RU2523096C2 - Span-7 borehole seismic probe - Google Patents
Span-7 borehole seismic probe Download PDFInfo
- Publication number
- RU2523096C2 RU2523096C2 RU2012145359/28A RU2012145359A RU2523096C2 RU 2523096 C2 RU2523096 C2 RU 2523096C2 RU 2012145359/28 A RU2012145359/28 A RU 2012145359/28A RU 2012145359 A RU2012145359 A RU 2012145359A RU 2523096 C2 RU2523096 C2 RU 2523096C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- probe
- piston
- pressure
- well
- pistons
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области знаний о колебательном движении и может быть использовано для регистрации в скважинах сейсмических колебаний, распространяющихся в горных породах при проведении работ методами вертикального сейсмического профилирования (ВСП) или непродольного вертикального сейсмического профилирования (НВСП). При ВСП возбуждение колебаний производится в близких от устья скважины пунктах, а при НВСП - в удаленных.The invention relates to the field of knowledge of vibrational motion and can be used to record seismic vibrations in wells propagating in rocks during work using vertical seismic profiling (VSP) or non-longitudinal vertical seismic profiling (NVSP) methods. With VSP, the excitation of vibrations is performed at points close to the wellhead, and with NVSP - at remote points.
Для регистрации колебаний в скважинах известен скважинный сейсмический прибор (а.с. 1073725, кл. G01V 1/52, 30.01.86), состоящий из корпуса, в котором размещены электропривод, включающий электродвигатель и редуктор, винтопара и два прижимных рычага, посредством которых прибор жестко закрепляется в скважине, прижимаясь к ее стенке. Наличие двух прижимных рычагов, жестко прижимающих прибор к стенке скважины с двух направлений, существенно повышает устойчивость его при приеме колебаний. Однако смещение прибора от оси скважины к стенке приводит к асимметричному положению его относительно оси скважины, что порождает анизотропию чувствительности, т.е. зависимость чувствительности от направления подхода волны. Анизотропия чувствительности приводит к искажению динамических параметров регистрируемых волн (амплитуды, частоты и др.) Т.е. контакт прибора со средой, выполняемый таким прижимом, имеет круговую диаграмму чувствительности, не совпадающую с окружностью. Кроме этого, из-за неровности стенок скважины цилиндрический корпус прибора прижимается к стенке скважины не всей образующей цилиндра. Вследствие чего часто возникает ситуация, когда один из концов прибора или оба конца остаются свободными, т.е. не прижатыми к стенке скважины. В этом случае они будут являться источниками резонансных помех, которые возникнут при регистрации возбуждаемых колебаний.A well seismic device (A.S. 1073725, class G01V 1/52, 01/30/86), consisting of a housing in which an electric drive is located, including an electric motor and a gearbox, a screw pair and two clamping levers, is known for recording vibrations in wells. the device is rigidly fixed in the well, pressing against its wall. The presence of two clamping levers, firmly pressing the device to the wall of the well from two directions, significantly increases its stability when receiving vibrations. However, the displacement of the device from the axis of the well to the wall leads to its asymmetric position relative to the axis of the well, which generates anisotropy of sensitivity, i.e. dependence of sensitivity on the direction of wave approach. Anisotropy of sensitivity leads to a distortion of the dynamic parameters of the recorded waves (amplitude, frequency, etc.) i.e. the contact of the device with the medium, performed by such a clamp, has a circular sensitivity diagram that does not coincide with the circle. In addition, due to the unevenness of the borehole walls, the cylindrical body of the device is pressed against the borehole wall of the entire cylinder generatrix. As a result of which a situation often arises when one of the ends of the device or both ends remain free, i.e. not pressed against the wall of the well. In this case, they will be the sources of resonant interference that will occur during registration of excited oscillations.
Известен патент RU №2305299 МПК G01V 1/52 на изобретение «Скважинный сейсмический зонд «СПАН-6», принятый за прототип, который содержит не менее двух модулей, один из которых силовой, а другие - приемные. Силовой и приемные модули размещаются в отдельных корпусах. Корпуса должны соединяться между собой прочным гибким тросом, линией электрической связи и шлангом высокого давления. В корпусе силового модуля должны размещаться электропривод, винтопара и нагнетательный поршень, а также электронный блок.Known patent RU No. 2305299 IPC G01V 1/52 for the invention "Downhole seismic probe" SPAN-6 ", adopted for the prototype, which contains at least two modules, one of which is power, and the other are receiving. Power and receiving modules are located in separate buildings. The housings must be interconnected by a strong flexible cable, an electric communication line and a high pressure hose. An electric drive, a screw pair and a delivery piston, as well as an electronic unit must be located in the housing of the power module.
В корпусе приемного модуля должны размещаться датчики, регистрирующие колебания зонда вместе с окружающей породой, и механизм прижима зонда к стенке скважины, обеспечивающий жесткий контакт корпуса приемного модуля с окружающими породами.Sensors registering the oscillations of the probe together with the surrounding rock, and a mechanism for clamping the probe to the borehole wall, ensuring hard contact of the receiving module housing with surrounding rocks, should be placed in the housing of the receiving module.
Недостатком данного зонда является необходимость использования шланга высокого давления, соединяющего силовой модуль с приемным модулем, вместо стандартного каротажного кабеля, что усложняет конструкцию зонда, снижает уровень безопасности ведения работ ввиду возможных разрушений шланга при транспортировке зонда в скважине.The disadvantage of this probe is the need to use a high-pressure hose connecting the power module to the receiving module instead of the standard logging cable, which complicates the design of the probe, reduces the level of work safety due to possible destruction of the hose during transportation of the probe in the well.
Целью предлагаемого изобретения является:The aim of the invention is:
- упрощение конструкции зонда за счет исключения применения шлангов высокого давления:- simplifying the design of the probe by eliminating the use of high pressure hoses:
- повышение уровня безопасного ведения работ на скважине.- increase the level of safe work at the well.
Для достижения этой цели необходимо размещать в одном корпусе электропривод, винтопару, шток который соединен с нагнетательным поршнем, датчики, нагнетательный и исполнительный поршни, к которым закрепляются прижимные рычаги, а также приемники сейсмических колебаний.To achieve this goal, it is necessary to place in one housing an electric drive, a screw pair, a rod that is connected to a discharge piston, sensors, discharge and actuating pistons, to which the clamping levers are fixed, as well as seismic vibration receivers.
Заявителю не известны технические решения, отличающие заявляемое решение от прототипа, поэтому можно сделать вывод о соответствии его критерию "Новизна" и "Изобретательский уровень.The applicant does not know the technical solutions that distinguish the claimed solution from the prototype, therefore, we can conclude that it meets the criteria of "Novelty" and "Inventive step.
Схематичное изображение скважинного сейсмического зонда, предлагаемого Антипиным С.Ю. и Антипиным Г.С. (и поэтому названного как «Скважинный прибор Антипиных - СПАН-7») для случая, когда силовой модуль расположен между прижимными рычагами, приведено на фиг.1.Schematic representation of a borehole seismic probe proposed by S. Antipin and Antipin G.S. (and therefore referred to as the “Antipins Borehole Tool - SPAN-7”) for the case where the power module is located between the clamping levers, is shown in FIG.
Зонд содержит корпус 1, в котором размещаются нагнетательный поршень 2, верхний 4 и нижний 10 исполнительные поршни, которые подвижно соединяются с прижимными рычагами верхней группы 5 и нижней группы 11 соответственно, в каждой группе по три прижимных рычага, шарнирно связанных с корпусом зонда, электропривод 8 с винтопарой 6 и блок электроники 9, пространство 3 между нагнетательным поршнем 2 и верхнем исполнительным поршнем 4. а также пространство 7 между исполнительными поршнями 4 и 10 заполнено несжимаемой жидкостью, в торце нижнего корпуса размещается вспомогательный поршень 12, торец которого сообщается с внешней средой, а в верхнем исполнительном поршне размещаются один или несколько компенсирующих поршней 13.The probe comprises a housing 1, in which a discharge piston 2, an upper 4 and a lower 10 actuating pistons are placed, which are movably connected to the pressure arms of the upper group 5 and the lower group 11, respectively, in each group there are three pressure arms pivotally connected to the probe body, an electric drive 8 with a screw pair 6 and an electronics unit 9, the space 3 between the discharge piston 2 and the upper actuating piston 4. and also the space 7 between the actuating pistons 4 and 10 is filled with an incompressible fluid at the end of the lower housing commoners auxiliary piston 12, which end communicates with the external environment, and one or more compensating pistons placed in the upper actuating piston 13.
Устройство работает следующим образом. Перед спуском прибора в скважину нагнетательный поршень 2 должен занимать крайнее верхнее положение. При этом в пространствах 3 и 7 будет создаваться разрежение и давление жидкости под нижней плоскостью нагнетательного поршня 2 в пространстве 3 и соответственно в пространстве 7 будет понижено. При этом прижимные рычаги 5 и 11 в каждой группе расположатся вдоль корпуса прибора.The device operates as follows. Before the device is lowered into the well, the injection piston 2 should occupy its highest position. In this case, spaces 3 and 7 will create a vacuum and fluid pressure under the lower plane of the injection piston 2 in space 3 and, accordingly, in space 7 will be reduced. In this case, the clamping levers 5 and 11 in each group are located along the device body.
Затем прибор опускается на заданную глубину исследуемой скважины. На этой глубине подается электропитание на электропривод 8 и через винтопару 6 нагнетательный поршень будет перемещаться к центру зонда. Под действием возникающего давления в пространстве 3 поршень 4 будет перемещаться к нижнему концу зонда, раскрывая при этом прижимные рычаги 5 и создавая давление в пространстве 7, которое вызовет перемещение поршня 10, в результате которого будут раскрываться прижимные рычаги 11. Равенство усилий прижима рычагов в верхней и нижней группах достигается с помощью компенсирующего поршня 13, который работает следующим образом. Возможны два варианта процесса прижатия рычагов к стенке скважины. В одном случае верхняя группа рычагов уже достигла стенки скважины, а нижняя еще не достигла. Тогда прекратится перемещение исполнительного поршня 4 и он не будет создавать давление в полости 7 и создаваемое давление нагнетательным поршнем приведет в движение компенсирующий поршень, который будет выравнивать давление в полостях 3 и 7. Равенство давлений в полостях 3 и 7 будет обеспечивать и равенство усилий прижима на верхнем и нижнем уровне.Then the device descends to a predetermined depth of the investigated well. At this depth, power is supplied to the electric drive 8 and through the screw couple 6 the pressure piston will move to the center of the probe. Under the action of the arising pressure in the space 3, the piston 4 will move to the lower end of the probe, opening the clamping levers 5 and creating pressure in the space 7, which will cause the piston 10 to move, as a result of which the clamping levers 11 will open. and the lower groups is achieved using a compensating piston 13, which operates as follows. There are two options for the process of pressing the levers to the wall of the well. In one case, the upper group of levers has already reached the wall of the well, and the lower has not yet reached. Then the movement of the actuating piston 4 will stop and it will not create pressure in the cavity 7 and the pressure created by the delivery piston will set the compensating piston in motion, which will equalize the pressure in the cavities 3 and 7. Equal pressure in the cavities 3 and 7 will ensure that the pressure forces are equal upper and lower level.
В другом случае стенок скважины вначале достигает нижняя группа рычагов. Тогда исполнительный поршень 10 не будет перемещаться и нагнетательный поршень, создавая давление в полости 3, будет перемещать только исполнительный поршень 4 до тех пор, пока рычаги верхней группы не достигнут стенок скважины.In another case, the walls of the well first reach the lower group of levers. Then, the actuating piston 10 will not move and the injection piston, creating pressure in the cavity 3, will only move the actuating piston 4 until the levers of the upper group reach the borehole walls.
После прижатия рычагов в верхней 7 и нижней 11 группах к стенке скважины с задаваемым усилием, которое определяется по величине потребляемого тока, электропривод отключается, и производятся возбуждение и регистрация колебаний датчиками, расположенными в контейнере 9.After pressing the levers in the upper 7 and lower 11 groups to the wall of the well with a predetermined force, which is determined by the amount of current consumed, the electric drive is turned off, and excitation and registration of vibrations are performed by sensors located in the container 9.
По окончании измерений включается электропривод для перемещения нагнетательного поршня вверх. В результате создается разрежение в полости 3, исполнительный поршень будет перемещаться вверх, ослабляя прижим рычагов верхней группы к стенке скважины и создавая разрежение в полости 7. При этом исполнительный поршень 10 будет также перемещаться вверх, ослабляя прижим к стенке скважины рычагов нижней группы. Дополнительное усилие для перемещения верхнего и нижнего исполнительных поршней создает вспомогательный поршень 12, воспринимающий давление скважинной жидкости.At the end of the measurements, the electric drive is turned on to move the pressure piston up. As a result, a vacuum is created in the cavity 3, the actuating piston will move upward, weakening the pressure of the upper group levers to the borehole wall and creating a vacuum in the cavity 7. In this case, the actuating piston 10 will also move upward, weakening the pressure of the lower group levers on the borehole wall. An additional force to move the upper and lower actuating pistons creates an auxiliary piston 12, perceiving the pressure of the well fluid.
Перемещение исполнительных поршней 4 и 10 приводит к складыванию прижимных рычагов 5 и 11 вдоль корпуса прибора и они не будут препятствовать перемещению прибора в скважине. После этого зонд на кабеле поднимается вверх на новую точку приема колебаний и цикл работ повторяется.The movement of the actuating pistons 4 and 10 leads to the folding of the clamping levers 5 and 11 along the body of the device and they will not impede the movement of the device in the well. After that, the probe on the cable rises up to a new point of vibration reception and the cycle of work is repeated.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012145359/28A RU2523096C2 (en) | 2012-10-24 | 2012-10-24 | Span-7 borehole seismic probe |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012145359/28A RU2523096C2 (en) | 2012-10-24 | 2012-10-24 | Span-7 borehole seismic probe |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012145359A RU2012145359A (en) | 2014-05-10 |
RU2523096C2 true RU2523096C2 (en) | 2014-07-20 |
Family
ID=50629143
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012145359/28A RU2523096C2 (en) | 2012-10-24 | 2012-10-24 | Span-7 borehole seismic probe |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2523096C2 (en) |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1073725A1 (en) * | 1982-10-05 | 1984-02-15 | Нарофоминское отделение Всесоюзного научно-исследовательского института геофизических методов разведки | Well seismic instrument |
RU2267141C2 (en) * | 2003-06-27 | 2005-12-27 | Антипин Сергей Юрьевич | Borehole seismic device with a centering clamp |
RU2305299C2 (en) * | 2005-07-11 | 2007-08-27 | Сергей Юрьевич Антипин | Seismic well probe |
-
2012
- 2012-10-24 RU RU2012145359/28A patent/RU2523096C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1073725A1 (en) * | 1982-10-05 | 1984-02-15 | Нарофоминское отделение Всесоюзного научно-исследовательского института геофизических методов разведки | Well seismic instrument |
RU2267141C2 (en) * | 2003-06-27 | 2005-12-27 | Антипин Сергей Юрьевич | Borehole seismic device with a centering clamp |
RU2305299C2 (en) * | 2005-07-11 | 2007-08-27 | Сергей Юрьевич Антипин | Seismic well probe |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2012145359A (en) | 2014-05-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9784861B2 (en) | Hydrophone | |
AU2017352105B2 (en) | Apparatus and method for dynamic acousto-elasticity technique measurements at simulated subsurface pressures | |
NZ752668A (en) | Vibration sensor for fluid leak detection | |
CN104020015A (en) | Ultrasonic drilling sampling testing experiment platform | |
CA2808181C (en) | Method and apparatus for measuring fluid process variable in a well | |
CA2898444C (en) | Determining fracture length via resonance | |
RU2016147666A (en) | WELL CONTROL SYSTEM | |
RU2523096C2 (en) | Span-7 borehole seismic probe | |
RU2305299C2 (en) | Seismic well probe | |
CN104949813B (en) | A kind of shake table of Capacitor stack | |
CN108266145B (en) | Pushing device and logging instrument with same | |
US20180038972A1 (en) | Vibratory source for non-vertical boreholes and method | |
US9557435B2 (en) | Acoustic isolators | |
US9158014B2 (en) | Acoustic source apparatus, systems, and methods | |
RU2717845C1 (en) | Emitter for acoustic action on bottomhole zone of oil wells | |
RU2549224C2 (en) | Seismic logging tool "span-8" | |
CA2599097A1 (en) | Downlink based on pump noise | |
RU2267141C2 (en) | Borehole seismic device with a centering clamp | |
CN201351469Y (en) | Magnetic resonance block stopping and oil increasing device for oil wells | |
NO20130539A1 (en) | Acoustic signal converters with dynamic frequency range | |
RU2802537C1 (en) | Borehole seismic vibrator | |
AU2016255753B2 (en) | Downhole inertial mass system | |
CN103521424B (en) | Low-frequency sound wave exciting device | |
CN219392296U (en) | Ray detection well type mechanism | |
CN203362151U (en) | Damping device dedicated for measurement while drilling apparatus |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141025 |