RU2619563C2 - Method of inclinometer azimuthal acoustic correction - Google Patents

Method of inclinometer azimuthal acoustic correction Download PDF

Info

Publication number
RU2619563C2
RU2619563C2 RU2015109279A RU2015109279A RU2619563C2 RU 2619563 C2 RU2619563 C2 RU 2619563C2 RU 2015109279 A RU2015109279 A RU 2015109279A RU 2015109279 A RU2015109279 A RU 2015109279A RU 2619563 C2 RU2619563 C2 RU 2619563C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
acoustic
drilling
plane
inclinometer
accelerometers
Prior art date
Application number
RU2015109279A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2015109279A (en
Inventor
Сергей Феодосьевич Коновалов
Яков Исаакович Биндер
Александр Леонидович Гутников
Татьяна Владимировна Падерина
Павел Григорьевич Русанов
Денис Владимирович Майоров
Александр Григорьевич Сидоров
Виталий Евгеньевич Чулков
Original Assignee
Сергей Феодосьевич Коновалов
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Сергей Феодосьевич Коновалов filed Critical Сергей Феодосьевич Коновалов
Priority to RU2015109279A priority Critical patent/RU2619563C2/en
Publication of RU2015109279A publication Critical patent/RU2015109279A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2619563C2 publication Critical patent/RU2619563C2/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction
    • E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
    • E21B47/0224—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism using seismic or acoustic means
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • 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
    • G01V1/42—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators in one well and receivers elsewhere or vice versa

Abstract

FIELD: mining.
SUBSTANCE: invention relates to drilling deviated and horizontal wells, and is used to accurately determine the azimuth direction of the true drilling plane. A method for measuring the azimuth of the inclined and horizontal wells, comprising creating two sources with the known acoustic radiation level, installed on the ground at the Earth's surface and separated by a known distance from the wellhead, measuring the acoustic field parameters in the place of the drilling assembly arrangement by using accelerometers included in the inclinometer, determining the drilling assembly position according to the results of measurements, and calculating the azimuth deviation of the drilling plane true vertical containing drilling assembly from the design plane. At the same time, two acoustic transducers with a known acoustic radiation intensity are placed on the ground at the Earth's surface at a certain distance from the design drilling plane, and the azimuthal deviation of the true drilling plane from the design one is determined by the difference in the passage of the acoustic signals from the vibration sources to the accelerometers of the inclinometer.
EFFECT: invention provides the improved wellbore construction accuracy.
6 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к области технологии бурения наклонно и горизонтально направленных скважин в условиях высоких широт Земли и предназначено для коррекции текущего направления бурения в азимуте. Цель изобретения состоит в создании эффективного способа определения азимутального положения буровой компоновки при бурении наклонно-направленных скважин (в частном случае в условиях высоких широт) по результатам измерений акустических сигналов при сохранении невысоких требований к точности применяемых гироскопических датчиков и магнитометров.The invention relates to the field of technology for drilling directional and horizontally directed wells at high latitudes of the Earth and is intended to correct the current direction of drilling in azimuth. The purpose of the invention is to create an effective method for determining the azimuthal position of the drilling assembly when drilling directional wells (in particular in high latitudes) from the results of measurements of acoustic signals while maintaining low accuracy requirements for the applied gyroscopic sensors and magnetometers.

Известен способ измерения сейсмической энергии в процессе бурения с помощью массива сейсмических датчиков, установленных на буровой колонне, измерения сейсмической энергии, генерируемой одним или несколькими источниками, и определения местоположения буровой компоновки по временной задержке прохождения акустической волны от источника (или источников) к массиву датчиков (патент US №20110203846 от 25.08.2011 г.). Указанный способ определения местоположения буровой компоновки эффективен в условиях однородной среды, к примеру в воде. Однако при бурении грунтов с неоднородной структурой, характерных для условий прокладки скважин (различная плотность грунта, водоносные слои и пр., в которых скорость распространения звуковой волны может отличаться в несколько раз), указанный способ будет иметь большие погрешности. Помимо этого, важно отметить еще один недостаток указанного способа, который заключается в необходимости прокладки двухсторонних высокоскоростных каналов связи к каждому источнику и приемнику из массива для передачи данных, в том числе и для дополнительной синхронизации часов каждого из приемников, по которым будет производиться отсчет времени. При неработоспособности каналов связи способ предусматривает запись и хранение информации. Однако, вдобавок к задержкам в поступлении актуальных данных в вычислитель, для успешной передачи по каналу связи за время останова бурения непереданная и сохраненная в памяти информация должна быть существенно преобразована, сжата в объеме для отправки в пакете вместе с текущими данными.A known method of measuring seismic energy during drilling using an array of seismic sensors mounted on a drill string, measuring seismic energy generated by one or more sources, and determining the location of the drilling assembly by the time delay of the passage of an acoustic wave from the source (or sources) to the array of sensors ( US patent No.20110203846 from 08.25.2011). The specified method for determining the location of the drilling assembly is effective in a homogeneous environment, for example in water. However, when drilling soils with a heterogeneous structure, typical for well construction conditions (different soil densities, aquifers, etc., in which the speed of propagation of a sound wave can differ several times), this method will have large errors. In addition, it is important to note another drawback of this method, which consists in the need to lay two-way high-speed communication channels to each source and receiver from the array for data transmission, including for additional synchronization of the clocks of each of the receivers, according to which the time will be counted. If the communication channels are inoperative, the method provides for the recording and storage of information. However, in addition to delays in the receipt of relevant data to the computer, for successful transmission over the communication channel during the drilling shutdown, non-transmitted and stored information must be substantially transformed, compressed in volume for sending in a packet along with the current data.

Известен способ определения координат забоя скважины путем регистрации времени распространения акустических сигналов, возбуждаемых импульсным источником, до сейсмоприемника. В способе акустические сигналы возбуждают на дневной поверхности в районе устья скважины как минимум в четырех точках с заданными координатами, сейсмоприемник устанавливают в забой скважины и регистрируют время распространения акустических сигналов от каждой точки возбуждения до забоя, после проведения измерений времени распространения акустических сигналов до забоя от всех заданных точек результаты измерений представляют в виде аппроксимирующего гиперболоида (Патент RU №2112878 от 10.06.1998 г.). К недостаткам указанного способа относится использование импульсного источника сейсмической энергии. Наряду с необходимостью использования громоздкой аппаратуры для создания ударного возмущения (к примеру, электромагнитных импульсных сейсмических источников, устанавливаемых на базе автотранспорта), существенно сужающей области применения способа, к примеру, только Земной поверхностью, или с использованием технологий взрывной сейсморазведки, имеющих ограниченное количество взрывных зарядов в пакете, импульсные источники требуют поочередного съема измерений для каждого из источников, что значительно увеличивает общее время проводимых измерений, что, в свою очередь, негативно отражается на процессе бурения, т.к. время остановов бурения, во время которых производится регистрация сигнала, жестко ограничено и не может превышать 3-5 минут.A known method for determining the coordinates of the bottom hole by recording the propagation time of acoustic signals excited by a pulsed source to the geophone. In the method, acoustic signals are excited on the day surface near the wellhead at at least four points with specified coordinates, the seismic receiver is installed in the bottom of the well and the propagation time of acoustic signals from each point of excitation to the bottom is recorded, after measuring the propagation time of acoustic signals to the bottom of all given points, the measurement results are presented in the form of an approximating hyperboloid (Patent RU No. 2112878 from 06/10/1998). The disadvantages of this method include the use of a pulsed source of seismic energy. Along with the need to use bulky equipment to create shock disturbances (for example, electromagnetic pulsed seismic sources installed on the basis of vehicles), significantly narrowing the scope of the method, for example, only the Earth's surface, or using explosive seismic technology with a limited number of explosive charges in the package, pulsed sources require alternate measurements for each of the sources, which significantly increases the total time of the wire Mykh measurements, which, in turn, negatively affects the process of drilling, because the time of drilling stops during which the signal is recorded is strictly limited and cannot exceed 3-5 minutes.

Известен способ бурения скважин, в котором для определения местоположения буровой компоновки используются данные о вертикальном профиле скважины, построенном на основе результатов упрежденной скважинной сейсморазведки (патент US №5995446 от 30.11.1999 г.). В данном способе бурения буровая компоновка двигается по заранее рассчитанной на основе результатов скважинной сейсморазведки (профилирования) с множеством опорных точек траектории скважины, на которой фиксированы точки остановов бурения, повторных сейсмический исследований и корректировки расчетной траектории движения по данным каждого последующего сейсмического исследования среды. Относительные местоположения буровой компоновки и заданного нефте- и газоносного пласта определяются на основе измерения сейсмической энергии, или долота буровой компоновки, или сейсмической энергии специализированного генератора. Местоположение буровой компоновки относительно нефтегазоносного слоя может определяться, например, по времени распространения сигналов от долота бура до нескольких приемников с известными координатами, либо от источников, расположенных в заранее известных точках к приемнику, находящемуся в буровой компоновке. К недостатку указанного способа определения местоположения буровой компоновки скважины необходимо отнести его малую эффективность при реализации в грунтах с неоднородной структурой и различной скоростью распространения звуковой волны, где указанный способ будет иметь большие погрешности. Кроме того, для измерения малых временных интервалов необходима очень точная настройка счетчиков времени, установленных на каждом из источников акустического излучения, а также приемниках. Данный способ выбран в качестве прототипа для способа, описываемого в изобретении.A well-known method of drilling wells, in which to determine the location of the drilling assembly uses data on the vertical profile of the well, built on the basis of the results of the pre-drilled downhole seismic survey (US patent No. 5995446 from 11.30.1999). In this drilling method, the drilling assembly moves according to the previously calculated on the basis of the results of borehole seismic surveying (profiling) with a set of reference points of the well trajectory, at which the stop points of drilling, repeated seismic surveys and adjustments to the calculated motion path according to the data of each subsequent seismic study of the medium are fixed. The relative locations of the drilling assembly and a given oil and gas formation are determined based on the measurement of seismic energy, or drill bit assembly, or seismic energy of a specialized generator. The location of the drilling assembly relative to the oil and gas layer can be determined, for example, by the propagation time of the signals from the drill bit to several receivers with known coordinates, or from sources located at predetermined points to the receiver located in the drilling assembly. The disadvantage of this method of determining the location of the drilling layout of the well must be attributed to its low efficiency when implemented in soils with a heterogeneous structure and different propagation velocity of the sound wave, where the specified method will have large errors. In addition, for measuring small time intervals, a very precise adjustment of the time counters installed on each of the sources of acoustic radiation, as well as receivers, is required. This method is selected as a prototype for the method described in the invention.

Реализация метода азимутальной акустической коррекции на поверхности Земли предполагает установку на грунте на известном удалении от устья скважины в направлении бурения двух неподвижных источников акустических излучений с известными параметрами излучения, расположенных на известных расстояниях относительно проектной плоскости бурения, и измерение приемником, размещенным в инклинометре буровой компоновки, приходящих от каждого из источников излучения акустических сигналов. В качестве приемника акустического излучения могут использоваться акселерометры инклинометра, предназначенные для измерения зенитных углов и угла «tool face» буровой компоновки. В качестве источников акустических излучений могу быть использованы как вибрационные, так и импульсные источники (патенты №SU 1478178 от 07.05.1989 г., US 4655314 А).The implementation of the azimuthal acoustic correction method on the Earth’s surface involves installing on the ground at a known distance from the wellhead in the direction of drilling two stationary sources of acoustic radiation with known radiation parameters located at known distances relative to the projected drilling plane, and measuring it with a receiver located in the inclinometer of the drilling assembly, coming from each of the radiation sources of acoustic signals. As a receiver of acoustic radiation, inclinometer accelerometers designed to measure zenith angles and the “tool face” angle of the drilling assembly can be used. As sources of acoustic radiation, both vibrational and pulsed sources can be used (patents SU 1478178 dated 05/05/1989, US 4655314 A).

Сущность изобретения и взаимодействие элементов системы, реализующей данный способ управления и коррекции процессом бурения, поясняет Фиг. 1, на которой изображен план (вид сверху) участка прокладки наклонной или горизонтальной скважины. На Фиг. 1 применены следующие обозначения:The invention and the interaction of elements of a system that implements this method of control and correction of the drilling process, explains Fig. 1, which depicts a plan (top view) of the laying section of an inclined or horizontal well. In FIG. 1 the following notation is applied:

1 - устье буровой установки и место расположения вычислителя 2 буровой установки;1 - the mouth of the drilling rig and the location of the transmitter 2 of the drilling rig;

3 - проектная плоскость бурения;3 - design drilling plane;

4 - истинная плоскость бурения;4 - true drilling plane;

5, 6 - источники акустического излучения, расположенные на грунте;5, 6 - sources of acoustic radiation located on the ground;

7 - приемный узел акустических излучений (три акселерометра инклинометра 8);7 - receiving unit of acoustic radiation (three accelerometer inclinometer 8);

9 - долото, забойный двигатель и подшипниковая секция бура;9 - bit, downhole motor and bearing section of the drill;

10 - буровая труба с каналом связи от инклинометра к вычислителю буровой установки;10 - a drill pipe with a communication channel from an inclinometer to a drill rig calculator;

ϕ - угол азимутального отклонения истинной плоскости бурения от проектной плоскости бурения;ϕ is the angle of azimuthal deviation of the true drilling plane from the design drilling plane;

R1, R2 - смещения акустических источников от проектной плоскости бурения;R 1 , R 2 - displacement of acoustic sources from the projected drilling plane;

R3, R4 - расстояния от источников до приемника.R 3 , R 4 - the distance from the sources to the receiver.

На основании сопоставления параметров акустического излучения, создаваемого источниками и принимаемого приемником, рассчитываются расстояния R3, R4 и азимутальное отклонение истинной плоскости бурения 4 от проектной плоскости 3. Измерения проводятся в период кратковременного прерывания процесса бурения. При равном удалении источников излучения от проектной плоскости бурения 3 и при равных уровнях энергии акустического излучения источников азимутальное отклонение направления бурения от проектного можно определить по разности значений параметров принимаемых сигналов.Based on a comparison of the parameters of the acoustic radiation generated by the sources and received by the receiver, the distances R 3 , R 4 and the azimuthal deviation of the true drilling plane 4 from the projected plane 3 are calculated. Measurements are taken during a short interruption of the drilling process. With equal distance of radiation sources from the projected drilling plane 3 and at equal energy levels of acoustic radiation sources, the azimuthal deviation of the drilling direction from the projection can be determined by the difference in the values of the parameters of the received signals.

Расстояние между источниками акустического излучения предполагается достаточно малым (порядка нескольких сотен метров), чтобы обеспечить достоверность допущения о равных физико-механических параметрах структуры грунта и, тем самым, принять одинаковыми скорости распространения и затухания акустических колебаний на пути от источников к приемнику. Предполагается, что по мере удаления буровой компоновки от устья скважины источники акустического излучения будут периодически переустанавливаться на новые места вдоль проектной плоскости бурения.The distance between the sources of acoustic radiation is assumed to be sufficiently small (of the order of several hundred meters) to ensure the reliability of the assumption of equal physical and mechanical parameters of the soil structure and, thus, to accept the same propagation and attenuation rates of acoustic vibrations along the path from the sources to the receiver. It is assumed that as the drilling assembly moves farther from the wellhead, acoustic radiation sources will periodically be reinstalled to new locations along the projected drilling plane.

Предложенный способ может иметь различные варианты реализации. Рассмотрим их подробно.The proposed method may have various implementation options. Let's consider them in detail.

По первому варианту (п. 2 формулы изобретения) предполагается проводить измерение времени прохождения акустической волны от источников 5 и 6 к приемнику 7. Исходя из допущения об одинаковости скорости распространения акустических волн от источников к приемнику, расстояния R3, R4 могут быть определены по временным задержкам t3, t4 прохождения сигналов от источников 5 и 6 соответственно к приемнику 7. При этом вычислитель буровой установки должен иметь информацию о времени (или фазе) излучаемых сигналов. Эта информация может быть получена путем организации радиоканалов, по средствам которых передается информация от источников 5 и 6 к вычислителю 2. На Фиг. 1 средства связи обозначены цифрами 11 и 12 и размещены в непосредственной близости от излучателей 5 и 6. По величинам задержек t1, t2 и известной скорости распространения акустической волны в грунте V можно произвести расчет расстояний R3=V⋅t3, R4=V⋅t4. Поскольку величина скорости V существенно зависит от структуры грунта, то предварительно перед началом прокладки горизонтального участка скважины следует оценить реальную величину скорости V для местных грунтов на основании натурных измерений величин задержек распространения акустической волны от двух источников, установленных на позициях 15 и 16 (Фиг. 1).According to the first option (paragraph 2 of the claims), it is assumed to measure the propagation time of the acoustic wave from sources 5 and 6 to the receiver 7. Based on the assumption that the propagation speed of acoustic waves from the sources to the receiver is the same, the distances R 3 , R 4 can be determined by time delays t 3 , t 4 of the passage of signals from sources 5 and 6, respectively, to the receiver 7. In this case, the drilling rig transmitter must have information about the time (or phase) of the emitted signals. This information can be obtained by organizing radio channels by means of which information is transmitted from sources 5 and 6 to calculator 2. In FIG. 1 means of communication are indicated by the numbers 11 and 12 and are located in the immediate vicinity of the emitters 5 and 6. From the values of the delays t 1 , t 2 and the known propagation velocity of the acoustic wave in the ground V, it is possible to calculate the distances R 3 = V⋅t 3 , R 4 = V⋅t 4 . Since the magnitude of the velocity V substantially depends on the structure of the soil, prior to laying the horizontal section of the well, the actual value of the velocity V for local soils should be estimated based on field measurements of the propagation delays of the acoustic wave from two sources installed at positions 15 and 16 (Fig. 1 )

Представленный вариант способа определения азимутального отклонения истинной плоскости бурения от расчетной имеет следующие недостатки:The presented variant of the method for determining the azimuthal deviation of the true drilling plane from the calculated one has the following disadvantages:

- необходимость измерения малых отрезков времени при наличии акустических и электрических шумов в канале приемника;- the need to measure small periods of time in the presence of acoustic and electrical noise in the receiver channel;

- необходимость учета задержек сигнала для продольной и поперечной акустических волн, отличающихся величинами скоростей распространения в грунте; - the need to take into account signal delays for longitudinal and transverse acoustic waves that differ in the values of the propagation velocity in the ground;

- необходимость организации каналов радиосвязи от источников излучения к вычислителю буровой установки.- the need for organizing radio channels from radiation sources to the transmitter of the rig.

От указанных недостатков свободен второй вариант реализации рассматриваемого способа (п. 3 формулы изобретения). В нем акустический сигнал от источников 5 и 6, поочередно генерирующих акустическое излучение, принимается триадой ортогонально ориентированных акселерометров инклинометра, расположенного на забойном конце ствола бурения (Фиг. 2).The second embodiment of the method in question is free from these drawbacks (paragraph 3 of the claims). In it, an acoustic signal from sources 5 and 6, which alternately generate acoustic radiation, is received by a triad of orthogonally oriented accelerometers of the inclinometer located at the downhole end of the drilling shaft (Fig. 2).

Акселерометры имеют слабую чувствительность к перекрестным ускорениям, поэтому каждый из них измеряет свою проекцию ускорения корпуса инклинометра. Один из акселерометров триады имеет ось чувствительности, ориентированную по продольной оси инклинометра, то есть лежащую в плоскости 4. Ориентация осей чувствительности двух других акселерометров устанавливается по регистрируемым акселерометрами триады проекциям ускорения силы тяжести. По измеренным акселерометрами проекциям акустических сигналов от источников 5 и 6 рассчитываются углы пеленга θ5 ,θ6, и определяется азимутальное отклонение истинной плоскости бурения 4 от проектной плоскости 3. В случае использования импульсных источников акустического излучения 5 и 6 акселерометры могут определять не только текущую величину, но и знак проекции ускорения от приходящего импульсного воздействия, что позволяет определять углы пеленга однозначно. В случае использования вибрационных источников 5 и 6 акселерометры способны определить только энергетическую интенсивность принимаемых проекций акустического излучения. Истинные значения углов пеленга θ5, θ6, θ7, θ8 будут являться результатом расчетов, а также будут определяться путем логического исключения неправдоподобных результатов. Одним из недостатков этого варианта реализации способа является необходимость учета в показаниях акселерометров акустических сигналов от продольных и поперечных акустических волн. Указанное разделение для импульсных источников 5 и 6 может быть осуществлено акселерометрами триады с учетом временной задержки приема сигналов из-за различия их скоростей распространения. При применении гармонических вибрационных источников 5 и 6 разделение сигналов от продольных и поперечных акустических волн затруднительно.Accelerometers have a low sensitivity to cross accelerations, so each of them measures its projection of the acceleration of the inclinometer body. One of the triad accelerometers has a sensitivity axis oriented along the longitudinal axis of the inclinometer, that is, lying in plane 4. The orientation of the sensitivity axes of the other two accelerometers is set according to the projections of gravity acceleration registered by the triad accelerometers. From the projections of acoustic signals from sources 5 and 6 measured by accelerometers, bearing angles θ 5 , θ 6 are calculated, and the azimuthal deviation of the true drilling plane 4 from the project plane 3 is determined. In the case of using pulsed acoustic radiation sources 5 and 6, accelerometers can determine not only the current value , but also the sign of the projection of the acceleration from the incoming pulse action, which allows us to determine the angles of the bearing uniquely. In the case of using vibration sources 5 and 6, accelerometers are able to determine only the energy intensity of the received projections of acoustic radiation. The true values of the bearing angles θ 5 , θ 6 , θ 7 , θ 8 will be the result of calculations, and will also be determined by the logical exclusion of implausible results. One of the disadvantages of this embodiment of the method is the need to take into account in the accelerometer readings acoustic signals from longitudinal and transverse acoustic waves. The specified separation for pulsed sources 5 and 6 can be carried out by triad accelerometers taking into account the time delay of signal reception due to differences in their propagation velocities. When using harmonic vibration sources 5 and 6, separation of signals from longitudinal and transverse acoustic waves is difficult.

От указанного недостатка свободен третий вариант реализации способа азимутальной акустической коррекции (п. 4 формулы изобретения). Его сущность пояснена Фиг. 3. В способе применяются два акустических источника 5 и 6 вибрационного типа и два датчика вибрационного ускорения 13 и 14.The third embodiment of the azimuthal acoustic correction method is free from this drawback (paragraph 4 of the claims). Its essence is explained in FIG. 3. The method uses two acoustic sources 5 and 6 of a vibrational type and two sensors of vibrational acceleration 13 and 14.

Посредством датчиков 13, 14 измеряется, а посредством регуляторов 17, 18 поддерживаются неизменными интенсивности акустического излучения в местах их расположения. Акселерометры инклинометра измеряют интенсивности двух приходящих от источников акустических сигналов, в вычислителе оценивается ослабление акустических сигналов, проходящих до инклинометра от источников излучения (в идеальном случае интенсивность вибрации снижается обратно пропорционально квадрату расстояния R3, R4 от источников). На основании полученной величины ослабления акустического сигнала определяются R3, R4 и угол ϕ.By means of sensors 13, 14 it is measured, and by means of regulators 17, 18 the intensities of acoustic radiation in their locations are kept constant. The inclinometer accelerometers measure the intensities of two acoustic signals coming from sources, the attenuator evaluates the attenuation of acoustic signals passing to the inclinometer from radiation sources (ideally, the vibration intensity decreases inversely with the square of the distance R 3 , R 4 from the sources). Based on the obtained attenuation value of the acoustic signal, R 3 , R 4, and angle ϕ are determined.

Для практической реализации способа более удобен четвертый вариант (п. 5 формулы изобретения), в котором вибрационные излучатели акустического сигнала располагаются на одинаковом расстоянии от проектной плоскости бурения, обеспечивая создание зоны равных сигналов, совпадающей с проектной плоскостью бурения. Интенсивности акустического излучения вибрационных излучателей измеряются и поддерживаются одинаковыми. При этом азимутальное отклонение истинной плоскости бурения от проектной определяется по разности измеренных акселерометрами инклинометра амплитуд акустических сигналов от поочередно включаемых излучателей акустического сигнала.For the practical implementation of the method, the fourth option is more convenient (paragraph 5 of the claims), in which the vibration emitters of the acoustic signal are located at the same distance from the projected drilling plane, ensuring the creation of a zone of equal signals that coincides with the projected drilling plane. The acoustic intensities of the vibrating emitters are measured and maintained the same. In this case, the azimuthal deviation of the true drilling plane from the design one is determined by the difference of the amplitudes of the acoustic signals measured by the accelerometers of the inclinometer of the acoustic signals from the alternately switched on emitters of the acoustic signal.

Практическая реализация способа азимутальной коррекции по вариантам 3 и 4 предполагает проведение измерений сигналов от обоих источников 5 и 6, включаемых поочередно. Предусмотренное разнесение периодов излучения источников удлиняет процесс измерения, что опасно вследствие возможного «залипания» буровой компоновки в скважине. Кроме того, на точность определения угла ϕ оказывают значительное влияние широкополосные акустические и электрические шумы.The practical implementation of the azimuth correction method according to options 3 and 4 involves the measurement of signals from both sources 5 and 6, which are switched on alternately. The provided spacing of the periods of emission of the sources lengthens the measurement process, which is dangerous due to the possible “sticking” of the drilling assembly in the well. In addition, the accuracy of determining the angle ϕ is significantly influenced by broadband acoustic and electrical noise.

От указанных недостатков свободен пятый вариант реализации способа (п. 6 формулы изобретения).The fifth embodiment of the method is free from these disadvantages (paragraph 6 of the claims).

Согласно предлагаемому варианту, каждый из источников вибрации 5 и 6 (Фиг. 3) одновременно излучает акустические волны на известных и близких частотах, например 17 Гц и 18 Гц, и с одинаковым уровнем вибрационного ускорения. Акселерометры инклинометра измеряют ускорения вибрационных возмущений, одновременно приходящих от обоих источников 5 и 6, и далее в вычислителе рассчитываются спектральные плотности поступающих сигналов. По величинам резонансных пиков спектра на известных частотах излучения определяют расстояния R3, R4 от буровой компоновки до источников излучения, а также величину угла ф. Если буровая компоновка расположена в проектной плоскости, то равным расстояниям R1, R2 будут соответствовать равные амплитуды резонансных пиков в спектре измеряемых ускорений.According to the proposed embodiment, each of the vibration sources 5 and 6 (Fig. 3) simultaneously emits acoustic waves at known and close frequencies, for example 17 Hz and 18 Hz, and with the same level of vibration acceleration. The inclinometer accelerometers measure the accelerations of vibrational disturbances coming simultaneously from both sources 5 and 6, and then the spectral densities of the incoming signals are calculated in the calculator. The values of the resonant spectrum peaks at known radiation frequencies determine the distances R 3 , R4 from the drilling assembly to radiation sources, as well as the value of the angle f. If the drilling arrangement is located in the project plane, then equal distances R 1 , R 2 will correspond to equal amplitudes of the resonant peaks in the spectrum of measured accelerations.

Claims (6)

1. Способ измерения азимута наклонных и горизонтальных скважин, заключающийся в создании с помощью устанавливаемых на грунте на поверхности Земли и разнесенных на известные расстояния от устья скважины двух источников с известным уровнем акустического излучения, измерении параметров акустического поля в месте расположения буровой компоновки с помощью акселерометров, входящих в состав инклинометра, определении по результатам измерений местоположения буровой компоновки и расчете азимутального отклонения вертикальной истинной, содержащей буровую компоновку, плоскости бурения от проектной плоскости, отличающийся тем, что с целью повышения точности прокладки ствола скважины два акустических излучателя с известной интенсивностью акустического излучения размещают на грунте на поверхности Земли на известных расстояниях от проектной плоскости бурения, а азимутальное отклонение истинной плоскости бурения от проектной определяют по разнице прохождения акустических сигналов от источников вибрации к акселерометрам инклинометра.1. The method of measuring the azimuth of inclined and horizontal wells, which consists of creating two sources with a known level of acoustic radiation that are installed on the soil on the Earth’s surface and spaced at known distances from the wellhead, measuring the acoustic field parameters at the location of the drilling assembly using accelerometers, included in the inclinometer, the determination of the location of the drilling assembly and the calculation of the azimuthal deviation of the vertical true comprising a drilling assembly, a drilling plane from the projected plane, characterized in that in order to increase the accuracy of the wellbore laying two acoustic emitters with known acoustic radiation intensity are placed on the ground on the Earth's surface at known distances from the projected drilling plane, and the azimuthal deviation of the true drilling plane from design is determined by the difference in the passage of acoustic signals from vibration sources to the inclinometer accelerometers. 2. Способ определения азимута наклонных и горизонтальных скважин по п. 1, отличающийся тем, что азимутальное отклонение истинной плоскости бурения от проектной определяют по времени задержек прохождения акустических сигналов от излучателей акустического поля до акселерометров инклинометра.2. The method for determining the azimuth of deviated and horizontal wells according to claim 1, characterized in that the azimuthal deviation of the true drilling plane from the design is determined by the time delays in the passage of acoustic signals from the emitters of the acoustic field to the inclinometer accelerometers. 3. Способ определения азимута наклонных и горизонтальных скважин по п. 1, отличающийся тем, что азимутальное отклонение истинной плоскости бурения от проектной находят путем вычисления углов пеленга по измеренным тремя ортогонально ориентированными акселерометрами инклинометра поочередно генерируемым акустическим сигналам от излучателей с учетом того, что ориентацию установки акселерометров относительно вертикали производят по регистрируемым этими акселерометрами проекциям ускорения поля силы тяжести.3. The method for determining the azimuth of deviated and horizontal wells according to claim 1, characterized in that the azimuthal deviation of the true drilling plane from the design is found by calculating the bearing angles from the measured three orthogonally oriented accelerometers of the inclinometer, alternately generated acoustic signals from the emitters, given the orientation of the installation accelerometers relative to the vertical are produced by the projections of the acceleration of the gravity field recorded by these accelerometers. 4. Способ определения азимута наклонных и горизонтальных скважин по п. 1, отличающийся тем, что азимутальное отклонение истинной плоскости бурения от проектной определяют путем измерения дополнительно устанавливаемыми датчиками интенсивности акустических полей от излучателей в местах установки излучателей и расчета ослабления акустического сигнала при его прохождении к акселерометрам инклинометра.4. The method for determining the azimuth of deviated and horizontal wells according to claim 1, characterized in that the azimuthal deviation of the true drilling plane from the design one is determined by measuring additionally installed acoustic field intensity sensors from the emitters at the emitter installation sites and calculating the attenuation of the acoustic signal when it passes to accelerometers inclinometer. 5. Способ определения азимута наклонных и горизонтальных скважин по п. 1, отличающийся тем, что излучатели акустического сигнала располагают на одинаковом расстоянии от проектной плоскости бурения, интенсивности акустического излучения вибрационных излучателей измеряют и поддерживают одинаковыми, а азимутальное отклонение истинной плоскости бурения от проектной определяют по разности измеренных акселерометрами инклинометра амплитуд акустических сигналов от излучателей акустического поля.5. The method for determining the azimuth of inclined and horizontal wells according to claim 1, characterized in that the acoustic emitters are located at the same distance from the projected drilling plane, the acoustic radiation intensities of the vibration emitters are measured and maintained the same, and the azimuthal deviation of the true drilling plane from the design is determined by the differences of the amplitudes of the acoustic signals from the acoustic field emitters measured by the accelerometer of the inclinometer. 6. Способ определения азимута наклонных и горизонтальных скважин по п. 1, отличающийся тем, что для определения азимутального отклонения истинной плоскости бурения от проектной в нем используют два вибрационных излучателя акустических колебаний с различающимися частотами вибрации и по разности спектральных плотностей резонансных пиков спектров измеряемого акселерометром инклинометра акустического сигнала на частотах, соответственно равным частотам вибрационных излучателей, устанавливают величину азимутального отклонения истинной плоскости бурения от проектной плоскости.6. The method for determining the azimuth of deviated and horizontal wells according to claim 1, characterized in that for determining the azimuthal deviation of the true drilling plane from the design one, it uses two vibration emitters of acoustic vibrations with different vibration frequencies and the difference in spectral densities of the resonance peaks of the spectra of the inclinometer measured by the accelerometer acoustic signal at frequencies corresponding to equal frequencies of vibrational emitters, the value of the azimuthal deviation is set to true drilling plane from the design plane.
RU2015109279A 2015-03-18 2015-03-18 Method of inclinometer azimuthal acoustic correction RU2619563C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015109279A RU2619563C2 (en) 2015-03-18 2015-03-18 Method of inclinometer azimuthal acoustic correction

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015109279A RU2619563C2 (en) 2015-03-18 2015-03-18 Method of inclinometer azimuthal acoustic correction

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015109279A RU2015109279A (en) 2016-10-10
RU2619563C2 true RU2619563C2 (en) 2017-05-16

Family

ID=57122179

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015109279A RU2619563C2 (en) 2015-03-18 2015-03-18 Method of inclinometer azimuthal acoustic correction

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2619563C2 (en)

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1752942A1 (en) * 1989-11-13 1992-08-07 Государственный Проектно-Конструкторский И Научно-Исследовательский Институт По Автоматизации Угольной Промышленности Reflection seismic for monitoring the deep-hole drilling
RU2004791C1 (en) * 1991-08-01 1993-12-15 Юрий Викторович Иванов Method for continuous monitoring of drilling tool position
RU2112878C1 (en) * 1996-05-22 1998-06-10 Акционерное общество закрытого типа Научно-производственное предприятие "Сибнефтегаз" Method for determining coordinates of well bottom-hole
US5995446A (en) * 1998-04-21 1999-11-30 Schlumberger Technology Corporation Method of conducting drilling operations using vertical seismic profiles
WO2003036042A1 (en) * 2001-10-19 2003-05-01 Schlumberger Technology B.V. Method of monitoring a drilling path
US20050268476A1 (en) * 2004-06-07 2005-12-08 Pathfinder Energy Services, Inc. Determining a borehole azimuth from tool face measurements
US20050279532A1 (en) * 2004-06-22 2005-12-22 Baker Hughes Incorporated Drilling wellbores with optimal physical drill string conditions
US20080217057A1 (en) * 2006-05-09 2008-09-11 Hall David R Method for taking seismic measurements
US20110203846A1 (en) * 2010-02-22 2011-08-25 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for seismic data acquisition during drilling operations
WO2013052423A2 (en) * 2011-10-05 2013-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus having borehole seismic waveform compression

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1752942A1 (en) * 1989-11-13 1992-08-07 Государственный Проектно-Конструкторский И Научно-Исследовательский Институт По Автоматизации Угольной Промышленности Reflection seismic for monitoring the deep-hole drilling
RU2004791C1 (en) * 1991-08-01 1993-12-15 Юрий Викторович Иванов Method for continuous monitoring of drilling tool position
RU2112878C1 (en) * 1996-05-22 1998-06-10 Акционерное общество закрытого типа Научно-производственное предприятие "Сибнефтегаз" Method for determining coordinates of well bottom-hole
US5995446A (en) * 1998-04-21 1999-11-30 Schlumberger Technology Corporation Method of conducting drilling operations using vertical seismic profiles
WO2003036042A1 (en) * 2001-10-19 2003-05-01 Schlumberger Technology B.V. Method of monitoring a drilling path
US20050268476A1 (en) * 2004-06-07 2005-12-08 Pathfinder Energy Services, Inc. Determining a borehole azimuth from tool face measurements
US20050279532A1 (en) * 2004-06-22 2005-12-22 Baker Hughes Incorporated Drilling wellbores with optimal physical drill string conditions
US20080217057A1 (en) * 2006-05-09 2008-09-11 Hall David R Method for taking seismic measurements
US20110203846A1 (en) * 2010-02-22 2011-08-25 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for seismic data acquisition during drilling operations
WO2013052423A2 (en) * 2011-10-05 2013-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus having borehole seismic waveform compression

Also Published As

Publication number Publication date
RU2015109279A (en) 2016-10-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6131694A (en) Vertical seismic profiling in a drilling tool
US9038746B2 (en) Method for determining wellbore position using seismic sources and seismic receivers
US10422212B2 (en) Borehole trajectory via multi-component borehole seismic receiver
US8797825B2 (en) Method and apparatus for measuring formation anisotropy while drilling
CN102866417A (en) Device and method for seismic cross hole computed tomography (CT) detection and tomography of underground cave
CN110703320A (en) Up-down combined microseismic monitoring system and method
US10768329B2 (en) Seismic sensing systems and processes for using same
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
CN113474683A (en) Seismic data acquisition using Seismic While Drilling (SWD)
US20170285195A1 (en) Integrating vertical seismic profile data for microseismic anisotropy velocity analysis
CN103760607A (en) Geological exploration method and device
US20150003200A1 (en) System and method for determining the position of a sensor in seismic exploration
Anthony et al. Installation and performance of the Albuquerque Seismological Laboratory small‐aperture posthole array
US8570834B2 (en) Method of acoustic ranging
RU2619563C2 (en) Method of inclinometer azimuthal acoustic correction
US10227862B2 (en) Method for determining wellbore position using seismic sources and seismic receivers
US10233742B2 (en) Downhole acoustic ranging utilizing gradiometric data
US9921326B2 (en) Subterranean formation monitoring using frequency domain weighted analysis
JP2019143432A (en) Acquisition method of ground information, and acquisition device of ground information
RU2490669C1 (en) Well seismic survey
Yokota et al. Evaluation of Geological Conditions Ahead of Tunnel Face Using Seismic Tomography between Tunnel and Surface
Dey et al. Delineating rockmass damage zones in blasting from in-field seismic velocity and peak particle velocity measurement
Chulkov PERSPECTIVES OF DEVELOPMENT OF MODERN DRILLING ASSEMBLY'POSITIONING SYSTEMS
SU840777A1 (en) Method of determining hole bottom location
RU2538074C1 (en) Well seismic survey

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20180319

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20200814