB2445582A (en) | 2007-01-09 | 2008-07-16 | Statoil Asa | Method for analysing data from an electromagnetic survey |
| US20090000859A1 (en) * | 2007-06-28 | 2009-01-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and Apparatus for Phased Array Acoustic Well Logging |
| CN102322258B (zh) * | 2011-09-29 | 2013-10-30 | 中国石油大学(华东) | 一种在钻铤上变径隔声的随钻声波测井方法及装置 |
| US9470814B2 (en) * | 2012-03-21 | 2016-10-18 | Cgg Services Sa | Seismic methods and systems employing flank arrays in well tubing |
| US8978817B2 (en) | 2012-12-01 | 2015-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Protection of electronic devices used with perforating guns |
| US9557435B2 (en) * | 2012-12-20 | 2017-01-31 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic isolators |
| US9448320B2 (en) | 2013-11-27 | 2016-09-20 | Ge Oil & Gas Logging Services, Inc. | Acoustic isolater for a downhole tool |
| WO2015099800A1 (en) | 2013-12-28 | 2015-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Amplification of data-encoded sound waves within a resonant area |
| RU2604561C1 (ru) * | 2015-08-27 | 2016-12-10 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Изолятор прибора акустического каротажа в процессе бурения |
| US11513249B2 (en) | 2019-10-11 | 2022-11-29 | Scientific Drilling International, Inc. | Downhole acoustic device |
| US11512586B2 (en) * | 2020-10-06 | 2022-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Logging while drilling tool |
Family Cites Families (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3144090A (en) * | 1959-02-10 | 1964-08-11 | Texaco Inc | Acoustical well logging tool having low acoustical velocity between transducers |
| US3093810A (en) * | 1960-02-01 | 1963-06-11 | Pan American Petroleum Corp | Seismic well logging data display |
| US3190388A (en) | 1961-05-16 | 1965-06-22 | Schlumberger Well Surv Corp | Acoustic logging tools with acoustic attenuating structure |
| US3191143A (en) | 1961-05-16 | 1965-06-22 | Schlumberger Well Surv Corp | Acoustic delay member for well logging tools |
| US4020452A (en) | 1971-05-24 | 1977-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for use in investigating earth formations |
| US4192553A (en) | 1978-04-03 | 1980-03-11 | Occidental Oil Shale, Inc. | Method for attenuating seismic shock from detonating explosive in an in situ oil shale retort |
| US4872526A (en) * | 1988-07-18 | 1989-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging tool longitudinal wave attenuator |
| US5852587A (en) | 1988-12-22 | 1998-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of and apparatus for sonic logging while drilling a borehole traversing an earth formation |
| US5036945A (en) | 1989-03-17 | 1991-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well tool transmitter receiver array including an attenuation and delay apparatus |
| US5063542A (en) | 1989-05-17 | 1991-11-05 | Atlantic Richfield Company | Piezoelectric transducer with displacement amplifier |
| US5171943A (en) * | 1991-01-23 | 1992-12-15 | Balogh William T | Tubewave damper probe for seismic applications |
| US5170018A (en) * | 1991-02-19 | 1992-12-08 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for tube-wave suppression |
| US5343001A (en) | 1992-10-13 | 1994-08-30 | Shell Oil Company | Acoustic multi-mode logging device adapted to decouple noise within a semi-rigid receiver array |
| US5289433A (en) | 1992-10-13 | 1994-02-22 | Shell Oil Company | Acoustic multi-mode wide-band logging device |
| US5229553A (en) * | 1992-11-04 | 1993-07-20 | Western Atlas International, Inc. | Acoustic isolator for a borehole logging tool |
| US5510582A (en) | 1995-03-06 | 1996-04-23 | Halliburton Company | Acoustic attenuator, well logging apparatus and method of well logging |
| US5791417A (en) | 1995-09-22 | 1998-08-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tubular window formation |
| US5852262A (en) | 1995-09-28 | 1998-12-22 | Magnetic Pulse, Inc. | Acoustic formation logging tool with improved transmitter |
| US5753812A (en) | 1995-12-07 | 1998-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Transducer for sonic logging-while-drilling |
| GB2311427B (en) | 1996-03-22 | 2000-02-09 | Marconi Gec Ltd | A drill string sub assembly |
| US5728978A (en) * | 1996-08-02 | 1998-03-17 | Computalog U.S.A., Inc. | Acoustic isolator for acoustic well logging tool |
| GB2327957A (en) | 1997-08-09 | 1999-02-10 | Anadrill Int Sa | Method and apparatus for suppressing drillstring vibrations |
| US6564899B1 (en) * | 1998-09-24 | 2003-05-20 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for absorbing acoustic energy |
| US6082484A (en) * | 1998-12-01 | 2000-07-04 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic body wave dampener |
| US6615949B1 (en) * | 1999-06-03 | 2003-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic isolator for downhole applications |
| US6915875B2 (en) * | 1999-06-03 | 2005-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic isolator for downhole applications |
| US6643221B1 (en) * | 2001-11-06 | 2003-11-04 | Schlumberger Technology Corporation | Structures and methods for damping tool waves particularly for acoustic logging tools |
| US6834743B2 (en) | 2001-12-07 | 2004-12-28 | Haliburton Energy Services, Inc. | Wideband isolator for acoustic tools |
| US6820716B2 (en) * | 2003-01-16 | 2004-11-23 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic isolator for well logging system |
-
2004
- 2004-07-02 US US10/884,850 patent/US7028806B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2005
- 2005-06-27 CA CA002572481A patent/CA2572481A1/en not_active Abandoned
- 2005-06-27 WO PCT/US2005/022972 patent/WO2006014272A1/en active Application Filing
- 2005-06-27 GB GB0625820A patent/GB2431005B/en active Active
- 2005-06-27 RU RU2007103717/28A patent/RU2362189C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-02-01 NO NO20070616A patent/NO339289B1/no unknown
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2651748C2 (ru) * | 2013-10-31 | 2018-04-23 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Скважинное акустическое определение расстояния с использованием градиентометрических данных |
| US10233742B2 (en) | 2013-10-31 | 2019-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole acoustic ranging utilizing gradiometric data |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20070616L (no) | 2007-03-21 |
| NO339289B1 (no) | 2016-11-21 |
| GB2431005A (en) | 2007-04-11 |
| US20050023074A1 (en) | 2005-02-03 |
| GB2431005A8 (en) | 2007-05-08 |
| GB0625820D0 (en) | 2007-02-07 |
| RU2007103717A (ru) | 2008-08-10 |
| CA2572481A1 (en) | 2006-02-09 |
| US7028806B2 (en) | 2006-04-18 |
| WO2006014272A1 (en) | 2006-02-09 |
| GB2431005B (en) | 2007-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2362189C2 (ru) | Акустический изолятор для внутрискважинных применений | |
| US6615949B1 (en) | Acoustic isolator for downhole applications | |
| US6915875B2 (en) | Acoustic isolator for downhole applications | |
| EP1505411B1 (en) | Method and apparatus for LWD shear velocity measurement | |
| RU2661747C2 (ru) | Распределенное акустическое измерение для пассивной дальнометрии | |
| US6614360B1 (en) | Measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers | |
| US10465509B2 (en) | Collocated multitone acoustic beam and electromagnetic flux leakage evaluation downhole | |
| US6985086B2 (en) | Method and apparatus for LWD shear velocity measurement | |
| CN109804135B (zh) | 井下光纤水听器 | |
| CA2752442A1 (en) | Acoustic imaging away from the borehole using a low-frequency quadrupole excitation | |
| WO2014097162A1 (en) | Downhole receiver systems and methods for low frequency seismic investigations | |
| US11867855B2 (en) | Downhole fiber optic hydrophone | |
| GB2379491A (en) | An acoustic isolator for down-hole applications | |
| CA2453891A1 (en) | Acoustic isolator for downhole applications |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100628 |