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
drilling
acoustic
plane
design
azimuth
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

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02Determining slope or direction
    • E21B47/022Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
    • E21B47/02208Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism using seismic or acoustic means
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04Directional drilling
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/42Seismology; 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. The invention relates to a technology of drilling deviated and horizontal boreholes aimed at high latitudes of the Earth and is intended for correcting the current drilling direction in azimuth. 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 purpose of the invention is to provide an efficient method for determining the azimuth position of the drilling assembly during the drilling of directional wells (in particular at high latitudes) from measurements of the acoustic signals while preserving the low accuracy requirements applicable magnetometers and gyroscopic sensors.

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.). Known method for measuring seismic energy during drilling using an array of seismic sensors on a drill string, measurement of seismic energy generated by one or more sources, and determine the location of the drilling assembly of the time delay of passage of the acoustic waves from the source (or sources) to the sensor array ( patent US №20110203846 from 25.08.2011). Указанный способ определения местоположения буровой компоновки эффективен в условиях однородной среды, к примеру в воде. Said method for determining the drilling assembly position is effective in terms of a homogeneous medium, for example in water. 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. However, when drilling soil with nonhomogeneous structure characteristic wells installation conditions (kinds of soil density, aquifers and so forth., In which the speed of sound wave propagation can vary several times), said method will have a large error. 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. In addition, it is important to note another drawback of this method, which consists in the need to run two-way high-speed communication channel to each source and the receiver of the array data, including for additional clock synchronization of each receiver for which the countdown is carried out. При неработоспособности каналов связи способ предусматривает запись и хранение информации. When not work the channels of communication method comprising recording and storing information. 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. However, in addition to delays in the receipt of actual data in a calculator for successful transmission over the communication channel during the Drilling backlog stop and the stored information should be substantially converted, compressed in the volume to be sent in a package together with the current data.

Известен способ определения координат забоя скважины путем регистрации времени распространения акустических сигналов, возбуждаемых импульсным источником, до сейсмоприемника. Known method for determining the coordinates of the well bottom by registering the propagation time of the acoustic signals excited by pulse source to geophone. 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.). In the method of acoustic signals excited at the surface near the wellhead at least four points with given coordinates, geophone mounted downhole and registering the propagation time of the acoustic signals from each point of the excitation prior to slaughter, after measuring the propagation time of the acoustic signals before slaughter of all given points of measurement represent the results in the form of hyperboloid approximating (Patent RU №2112878 from 10.06.1998 g). К недостаткам указанного способа относится использование импульсного источника сейсмической энергии. The disadvantages of this method include the use of a pulsed source of seismic energy. 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 провод Along with the need for cumbersome equipment for creating the shock disturbance (e.g., electromagnetic pulse of seismic sources installed on the base vehicle) significantly narrowing the field of application of the method, for example, only the Earth's surface, or using technology of explosive seismic having a limited number of blasting charges in a packet switched mode power demand pickup alternately measurements for each of the sources, which significantly increases the overall time carried мых измерений, что, в свою очередь, негативно отражается на процессе бурения, т.к. Mykh measurements, which, in turn, negatively affects the process of drilling, because время остановов бурения, во время которых производится регистрация сигнала, жестко ограничено и не может превышать 3-5 минут. stops drilling time during which the signal is made registration is strictly limited and can not 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.). Known is a method of drilling wells, wherein for determining the drilling assembly position data on the vertical profile of the well are used, built on the basis of pre-emption borehole seismic (patent US №5995446 from 30.11.1999 g). 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. In this method, the drilling rig arrangement moves along the pre-calculated based on the borehole seismic results (profiling) with a plurality of reference points well trajectory on which are fixed a breakpoint drilling, seismic studies and repeated corrections calculated trajectory according to each subsequent seismic survey medium. 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. Relative positioning drilling assembly and a predetermined oil and gas reservoir are determined based on the measurement of seismic energy or the bit drilling assembly or a dedicated generator seismic energy. 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. Location relative to oil and gas drilling assembly layer may be determined, for example, the propagation time of signals from the drill bit to several receivers with known coordinates, or from sources located in a predetermined known points to a receiver located in the drilling arrangement. 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. The disadvantage of said method for locating borehole drilling assembly must include its low efficiency in implementation in soils with heterogeneous structure and different acoustic wave propagation velocity, said method will have a large error. Кроме того, для измерения малых временных интервалов необходима очень точная настройка счетчиков времени, установленных на каждом из источников акустического излучения, а также приемниках. Furthermore, to measure small time intervals is very necessary fine tuning time counters installed in each of the acoustic radiation sources and receivers. Данный способ выбран в качестве прототипа для способа, описываемого в изобретении. The method chosen as a prototype for the method described herein.

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. Implementation of the method azimuthal acoustic correction for the Earth's surface involves the installation on the ground at a certain distance from the wellhead to the drilling direction two immobile sources of acoustic emissions with known parameters of radiation located at known distances with respect to the design of drilling plane and the measurement receiver placed in inclinometers drilling assembly, coming from each of the radiation sources of acoustic signals. В качестве приемника акустического излучения могут использоваться акселерометры инклинометра, предназначенные для измерения зенитных углов и угла «tool face» буровой компоновки. As the receiver of acoustic radiation may be used accelerometers inclinometer for measuring the angle and zenith angles «tool face» drilling assembly. 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). As acoustic radiation sources can be used as vibration and pulsed sources (№SU patents 1,478,178 from 05.07.1989 g, US 4,655,314 A).

Сущность изобретения и взаимодействие элементов системы, реализующей данный способ управления и коррекции процессом бурения, поясняет Фиг. Summary of the invention and the interaction of the elements, which realizes the method of controlling the drilling process and correction explains FIG. 1, на которой изображен план (вид сверху) участка прокладки наклонной или горизонтальной скважины. 1, which depicts a plan (top view) of a portion inclined or horizontal wellbore liner. На Фиг. FIG. 1 применены следующие обозначения: 1, the following designations apply:

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

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

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

5, 6 - источники акустического излучения, расположенные на грунте; 5, 6 - the acoustic emission sources disposed on the ground;

7 - приемный узел акустических излучений (три акселерометра инклинометра 8); 7 - a receiving node of acoustic radiation (three accelerometers inclinometer 8);

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

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

ϕ - угол азимутального отклонения истинной плоскости бурения от проектной плоскости бурения; φ - the angle deviation of the true azimuth plane from the drilling project drilling plane;

R 1 , R 2 - смещения акустических источников от проектной плоскости бурения; R 1, R 2 - acoustic sources offset from the design drilling plane;

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

На основании сопоставления параметров акустического излучения, создаваемого источниками и принимаемого приемником, рассчитываются расстояния R 3 , R 4 и азимутальное отклонение истинной плоскости бурения 4 от проектной плоскости 3. Измерения проводятся в период кратковременного прерывания процесса бурения. Based on the comparison of parameters of acoustic radiation generated by the sources and received by the receiver, calculated distance R 3, R 4 and azimuthal deviation true drilling plane 4 from the design plane 3. The measurements are performed in a short period of interruption of the drilling process. 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. When an equal distance from the radiation sources 3 project drilling plane and at equal levels of energy acoustic radiation azimuthal deviation of the drilling direction project from sources can be determined from the difference between the parameter values ​​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. The distance between the acoustic radiation sources is assumed to be small (a few hundred meters) to ensure the accuracy of the assumption of equal physical and mechanical parameters of soil structures and, thus, adopt the same velocity of propagation and attenuation of acoustic vibrations along the path from source to receiver. Предполагается, что по мере удаления буровой компоновки от устья скважины источники акустического излучения будут периодически переустанавливаться на новые места вдоль проектной плоскости бурения. It is assumed that at least the removal of the drilling assembly from the wellhead acoustic radiation sources will be reset periodically to new locations along the project drilling plane.

Предложенный способ может иметь различные варианты реализации. The proposed method can have various embodiments. Рассмотрим их подробно. Let us examine 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 R 3 , R 4 могут быть определены по временным задержкам t 3 , t 4 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. According to the first embodiment (Sec. 2 of formula invention) is supposed to measure the propagation time of the acoustic waves from the sources 5 and 6 to the receiver 7. Based on the assumption of the identity of the propagation velocity of acoustic waves from source to receiver distance R 3, R 4 can be determined by time delays t 3, t 4 of the signals from the sources 5 and 6, respectively, to the receiver 7. in this calculator rig must have information about the time (or phase) of the emitted signals. Эта информация может быть получена путем организации радиоканалов, по средствам которых передается информация от источников 5 и 6 к вычислителю 2. На Фиг. This information may be obtained by organizing a radio channel by means of which information is transmitted from the sources 5 and 6 to the calculator 2. In FIG. 1 средства связи обозначены цифрами 11 и 12 и размещены в непосредственной близости от излучателей 5 и 6. По величинам задержек t 1 , t 2 и известной скорости распространения акустической волны в грунте V можно произвести расчет расстояний R 3 =V⋅t 3 , R 4 =V⋅t 4 . Communication means 1 are numbered 11 and 12 and arranged in close proximity to the emitters 5 and 6. delay values t 1, t 2 and the known velocity of acoustic wave propagation in the soil V can calculate the distances R 3 = V⋅t 3, R 4 = V⋅t 4. 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). Since the magnitude of the speed V depends essentially on the ground structure, the previously before the horizontal wellbore section napkin should assess the real value of the velocity V to the local ground on the basis of actual measurements values ​​delays acoustic wave propagation from the two sources mounted in positions 15 and 16 (Fig. 1 ).

Представленный вариант способа определения азимутального отклонения истинной плоскости бурения от расчетной имеет следующие недостатки: The presented embodiment of a method for determining the true azimuth plane deviation from the calculated drill has the following drawbacks:

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

- необходимость учета задержек сигнала для продольной и поперечной акустических волн, отличающихся величинами скоростей распространения в грунте; - the need to consider the signal delays for the longitudinal and transverse ultrasonic waves, differing in propagation velocity values ​​in the soil;

- необходимость организации каналов радиосвязи от источников излучения к вычислителю буровой установки. - the need to organize a radio channel from the radiation source to the calculator rig.

От указанных недостатков свободен второй вариант реализации рассматриваемого способа (п. 3 формулы изобретения). Free from said disadvantages the second embodiment of the subject method (p. 3 of the claims). 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). In it the acoustic signal from sources 5 and 6 alternately generating acoustic radiation is received by a triad of accelerometers orthogonally oriented inclinometer disposed on the face end of the drill stem (FIG. 2).

Акселерометры имеют слабую чувствительность к перекрестным ускорениям, поэтому каждый из них измеряет свою проекцию ускорения корпуса инклинометра. Accelerometers have low sensitivity to cross-acceleration, so each of them measures the acceleration of its projection inclinometer casing. 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. One accelerometer triad has a sensitivity axis oriented along the longitudinal axis inclinometer, i.e. in-plane 4. Exposure sensitivity axes of the other two accelerometers mounted on the recorded accelerometer triad projections acceleration of gravity. По измеренным акселерометрами проекциям акустических сигналов от источников 5 и 6 рассчитываются углы пеленга θ 56 , 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. From the measured projections accelerometers acoustic signals from sources 5 and 6 are calculated bearing angles θ 5, θ 6, and is determined by the azimuthal deviation of the true drilling plane 4 from the design plane 3. In the case of using pulsed acoustic radiation sources 5 and 6 accelerometers can determine not only the current magnitude but also a sign of the projection of the acceleration of the incoming pulse action that allows you to define the corners of the bearing clear. В случае использования вибрационных источников 5 и 6 акселерометры способны определить только энергетическую интенсивность принимаемых проекций акустического излучения. In the case of vibration sources 5 and 6 accelerometers able to determine only the energy intensity of the received acoustic emission projections. Истинные значения углов пеленга θ 5 , θ 6 , θ 7 , θ 8 будут являться результатом расчетов, а также будут определяться путем логического исключения неправдоподобных результатов. The true values of the bearing angles θ 5, θ 6, θ 7, 8 θ will be the result of calculations, and also will be determined by logic exclusion improbable results. Одним из недостатков этого варианта реализации способа является необходимость учета в показаниях акселерометров акустических сигналов от продольных и поперечных акустических волн. One disadvantage of this embodiment of the method is the need to integrate the accelerometer readings into acoustic signals from the longitudinal and transverse acoustic waves. 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. Said separation for impulsive sources 5 and 6 may be effected by accelerometers triad with the time delay of signal reception due to the difference in their propagation velocity. При применении гармонических вибрационных источников 5 и 6 разделение сигналов от продольных и поперечных акустических волн затруднительно. In the application of harmonic vibration sources 5 and 6 the separation of signals from the longitudinal and transverse acoustic waves is difficult.

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

Посредством датчиков 13, 14 измеряется, а посредством регуляторов 17, 18 поддерживаются неизменными интенсивности акустического излучения в местах их расположения. Through sensors 13, 14 is measured, and by controllers 17, 18 are kept unchanged intensity acoustic radiation in their locations. 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 R 3 , R 4 от источников). Accelerometers inclinometer measured intensity of the two acoustic signals arriving from sources in the calculator is estimated attenuation of acoustic signals transmitted to the inclinometer from the radiation sources (in the ideal case, the vibration intensity decreases inversely proportional to the square of the distance R 3, R 4 of sources). На основании полученной величины ослабления акустического сигнала определяются R 3 , R 4 и угол ϕ. On the basis of the attenuation of the acoustic signal are determined by the resulting R 3, R 4 and angle φ.

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. For the practical realization of the method is more convenient fourth embodiment (Sec. 5 claims) in which the vibrating transducers of the acoustic signal are arranged at the same distance from the drilling plane design, allowing the creation of zones of equal signals coincident with a designed drilling plane. Интенсивности акустического излучения вибрационных излучателей измеряются и поддерживаются одинаковыми. Vibration intensity acoustic radiation emitters are measured and maintained the same. При этом азимутальное отклонение истинной плоскости бурения от проектной определяется по разности измеренных акселерометрами инклинометра амплитуд акустических сигналов от поочередно включаемых излучателей акустического сигнала. Thus the true azimuth deviation from the design plane of the drilling is determined by the difference of the measured acoustic amplitudes accelerometers inclinometer signals from emitters alternately included acoustic signal.

Практическая реализация способа азимутальной коррекции по вариантам 3 и 4 предполагает проведение измерений сигналов от обоих источников 5 и 6, включаемых поочередно. Practical realization of the method the azimuth correction according to embodiments 3 and 4 involves a measurement of signals from both sources 5 and 6 are alternately included. Предусмотренное разнесение периодов излучения источников удлиняет процесс измерения, что опасно вследствие возможного «залипания» буровой компоновки в скважине. Provided diversity periods radiation sources extend the measurement process, which is dangerous because of possible "sticking" the drilling assembly downhole. Кроме того, на точность определения угла ϕ оказывают значительное влияние широкополосные акустические и электрические шумы. In addition, the accuracy of determining the angle φ have a significant impact broadband acoustic and electrical noise.

От указанных недостатков свободен пятый вариант реализации способа (п. 6 формулы изобретения). From these drawbacks free fifth embodiment of the method (n. 6 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. According to the present embodiment, each of the vibration sources 5 and 6 (Fig. 3) simultaneously emit the acoustic waves at the frequencies of the known ones, such as 17 Hz and 18 Hz, and with the same level of vibration acceleration. Акселерометры инклинометра измеряют ускорения вибрационных возмущений, одновременно приходящих от обоих источников 5 и 6, и далее в вычислителе рассчитываются спектральные плотности поступающих сигналов. Accelerometers measure acceleration inclinometer vibratory disturbances coming simultaneously from both sources 5 and 6 and hereinafter calculated in the calculator spectral density of the incoming signals. По величинам резонансных пиков спектра на известных частотах излучения определяют расстояния R 3 , R4 от буровой компоновки до источников излучения, а также величину угла ф. For values of resonance spectrum peaks at known frequencies determining the distance of the radiation R 3, R4 from the drilling assembly to the radiation sources, and the angle f. Если буровая компоновка расположена в проектной плоскости, то равным расстояниям R 1 , R 2 будут соответствовать равные амплитуды резонансных пиков в спектре измеряемых ускорений. If drilling assembly located in the project plane of the equal distances R 1, R 2 will meet equal amplitudes of the resonance peaks in the spectrum of the 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, содер 1. A method for measuring the azimuth of the inclined and horizontal wells, comprising creating via installed on the ground at the Earth's surface and separated by a known distance from the wellhead two sources to the prior acoustic radiation measurement parameters of the acoustic field at the location of the drilling assembly using accelerometers, members of the inclinometer, the determination on the results of measurements of the drilling assembly position and calculate the true azimuth of vertical deflection, contains жащей 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. zhaschey drilling assembly drilling plane from the design plane, characterized in that in order to increase the accuracy of wellbore lining two acoustic radiator with a known intensity acoustic radiation are placed on the ground at the Earth's surface at known distances from the design drilling plane and the azimuthal deviation of the true drilling plane from design is determined by the difference of the acoustic signals passing from the vibration source to the accelerometers inclinometer.
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. A method for determining the azimuth of the inclined and horizontal wells for n. 1, characterized in that the true azimuth deviation from the design of drilling plane determined by the time delay of passage of acoustic signals from the acoustic field emitters to accelerometers inclinometer.
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. A method for determining the azimuth of the inclined and horizontal wells for n. 1, characterized in that the true azimuth deviation from the design of drilling plane is found by calculating from the measured bearing angles of three orthogonally oriented accelerometers inclinometer alternately generated acoustic signals from the emitters with the fact that the orientation of the installation accelerometers produce relatively vertically from the detected acceleration by these accelerometers projections gravity field.
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. A method for determining the azimuth of the inclined and horizontal wells for n. 1, characterized in that the true azimuth deviation from the design of drilling plane determined by measuring the additionally installed sensors intensity acoustic fields from radiators in the place of installation of radiators and calculating the attenuation of the acoustic signal as it travels to the 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. A method for determining the azimuth of the inclined and horizontal wells for n. 1, characterized in that the acoustic signal transmitters arranged on the same distance from the drilling plane design, vibration intensity acoustic radiation emitters measured and maintained the same, and the deviation of the true azimuth plane from the drilling is determined by the design difference measured by accelerometers inclinometer amplitudes of the acoustic signals from the acoustic field emitters.
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 истинно 6. A method for determining the azimuth of the inclined and horizontal wells for n. 1, characterized in that for determining the true azimuth deviation from the drilling plane design it uses two vibration transducer acoustic waves with different frequencies and vibration from the difference of the spectral densities of the resonance peaks of the spectra measured accelerometer inclinometer acoustic signal at frequencies respectively equal to the frequencies of vibration emitters, set value of the azimuthal deflection is true плоскости бурения от проектной плоскости. 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
US6614360B1 (en) Measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers
US20050034917A1 (en) Apparatus and method for acoustic position logging ahead-of-the-bit
AU721408B2 (en) Transducer for sonic logging-while-drilling
US5877996A (en) Transducer arrangement
US4710708A (en) Method and apparatus employing received independent magnetic field components of a transmitted alternating magnetic field for determining location
US6868037B2 (en) Use of drill bit energy for tomographic modeling of near surface layers
US20120092960A1 (en) Monitoring using distributed acoustic sensing (das) technology
US7782709B2 (en) Multi-physics inversion processing to predict pore pressure ahead of the drill bit
EP1118021B1 (en) Vertical seismic profiling in a drilling tool
AU2013217518B2 (en) Integrated passive and active seismic surveying using multiple arrays
US20060077757A1 (en) Apparatus and method for seismic measurement-while-drilling
US5372207A (en) Seismic prospecting method and device using a drill bit working in a well
US4040003A (en) Downhole seismic source
RU2453862C2 (en) System of underground positioning and method to track subsurface movements
US3817345A (en) Continuous bit positioning system
AU632653B2 (en) Method of acoustic well logging
US5109947A (en) Distributed seismic energy source
US10073184B2 (en) Sensor system of buried seismic array
US6488116B2 (en) Acoustic receiver
US6990045B2 (en) Methods for acquiring seismic data while tripping
US7675816B2 (en) Enhanced noise cancellation in VSP type measurements
US8467267B2 (en) Asynchronous operation of seismic sources in a seismic survey
US20050052949A1 (en) Use of pattern recognition in a measurement of formation transit time for seismic checkshots
CA2514640C (en) Permanent downhole resonant source
US6442489B1 (en) Method for detection and monitoring of hydrocarbons

Legal Events

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

Effective date: 20180319