RU2450292C2 - Inverse vertical seismic profiling method and apparatus for realising said method - Google Patents
Inverse vertical seismic profiling method and apparatus for realising said method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2450292C2 RU2450292C2 RU2009148981/28A RU2009148981A RU2450292C2 RU 2450292 C2 RU2450292 C2 RU 2450292C2 RU 2009148981/28 A RU2009148981/28 A RU 2009148981/28A RU 2009148981 A RU2009148981 A RU 2009148981A RU 2450292 C2 RU2450292 C2 RU 2450292C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilled
- seismic
- well
- bit
- reference signal
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к геофизическим методам исследования, в частности к модификации обращенного вертикального сейсмического профилирования (ВСП), использующей в качестве источника упругих колебаний работающее буровое долото, воспринимающее дополнительные ударные нагрузки от гидроударного устройства, устанавливаемого над долотом. В этой модификации упругие колебания, распространяющиеся от забоя бурящейся скважины по окружающим горным породам, регистрируются сейсмоприемниками, расположенными в приповерхностной зоне, а опорный сигнал, возбуждаемый долотом, регистрируется в верхней части бурильной колонны и непосредственно над долотом и используется сигнал от верхнего сейсмоприемника для предварительного выделения из записей, зарегистрированных сейсмоприемниками, полезных волн, несущих информацию о сейсмических параметрах горных пород, окружающих скважину, а также расположенных ниже ее забоя, а сигнал с нижнего сейсмоприемника - для окончательной обработки сигнала. Более конкретно изобретение относится к тому случаю, когда исследуемый геологический объект разбуривается более чем одной скважиной, и направлено на увеличение объема оперативно получаемой информации о разбуриваемом объекте и сокращение затрат на получение такой информации. Широкое внедрение обращенного ВСП в практику работ с использованием взрывных источников, опускаемых в скважину на кабеле, подтвердили высокую геологическую эффективность этой модификации метода (Силаев В.А. Сейсмическое торпедирование глубоких скважин при длительном изучении нефтеперспективных объектов. М. 1983, с.60, ил. (Регион, развед. и промысл. геофизика. Обзор./ВНИИ экон. минер, сырья и геол. - развед. работ ВИЭМС)). Однако экономическая эффективность применения взрывных источников при обращенном ВСП остается невысокой из-за малой канальности кабеля и ограниченной возможности осуществить накопление воздействий. Кроме того, при изучении больших глубин резко возрастает время на спуско-подъемные операции во время проведения обращенного ВСП, а следовательно, возрастают затраты на задалживание скважин. Следует также отметить опасность проведения взрывов в открытом стволе скважины, пересекающей терригенные породы.The invention relates to geophysical research methods, in particular to a modification of reversed vertical seismic profiling (VSP), using a working drill bit as a source of elastic vibrations, perceiving additional shock loads from a hydraulic shock device installed above the bit. In this modification, elastic vibrations propagating from the bottom of the drilled well through the surrounding rocks are recorded by geophones located in the near-surface zone, and the reference signal excited by the bit is recorded in the upper part of the drill string and directly above the bit and the signal from the upper geophonic receiver is used for preliminary isolation from the records recorded by the geophones, useful waves that carry information about the seismic parameters of the rocks surrounding the well, and also located below its bottom, and the signal from the lower seismic receiver - for the final processing of the signal. More specifically, the invention relates to the case when the geological object under study is drilled by more than one well, and is aimed at increasing the volume of operational information about the object being drilled and reducing the cost of obtaining such information. The widespread introduction of reversed VSP in the practice of using explosive sources lowered into a well on a cable confirmed the high geological effectiveness of this modification of the method (Silaev V.A. Seismic torpedoing of deep wells during a long study of oil-prospective objects. M. 1983, p. 60, silt . (Region, exploration and production. Geophysics. Overview. / VNII ekon. Miner, raw materials and geology. - exploration. Work VIEMS)). However, the economic efficiency of the use of explosive sources with reversed VSP remains low due to the small channel of the cable and the limited ability to carry out the accumulation of effects. In addition, when studying large depths, the time for tripping during the reversed VSP sharply increases, and consequently, the costs of well completion increase. It should also be noted the danger of explosions in the open hole of a well intersecting terrigenous rocks.
Наиболее простым и эффективным глубинным источником колебаний является работающее буровое долото. Долото с работающим гидроударным устройством (далее - гидроударник) обладает всеми положительными качествами, присущими взрывным источникам, и отсутствием вышеперечисленных недостатков. В процессе воздействия долота с работающим гидроударником на забой скважины формируется квазислучайный процесс излучения упругих колебаний в окружающую среду, обусловленный главным образом ударами зубьев вращающегося долота о забой и режимом работы гидроударника. Возбуждаемые работающим долотом и гидроударником колебания распространяются также вверх по бурильной колонне. Регистрация этих колебаний датчиком, расположенным в верхней части бурильной колонны, позволяет судить о сигнале, распространяющемся от забоя в окружающие горные породы. Кроме того, сам по себе этот сигнал несет информацию о разбуриваемых породах, режиме бурения и состоянии бурового долота. Распространяющийся в окружающих горных породах сигнал, возбуждаемый буровым долотом и гидроударником, проходит к земной поверхности непосредственно или после отражения от сейсмических границ, расположенных ниже забоя скважины, и может быть зарегистрирован сейсмоприемниками, расположенными в приповерхностной зоне вблизи бурящейся скважины, а также на различных от нее удалениях и в различных азимутах. Используя регистрируемый в верхней части бурильной трубы сигнал в качестве опорного сигнала, можно, формируя функции взаимной корреляции (ФВК) этого сигнала и записей, полученных от сейсмоприемников, преобразовать эти записи в импульсную форму, аналогично тому, как это делают в вибросейсморазведке, где роль опорного сигнала играет свип. Поскольку глубина забоя и скорость распространения опорного сигнала вдоль бурильной трубы известны, то после формирования ФВК в каждую запись можно ввести статическую поправку, равную времени распространения опорного сигнала от долота до датчика опорного сигнала, приведя запись к отметке момента возбуждения, соответствующей началу очередного "свипа". Величина статической поправки равна Δt=l/vтр, где l длина бурильной колонны, а Vтр - скорость распространения трубной волны.The simplest and most effective deep source of vibration is a working drill bit. A bit with a working hydraulic hammer device (hereinafter referred to as the hydraulic hammer) has all the positive qualities inherent in explosive sources and the absence of the above disadvantages. During the impact of a bit with a working hammer on the bottom of the well, a quasi-random process of emission of elastic vibrations into the environment is formed, mainly due to impacts of the teeth of the rotating bit on the bottom and the mode of operation of the hammer. The vibrations excited by the working bit and hydraulic hammer also propagate up the drill string. The registration of these oscillations by a sensor located in the upper part of the drill string allows us to judge the signal propagating from the bottom to the surrounding rocks. In addition, this signal in itself carries information about the rocks being drilled, the drilling mode and the condition of the drill bit. The signal propagating in the surrounding rocks, excited by the drill bit and hammer, passes to the earth’s surface directly or after reflection from seismic boundaries located below the bottom of the well, and can be detected by geophones located in the near-surface zone near the well being drilled, as well as at different from it deletions and in various azimuths. Using the signal recorded in the upper part of the drill pipe as a reference signal, it is possible, by forming the cross-correlation functions (CVF) of this signal and the records received from the geophones, to convert these records to pulsed form, similar to how they are done in vibro-seismic exploration, where the role of the reference The signal is played by a sweep. Since the bottom hole depth and the propagation velocity of the reference signal along the drill pipe are known, after the FVC is formed, a static correction can be entered in each record equal to the propagation time of the reference signal from the bit to the reference signal sensor, bringing the record to the mark of the excitation moment corresponding to the beginning of the next “sweep” . The value of the static correction is Δt = l / v tr , where l is the length of the drill string, and V tr is the propagation velocity of the pipe wave.
В патентной и технической литературе описаны способы обращенного ВСП, использующие работающее буровое долото в качестве источника упругих колебаний (А.с. СССР N 1035549. Способ скважинной сейсморазведки. Г.А.Шехтман и М.Б.Шнеерсон. Опубл. в БИ, 1983, N 30; Rektor III J.W. Marion B.P. Extending VSP to 3-D and MWD: using the drill bit as downhole seismic source. // Oil and Gas J. 1989, v.87, N 25; Rector III H.W. Marion B.P. The use of drill-bit energy as a downhole seismic source. // Geophysics, v.56, N 5, 1991). Общим в этих способах является использование бурового долота, работающего в нестационарном режиме, в качестве источника упругих колебаний, регистрируемых сейсмоприемником в приповерхностной зоне, а также датчика опорного сигнала, расположенного в верхней части бурильной колонны. Опорный сигнал используют как аналог свипа в вибросейсморазведке для выделения из записей сигналов, возбуждаемых буровым долотом. Принципы, положенные в основу этих способов, детально описаны выше.The patent and technical literature describe reverse VSP methods using a working drill bit as a source of elastic vibrations (A.S. USSR N 1035549. Method of borehole seismic exploration. G.A.Shekhtman and M. B. Schneerson. Published in BI, 1983 ,
Ближайшим к предлагаемому техническим решением является способ обращенного ВСП, в котором упругие колебания возбуждают работающим буровым долотом, регистрируют записи колебаний при помощи сейсмоприемников, расположенных в приповерхностной зоне вблизи устья бурящейся скважины и (или) на различных от нее удалениях и в различных азимутах, регистрируют возбуждаемый долотом опорный сигнал при помощи датчика, расположенного в верхней части бурильной колонны, выделяют по функциям взаимной корреляции между опорным сигналом и записями объемные волны, по которым определяют сейсмические параметры среды и формируют ее изображение (Патент США N 4926391 от 15.05.1990, заявл. 21.10.1988, авторы: J.Rektor, B.Marion, B.Widrow, J.A.Salehi). Наиболее существенным отличием данного технического решения, убедительно подтвержденным экспериментально (см. статью: J.W.Rector III, B.P.Marion and R.A.Hardage. The use of an active drill bit for inverse VSP measurements. // Explor. geophys. 1989, v.20, N 1-2), является использование непрерывного квазислучайного процесса, которым характеризуется излучаемый работающим долотом сигнал, для его выделения из записи, сформированной из объемных волн, распространяющихся от долота по окружающим горным породам, и различных помех, интерферирующих с этими волнами. Изображение среды, полученное путем миграции записей, зарегистрированных при возбуждении колебаний буровым долотом, по качеству и главным образом разрешенности оказалось не хуже, чем изображение, полученное при прямом НВСП в результате отработки скважины после завершения ее бурением. Тем самым была показана конкурентоспособность данной модификации метода ВСП, открывающей, как отмечалось первыми двумя авторами прототипа в одной из их статей, "новую эру" в скважинной сейсморазведке (см. в журнале: Oil and Gas J. 1989, v.87, N 25, p.55-58).The closest to the proposed technical solution is the reverse VSP method, in which elastic vibrations are excited by a working drill bit, vibration records are recorded using geophones located in the near-surface zone near the mouth of the well being drilled and (or) at different distances from it and in different azimuths, the excited with a bit, the reference signal using the sensor located in the upper part of the drill string, according to the functions of mutual correlation between the reference signal and the records waves that determine the seismic parameters of the medium and form its image (US Patent No. 4926391 of 05.15.1990, application form 10.21.1988, authors: J. Rector, B. Marion, B. Widrow, J. A. Salehi). The most significant difference of this technical solution, convincingly confirmed experimentally (see article: JWRector III, BPMarion and RAHardage. The use of an active drill bit for inverse VSP measurements. // Explor. Geophys. 1989, v.20, N 1-2), is the use of a continuous quasi-random process, which is characterized by the signal emitted by the working bit, to extract it from the record formed from body waves propagating from the bit through the surrounding rocks, and various interferences that interfere with these waves. The image of the medium obtained by migration of records recorded during the excitation of oscillations by the drill bit turned out to be no worse in quality and mainly resolution than the image obtained with direct high-pressure drilling as a result of well completion after completion of drilling. Thus, the competitiveness of this modification of the VSP method was shown, which opens, as noted by the first two authors of the prototype in one of their articles, a “new era” in downhole seismic exploration (see in the journal: Oil and Gas J. 1989, v. 87, No. 25 p.55-58).
Явным ограничением области применения этого способа является изучение в нем околоскважинного пространства лишь одной бурящейся скважины. Между тем при разведке и эксплуатации месторождений углеводородов, а также других интересных для геологии и геофизики объектов нередко одновременно забуривается несколько скважин, по меньшей мере, две. В этих случаях непосредственное применение известного способа приводит к затратам, кратным числу бурящихся скважин, так как в окрестности каждой из них необходимо устанавливать сейсмостанцию с обслуживающим ее персоналом. Учитывая, что продолжительность бурения довольно велика, может оказаться, что расходы по изучению одновременно разбуриваемой площади станут не под силу геофизическому предприятию, проводящему обращенное ВСП в процессе бурения. Между тем информацию о режиме бурения и оперативный прогноз геологического разреза, особенно о той его части, которая расположена ниже скважины, крайне желательно иметь по каждой из бурящихся скважин своевременно. Крайне необходимо это в тех районах, где залежам углеводородов сопутствуют зоны аномально высокого пластового давления, в частности рапоопасные зоны. Своевременный прогноз наличия таких зон позволяет вовремя изменять режим бурения (в основном плотность бурового раствора) и избежать тем самым аварии скважины, связанных с нею огромных расходов, а возможно и человеческих жертв.A clear limitation of the scope of this method is the study of the near-wellbore space of only one well being drilled in it. Meanwhile, during exploration and exploitation of hydrocarbon deposits, as well as other objects of interest to geology and geophysics, quite often several wells are drilled simultaneously, at least two. In these cases, the direct application of the known method leads to costs that are a multiple of the number of wells drilled, since in the vicinity of each of them it is necessary to install a seismic station with its personnel. Given that the duration of drilling is quite large, it may turn out that the costs of studying the simultaneously drilled area will not be possible for the geophysical enterprise conducting the reverse VSP during drilling. Meanwhile, information about the drilling mode and the operational forecast of the geological section, especially about the part located below the well, is highly desirable to have timely information on each of the wells being drilled. This is extremely necessary in areas where hydrocarbon deposits are accompanied by zones of abnormally high reservoir pressure, in particular brine-hazardous zones. A timely forecast of the presence of such zones allows you to change the drilling mode in time (mainly the density of the drilling fluid) and thereby avoid a well accident, associated with it enormous costs, and possibly human casualties.
Наиболее близким способом является способ (Патент РФ №2066469 авторы: Михальцев А.В.; Шехтман Г.А.; Федотов С.А), взятый за прототип. В нем дополнительно регистрируют опорный сигнал при помощи датчика, установленного, по меньшей мере, еще на одной бурящейся скважине, и одновременно регистрируют в виде суммарной записи колебания, возбуждаемые в различных скважинах, после чего на суммарной записи путем формирования функций взаимной корреляции с каждым из опорных сигналов выделяют объемные волны, возбуждаемые долотом в каждой из бурящихся скважин. Кроме того, при наличии на разбуриваемом объекте уже пробуренной скважины в нее устанавливают приемники колебаний на глубину, расположенную под резкими акустическими границами, расположенными в верхней толще разреза. Приемники, расположенные в уже пробуренных скважинах, в одном из воплощений этого способа в процессе бурения могут перемещаться вдоль ствола скважины с шагом, позволяющим разделить между собой в рабочем диапазоне частот падающие и восходящие волны. Максимально полная информация об изучаемом объекте в процессе его разбуривания несколькими скважинами обеспечивается путем регистрации опорных сигналов и суммарных записей при возбуждении колебаний работающим долотом во всех скважинах, разбуривающим изучаемый объект; по выделенным при этом волнам определяют сейсмические параметры и (или) формируют пространственное изображение объекта. Повышение помехоустойчивости способа достигается путем подавления квазисинусоидальных помех, возбуждаемых в бурильной колонне, а также промышленных электрических помех в каналах датчиков опорных сигналов и в каналах сейсмоприемников в процессе регистрации колебаний, возбуждаемых работающим долотом. В прототипе точное определение временной поправки опорного сигнала на датчике, установленном на устье бурильной колоны, столкнулось с большими неразрешимыми проблемами, так как скорость звука по колоне зависит от ряда параметров, которые непредсказуемо меняются в процессе бурения, такие как напряженное состояние труб от колебаний давления рабочей жидкости и нагрузки на долото, от траектории бурильной колоны в скважине и т.п. Ошибка могла достигать очень больших величин, что и привело к фактическому отказу от применения этого метода на практике. Также в процессе воздействия долота на забой скважины в прототипе формируется квазислучайный процесс излучения упругих колебаний в окружающую среду, обусловленный главным образом ударами зубьев вращающегося долота о забой. Устойчивость процедуры селекции этого сигнала при работающей буровой установке (насосные агрегаты, лебедки, генераторы, транспорт и т.п.) сильно зависит от отношения сигнал/шум. При реализации прототипа приходилось для уменьшения воздействия шумов приемники заглублять в грунт, что приводит к дополнительным затратам.The closest method is the method (RF Patent No. 2066469 authors: Mikhaltsev A.V .; Shekhtman G.A .; Fedotov S.A.), taken as a prototype. The reference signal is additionally recorded in it using a sensor installed at least in one more well being drilled, and at the same time, oscillations excited in different wells are recorded as a total record, after which they are recorded on the total record by generating cross-correlation functions with each of the reference Signals emit body waves excited by a bit in each of the drilled wells. In addition, if there is already a drilled well on the object being drilled, vibration receivers are installed in it to a depth located under sharp acoustic boundaries located in the upper thickness of the section. Receivers located in already drilled wells, in one embodiment of this method, can be moved along the wellbore during the drilling process in increments that allow for the separation of incident and rising waves between themselves in the operating frequency range. The most complete information about the studied object in the process of drilling it with several wells is provided by registering reference signals and total records during excitation of the working bit in all the wells drilling the studied object; seismic parameters are determined from the waves thus highlighted and (or) a spatial image of the object is formed. Improving the noise immunity of the method is achieved by suppressing quasi-sinusoidal noise excited in the drill string, as well as industrial electrical noise in the channels of the sensors of the reference signals and in the channels of the geophones in the process of registering vibrations excited by the working bit. In the prototype, the exact determination of the time correction of the reference signal on the sensor installed at the mouth of the drill string encountered great insoluble problems, since the speed of sound along the string depends on a number of parameters that change unpredictably during drilling, such as the stress state of pipes due to fluctuations in working pressure fluid and load on the bit, from the trajectory of the drill string in the well, etc. The error could reach very large values, which led to the actual abandonment of the application of this method in practice. Also, in the process of the impact of the bit on the bottom of the well in the prototype, a quasi-random process of emission of elastic vibrations into the environment is formed, mainly due to impacts of the teeth of the rotating bit on the bottom. The stability of the selection procedure for this signal when the rig is running (pumping units, winches, generators, vehicles, etc.) is highly dependent on the signal-to-noise ratio. When implementing the prototype, it was necessary to deepen the receivers into the ground to reduce the impact of noise, which leads to additional costs.
Задачей настоящего изобретения является сокращение затрат на оперативное получение геологической и технологической информации об одновременно разбуриваемом объекте. Кроме того, цель изобретения - повышение разрешающей способности способа. Еще одной целью предлагаемого изобретения является повышение помехоустойчивости способа.The objective of the present invention is to reduce the cost of promptly obtaining geological and technological information about a simultaneously drilled object. In addition, the purpose of the invention is to increase the resolution of the method. Another objective of the invention is to increase the noise immunity of the method.
Поставленная цель достигается тем, что дополнительно регистрируют опорный сигнал при помощи автономной сейсмостанции с внутренними часами и блоком памяти, установленной в непосредственной близости с работающим долотом.This goal is achieved by the fact that additionally record the reference signal using an autonomous seismic station with an internal clock and a memory unit installed in close proximity to the working bit.
Повышение помехоустойчивости способа достигается путем увеличения сигнала от долота, что достигается установкой гидроударника с блоком привода и управления по гидравлическому каналу, который с регулируемой частотой будет создавать дополнительную ударную нагрузку на забой через долото.Improving the noise immunity of the method is achieved by increasing the signal from the bit, which is achieved by installing a hammer with a drive and control unit through a hydraulic channel, which with an adjustable frequency will create an additional shock load on the face through the bit.
Сущность предлагаемого изобретения состоит в следующем. При бурении одновременно нескольких скважин в пределах одного и того же объекта, представляющего разведочный интерес, работающее долота с включенными на различных режимах гидроударниками, установленными в непосредственной близости от своего долота, каждой из бурящихся скважин излучает упругие колебания, форма которых существенно отличается от таковой для колебаний, излучаемых в других скважинах, так как режимы бурения в каждой из скважин, определяемые глубиной забоя и литотипом разбуриваемой породы и еще режимом работы гидроударника, различны. При этом существенно, что на квазисинусоидальные колебания, частота которых определяется главным образом частотой вращения бурового инструмента, его параметрами, а также типом разбуриваемой горной породы, накладываются отдельные удары зубьев бурового долота о забой скважины, формирующие квазислучайный процесс, характеризующийся широкополосным спектром, осложненным резонансными пиками, будут сильно зависеть от параметров работы гидроударника. Квазислучайные процессы, характеризующие сигналы, возбуждаемые буровым долотом с работающим гидроударником в различных скважинах, различаются между собой существенно, поэтому опорные сигналы, зарегистрированные датчиками, установленными в верхней части бурильной колонны и в станции над долотом в каждой из бурящихся скважин, также будут резко различаться между собой. Что же касается сейсмоприемников, установленных в пределах разбуриваемого объекта, то они будут регистрировать суммарный сигнал, сформированный как результат суперпозиции помех и объемных волн (проходящих, отраженных, головных и др.), распространяющихся в окружающих породах от забоя каждой из бурящихся скважин. Ясно, что уровень сигналов, приходящих от каждой из скважин, будет определяться интенсивностью возбуждаемых сигналов (в более крепких породах она выше; при работе гидроударника на максимальных расходах - она максимальная), удаленностью от скважины сейсмоприемника, а также близостью забоя к целевому объекту, отражение упругих волн от которого требуется выделить для формирования изображения объекта.The essence of the invention is as follows. When drilling several wells at the same time within the same object of exploratory interest, working bits with hydraulic hammers turned on in different modes, installed in the immediate vicinity of their bit, each of the drilled wells emits elastic vibrations, the shape of which differs significantly from that for vibrations emitted in other wells, because the drilling modes in each of the wells, determined by the depth of the face and lithotype of the rock being drilled and also by the operating mode of the hydraulic hammer are different. Moreover, it is significant that quasi-sinusoidal vibrations, the frequency of which is mainly determined by the rotational speed of the drilling tool, its parameters, as well as the type of rock being drilled, are superimposed by individual impacts of the teeth of the drill bit on the bottom of the well, forming a quasi-random process characterized by a broadband spectrum complicated by resonant peaks , will greatly depend on the parameters of the hydraulic hammer. Quasi-random processes that characterize the signals excited by a drill bit with a working hammer in different wells differ significantly, therefore, the reference signals recorded by sensors installed in the upper part of the drill string and in the station above the bit in each of the drilled wells will also differ sharply between by myself. As for the geophones installed within the drilled object, they will record the total signal generated as a result of a superposition of interference and body waves (transmitted, reflected, head waves, etc.) propagating in the surrounding rocks from the bottom of each of the drilled wells. It is clear that the level of signals coming from each of the wells will be determined by the intensity of the excited signals (in stronger rocks it is higher; when the hammer is operated at maximum flow rates, it is maximum), the distance from the well of the geophone, and also the proximity of the bottomhole to the target object, reflection elastic waves from which it is required to isolate to form the image of the object.
Если сформировать ФВК одного из опорных сигналов, зарегистрированных на одной из бурящихся скважин, с суммарной записью, зарегистрированной одним из сейсмоприемников, расположенным на исследуемом объекте в приповерхностной зоне, то выделены из суммарной записи будут только те волны, которые пришли к данному сейсмоприемнику от работающего бурового долота именно той из бурящихся скважин, на которой был зарегистрирован данный опорный сигнал; при этом сигналы от других бурящихся скважин будут подавлены как нерегулярные помехи, поскольку их форма будет существенно иной. Поочередно формируя ФВК каждого из опорных сигналов с суммарной записью, в результате получают раздельные записи в импульсной форме, число которых равно числу бурящихся скважин. Вводя в каждую из полученных ФВК временной статический сдвиг, равный времени распространения продольной волны вдоль бурильной колонны от долота датчика опорного сигнала, получают предварительные записи в импульсной форме, на которых время прихода волн отсчитывается от момента их возбуждения на забое соответствующей скважины. Положение забоя каждой из одновременно бурящихся скважин в момент регистрации суммарной записи различно, и его координаты учитывают в процессе обработки. Координаты забоя можно также определить совместно с сейсмическими параметрами околоскважинного пространства путем решения трехмерной обратной кинематической задачи, обеспечив для этого необходимое число пар источник-приемник и соответствующее их пространственное расположение.If you create the FVC of one of the reference signals recorded at one of the wells being drilled, with the total record recorded by one of the geophones located at the studied object in the near-surface zone, then only those waves that came to this geophones from the working drilling rig will be extracted from the total record bits of exactly one of the drilled wells where this reference signal was recorded; at the same time, signals from other wells drilled will be suppressed as irregular interference, since their shape will be significantly different. By alternately forming the FVC of each of the reference signals with a total record, the result is separate records in pulsed form, the number of which is equal to the number of wells drilled. By introducing into each of the obtained FAC a temporary static shift equal to the propagation time of the longitudinal wave along the drill string from the bit of the reference signal sensor, preliminary records are obtained in pulsed form, on which the time of arrival of the waves is counted from the moment they were excited at the bottom of the corresponding well. The position of the bottom of each of the simultaneously drilled wells at the time of recording the total record is different, and its coordinates are taken into account during processing. The bottomhole coordinates can also be determined in conjunction with the seismic parameters of the near-wellbore space by solving a three-dimensional inverse kinematic problem, providing for this the necessary number of source-receiver pairs and their corresponding spatial location.
После подъема инструмента вводят в каждую из полученных ФВК временной статический сдвиг, полученный с записи по внутренним часам со станции над долотом, получают окончательные записи в импульсной форме, на которых время прихода волн отсчитывается от момента их возбуждения на забое соответствующей скважины.After lifting the tool, a temporary static shift is introduced into each of the obtained PFVs, obtained from the internal clock from the station above the bit, and final pulsed records are obtained, on which the time of arrival of the waves is counted from the moment they were excited at the bottom of the corresponding well.
Расположение сейсмоприемников в окрестности исследуемых бурящихся скважин и между ними определяется решаемыми задачами, оно аналогично двумерным и трехмерным системам наблюдений прямого ВСП. Квазислучайный характер колебаний, возбуждаемый работающим буровым долотом и усиленный работающим гидроударником, позволяет одновременно регистрировать записи от любого числа бурящихся скважин при условии, что на каждой из них установлен датчик опорного сигнала в непосредственной близости от работающего долота. В одном из предлагаемых конкретных воплощений изобретения регистрируют опорные сигналы на каждой из скважин, разбуривающих изучаемый объект, а также суммарную запись, из которой изложенным выше способом выделяют колебания, возбуждаемые в каждой из скважин; по выделенным при этом волнам определяют пространственное изображение объекта, обладающее максимальной информативностью. Наличие записей, полученных из различных скважин при различной глубине работающего бурового долота, создает предпосылки для повышения качества изображений путем их накапливания. Последнее осуществляют известным путем, применяя суммирование накапливаемых сигналов или медианную фильтрацию.The location of the geophones in the vicinity of the studied wells being drilled and between them is determined by the tasks being solved, it is similar to two-dimensional and three-dimensional observation systems of direct VSP. The quasi-random nature of the oscillations excited by the working drill bit and reinforced by the working hydraulic hammer allows you to simultaneously record records from any number of wells drilled, provided that each of them has a reference signal sensor in the immediate vicinity of the working bit. In one of the proposed specific embodiments of the invention, reference signals are recorded at each of the wells drilling the object under study, as well as a summary record from which the vibrations excited in each of the wells are isolated by the above method; the spatial image of the object that has the maximum information content is determined from the waves allocated in this case. The presence of records obtained from various wells at different depths of the working drill bit creates the prerequisites for improving the quality of images by accumulating them. The latter is carried out in a known manner, using the summation of the accumulated signals or median filtering.
Предлагаемый способ реализуется при помощи современных рабочих станций, устанавливаемых на разбуриваемом объекте. Формирование ФВК записей с опорными сигналами, поступающими на рабочую станцию с каждой из бурящихся скважин, и накапливание полученных ФВК с целью повышения отношения сигнал/помеха выполняют известными способами. Передачу опорных сигналов с каждой из бурящихся скважин на рабочую станцию целесообразно осуществлять по радио, используя для этого известные современные устройства, применяющиеся при режимных наблюдениях над процессом бурения по акустическим сигналам, регистрируемым в верхней части бурильной колонны (см. например, статью: K.Rappold. Drilling optimized with surface measurement of dounhole Vibrations. // Oil Gas J. Feb. 15, 1993).The proposed method is implemented using modern workstations installed on a drilled object. The formation of the FVC records with reference signals arriving at the workstation from each of the drilled wells, and the accumulation of the obtained FVC in order to increase the signal / noise ratio is performed by known methods. It is advisable to transmit reference signals from each of the wells drilled to the workstation by radio, using well-known modern devices for this, which are used for monitoring the drilling process using acoustic signals recorded in the upper part of the drill string (see, for example, K.Rappold Drilling optimized with surface measurement of dounhole Vibrations. // Oil Gas J. Feb. 15, 1993).
Предлагаемое изобретение, в отличие от прототипа, позволяет в дополнение к перечисленным выше преимуществам исключить влияние фактора времени на результаты обращенного ВСП, получаемые в каждой из бурящихся скважин. Более того, одновременная регистрация колебаний, возбуждаемых в процессе бурения различных скважин, расположенных в пределах целевого геологического объекта, позволяет осуществлять наблюдение за объектом во времени (мониторинг) по изменению значений сейсмических параметров, обусловленному, например, перемещением контура залежи углеводородов в процессе эксплуатации месторождения. Тем самым дополнительно обеспечиваются новые возможности для решения технологических задач нефтегазовой геологии.The present invention, in contrast to the prototype, allows, in addition to the above advantages, to eliminate the influence of the time factor on the results of reversed VSP obtained in each of the drilled wells. Moreover, the simultaneous registration of vibrations excited during the drilling of various wells located within the target geological object allows monitoring the object in time (monitoring) by changing the seismic parameters due to, for example, moving the contour of a hydrocarbon deposit during the operation of the field. This additionally provides new opportunities for solving technological problems of oil and gas geology.
Регистрация в предлагаемом изобретении суммарной записи, включающей одиночные квазислучайные процессы, создает предпосылки для одновременной регистрации практически неограниченного числа таких процессов, каждый из которых характеризует режим бурения в соответствующей скважине, а также освещает геологический разрез ниже забоя и в ее окрестности.Registration in the proposed invention of the total record, including single quasi-random processes, creates the prerequisites for the simultaneous registration of an almost unlimited number of such processes, each of which characterizes the drilling mode in the corresponding well, and also illuminates the geological section below the bottom and in its vicinity.
Данный способ искусственно управляемого процесса возбуждения колебаний при помощи управляемого гидроударника и регистрации опорного сигнала датчиком автономной станции, установленной в непосредственной близости от долота, позволяет уменьшить отношение сигнал/шум, ликвидировать ошибку определения времени прихода опорного сигнала, что повышает достоверность определения геологического разреза ниже забоя и в ее окрестности.This method of artificially controlled process of excitation of oscillations using a controlled hydraulic hammer and registration of the reference signal by a sensor of an autonomous station installed in the immediate vicinity of the bit allows to reduce the signal-to-noise ratio and eliminate the error in determining the time of arrival of the reference signal, which increases the reliability of determining the geological section below the bottom and in her surroundings.
Гидроударник с отсеком управления и регистрации опорного сигнала, закрепляемый над забойным инструментом, управляется по гидравлическому каналу. Это позволяет проводить искусственно управляемый процесс возбуждения колебаний в любой момент работы долота и на любую необходимую по времени продолжительность, что позволит проводить накопление и рационально использовать внутреннюю память автономной сейсмостанции, запись параметров которой проводится по команде на включение гидроударника и заканчивается по команде на выключение гидроударника. При работе гидроударника на забой создаются ударные нагрузки в (3…9) кН с частотой ударов (15…25) Гц в зависимости от расхода рабочей жидкости (1…3 л/с), подаваемой на него. Лопастные долота по ОСТ 26-02-1282-75, ОСТ 39-110-80, ТУ 41-01-45 7-82 имеют допускаемую нагрузку, к примеру, для П-215,9 - 60 кН. Допускаемая нагрузка для долота 3Л-215,9 - 150 кН. Допускаемая нагрузка для долота 3ИР-215,9 - 150 кН. Допускаемая нагрузка для долота 6ИР-215,9 - 220 кН. Из графика режимов отработки алмазных долот фирмы «Даймонд Боот» нагрузка на долото для диаметра 215 мм - 40 кН (армированные сплавом «Стратипекс»), 80 кН (импрегированные), 150 кН (армированные алмазами). Пульсация нагрузки на долото при работе гидроударника в самом тяжелом случае не превышает 10% от допускаемой нагрузки, что отрицательно не отразится на его работе. Работа ударника потребует дополнительного увеличения расхода на 10% или будут снижены на эту величину обороты забойного двигателя, к примеру, номинальный расход на забойный двигатель Т12М3Б-195 (ТУ 26-02-367-79, ТУ 26-02-809-78, ТУ 26-02-823-78) составляет 30…35 л/с. Из опыта применения гидроударников при бурении: они превосходят результаты вращательного бурения: по механической скорости в 1,3-1,8 раза; по рейсовой проходке в 1,2-1,3 раза; по производительности на 25-40%. Следовательно, кратковременное включение в работу гидроударников не приведет к ухудшению показателей бурения.A hydraulic hammer with a control and registration signal compartment secured above the downhole tool is controlled via a hydraulic channel. This allows the artificially controlled process of excitation of oscillations to be carried out at any moment of the bit operation and for any duration necessary for time, which will allow accumulation and rational use of the internal memory of the autonomous seismic station, the recording of parameters of which is carried out by the command to turn on the hammer and ends by the command to turn off the hammer. When the hammer is operating on the bottom, shock loads are created in (3 ... 9) kN with a shock frequency (15 ... 25) Hz depending on the flow rate of the working fluid (1 ... 3 l / s) supplied to it. Vane bits according to OST 26-02-1282-75, OST 39-110-80, TU 41-01-45 7-82 have an allowable load, for example, for P-215.9 - 60 kN. Permissible load for bit 3L-215.9 - 150 kN. Permissible load for bit 3IR-215.9 - 150 kN. Permissible load for bit 6IR-215.9 - 220 kN. From the diagram of Diamond Boat diamond mining regimes, the load on the bit for a diameter of 215 mm is 40 kN (reinforced with Stratipex alloy), 80 kN (impregnated), 150 kN (reinforced with diamonds). The ripple of the load on the bit during the operation of the hammer in the most severe case does not exceed 10% of the permissible load, which will not negatively affect its operation. The work of the drummer will require an additional increase in flow rate by 10% or the downhole motor speed will be reduced by this value, for example, the nominal flow rate for the T12M3B-195 downhole motor (TU 26-02-367-79, TU 26-02-809-78, TU 26-02-823-78) is 30 ... 35 l / s. From the experience of using hydraulic hammers during drilling: they surpass the results of rotary drilling: 1.3-1.8 times more in mechanical speed; on driving penetration 1.2-1.3 times; performance by 25-40%. Consequently, the short-term inclusion of hydraulic hammers in the work will not lead to a deterioration in drilling performance.
Известен ряд гидроударников и гидровибраторов (см. Эпштейн Е.Ф., Дудля Н.А. Бурение скважин гидроударниками и пневмоударниками. - М.: Недра, 1967. - 167 с.). Скважинный гидровибратор конструкции ДПИ: ВГ-57; ВГ-73; ВГ-89; ВГ-108; ВГ-146 применяют как техническое средство по ликвидации прихватов. Все они не имеют регулируемого пуска и не имеют обходного канала достаточной площади для прохода рабочей жидкости к забойному оборудованию: двигателю и долоту. Применяемый в изобретении гидроударник оборудован отсеком привода, который при помощи автономного питания открывает и закрывает клапан подачи рабочей жидкости из общего канала в гидроударник. В отсеке установлена автономная сейсмостанция с внутренними часами и блок управления, который проводит по команде, принятой от излучателя управления, установленного на устье скважины, по гидравлическому каналу пуски и остановки записи получаемых станцией опорных сигналов одновременно с пуском и остановкой гидроударника. Гидроударник и отсек закреплены в общем кожухе устройства и сдвинуты от его оси в крайнее положение, что обеспечивает свободный проход рабочей жидкости к забойному оборудованию. Часть рабочей жидкости, которая используется для работы гидроударника, отводится непосредственно в скважину.A number of hydraulic hammers and hydraulic vibrators are known (see Epstein, E.F., Dudlya, N.A., Drilling wells with hydraulic hammers and hammers. - M.: Nedra, 1967. - 167 pp.). Downhole hydraulic vibrator design DPI: VG-57; VG-73; VG-89; VG-108; VG-146 is used as a technical tool to eliminate sticking. All of them do not have an adjustable start-up and do not have a bypass channel of sufficient area for the passage of the working fluid to the downhole equipment: the engine and the bit. The hammer used in the invention is equipped with a drive compartment, which, with the help of an autonomous power supply, opens and closes the valve for supplying working fluid from a common channel to the hammer. An autonomous seismic station with an internal clock and a control unit are installed in the compartment, which, according to a command received from a control transmitter installed at the wellhead, conducts start and stop recording of the reference signals received by the station along with the start and stop of the hammer on the hydraulic channel. The hammer and the compartment are fixed in the general casing of the device and are shifted from its axis to the extreme position, which ensures free passage of the working fluid to the downhole equipment. Part of the working fluid that is used to operate the hammer is discharged directly into the well.
На фиг.1 изображен поперечный разрез всего устройства, на фиг.2 - поперечный разрез отсека привода и управления, на фиг.3 - местный разрез по датчику положения винта управления. Нумерация позиций в чертежах общая.Figure 1 shows a cross section of the entire device, figure 2 is a cross section of the drive and control compartment, figure 3 is a local section along the sensor position of the control screw. The numbering of positions in the drawings is common.
Устройство содержит гидроударник 14, который посредством деталей кожуха 8 крепится к буровой колонне 5, которая спущена в обсадную колонну 6. Нижний конец гидроударника хвостовиком 16 жестко крепится к забойному двигателю 17 с долотом 18. Сейсмоприемники 1 расположены на исследуемом объекте в приповерхностной зоне, сейсмоприемник 4 закреплен на буровой колонне 5, автономный сейсмоприемник 21 закреплен внутри отсека 7. Отсек содержит трубу 22, которая герметично с уплотнениями закрыта крышками 19 и 31 и жестко крепится в кожухе 8. Внутри отсека установлены датчик 20, принимающий гидравлический сигнал управления от излучателя управляющего сигнала 3. Также внутри отсека установлен блок управления 24 с внутренними часами и автономным питанием для привода мотора редуктора 23, который жестко крепится посредством опоры 28 к крышке 31. В осевое отверстие крышки 31 установлен с возможностью возвратно-поступательного движения винт 30, который приводится в движение гайкой-шестерней 29 на подшипниках 27 через зубчатую передачу вал-шестерни 26 и шестерни 25 от мотора редуктора 23. Винт 30 жестко связан с пусковым клапаном 9 муфтой 32.The device comprises a hammer 14, which, through the details of the
Гидроударник содержит боек 15, который при возвратно-поступательном движении стучит по наковальням 13 и 16. Это движение обеспечивается работой переключающих подпружиненных клапанов 11 и 12. Осевое отверстие в верхней крышке 10 перекрывается пусковым клапаном 9.The hydraulic hammer contains a hammer 15, which when reciprocating, knocks on the anvils 13 and 16. This movement is provided by the operation of the spring-loaded switching valves 11 and 12. The axial hole in the top cover 10 is blocked by the starting valve 9.
Для проведения очередного этапа обращенного вертикального сейсмического профилирования необходимо при производстве бурильных работ включить гидроударники на всех оборудованных скважинах посредством подачи сигнала излучателями 3. При этом включается мотор редуктора 23 и через зубчатую и винтовую передачу перемещает винт 30 вверх. Остановка мотора 23 производится по команде датчика положения 33, который срабатывает при приближении к нему магнита 34, жестко закрепленного на винте 30. Команда ПУСК на излучатели является командой на включение в работу всех сейсмоприемников 1, 4 и 22. Регистрируют записи колебаний при помощи сейсмоприемников 1, расположенных в приповерхностной зоне вблизи устья бурящихся скважин или на различных от них удалениях и в различных азимутах, регистрируют возбуждаемый долотом и гидроударником опорный сигнал при помощи датчика 4, расположенного в верхней части бурильной колонны, и при помои автономного сейсмоприемника 22, выделяют по функциям взаимной корреляции между опорным с датчика 4 сигналом и записями объемной проходящей и отраженной волны, по которым определяют сейсмические параметры среды и формируют ее предварительное изображение. Далее проводят остановку регистрации совместно с остановкой гидроударника по сигналу излучателя 3. Включение гидроударника проводят необходимое для накопления число раз в любой момент работы забойного оборудования вплоть до момента подъема инструмента для замены изношенных частей. После подъема забойного инструмента вместе с устройством проводят корреляцию опорного сигнала с сейсмоприемника 22 с опорным сигналом с сейсмоприемника 4. При этом настройку на подавляемые помехи проводят до регистрации суммарной записи.To carry out the next stage of reversed vertical seismic profiling, when hammering, it is necessary to turn on the hammers on all equipped wells by applying a signal to the emitters 3. At the same time, the
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009148981/28A RU2450292C2 (en) | 2009-12-28 | 2009-12-28 | Inverse vertical seismic profiling method and apparatus for realising said method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009148981/28A RU2450292C2 (en) | 2009-12-28 | 2009-12-28 | Inverse vertical seismic profiling method and apparatus for realising said method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009148981A RU2009148981A (en) | 2011-07-10 |
| RU2450292C2 true RU2450292C2 (en) | 2012-05-10 |
Family
ID=44739909
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009148981/28A RU2450292C2 (en) | 2009-12-28 | 2009-12-28 | Inverse vertical seismic profiling method and apparatus for realising said method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2450292C2 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104749637B (en) * | 2015-04-21 | 2017-10-03 | 中煤科工集团重庆研究院有限公司 | Bit vibration source in seismic while drilling lateral wall geological structure detection method |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1035549A1 (en) * | 1981-10-30 | 1983-08-15 | Нарофоминское отделение Всесоюзного научно-исследовательского института геофизических методов разведки | Method of well seismoprospecting |
| US4926391A (en) * | 1986-12-30 | 1990-05-15 | Gas Research Institute, Inc. | Signal processing to enable utilization of a rig reference sensor with a drill bit seismic source |
| RU2066469C1 (en) * | 1993-09-06 | 1996-09-10 | Всероссийский научно-исследовательский институт геофизических методов разведки | Method for reversed vertical seismic profiling |
-
2009
- 2009-12-28 RU RU2009148981/28A patent/RU2450292C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1035549A1 (en) * | 1981-10-30 | 1983-08-15 | Нарофоминское отделение Всесоюзного научно-исследовательского института геофизических методов разведки | Method of well seismoprospecting |
| US4926391A (en) * | 1986-12-30 | 1990-05-15 | Gas Research Institute, Inc. | Signal processing to enable utilization of a rig reference sensor with a drill bit seismic source |
| RU2066469C1 (en) * | 1993-09-06 | 1996-09-10 | Всероссийский научно-исследовательский институт геофизических методов разведки | Method for reversed vertical seismic profiling |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Силаев В.А. Сейсмическое торпедирование глубоких скважин при длительном изучении нефтеперспективных объектов. - М.: 1983, с.60, ил. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2009148981A (en) | 2011-07-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10697294B2 (en) | Vibration while drilling data processing methods | |
| CA3091474C (en) | Vibration while drilling data processing methods | |
| JP5352674B2 (en) | Reverse vertical borehole seismic survey by impact measurement in both directions during excavation | |
| Poletto et al. | Seismic while drilling: Fundamentals of drill-bit seismic for exploration | |
| US7782709B2 (en) | Multi-physics inversion processing to predict pore pressure ahead of the drill bit | |
| US20050034917A1 (en) | Apparatus and method for acoustic position logging ahead-of-the-bit | |
| US8902712B2 (en) | Method for enhancing low frequency output of impulsive type seismic energy sources and its application to a seismic energy source for use while drilling | |
| CN101460703A (en) | Method and apparatus for hydraulic fracturing and monitoring | |
| US10989828B2 (en) | Vibration while drilling acquisition and processing system | |
| RU2330309C2 (en) | Continuous downhole resonance source | |
| NO335379B1 (en) | Method for obtaining enhanced geophysical information about the subsurface using acoustic receivers in a survey borehole | |
| CA2771344C (en) | Sparker-type wellbore seismic energy source having controllable depth-independent frequency | |
| US7178626B2 (en) | Method of seismic evaluation of subterranean strata | |
| WO2019161203A1 (en) | Acoustic impedance while drilling acquisition and processing system | |
| US20040240320A1 (en) | Seismic energy source for use during wellbore drilling | |
| RU2450292C2 (en) | Inverse vertical seismic profiling method and apparatus for realising said method | |
| WO2013182900A2 (en) | Acoustic measurement method for the crude oil production | |
| Sun et al. | A comparison of radiated energy from diamond-impregnated coring and reverse-circulation percussion drilling methods in hard-rock environments | |
| RU2066469C1 (en) | Method for reversed vertical seismic profiling | |
| RU2292063C1 (en) | Mode of borehole seismic exploration | |
| GB2481998A (en) | Apparatus and method for conveying a seismic signal into a subterranean location via a casing in the borehole | |
| RU2117317C1 (en) | Method of seismic exploration for direct oil deposit forecast | |
| Zhou et al. | Seeing Coal Top Ahead of the Drill-bit Through Seismic-while-drilling–Results from Numerical Modeling | |
| Dasgupta | Drill bit energy seismic source: SWD case study in Ghawar Field, Saudi Arabia | |
| Yokota et al. | Broadening Frequency Coverage of Percussion Drilling Vibrations-Aiming At an Effective SWD Energy Source Development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA94 | Acknowledgement of application withdrawn (non-payment of fees) |
Effective date: 20111014 |
|
| FZ9A | Application not withdrawn (correction of the notice of withdrawal) |
Effective date: 20111114 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141229 |