Способ азимутальной акустической коррекции инклинометра

Способ азимутальной акустической коррекции инклинометра

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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.

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.

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.

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.

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).

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:

1 - устье буровой установки и место расположения вычислителя 2 буровой установки;

3 - проектная плоскость бурения;

4 - истинная плоскость бурения;

5, 6 - источники акустического излучения, расположенные на грунте;

7 - приемный узел акустических излучений (три акселерометра инклинометра 8);

9 - долото, забойный двигатель и подшипниковая секция бура;

10 - буровая труба с каналом связи от инклинометра к вычислителю буровой установки;

ϕ - угол азимутального отклонения истинной плоскости бурения от проектной плоскости бурения;

R₁, R₂ - смещения акустических источников от проектной плоскости бурения;

R₃, R₄ - расстояния от источников до приемника.

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.

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.

Предложенный способ может иметь различные варианты реализации. Рассмотрим их подробно.

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).

Представленный вариант способа определения азимутального отклонения истинной плоскости бурения от расчетной имеет следующие недостатки:

- необходимость измерения малых отрезков времени при наличии акустических и электрических шумов в канале приемника;

- необходимость учета задержек сигнала для продольной и поперечной акустических волн, отличающихся величинами скоростей распространения в грунте;

- необходимость организации каналов радиосвязи от источников излучения к вычислителю буровой установки.

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).

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.

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.

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.

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.

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.

От указанных недостатков свободен пятый вариант реализации способа (п. 6 формулы изобретения).

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.