Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии



Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии
Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии
Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии
Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии
Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии
Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии
Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии
Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии
Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии
Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии
Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии
Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии
Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии
Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии
Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии

 


Владельцы патента RU 2499283:

ТиДжиТи Ойл энд Гэс Сервисиз ФЗЕ (AE)

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении каротажных работ. Предложен спектральный шумомер, содержащий акустический детектор, первый частотный канал с первым каскадом усиления, выполненный с возможностью усиления первой составляющей электрического выходного сигнала, генерируемого акустическим детектором, второй частотный канал с фильтром нижних частот и вторым каскадом усиления, выполненный с возможностью фильтрации и усиления второй составляющей электрического выходного сигнала, генерируемого акустическим детектором. Устройство также содержит аналого-цифровой преобразователь, обеспечивающий возможность оцифровки усиленного выходного сигнала из первого каскада усиления, блок компьютерной обработки, обеспечивающий возможность обработки оцифрованного выходного сигнала из аналого-цифрового преобразователя так, чтобы генерировать наборы данных частотных спектров мощности, и внутреннюю память, обеспечивающую возможность сохранения одного или более наборов данных частотных спектров мощности, формируемых обработкой сигнала из блока компьютерной обработки. 2 н. и 25 з.п. ф-лы, 15 ил.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к области нефтяной разведки. В частности, настоящее изобретение относится к каротажу и, в частности, к устройствам и способам спектрального шумового каротажа, позволяющего детектировать поток жидкости, проходящий через или за обсадной трубой скважины, проникающей в подземное образование, включая шум, генерируемый фильтрацией жидкости в продуктивном пласте.

Предшествующий уровень техники

Шумовой акустический каротаж в скважинах, проводимый для определения местоположения утечек через обсадные трубы, хорошо известен в данной области техники. Например, в патенте США №2210417 местоположение утечек через обсадные трубы определяется положением звука, производимого жидкостью, протекающей через отверстия в обсадной трубе. Это достигается путем перемещения по скважине детектора звука, который связан с наземным индикаторным устройством или средством записи. Таким образом, мощность звука, производимого жидкостью, протекающей по обсадным трубам, указывает на утечку в обсадной трубе, и местоположение таких утечек становится видимым из графической записи мощности акустического шума в зависимости от глубины детектора звука в скважине. Подобный способ определения местоположения потока жидкости в скважине раскрыт в патенте США №2396935.

В патенте США №4046220 описан наземный спектральный анализатор, включенный в вышеописанное оборудование, чтобы обеспечить возможность для анализа спектра частоты усиленного сигнала от акустического детектора. Это позволяет охарактеризовать распознанную утечку. В частности, спектры частоты записываются и сравниваются с заранее определенными характеристиками спектрального анализатора для различения утечек однофазного газа и однофазной жидкости.

Патент США №4114721 раскрывает устройство и способы расширения технологий, описанных в патенте США №4046220, путем мониторинга акустического шума на двух местоположениях, расположенных на расстоянии друг от друга внутри скважины. Затем детектированные сигналы последовательно коррелируются для обеспечения возможности определения местоположения источника акустического шума.

Патент США №4744416 раскрывает использование двух звуковых детекторов для обеспечения возможности определения направления от подземного источника шума.

Такие действия по идентификации дополнительно способствуют определению местоположения утечки в обсадной трубе, т.е. потока жидкости через обсадную трубу.

В патенте США №4353122 два звуковых детектора также используются для обеспечения дифференциального шумомера. Путем мониторинга дифференциального шума между звуковыми детекторами обеспечивается возможность для различения шума между точечными источниками, например шума в канале движущейся за обсадной колонной жидкости, или для различения притока песчаной струи в обсаженную скважину от обычного притока жидкости или газа. Все описанные способы акустического каротажа соответственно достигаются путем использования непрерывного процесса каротажа при минимизации шума, вызванного бурлением и скоблением устройства в течение этого процесса.

Альтернативный способ и система для акустического каротажа, который обеспечивает показание характеристик потока жидкости за подземной обсадной трубой или трубопроводом, описаны в патенте США №4646273. Описанное устройство связывает детектированную акустическую энергию в четырех высокочастотных фильтрах, имеющих частоты отсечки приблизительно 200, 600, 1000 и 2000 Гц. Выходные сигналы фильтров передаются через кабель на поверхность и конвертируются в уровни сигнала постоянного тока, показывающие уровни энергии соответствующих сигналов.

Ширина полосы пропускания 200-600 Гц сравнивается с уровнем энергии полосы пропускания 1000 Гц для обеспечения указания характеристик потока жидкости по каналу, т.е. это однофазный газ или однофазная жидкость или многофазный комбинированный поток. Низкая разрешающая способность по частоте и среднее время использования ограничивают применение описанных способов и устройств для детектирования утечек, имеющих высокий показатель расхода, когда генерируемый шум является полунепрерывным и по существу сравнимым с фоновым шумом. Кроме того, использование таких способов и устройств делает невозможным разделение акустического шума, генерируемого утечками в оснастке скважины, от акустического шума, генерируемого в окружающем пласте.

Концепция анализа акустического шума, детектируемого звуковым детектором, расположенным в буровой скважине в частотной области, используется в патенте США №4319346. Этот документ раскрывает использование скважинных шумовых детекторов для передачи информации через каротажный кабель на расположенные на поверхности независимые спектральные анализаторы. Спектральные анализаторы преобразуют детектированные амплитудные сигналы в частотную область для обеспечения технологии обработки сигналов, выполнение которой устраняет эффекты затухания сигнала в каротажном кабеле и, таким образом, обеспечивает формирование диаграммы акустического каротажа с переменной плотностью. Разрешение по частоте, используемое устройством для формирования диаграммы с переменной плотностью, не позволяет извлекать информацию относительно акустического шума, генерируемого в окружающем пласте, или распознавать утечки или элементы оснастки.

Анализ акустических сигналов в частотной области также использовался для детектирования наличия утечек за обсадной трубой. Например, патент США №7219762 раскрывает использование детектора шума, установленного на кабеле для записи амплитуды звуковых колебаний во множество предопределенных местоположений вдоль буровой скважины. Измеренные амплитуды звуковых колебаний обрабатываются, используя анализ с преобразованием Фурье, для обеспечения генерирования частотного спектра мощности буровой скважины. Затем анализируются частотные спектры мощности для определения зависимых от частоты и от времени изменений мощности, и, таким образом, устанавливается наличие утечек за обсадной трубой. Несмотря на то что обеспечена возможность для детектирования утечек с более низким расходом, чем можно детектировать путем использования способов и устройств, описанных выше в отношении патента США №4646273, разрешение по частоте все еще остается недопустимым для разделения акустического шума, генерируемого утечками в оснастке скважины, от акустического шума, генерируемого в окружающем пласте, или для обеспечения возможности идентификации элементов оснастки.

Значительное преимущество настоящего изобретения заключается в обеспечении способов и устройств для спектрального шумового каротажа, которые имеют увеличенное разрешение по частоте и, таким образом, чувствительность по сравнению с системами, известными в области техники, и это обеспечивает улучшенное детектирование и различение потока жидкости через или за обсадной трубой скважины, проникающей в подземные пласты.

Вследствие этого задачей одного аспекта настоящего изобретения является устранение или, по меньшей мере, уменьшение вышеупомянутых недостатков устройств и способов акустического шумового каротажа, известных в данной области техники.

Краткое изложение сущности изобретения

Согласно первому аспекту настоящего изобретения обеспечен способ формирования спектральной диаграммы шумового каротажа буровой скважины, содержащий этапы, на которых:

- записывают два или более набора данных частотных спектров мощности в двух или более стационарных положениях внутри буровой скважины;

- обрабатывают два или более наборов данных частотных спектров мощности, записанных в каждом из двух или более стационарных положений для определения единственного частотного спектра мощности для каждого стационарного положения.

Предпочтительно, способ дополнительно содержит этап, на котором записывают глубину стационарных положений в буровой скважине.

Способ формирования спектральной диаграммы шумового каротажа может дополнительно содержать этап, на котором накладывают определенные единственные частотные спектры для формирования панели спектрального шумового каротажа.

Стационарные местоположения могут быть равномерно распределены в буровой скважине. Предпочтительно, стационарные местоположения равномерно распределены через 1 метр.

Предпочтительно, на этапе записи двух или более наборов данных частотных спектров мощности в стационарном положении в буровой скважине детектируют акустический шум в первом частотном диапазоне.

На этапе записи двух или более наборов данных частотных спектров мощности в стационарном положении в буровой скважине дополнительно детектируют акустический шум во втором частотном диапазоне, при этом второй частотный диапазон содержит более низкие частоты, чем первый частотный диапазон.

Первый частотный диапазон может составить от 117 Гц до 60 кГц.

Второй частотный диапазон может составить от 8 Гц до 4 кГц.

Обработка двух или более наборов данных частотных спектров мощности, записанных в стационарном положении, содержит числовое усреднение наборов данных спектра частоты сети. Числовое усреднение наборов данных частотных спектров мощности предпочтительно содержит цифровую фильтрацию наборов данных для обеспечения возможности проверки статистической значимости элементов в данных частотных спектров мощности.

Согласно второму аспекту настоящего изобретения обеспечен спектральный шумомер, содержащий:

акустический детектор,

первый частотный канал с первым каскадом усиления, выполненный с возможностью усиления первой составляющей электрического выходного сигнала, генерируемого акустическим детектором;

аналого-цифровой преобразователь, обеспечивающий возможность оцифровки усиленного выходного сигнала из первого каскада усиления;

блок компьютерной обработки, обеспечивающий возможность для обработки оцифрованного выходного сигнала из аналого-цифрового преобразователя для генерирования набора данных частотного спектра мощности; и

внутреннюю память, обеспечивающую возможность для сохранения одного или более наборов данных частотных спектров мощности, формируемых обработкой сигнала блоком компьютерной обработки.

Наиболее предпочтительно, акустический детектор детектирует акустический шум в диапазоне от 8 Гц до 60 кГц.

Акустический детектор может содержать датчик импульса давления или гидрофон.

Гидрофон может содержать пьезоэлектрический материал, установленный внутри камеры.

Пьезоэлектрический материал может содержать пьезокерамику.

Камера предпочтительно заполнена маслом. Наличие масла в камере содействует передаче акустического шума к пьезоэлектрическому материалу.

Аналого-цифровой преобразователь предпочтительно дискретизирует первый частотный канал с первой частотой дискретизации. Первая частота дискретизации может составить 120 кГц. В этом осуществлении спектральный шумомер имеет рабочий частотный диапазон от 117 Гц до 60 кГц.

Наиболее предпочтительно, спектральный шумомер дополнительно содержит второй частотный канал с фильтром нижних частот и вторым каскадом усиления, выполненный с возможностью фильтрации и усиления второй составляющей электрического выходного сигнала, генерируемого акустическим детектором.

Фильтр нижних частот предпочтительно пропускает частоту более 4 кГц от частоты сигнала, проходящего по второму каналу.

Аналого-цифровой преобразователь предпочтительно дискретизирует второй частотный канал со второй частотой дискретизации, причем вторая частота дискретизации ниже, чем первая частота дискретизации. Вторая частота дискретизации может составить 8 кГц. В этом варианте осуществления спектральный шумомер имеет рабочий частотный диапазон от 8 Гц до 60 кГц.

Предпочтительно, сохраненный набор данных частотного спектра мощности содержит оцифрованные временные данные. Наиболее предпочтительно, оцифрованные временные данные содержат 1024 дискретных временных каналов.

Блок компьютерной обработки может обеспечивать быстрое преобразование Фурье (БПФ) оцифрованного выходного сигнала из аналого-цифрового преобразователя. В этом варианте осуществления сохраненный набор данных частотного спектра мощности содержит оцифрованные частотные данные. Наиболее предпочтительно, оцифрованные частотные данные содержат 1024 дискретных частотных каналов.

Предпочтительно, чтобы спектральный шумомер дополнительно содержал компьютерный интерфейс, обеспечивающий средство для загрузки наборов данных частотных спектров мощности, сохраненных во внутренней памяти.

Варианты осуществления второго аспекта изобретения могут содержать конструктивные особенности для выполнения предпочтительных или дополнительных возможностей первого аспекта изобретения или наоборот.

Согласно третьему аспекту настоящего изобретения обеспечен способ формирования спектральной диаграммы шумового каротажа буровой скважины, содержащий этапы, на которых:

- развертывают спектральный шумомер, в соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения, внутри буровой скважины для записи данных спектрального шума внутри буровой скважины;

- обрабатывают данные спектрального шумового каротажа для получения спектра частотного спектра мощности, соответствующего двум или более стационарным местоположениям внутри буровой скважины.

Наиболее предпочтительно, способ формирования спектральной диаграммы шумового каротажа буровой скважины дополнительно содержит этап, на котором накладывают полученные частотные спектры мощности для формирования панели спектрального шумового каротажа.

Обработка данных спектрального шумового каротажа может содержать этап, на котором идентифицируют наборы данных частотных спектров мощности, записанные в стационарном местоположении внутри буровой скважины.

Предпочтительно, идентификация наборов данных частотных спектров мощности, записанных в стационарном положении, содержит этап идентификации положения стационарных местоположений записи на кривой глубин.

Идентификация наборов данных частотных спектров мощности, записанных в стационарном местоположении, может дополнительно содержать этап идентификации положения стационарных местоположений записи внутри данных спектрального шумового каротажа.

Наиболее предпочтительно, идентификация наборов данных частотных спектров мощности, записанных в стационарном местоположении, дополнительно содержит этап сопоставления информации относительно положения стационарных местоположений записи, определенных на кривой глубин, и данных спектрального шумового каротажа для минимизации любых различий между ними.

Обработка данных спектрального шумового каротажа может дополнительно содержать этап, на котором вычисляют числовое усреднение данных спектрального шумового каротажа. Числовое усреднение данных спектрального шумового каротажа предпочтительно содержит цифровую фильтрацию для обеспечения возможности проверки статистической значимости элементов в данных спектрального шумового каротажа.

Варианты воплощения третьего аспекта изобретения могут содержать конструктивные особенности для выполнения предпочтительных или дополнительных возможностей первого и второго аспектов изобретения или наоборот.

Согласно четвертому аспекту настоящего изобретения обеспечен способ обработки данных спектрального шумового каротажа, записанных внутри буровой скважины, содержащий этапы, на которых:

- идентифицируют наборы данных частотных спектров мощности, записанных в стационарном положении внутри буровой скважины; и

- обрабатывают наборы данных частотного спектра мощности так, чтобы поставить в соответствие частотному спектру мощности стационарное местоположение.

Предпочтительно, идентификация наборов данных частотных спектров мощности, записанных в стационарном местоположении, содержит этап идентификации положения стационарных местоположений записи на кривой глубин.

Идентификация наборов данных частотных спектров мощности, записанных в стационарном местоположении, содержит этап идентификации положения стационарных местоположений записи внутри данных спектрального шумового каротажа.

Наиболее предпочтительно, идентификация наборов данных частотных спектров мощности, записанных в стационарном местоположении, дополнительно содержит этап сопоставления информации относительно положения стационарных местоположений записи на кривой глубин и данных спектрального шумового каротажа для минимизации любых различий между ними.

Варианты осуществления четвертого аспекта изобретения могут содержать конструктивные особенности для выполнения предпочтительных или дополнительных возможностей первого, второго и третьего аспектов изобретения или наоборот.

Краткое описание чертежей

Аспекты и преимущества настоящего изобретения станут очевидными после прочтения следующего подробного описания со ссылками на сопроводительные чертежи, на которых:

Фиг. 1 изображает спектральный шумомер в разобранном виде, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.

Фиг. 2 изображает структурную схему спектрального шумомера:

(а) в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения и

(б) в соответствии со вторым вариантом осуществления настоящего изобретения.

Фиг. 3 изображает схематическое представление развертывания спектрального шумомера, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.

Фиг. 4 изображает общий вид подземных источников шума, которые могут быть детектированы спектральным шумомером с фиг.1.

Фиг. 5 изображает схемы структур шума, связанных с разными типами горных пород, которые могут быть детектированы спектральным шумомером с фиг.1.

Фиг. 6 изображает общую схему структур шума, связанных с разными типами жидкости, которые могут быть детектированы спектральным шумомером с фиг.1.

Фиг. 7 изображает общую схему структур шума, связанных с разными расходами жидкости, которые могут быть детектированы спектральным шумомером с фиг.1.

Фиг. 8 изображает пример частотного спектра мощности, сформированного из данных, записанных спектральным шумомером с фиг.2(а) внутри добывающей буровой скважины.

Фиг. 9 изображает пример частотного спектра мощности, сформированного из данных, записанных спектральным шумомером с фиг.2(а) внутри другой добывающей буровой скважины.

Фиг. 10 изображает пример частотного спектра мощности, сформированного из данных, записанных спектральным шумомером с фиг.2(а) внутри нагнетательной буровой скважины.

Фиг. 11 изображает пример частотного спектра мощности, сформированного из данных, записанных спектральным шумомером с фиг.2(а) внутри другой нагнетательной буровой скважины.

Фиг. 12 изображает пример частотного спектра мощности, сформированного из данных, записанных спектральным шумомером с фиг.2(а) внутри контрольной буровой скважины.

Фиг. 13 изображает пример частотного спектра мощности, сформированного из данных, записанных спектральным шумомером с фиг.2(а) внутри буровой шахты.

Фиг. 14 изображает пример частотного спектра мощности, сформированного из данных, записанных спектральным шумомером с фиг.2(б) внутри бурящейся скважины.

В дальнейшем описании подобные элементы отмечены определениями и рисунками с одинаковыми номерами ссылок. Рисунки выполнены с необязательным масштабированием и пропорции определенных частей были увеличены для лучшей иллюстрации деталей и особенностей вариантов осуществления настоящего изобретения.

Описание предпочтительных вариантов воплощения

Спектральный шумомер 1, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, теперь будет описан с ссылками на фиг.1 и фиг.2. В частности, фиг.1 представляет собой изображение спектрального шумомера 1 в разобранном виде, в то время как фиг.2(а) представляет собой структурную схему первого варианта осуществления устройства 1. Спектральный шумомер 1 может быть рассмотрен как содержащий акустический детектор 2, каскад 3 усиления, одноканальный аналого-цифровой преобразователь 4, блок компьютерной обработки 5, имеющий внешний компьютерный интерфейс 6 и внутреннюю память 7. На фиг.1 можно увидеть, что он дополнительно содержит внутренний источник электропитания 8 в виде двух элементов батареи электропитания и соединитель 9, который обеспечивает средство присоединения спектрального шумомера 1 к кабелю, и откидной механизм, в качестве дополнительной детали, описанной ниже со ссылкой на фиг.3. Все верхние компоненты размещены внутри обсадной трубы 10 устройства для обеспечения физической защиты всем этим компонентам.

Акустический детектор 2 в настоящем описанном варианте осуществления содержит датчик импульса давления или гидрофон. Такие акустические детекторы известны специалистам в данной области техники и могут быть выбраны из множества вариантов исполнения. В настоящем описанном варианте осуществления гидрофон 2 содержит пьезоэлектрический преобразователь 11, расположенный внутри камеры 12, которая заполнена маслом 13. Камера 12 обеспечивает физическую защиту пьезоэлектрическому преобразователю 11, в то время как окружающее масло 13 обеспечивает передачу акустического шума к пьезоэлектрическому преобразователю 11. Пьезоэлектрический преобразователь 11 в настоящем описанном варианте осуществления имеет рабочий частотный диапазон от 8 Гц до 60000 Гц.

Каскад 3 усиления используется для усиления электрического выходного сигнала 14 из гидрофона 2 с коэффициентом 100000. Как видно на фиг.2(а), выходной сигнал 15 каскада 3 усиления преобразовывается в цифровой сигнал 16 12-битным аналого-цифровым преобразователем 4. В настоящем описанном варианте осуществления это достигается путем дискретизации на 1024 измеренных отсчета на частоте дискретизации 120 кГц, которая в начальной стадии может храниться в кэш-памяти 4а цифрового преобразователя 4.

Обработка цифрового сигнала 16 затем выполняется в блоке 5 компьютерной обработки. В частности, блок 5 компьютерной обработки может обеспечить быстрое преобразование Фурье (БПФ) для цифрового сигнала 16 для получения сигнала 17 данных частотного спектра мощности из акустического шума, детектированного гидрофоном 2. Сигнал 17 данных частотного спектра мощности затем сохраняется как 1024 дискретных частотных канала в энергонезависимой внутренней памяти 7, размером 1 Гб.

В настоящем варианте осуществления спектральный шумомер 1 эффективно замеряет выборки длиной 8,53 мс каждую секунду. Вследствие этого, внутренняя память 7 эффективно хранит данные для генерирования частотного спектра мощности за каждую секунду действия спектрального шумомера 1, в частотном диапазоне от 117 Гц до 60 кГц. Использование кэш-памяти 4а в сочетании с внутренней памятью 7 обеспечивает возможность достижения таких высоких частот дискретизации для спектрального шумомера 1. Так, устройство 1 извлекается из буровой скважины, для которой выполнялась дискретизация акустического шума, при этом все данные частотных спектров мощности могут быть загружены, соответственно, через компьютерный интерфейс 6 блока 5 компьютерной обработки.

Вышеописанный спектральный шумомер 1 имеет наибольший наружный диаметр 38 мм, длину 800 мм и вес 5 кг. Максимальное рабочее давление 60 MПa, максимальная рабочая температура 120°C, при динамическом диапазоне устройства 68 дБ. Внутренний источник 8 электропитания обеспечивает устройство 1 сроком службы в 48 часов перед тем, как этот компонент должен быть заряжен или заменен. В частности, обнаружено, что когда внутренняя память 7 переполнена, процесс загрузки данных частного спектра мощности занимает приблизительно 10 минут до завершения. Специалист в данной области понимает, что эти рабочие параметры могут изменяться между альтернативными вариантами осуществления спектрального шумомера.

Одно такое альтернативное осуществление содержит спектральный шумомер 1, в котором для обеспечения быстрого преобразования Фурье (БПФ) цифрового сигнала 16 не используется блок 5 компьютерной обработки. Вместо этого сигнал 17 данных спектра частоты сети сохраняется как 1024 дискретных временных каналов в энергонезависимой внутренней памяти 7. В этом варианте осуществления процесс обработки быстрого преобразования Фурье этих данных выполняется на поверхности при последующем извлечении спектрального шумомера 1.

Дополнительный альтернативный вариант осуществления спектрального шумомера, изображенного в целом ссылочной позицией 18, будет описан со ссылкой на фиг.2(б). Настоящий вариант осуществления схож с тем, что был описан выше со ссылкой на фиг.2а, однако спектральный шумомер 18 дополнительно содержит 12-битный, двухканальный аналого-цифровой преобразователь 19, а также первый 20 и второй 21 частотные каналы. Аналого-цифровой преобразователь 19 может содержать свою собственную кэш-память 19а для обеспечения достижения высоких частот дискретизации.

Первый частотный канал 20 содержит первый усилитель 3а и сконфигурирован функционировать подобным образом, как и вышеописанный спектральный шумомер с фиг.2а, т.е. каскад 3а усиления используется для усиления первой составляющей электрического выходного сигнала 14а из гидрофона 2 с коэффициентом 100000, и затем выходной сигнал 15а каскада 3а усиления преобразуется в первый цифровой сигнал 16а первым каналом аналого-цифрового преобразователя 19, который работает с частотой дискретизации 120 кГц.

Второй частотный канал 21 содержит фильтр нижних частот 22, который сконфигурирован, чтобы удалять частоты выше 4 кГц из электрического выходного сигнала 14б гидрофона 2, и второй каскад 3б усиления, который используется для усиления электрического выходного сигнала 14б из гидрофона 2 с коэффициентом 10000. Как можно увидеть на фиг.2(б), затем выходной сигнал 15б каскада 3б усиления преобразуется в цифровой сигнал 16б вторым каналом аналого-цифрового преобразователя 19, который достигается путем дискретизации 1024 измеренных отсчетов при частоте дискретизации 8 кГц.

Обработка цифровых сигналов 16а и 16б вновь выполняется в блоке компьютерной обработки 5, который снова может обеспечить быстрое преобразование Фурье (БПФ) цифровых сигналов 16а и 16б для преобразования сигналов 16а и 16б для получения сигнала 17 данных частотного спектра мощности из акустического шума, детектированного гидрофоном 2. Сигнал 17 данных частотного спектра мощности снова сохраняется как 1024 дискретных частотных каналов в энергонезависимой, размером 2 Гб, внутренней памяти 7. В качестве альтернативы, требования обработки сигнала в блоке компьютерной обработки 5 понижены путем сохранения сигнала данных 17 частотного спектра мощности как 1024 дискретных временных каналов в энергонезависимой внутренней памяти 7 и выполняя обработку сигнала с быстрым преобразованием Фурье (БПФ) этих данных на поверхности при последующем извлечении спектрального шумомера 18.

Подобным образом, как описано выше, первый канал 20 спектрального шумомера 18 эффективно отбирает выборку длиной 8,53 мс каждую секунду. Вследствие этого первый канал 20 обеспечивает возможность внутренней памяти 7 эффективно хранить данные для генерации частотного спектра мощности за каждую секунду действия спектрального шумомера 18 в частотном диапазоне от 117 Гц до 60 кГц. Напротив, второй канал 21 спектрального шумомера 18 эффективно отбирает выборку длиной 128 мс каждую секунду. Вследствие этого второй канал обеспечивает возможность внутренней памяти 7 эффективно хранить данные для генерации частотного спектра мощности за каждую секунду действия спектрального шумомера 18 в частотном диапазоне от 8 Гц до 4 кГц. Обнаружено, что более точные результаты достигаются в этом частотном диапазоне путем работы второго канала на этой более низкой частоте дискретизации.

Так, устройство 18 извлекается из буровой скважины, для которой выполнялась дискретизация акустического шума, при этом все данные частотных спектров мощности могут быть загружены, соответственно, через компьютерный интерфейс 6 блока 5 компьютерной обработки для дополнительного анализа.

Принцип действия спектрального шумового каротажа.

Пояснение общих принципов действия спектрального шумового каротажа в скважине с использованием спектрального шумомера 1 или 18 теперь будут описаны со ссылками на фиг.3. Как можно увидеть, спектральный шумомер 1 или 18 расположен в буровой скважине 23, которая проходит сквозь толщу пород 24. Буровая скважина 23 проходит вдоль обсадной трубы 25. Положение спектрального шумомера 1 или 18 внутри буровой скважины 23 регулируется кабелем 26, который расположен над шкивом 27 и который прикреплен противоположными концами к соединителю 9 и откидному механизму 28. Глубина спектрального шумомера 1 или 18 записывается на поверхностном блоке компьютерной обработки 29 глубиномером 30, который используется для измерения перемещения кабеля 26.

При установке спектральный шумомер 1 или 18 опускается в буровую скважину 23 откидным механизмом 28 и данные акустического шума получают на стационарных местоположениях, расположенных по длине буровой скважины 23 с интервалов в 1 м. Спектральный шумомер 1 или 18 выполнен с возможностью сохранять неподвижность в каждом из этих местоположений в 60-секундный период так, что устройство 1 или 18 эффективно записывает данные частотного спектра мощности для 60 спектров по 1024 каналам в частотном диапазоне от 117 Гц до 60 кГц или от 8 Гц до 60 кГц в каждом местоположении. После каждого измерения спектральный шумомер 1 извлекается и данные с временной привязкой могут быть выгружены для дальнейшего анализа.

На практике для буровой скважины 23 часто выполняют два измерения: одно измерение в статическом режиме и одно измерение в динамическом режиме.

Как будет понятно специалисту в данной области техники, хотя вышеописанные способы установки описываются с помощью спуска спектрального шумомера 1 или 18 вниз по буровой скважине 23, способ может быть адаптирован так, чтобы спектральный шумомер 1 или 18 запускался на удаленном конце буровой скважины 23 и перемещался по кабелю 26 и откидному механизму 28 назад по направлению к откидному механизму 28. Также спектральный шумомер 1 или 18 не ограничен использованием в буровых скважинах 23, имеющих конкретное направление, например вертикально-направленные буровые скважины. Важным является то, что количество стационарных местоположений сбора данных, полученных по длине буровой скважины 23 было таким, чтобы соответствующие данные частотного спектра мощности могли быть записаны.

Поверхностная обработка данных.

Спектральный шумомер 1 или 18, описанный выше, сконфигурирован для обеспечения высокоточных показаний акустического шума. Вследствие этого для процесса интерпретации, подробно описанного далее, важен тот факт, что используются только данные частотного спектра мощности со стационарных местоположений измерений. Даже самые малые шумы, например шумы, связанные с работой кабеля 26 и откидного механизма 28 или движения самого спектрального шумомера 1 или 18 внутри буровой скважины 23, приводят к высоким уровням шума в широком акустическом спектре, который затем маскирует сигналы низкого шума, связанных с типичным шумом потока нефтеносного пласта.

Таким образом, первая стадия техники поверхностной обработки данных - это идентификация тех наборов данных частотного спектра мощности, которые были получены на стационарных местоположениях измерений. Это достигается путем:

- идентификации положения стационарных местоположений записи на кривой глубин, т.е. тех частей кривой глубины от времени, где скорость спектрального шумомера может быть ниже порогового значения;

- идентификации положения стационарных местоположений записи на данных акустического шума, т.е. тех частей кривой акустического шума от времени, где амплитуда акустического шума, зарегистрированного спектральным шумомером, может выглядеть ниже порогового значения;

- сопоставления информации относительно положения стационарных местоположений записи определенных из кривой глубин и из данных акустического шума так, чтобы минимизировать какие-либо различия между ними.

Следуя вышеописанному процессу, можно идентифицировать данные 60 частотных спектров мощности, записанных в каждом стационарном местоположении записи. Поверхностный блок 29 компьютерной обработки затем используется для выполнения обработки данных частотного спектра мощности путем выполнения методов числового усреднения по наборам данных для обеспечения надежного частотного спектра мощности, отражающую эту глубину. Методы числового усреднения содержат вейвлет-фильтрацию для обеспечения возможности проверки статистической значимости деталей в данных частотного спектра мощности. В частности, спектральная плотность шума, представленная в глубинно-частотной плоскости, подвергается вейвлет-преобразованию. Множество последовательных отсчетов шумовых сигналов для каждой глубины дает возможность определения средних величин вейвлет-коэффициентов и их характерный разброс. Дополнительный анализ может, вследствие этого, исключить статистически незначительные детали в спектре сигнала и отчетливо различить фоновые составляющие, которые присутствуют в широком диапазоне глубин (например, шум, сгенерированный потоком в стволе скважины или действием насоса).

Без вейвлет-фильтрации методы числового усреднения могут быть неспособны отделять случайные выбросы, происходящие от значительных шумов флюида в стволе скважины от шумов, издаваемых интересуемыми источниками (см. дальнейшее описание панелей спектрального шумового каротажа).

Как будет понятно специалисту в данной области техники, другое числовое усреднение и способы фильтрации могут быть использованы для обработки данных частотного спектра мощности. Эти способы включают в себя, например, энтропийное усреднение, порядковые статистики и методы медианной фильтрации.

Выбранные данные частотного спектра мощности для каждого стационарного местоположения записи могут быть наложены и представлены графически, как будет рассмотрено в дальнейшем более подробно, для представления панелей спектрального шумового каротажа, которые затем могут быть интерпретированы для обеспечения требуемой информации касательно флюида, протекающего в подземный пласт через или за обсадной трубой скважины.

При использовании шумового каротажа 18, показанного на фиг.2(б), показано, что второй канал 21 обеспечивает более точные и, следовательно, более надежные результаты для акустического шума в диапазоне от 8 Гц до 4 кГц по сравнению с результатами, полученными при использовании единственного канала спектрального шумомера 1 на фиг.(2а).

Панели спектрального шумового каротажа.

Некоторое количество панелей спектрального шумового каротажа, полученных путем использования вышеописанного спектрального шумомера 1 и связанного с ним способа применения, будет описано со ссылками на фиг.4-13.

Фиг.4 представляет краткое изложение панели 31 спектрального шумового каротажа подземных источников шума, которые могут быть детектированы спектральным шумомером 1 на фиг.1. Левая сторона панели 31 спектрального шумового каротажа показывает частоты в районе 300 Гц (соответствующие элементам обсадной трубы), в то время как правая сторона панели 31 показывает частоты до 30 кГц (соответствующие шуму основного потока за обсадной трубой). Амплитуды шума представлены посредством цветовой палитры радуги, где красный цвет представляет высокую громкость, синий цвет - тихую громкость, а белый цвет - бесшумный режим (или шум ниже порога детектирования спектрального шумомера 1).

Источники шума в скважине, вследствие этого, могут быть разделены на различные категории, которые далее будут последовательно рассмотрены:

Вертикальный поток жидкости скважины.

Этот тип акустического шума формируется вибрацией трубопровода или обсадной трубы 10, наведенной потоком жидкости в скважине. Нормальный частотный диапазон находится ниже 1 кГц.

Следует отметить, что турбулентный поток в скважине также формирует шум в этом низкочастотном диапазоне. В результате, если давление скважинного потока опускается ниже давления насыщения, то выделяется насыщенный газ, который формирует акустический шум около 5 кГц. Частота шума этой компоненты акустического шума, однако, стремится к 1 кГц, когда насыщенный газ поднимается поверхности.

Фактически шум в скважине формируется внутри ствола скважины 23, которая не имеет вертикальной локализации, так же, как и связанный с ней акустический шум, не имеет четкой инфраструктуры.

Дополнительно, отмечен тот факт, что, учитывая затрагиваемые частотные диапазоны, акустический шум в скважине является хорошо слышимым для человеческого уха.

Элементы конструкции.

Акустический шум от элементов конструкции формируется перфорациями, Х-ниппелями, детекторами, башмаками насосно-компрессорной трубы, газовыми оправками, пакерами и утечками в обсадной трубе. Эти элементы обычно производят акустический шум в частотном диапазоне между 1 кГц и 3 кГц.

Шум от элементов конструкции, тем не менее, локализован в пространстве внутри ствола скважины 23 и, поэтому, может быть расположен вертикально как отдельно-расположенное пятно большого размера на панели спектрального шумового каротажа. На практике, они не четко локализованы в режимах течения из-за эффектов маскировки шума ствола скважины, находящегося в полосе пропускания соседней частоты. С другой стороны, одни и те же элементы могут быть четко различимы на панелях спектрального акустического шумомера остановленной скважины, когда приток флюида в скважину после ее останова силен в момент проведения исследования. Обнаружено, что элементы конструкции иногда производят необыкновенно высокий шум, например в случае недостаточной перфорации или утечки в пакере обсадной трубы. Тем не менее, соответствующий частотный спектр, выделяется из нормальной полосы пропускания элемента конструкции и, вследствие этого, хорошо заметен на панели спектрального акустического каротажа.

Перетоки за обсадной трубой.

Как известно в этой области техники, заколонный переток - это поток, который возникает за обсадной трубой в результате разрушения цемента или разрушения пласта. Заколонный переток обладает четкими границами (верхняя и нижняя в вертикальной буровой скважине 23) и поэтому проявляется на панели спектрального акустического каротажа в качестве узкой отдельно расположенной вертикальной полосы, соединяющей две активные полосы. Шум от перетока обнаруживается при изменения высоты звука (и возможного отклонения от вертикальной линии), поскольку отверстие в канале может измениться в размере и структуре. Более того, канал может периодически прерываться при прохождении через большие отверстия (например, на участках обнаружения нефти с отсутствием цемента), которые смещают тон звука на более низкую частоту, когда он может быть замаскирован основным шумом ствола скважины.

Поток пласта.

Шум потока пласта формируется вибрациями песчинок, пористых сужений и разломов потока жидкости пласта. Он имеет четкие вертикальные границы (верхняя и нижняя в вертикальной буровой скважине 23), но не проявляет радиальной локализации. Акустический шум, связанный с трещинами в пласте, обычно снижается до частотного диапазона от 3 кГц до 5 кГц, но большие трещины и каверны могут производить низкий акустический шум 1 кГц. В этом диапазоне акустический шум от потока пласта может смешиваться с шумом, производимым элементами конструкции. Также обнаружено, что некоторые спектры шума пласта показывают две соседние полосы трещин, связанные с сетью разломов различных размеров.

Регулярный поток матрицы формирует звук около 10-15 кГц, но может занимать более широкий частотный диапазон. Например, известны плотные образования для формирования акустического шума в ультразвуковом диапазоне (более 20 кГц). В случае исключительно плотных образований, т.е. когда они обладают проницаемостью менее 1 мД, только газ может просачиваться через эти горные породы и, таким образом, формировать акустический шум в широком частотном диапазоне, включая частоты более 30 кГц.

В отличие от шума потока ствола скважины шум потока пласта является менее слышимым для человеческого слуха из-за низкой громкости и высокого тона.

Увеличение слышимого частотного диапазона до 60 кГц позволяет спектральному шумомеру 1 детектировать акустический шум, сгенерированный внутри пористой среды, и поэтому спектральный шумомер 1 не ограничен детектированием утечек в обсадной трубе, как в случае многих способов и устройств, описанных в предшествующей области техники.

Влияние различных типов горных пород на панели спектрального акустического каротажа далее будут описаны со ссылками на фиг.5. В частности, фиг.5 показывает панели спектрального акустического каротажа, формируемые для четырех различных типов горных пород, а именно известняк 32а с трещинами, известняк 32б двойной пористости, пористый известняк 32в и плотный песчаник 32д. Можно легко увидеть, что спектральный шумомер 1 может формировать панели спектрального шумового каротажа, которые позволяют четко различать структуру каждого окружающего пласта.

Фиг.6 представляет панели спектрального шумового каротажа, связанные с различными типами жидкости. Доказано, что типы жидкостей, сами по себе, не влияют на спектр панели спектрального шумового каротажа. Как правило, в качестве жидкости выступают нефть или вода. Однако, если горные породы имеют большое количество трещин, то газ также может присутствовать. На панелях 33a и 33б спектрального шумового каротажа по фиг.6 можно увидеть четкое различие между панелями спектрального шумового каротажа, формируемыми жидкостью 33а и формируемыми газом 33б, в этом частном примере вода и углекислый газ, соответственно. В общем, когда газ проникает в трещину, формируется шум, который проявляется в более широком частотном диапазоне, чем у трещины, связанной с жидкостью, и, в общем, этот шум намного громче, чем поток жидкости.

Также обнаружено, что при определенных обстоятельствах панели спектрального шумового каротажа могут обеспечивать средство для различения между различными расходами жидкости в стволе скважины. В общем, обнаружено, что громкость акустического шума растет линейно с увеличением расхода. Пример панелей спектрального шумового каротажа для трех расходов, а именно 10 мм/мин 34а, 5 мм/мин 34б и 2 мм/мин 34с показаны на фиг.7 с целью сравнения. Эти результаты могут обеспечить возможность для определения наличия нагнетания или однофазной добычи.

Фигуры 8-13 представляют пример панелей спектрального шумового каротажа, полученные после применения спектрального шумомера 1 с фиг.2(а) на множестве скважин. Для целей сравнения, QZW панель 35 и QZIW панель 36, сформированные из вертушечных расходомеров внутри тех же самых скважин 23, также предусмотрены на фиг.8-11. В эти подробные фигуры включены также 37 объемные модели горных пород соответствующих скважин 23.

На фиг.8 можно четко увидеть добычу 38 из пласта в области А2 на обеих панелях вертушечных расходомеров 35 и 36 и на панели 39 спектрального шумового каротажа. Тем не менее, важная дополнительная деталь может быть извлечена из панели 39 спектрального шумового каротажа по сравнению с тем, что предоставляют панели вертушечного расходомера 35 и 36. В частности, панель 39 спектрального шумового каротажа отчетливо демонстрирует основной поток 40 как пик акустического шума в районе 15 кГц, который также объединяется с двумя пиками 41а и 42б в районе 3 кГц и 5 кГц, которые возникают из потока по трещинам и которые более вероятно связаны с жидкостью в компонентах трещины. Также можно увидеть на фиг.8, что полосы в панели спектрального шумового каротажа хорошо согласуются с полосами пористости/проницаемости внутри объемной модели 37 горной породы.

Панель 39 спектрального шумового каротажа также демонстрирует компоненту 42 непрерывного низкочастотного акустического шума ниже перфораций, которая в соответствии с панелью вертушечного расходомера 35 и 36 показывает подъем жидкости со дна при исследовании. Однако панель 39 спектрального шумового каротажа также показывает сопутствующую вертикальную полосу 43а, которая четко отделена от шума 42 скважины и которая не обладает характерными особенностями на панелях вертушечного расходомера 35 и 36. Эта особенность характерна для системы каналов, которая начинается с втекания в подошву пласта А5 и продолжается на протяжении всего пути основной добычи вверх до области А2.

Панель 39 спектрального шумового каротажа также показывает вторую особенность 43б системы каналов, которая проходит к верхним перфорациям в области А1 и которая имеет такую небольшую величину, что в результате неразличима на панелях вертушечного расходомера 35 и 36.

Фиг.9 представляет пример более сложного сценария в потоке при добыче, в котором насосно-компрессорная труба 44 расположена в стволе скважины 23. В этом примере обе панели вертушечного расходомера 35 и 36 и панель спектрального шумового каротажа 45 демонстрируют втекание 46а внизу ствола скважины 23 в области А7. Однако панель 45 спектрального шумового каротажа предполагает, что источником более слабого потока 46а втекания является пласт, очень близкий к нижнему концу ствола скважины 23 и, как таковая, структура 40 матричного потока представлена записанным акустическим шумом. Эта деталь не видна ни на одной из панелей вертушечного расходомера 35 и 36.

Панель 45 спектрального шумового каротажа также демонстрирует спектральную полосу 43 с более высокого тона, которая явно относится к заколонному перетоку.

Интересен тот факт, что панель 45 спектрального шумового каротажа не показывает никакого акустического шума в области А7, хотя на панелях вертушечного расходомера 35 и 36 поток четко виден в этом местоположении. Предполагается, что втекание 46а начинается из той же системы каналов снизу буровой скважины 23, и в действительности можно видеть, что шум 43 с системы каналов снижен особенно сверху области втекания А7.

Второе втекание 46б в области А6 установлено из обеих панелей вертушечного расходомера 35 и 36 и панели 45 спектрального шумового каротажа, причем предполагается, что это постоянное радиальное втекание. Начиная с этой точки и продолжая весь путь вверх, отсутствуют какие-либо признаки дополнительных изменений потока ствола скважины от панелей вертушечного расходомера 35 и 36. Однако панель 45 спектрального шумового каротажа четко показывает два потока в областях А3, а именно матричный поток 40а и поток 41 по трещинам, и третий поток в области А5, а именно матричный поток 40б. Эти три потока 40а, 41 и 40б содействуют протеканию потока жидкости за обсадной трубой 25 и в перфорации в области А6.

Стоит заметить, что на панели 45 спектрального шумового каротажа получаются полосы 40а и 40б матричных потоков, в то время как спектральный шумомер 1 расположен внутри насосно-компрессорной трубы 44, т.е. в режиме шумового потока и через много барьеров, а именно насосно-компрессорная труба 44, затрубное пространство, обсадная труба 25 и слои цемента.

Фиг.10 представляет первый пример панели 47 спектрального шумового каротажа, получаемой в процессе закачки. В частности, фиг.10 показывает регулярную закачку в четыре перфорированные зоны. Панель 47 спектрального шумового каротажа четко показывает продолжение 43 низкочастотного шума внизу перфораций, где панели вертушечного расходомера 35 и 36 не предполагают наличия потока. Продолжение 32 может быть показано как характерная полоса красного цвета в более высоком диапазоне, чем акустический шумовой диапазон 42 ствола скважины, который, как было ранее описано, является показателем наличия заколонных перетоков 25.

Панель 47 спектрального шумового каротажа также показывает, что в середине области А4 отсутствует компонента шума матричного потока, что означает, что закаченная вода быстро распространяется по трещинам и не проникает в основной пласт.

Для сравнения, фиг.11 представляет панель 48 спектрального шумового каротажа для постоянной закачки через насосно-компрессорную трубу 44. Панели вертушечного расходомера 35 и 36 показывают, что небольшая часть закаченной воды, раз попавшая в спектральный шумомер 1, выходит из трубопровода 44 в результате нависания трубопровода над отверстиями. Однако панель 48 спектрального шумового каротажа не показывает какого-либо шума пласта в башмаке насосно-компрессорной трубы, что означает, что закаченная вода протекает по альтернативному пути. Анализ панели 48 спектрального шумового каротажа 48 насосно-компрессорной трубы выше продуктивной зоны четко показывает три полосы шума 40а, 40б и 41 пласта (верхняя полоса показывает только шум от трещин), которые учитывают недостающую закаченную воду внутри области А7.

Панель 48 спектрального шумового каротажа также подтверждает наличие двух более низких полос 40а и 40б, но предполагает распространение потока жидкости по трещине в обоих случаях.

Стоит отметить, что панель 48 спектрального шумового каротажа получена, когда спектральный шумомер 1 расположен в насосно-компрессорной трубе 44 и сильно обтекается жидкостью от закачки насосно-компрессорной трубы. Даже при этих обстоятельствах спектральный шумомер 1 способен улавливать очень низкий уровень шума пласта через затрубное пространство, обсадную трубу 10 и заколонное пространство 43.

Фиг.12 представляет панель 49 спектрального шумового каротажа, которая выделяет шум радиального потока регионального пласта в наблюдательной скважине. Вместо панелей вертушечного расходомера 35 и 36, объединенных в целях сравнения, на этой панели они заменены термограммой 50 с высокой разрешающей способностью по температуре. Основной поток 40 может быть четко виден и на панели 49 спектрального шумового каротажа, и на термограмме 50 с высокой разрешающей способностью по температуре.

Этот пример показывает, как спектральный шумовой каротаж может быть использован для содействия в мониторинге профиля регионального вертикального потока в стволе скважины 23. В то время как температурный и импульсный нейтронный каротаж эффективны в сборе данных в зонах закачки воды/газа, они не способны идентифицировать, какие из областей активны или неактивны в настоящее время. Вышеописанный пример показывает, как дополнительный спектральный шумовой каротаж может быть полезен в разрешении этого вопроса.

Последний пример функциональности спектрального шумомера 1 снабжен ссылкой на фиг.13. Фиг.13 представляет две панели 51 и 52 спектрального шумового каротажа, взятые с вновь пробуренной скважины перед тем, как обсадная труба 25 была спущена. В первой панели 51 активные потоки 40а, 40б, 40с, 40д и 40е пласта могут быть четко рассмотрены вместе с каналами перетоков между ними. Вторая панель 52 демонстрирует случай, где буровой раствор был замещен более насыщенным раствором для заглушения активных матричных потоков 40а, 40б, 40с, 40д и 40е. Можно четко увидеть, что два более низких активных матричных потока 40д и 40е были полностью заглушены наличием более насыщенного раствора, в то время как три более высоких потока 40а, 40б и 40с были временно остановлены в матрице породы, хотя там через трещины 41а, 41б и 41с все еще присутствовал поток жидкости.

Путем сравнения фиг.14 представляет три панели 53, 54 и 55 спектрального шумового каротажа, формируемые из данных, записанных путем размещения спектрального шумомера 18 в потоке добычи, причем трубопровод 44 расположен в скважине 23. В частности, панель 53 генерируется, как описано выше, из данных, полученных на втором частотном канале 21 спектрального шумомера 18, в то время как панель 54 генерируется из данных, получаемых на первом частотном канале 20. Подобным образом панель 55 генерируется из данных, полученных на первом частотном канале 20, но в этом случае данные подвергаются процессу численной вейвлет-фильтрации. Это позволяет устранить низкочастотный шум, вызванный потоком 42 в скважине. Статистически существенный шум 40а вызванный потоком пласта, был идентифицирован напротив отверстий.

В панелях 54 и 55 может быть четко видна полоса шума от 0,1 кГц до 60 кГц в интервале X555-X560.8 м. Этот высокочастотный шум указывает на поток пласта. Высокая мощность шума, наблюдаемая в этом интервале, показывает, что большое количество нагнетенной жидкости интенсивно затекает в верхний интервал.

Эти панели 54 и 55 также демонстрируют полосу шумов от 0,1 до 30 кГц в интервалах X562-X564 40c, X568.6-X569.4 40d и X570.4-X572.4 м 40a. Эти высокочастотные шумы снова указывают на поток пласта, но слабая плотность шума указывает на то, что в эти интервалы поступает намного меньше жидкости, чем описано ранее.

Низкочастотный шум панелей 54 и 55 также демонстрирует наличие шума от потока 42 скважины. Длинная полоса 56 напротив глубины Х515 м в спектральном профиле относится к изменению размера трубопровода.

Теперь, ссылаясь на панель 53 нижних частот, можно видеть, что шум напротив перфорированного интервала слишком слаб для захвата. Это объясняется тем фактом, что большая часть энергии шумового сигнала, вызванная матричным потоком, накапливается в высокочастотной области.

Вышеописанные способы и устройства обеспечивают некоторое количество существенных преимуществ по сравнению с системами, известными в этой области техники. В первом случае описанные устройства позволяют использовать намного более высокие частоты дискретизации, чем устройства, описанные в области техники, например использование частоты дискретизации в 120 кГц. Это позволяет устройствам иметь значительно повышенную чувствительность и работать в большем частотном диапазоне, чем устройства, известные в области техники, т.е. от 117 Гц до 60 кГц. Рабочий диапазон может быть дополнительно увеличен включением второго канала в устройстве. В частности, улучшенные результаты по низким частотам (от 8 Гц до 4 к Гц) были получены включением второго канала в устройстве, предназначенном для измерения и записи в этом акустическом частотном диапазоне.

Эта повышенная чувствительность означает, что данные могут быть получены для течения различных типов флюидов через множественные барьеры внутри скважины, например через трубопровод и обсадную трубу, и которые проникают на несколько метров в ближайшие пласты, даже в присутствии существенного потока в скважине. Спектральный шумомер может, тем не менее, быть запущен также как часть исследований в остановленной скважине. В результате, описанный спектральный шумомер может не только детектировать и определять утечки через обсадную трубу, но и детектировать и определять потоки флюидов за обсадной трубой, например по каналам, или акустический шум, связанный с ближайшими трещинами или матричными пластами.

Описанные способы и устройства устанавливаются ненаправленно, т.е. не ограничены для использования только в вертикальной скважине. Они также могут быть использованы для содействия в определении типов горных пород в ближайших пластах, типов жидкостей, протекающих в этих пластах, и скоростей потоков, связанных с этими жидкостями.

Другой существенный пример описанного спектрального шумомера заключается в том факте, что он выполнен с возможностью действия в режиме записи в память. В результате данные, принятые в различных стационарных местоположениях для записи, полностью нечувствительны к качеству агрегата для исследования скважин и режиму перемещения устройства по стволу скважины.

Спектральный шумомер также весьма легко приспосабливаем и поэтому может работать как составляющая часть более длинной буровой колонны. Буровая колонна, например, может содержать другое комплементарное каротажное устройство.

Очевидно, что спектральный шумомер найдет применение в области бурения, каротажа в эксплуатационных скважинах, мониторинга областей потока, петрофизических процессах и в развитии трехмерного моделирования потоков жидкости. Эти области включают в себя, но не ограничены:

- анализ целостности скважины,

- идентификация активной зоны проницаемого пласта в нагнетательных и добывающих скважинах, в необсаженном стволе скважины и через обсадную трубу,

- идентификация заколонных перетоков в нагнетательных и добывающих скважинах,

- идентификация типа матрицы горной породы,

- мониторинг вертикального профиля региональных подповерхностных потоков путем наблюдения, включая экологическую зону,

- идентификация того, какие трещины являются активными, а какие нет.

Описаны способы и устройства для выполнения спектрального акустического каротажа в скважине. В частности, описан спектральный шумомер, который содержит акустический детектор, каскад усиления, аналого-цифровой преобразователь, блок компьютерной обработки и внутреннюю память. Описанный способ и устройство демонстрируют повышенную чувствительность и позволяют производить действия в частотном диапазоне от 8 Гц до 60 кГц. В результате, спектральный шумомер может быть использован не только для детектирования и определения утечек через обсадную трубу, но и для детектирования и определения потока жидкости за обсадной трубой, например, в системе каналов или акустический шум, связанный с ближайшими трещинами или основными пластами.

Вышеизложенное описание изобретения представлено с целью иллюстрации и описания и не предназначено для исчерпывания или для ограничения изобретения, раскрытого в точной форме. Описанные варианты осуществления были выбраны и описаны по порядку для лучшего разъяснения принципов изобретения и его практического применения, чтобы, таким образом, дать возможность специалистам в данной области техники использовать наилучшим образом это изобретение в различных приложениях и с различными изменениями, подходящими для конкретного предполагаемого использования. Вследствие этого дополнительные изменения или улучшения могут быть включены без отступления от сущности изобретения, как определено прилагаемой формулой изобретения.

1. Способ выполнения спектрального шумового каротажа скважины, содержащий этапы, на которых:
- записывают два или более набора данных частотного спектра мощности в двух или более стационарных местоположениях внутри ствола скважины;
- обрабатывают два или более набора данных частотных спектров мощности, записанных в каждом из двух или более стационарных местоположений, чтобы поставить в соответствие единственный частотный спектр мощности каждому стационарному положению.

2. Способ выполнения спектрального шумового каротажа по п.1, дополнительно содержащий этап, на котором записывают глубину стационарных местоположений в стволе скважины.

3. Способ выполнения спектрального шумового каротажа по пп.1 и 2, содержащий этап, на котором накладывают поставленные в соответствие единственные частотные спектры мощности для формирования панели спектрального шумового каротажа.

4. Способ выполнения спектрального шумового каротажа по пп.1-3, содержащий этап, на котором стационарные местоположения равномерно распределяют в стволе скважины.

5. Способ выполнения спектрального шумового каротажа по пп.1-4, в котором, на этапе записи двух или более наборов данных частотных спектров мощности в стационарных местоположениях в стволе скважины, детектируют акустический шум в первом частотном диапазоне.

6. Способ выполнения спектрального шумового каротажа по п.5, в котором, на этапе записи двух или более наборов данных частотных спектров мощности в стационарных местоположениях в стволе скважины, дополнительно детектируют акустический шум во втором частотном диапазоне, при этом второй частотный диапазон содержит более низкие частоты, чем первый частотный диапазон.

7. Способ выполнения спектрального шумового каротажа по пп.5 и 6, в котором первый частотный диапазон составляет от 117 Гц до 60 кГц.

8. Способ выполнения спектрального шумового каротажа по пп.6 и 7, в котором второй частотный диапазон составляет от 8 Гц до 4 кГц.

9. Способ выполнения спектрального шумового каротажа по пп.1-8, в котором обработка двух или более наборов частотных спектров мощности, записанных в стационарных местоположениях, содержит числовое усреднение наборов данных частотных спектров мощности.

10. Способ выполнения спектрального шумового каротажа по п.9, в котором числовое усреднение наборов данных частотных спектров мощности содержит цифровую фильтрацию наборов данных для обеспечения возможности проверки статистической значимости деталей в данных частотных спектров мощности.

11. Спектральный шумомер, содержащий:
акустический детектор,
первый частотный канал с первым каскадом усиления, выполненный с возможностью усиления первой составляющей электрического выходного сигнала, генерируемого акустическим детектором;
второй частотный канал с фильтром нижних частот и вторым каскадом усиления, выполненный с возможностью фильтрации и усиления второй составляющей электрического выходного сигнала, генерируемого акустическим детектором;
аналого-цифровой преобразователь, обеспечивающий возможность оцифровки усиленного выходного сигнала из первого каскада усиления;
блок компьютерной обработки, обеспечивающий возможность обработки оцифрованного выходного сигнала из аналого-цифрового преобразователя так, чтобы генерировать наборы данных частотных спектров мощности; и внутреннюю память, обеспечивающую возможность сохранения одного или более наборов данных частотных спектров мощности, формируемых обработкой сигнала из блока компьютерной обработки.

12. Спектральный шумомер по п.11, в котором акустический детектор детектирует акустический шум в диапазоне от 8 Гц до 60 кГц.

13. Спектральный шумомер по пп.11 и 12, в котором акустический детектор содержит датчик импульса давления или гидрофон.

14. Спектральный шумомер по п.13, в котором гидрофон содержит пьезоэлектрический материал, установленный внутри камеры.

15. Спектральный шумомер по п.14, в котором пьезоэлектрический материал содержит пьезокерамику.

16. Спектральный шумомер по пп.14 и 15, в котором камера заполнена маслом.

17. Спектральный шумомер по пп.11-16, в котором аналого-цифровой преобразователь дискретизирует первый частотный канал с первой частотой дискретизации.

18. Спектральный шумомер по п.17, в котором первая частота дискретизации составляет 120 кГц.

19. Спектральный шумомер по п.11, в котором фильтр нижних частот, предпочтительно, отсекает частоту более 4 кГц из частоты сигнала, проходящего по второму каналу.

20. Спектральный шумомер по п.11, в котором аналого-цифровой преобразователь предпочтительно дискретизирует второй частотный канал со второй частотой дискретизации, причем вторая частота дискретизации ниже, чем первая частота дискретизации.

21. Спектральный шумомер по п.20, в котором вторая частота дискретизации составляет 8 кГц.

22. Спектральный шумомер по пп.11-21, в котором сохраненный набор данных частотного спектра мощности содержит оцифрованные временные данные.

23. Спектральный шумомер по п.22, в котором оцифрованные временные данные содержат 1024 дискретных временных каналов.

24. Спектральный шумомер по п.11, в котором блок компьютерной обработки обеспечивает быстрое преобразование Фурье (БПФ) оцифрованного выходного сигнала из аналого-цифрового преобразователя.

25. Спектральный шумомер по п.11, в котором сохраненный набор данных частотного спектра мощности содержит оцифрованные частотные данные.

26. Спектральный шумомер по п.25, в котором оцифрованные частотные данные содержат 1024 дискретных частотных каналов.

27. Спектральный шумомер по п.11, дополнительно содержащий компьютерный интерфейс, обеспечивающий возможность загрузки наборов данных частотных спектров мощности, сохраненных во внутренней памяти.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при оценке продуктивности скважины и эффективности ее эксплуатации. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке месторождений углеводородов (УВ) с использованием измерений параметров геофизических полей различной природы при обработке данных для определения детальных (тонкослоистых) фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и типа их насыщения в межскважинном и околоскважинном пространстве.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для изучения анизотропии и трещиноватости пород методами скважинной сейсморазведки. .

Изобретение относится к области исследования геологических разрезов по данным сейсмоакустических исследований нефтегазовых скважин. .

Изобретение относится к области сейсмической разведки, в частности к способам обработки сейсмических данных. .

Изобретение относится к способу, предназначенному для определения опасности водного потока с малой глубиной залегания путем использования сейсмических данных. .

Изобретение относится к средствам измерения в скважинах в процессе бурения, в частности к средствам передачи сейсмических данных в реальном времени. Техническим результатом является повышение точности и скорости передачи данных. Предложена система для сейсмического исследования в процессе бурения, содержащая следующие компоненты: бурильную колонну, содержащую по меньшей мере один сейсмический датчик и встроенный процессор, выполненный с возможностью оцифровки сигнала от сейсмического датчика для получения цифрового волнового сигнала и обработки цифрового волнового сигнала для получения сжатого представления волнового сигнала в целях хранения и передачи. Причем сжатый волновой сигнал имеет отрегулированную частоту выборки и отрегулированную степень квантования по сравнению с цифровым волновым сигналом. При этом отрегулированная частота выборки и отрегулированная степень квантования адаптированы с учетом меры искажения между цифровым волновым сигналом и сжатым представлением волнового сигнала. Раскрыт также способ сейсмического исследования в процессе бурения с использованием указанной системы. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 17 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может найти применение при разработке нефтяных залежей. Способ включает проведение геолого-геофизических и промысловых исследований скважин, комплексный анализ их результатов, выделение литотипов по данным ГИС, оценку разделения литотипов в полях скоростей продольных, поперечных волн и плотности, проведение синхронной инверсии частичных угловых сумм сейсморазведочных работ 3Д, в результате чего получают трехмерные кубы скоростей продольной, поперечной волн и плотности. Пересчитывают их в дискретный куб литологии на основе литотипов, выделенных по скважинным данным, и проводят калибровку и верификацию по данным ГИС. На основе результатов обработки и интерпретации сейсморазведочных работ 3Д строят карты когерентности волнового поля по кровле баженовской свиты и подошве ближайшего вышележащего проницаемого пласта. Определяют критическое значение индекса когерентности, ниже которого продуктивность скважин близка к нулю. Проводят совместный анализ карт когерентности и выделяют потенциально продуктивные зоны баженовской свиты. Проводят анализ зависимости мощности литотипов от запускных дебитов скважин. Затем на основе разработанных петрофизических алгоритмов и выявленных связей по данным ГИС и исследований керна рассчитывают коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, по результатам чего строят карты эффективных нефтенасыщенных мощностей, пористости, нефтенасыщенности и распределения плотности запасов нефти. Технический результат - повышение точности прогнозирования распространения запасов нефти. 8 ил.

Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано в нефтяной промышленности для непрерывного контроля местоположения бурового инструмента при бурении скважин. Согласно заявленному способу осуществляют с помощью антенны одновременную синхронную регистрацию сейсмических колебаний, возбуждаемых буровым инструментом в процессе бурения. Регистрацию сейсмических колебаний осуществляют с помощью датчиков давления многоэлементной гидроакустической мультилинейной кабельной антенны на морском дне. Преобразуют сигналы датчиков в цифровую форму и передают эти сигналы через оптоволоконный кабель на надводную систему запоминания и хранения данных в виде сейсмограмм. Осуществляют частотную фильтрацию сигналов в нескольких частотных диапазонах. Последовательно обрабатывают сигналы во временных окнах, соответствующих частотным диапазонам. Осуществляют пространственную фильтрацию плоских волн и рассчитывают функции сембланса в области под апертурой антенны. Определяют местоположения источников шума по максимуму сембланса. Вычисляют когерентные компоненты сейсмограмм для найденного источника и вычитают когерентные компоненты из сейсмограмм. Интегрируют данные о положении источников в различных частотных диапазонах и определяют траекторию скважины с учетом последовательно определенных положений бурового инструмента и ее общей длины. Технический результат - повышение точности определения местоположения бурового инструмента. 1 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении геологоразведочных работ при поиске нефти и газа. Согласно заявленному предложению выполняют измерения скоростей продольных волн в геологическом пласте, окружающем первую скважину, для получения данных об измеренных скоростях продольных волн и для последующего определения скорректированных скоростей продольных волн для первой скважины. Эти скорректированные скорости продольных волн для первой скважины могут быть определены при использовании сочетания данных об измеренных скоростях продольных волн и данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, а также данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, получаемых непосредственно на основании данных об измеренных скоростях поперечных волн в соответствующей одной или нескольких вторых скважинах. Затем данные о спрогнозированном поровом давлении для первой скважины могут быть образованы при использовании скорректированных скоростей продольных волн. Технический результат - повышение точности и достоверности получаемых данных. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к горному делу и предназначено для определения координат трещиноватых зон, пересекающих измерительную скважину, пробуренную в кровле выработки. Способ основан на экспериментально установленной закономерности влияния трещиноватой зоны на корреляционные характеристики шумового акустического сигнала, излучаемого в массив. Способ включает возбуждение в скважине акустического сигнала и прием его после прохождения исследуемого участка околоскважинного массива в двух точках, расположенных симметрично выше и ниже точки излучения, измерении и совместной обработке параметров принятых сигналов. При этом возбуждают сигнал в виде стационарного случайного шума со средним равным нулю. Осуществляют его прием в точках, лежащих от точки излучения на расстоянии, не превышающем 0,3 радиуса корреляции излученного сигнала в ненарушенной горной породе. Измеряют коэффициент взаимной корреляции сигналов в точках приема и интервалы автокорреляции этих сигналов. При этом по коэффициенту взаимной корреляции судят о наличии и степени трещиноватости околоскважинного массива между точками приема, а по соотношению измеренных интервалов корреляции судят о расположении трещиноватой зоны относительно точки приема. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 6 ил.
Наверх