Устройство для определения плотности без источника, способы и системы



Устройство для определения плотности без источника, способы и системы
Устройство для определения плотности без источника, способы и системы
Устройство для определения плотности без источника, способы и системы
Устройство для определения плотности без источника, способы и системы
Устройство для определения плотности без источника, способы и системы
Устройство для определения плотности без источника, способы и системы
Устройство для определения плотности без источника, способы и системы
Устройство для определения плотности без источника, способы и системы
Устройство для определения плотности без источника, способы и системы
Устройство для определения плотности без источника, способы и системы

 


Владельцы патента RU 2608636:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения плотности геологической формации. Согласно некоторым вариантам реализации описаны устройство и система, а также способ и изделие, которые могут быть использованы для определения скорости продольной волны (CV) в геологической формации, коэффициента отражения (RC), относящегося к геологической формации, и плотности геологической формации на основании скорости продольной волны (CV) и коэффициента отражения (RC). Причем скорость продольной волны (CV) и коэффициент отражения (RC) могут быть определены от значений, связанных с результатами измерений скорости распространения звуковых и ультразвуковых волн. Технический результат – повышение точности получаемых данных. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 9 ил.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0001] При бурении скважин для исследования на нефть и газ понимание структуры и свойств геологической формации, включая ее плотность, предоставляет информацию, облегчающую такое исследование. Каротаж представляет собой процесс, используемый чаще всего для измерения (посредством размещенных в скважине датчиков) характеристик формации для получения указанной информации.

[0002] Некоторые из датчиков, используемых в каротажных операциях, содержат звуковые и ультразвуковые датчики. Были предприняты попытки определения плотности формации на основании результатов звуковых измерений, но эти результаты оказались ненадежными, поскольку неровности стенок скважины вдоль массива приемопередатчиков оказывают значительное влияние на конечный результат.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0003] На фиг. 1 показан перспективный вид устройства согласно различным вариантам реализации настоящего изобретения.

[0004] На фиг. 2 показаны графики ультразвуковых сигналов, а также скважина соответствующего диаметра в разрезе и положение инструмента согласно различным вариантам реализации настоящего изобретения.

[0005] На фиг. 3 показаны линейные и логарифмические графики коэффициента отражения для нормального луча в зависимости от отношения скоростей и плотностей между буровой текучей средой и формацией согласно различным вариантам реализации настоящего изобретения.

[0006] На фиг. 4 показана блок-схема способа, которая может быть использована для определения плотности геологической формации согласно различным вариантам реализации настоящего изобретения.

[0007] На фиг. 5 показана функциональная схема устройства и систем согласно различным вариантам реализации настоящего изобретения.

[0008] На фиг. 6 показана кабельная система согласно одному варианту реализации настоящего изобретения.

[0009] На фиг. 7 показана система буровой установки согласно одному варианту реализации настоящего изобретения.

[0010] На фиг. 8 показана блок-схема нескольких способов согласно различным вариантам реализации настоящего изобретения.

[0011] На фиг. 9 показана функциональная схема изделия согласно различным вариантам реализации настоящего изобретения.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0012] Для решения некоторых проблем, описанных выше, а также других проблем предложены описанные ниже устройство, системы и способы, предназначенные для определения плотности геологической формации с использованием комбинации звуковых и ультразвуковых измерений, выполненных в буровой скважине. В целях ясности данного документа звуковые измерения выполняют с использованием частот ниже 50 кГц и ультразвуковые измерения выполняют с использованием частот выше 100 кГц.

[0013] Измерения на звуковых частотах указывают скорость распространения волны в формации. Измерения на ультразвуковых частотах указывают скорость, относящуюся к скважинной текучей среды (буровому раствору), и полное сопротивление формации. Поскольку полное сопротивление равно плотности, умноженной на скорость, путем определения скорости и полного сопротивления формации может быть вычислена ее плотность. Таким образом, с использованием азимутальных звуковых и ультразвуковых измерений может быть определена азимутальная плотность. Поскольку глубина исследования невелика, измерение полного сопротивления также является малоглубинным, и дисперсия скоростей между ультразвуковыми и звуковыми волнами должна быть незначительной.

[0014] На фиг. 1 показан перспективный вид устройства 100 согласно различным вариантам реализации настоящего изобретения. В данном случае устройство 100 содержит корпус 104 (например, скважинный инструмент), прикрепленный к передатчикам 102, ультразвуковым датчикам 106 и звуковым датчикам 108. Согласно некоторым вариантам реализации передатчики 102 содержат звуковые передатчики, или ультразвуковые передатчики, или то и другое вместе. Согласно некоторым вариантам реализации ультразвуковые датчики 106 содержат ультразвуковые кавернометрические преобразователи, такие как ультразвуковые раздельные (типа “pitch-catch”) преобразователи или эхо-импульсные преобразователи, которые могут действовать в качестве ультразвуковых передатчиков и в качестве ультразвуковых приемников.

[0015] Звуковые передатчики 102 и датчики 106, 108 могут содержать одномерные или двухмерные массивы передатчиков 102 и датчиков 106, 108, соответственно. Например, датчики 106 в устройстве 100 могут содержать одномерный массив четырех ультразвуковых кавернометрических преобразователей вместе с четырьмя одномерными линейными массивами шести звуковых датчиков 108 (или двухмерный массив двадцати четырех звуковых датчиков 108), причем каждый из линейных звуковых массивов датчиков связан с одним из звуковых передатчиков 102.

[0016] Согласно различным вариантам реализации ультразвуковые и звуковые измерения, обеспечиваемые устройством 100, комбинируют и используют для оценки плотности формации. Интервальное время пробега продольной волны в формации устанавливается путем использования каждого звукового массива датчиков или использования всех четырех массивов, объединенных вместе. В этой части способа могут быть использованы стандартные способы оценки, известные специалистам в данной области техники, такие как временное подобие. Это позволяет вычислить усредненную скорость распространения продольной волны в формации, которая измеряется между звуковыми передатчиками 102 и массивами звуковых датчиков 108, или между массивами звуковых датчиков 108. Таким образом, одна серия измерений в процессе определения плотности формации может быть выполнена с использованием звуковых датчиков 108.

[0017] На фиг. 2 показаны графики 210, 220, 230, 240 ультразвукового сигнала и диаграмма 250 соответствующего диаметра скважины и положения инструмента согласно различным вариантам реализации настоящего изобретения. На графиках показаны акустические сигналы отраженной волны, полученные каждым из датчиков 106 (показанных на фиг. 1), содержащих ультразвуковые каверномеры. Графики 210, 220, 230, 240 соответствуют сигналам, переданным преобразователями A, B, C, D, отмеченными на диаграмме 250, на которой показаны результирующий диаметр скважины и оценка положения инструмента.

[0018] Ультразвуковые кавернометрические преобразователи A, B, C, D выполнены с возможностью измерения волн ультразвукового сигнала, отраженных от стенок ствола буровой скважины. Время распространения отраженной волны используют для оценки скорости распространения звуковых волн в скважинной текучей среде, а также диаметра и формы буровой скважины, как показано на чертеже. Времена распространения отраженных волн в каждом отдельном датчике (например, преобразователях A, B, C и D в массиве датчиков 106) указаны вертикальной линией, пересекающей линию сигнала в каждом из графиков 210, 220, 230, 240, как известно специалистам. Затем эти времена распространения используются вместе с оценкой скорости, относящейся к буровому раствору, для определения диаметра скважины.

[0019] Скорость, относящаяся к буровому раствору, может быть определена путем использования датчиков 106, действующих в обсадной колонне, имеющей известный размер, или путем непосредственного измерения параметров бурового раствора у поверхности, результаты которого могут быть экстраполированы на всю скважину (с учетом скважинного давления и температуры). Для определения скорости, относящейся к буровому раствору, также может быть использован отдельный скважинный датчик для бурового раствора.

[0020] Амплитуда отраженного импульса вместе с временем его распространения могут быть использованы для оценки коэффициента отраженной волны от стенки ствола буровой скважины. Амплитуда импульса может быть скорректирована с учетом ослабления вдоль пути распространения с использованием истинного расстояния пробега волны, т.е. с учетом информации о времени распространения. Амплитуды импульса на графиках 210, 220, 230, 240 могут быть использованы индивидуально, или могут быть усреднены для всех приемников в массиве, или для множества циклов сбора данных для улучшения соотношения сигнал/шум для отраженных сигналов. Таким образом, выполняют другую серию измерений в процессе определения плотности формации с использованием ультразвуковых приемников 106.

[0021] На фиг. 3 показаны линейные и логарифмические графики 310, 320 коэффициента RPP отражения для нормально падающей волны как функции от отношения скоростей и плотностей между буровой текучей средой и формацией согласно различным вариантам реализации настоящего изобретения. Коэффициент RPP отражения для нормально падающей волны равен амплитуде отраженной волны, когда падающая волна имеет единичную амплитуду и перпендикулярна границе раздела, на которую она падает. В данном случае значения RPP колеблются в пределах от -0,8 до +0,6.

[0022] Коэффициент RPP отражения для нормально падающей волны может быть представлен как разность акустических импедансов (ρV, плотность, умноженная на скорость) для буровой текучей среды (нижний индекс 1) и формации (нижний индекс 2), как показано в формуле (1) ниже:

(1).

[0023] Таким образом, ρ1 - плотность текучей среды, и ρ2 - плотность формации. V1 - скорость звука в текучей среде, и V2 - скорость звука в формации. Формула (1) может быть модифицирована для включения в случае необходимости ненормально падающей волны, что для специалистов станет очевидным после прочтения содержания описания настоящего изобретения и ознакомления с сопроводительными чертежами.

[0024] На фиг. 4 показана блок-схема способа определения плотности геологической формации согласно различным вариантам реализации настоящего изобретения. В данном случае устройство 100, подобное или идентичное устройству 100, показанному на фиг. 1, используют для выполнения звуковых и ультразвуковых измерений, как описано выше, в качестве части операций на этапах 410, 420 соответственно. На этапе 430 определяют скорость, относящуюся к буровому раствору, и другие свойства бурового раствора.

[0025] На основе результатов измерения интервального времени пробега волны, выполненного на этапе 410, например, массивом акустических приемников, может быть получена скорость, относящаяся к формации. В комбинации с акустическим импедансом, полученным в результате ультразвуковых кавернометрических измерений на этапе 420, в результате после инверсии на этапе 460 может быть получена на этапе 470 плотность формации, поскольку плотность равна импедансу, разделенному на скорость.

[0026] Инверсия на этапе 460 представляет собой попытку согласовать теоретические и известные значения для получения плотности ρ2 формации. Промежуточные значения, которые вводят в процесс вычисления инверсии, включают форму скважины, положение инструмента, скорость распространения звуковой волны в текучей среде, углы падения и волновые формы, полученные после этапа 440 (которые могут быть извлечены из данных ультразвуковых измерений, выполненных на этапе 420, и свойств бурового раствора, определенных на этапе 430), наряду со сдвигом и скоростями распространения продольной волны, полученными на этапе 450 (которые могут быть извлечены из данных измерений с использованием звукового массива на этапе 410), каждый из которых может быть получен индивидуально, как известно специалистам. Соотношения свойства инверсии, выведенные на основании результатов измерения характеристик падающей и отраженной волн, показаны на вставной диаграмме 480.

[0027] На фиг. 5 показана функциональная схема устройства 100 и системы 564 согласно различным вариантам реализации настоящего изобретения. Устройство 100 может быть подобно или идентично устройству 100, показанному на фиг. 1. Например, как показано на фиг. 1 и 4, устройство 100 может содержать корпус 104, прикрепленный к одному или большему количеству звуковых передатчиков 102, одному или большему количеству звуковых датчиков 108 и одному или большему количеству ультразвуковых датчиков 106. Датчики 106, 108 предназначены для измерения характеристик формации и буровой скважины путем формирования скважинных каротажных данных 570 в форме сигналов. Это данные 570 могут быть собраны под управлением логической схемы 540, которая может представляет собой часть системы 524 для сбора данных. Логическая схема 540 может выполнять преобразование сигналов 570 в значения данных, представляющих амплитуду и другие свойства сигналов 570.

[0028] Устройство 100 дополнительно может содержать один или большее количество процессоров 530, расположенных в корпусе 104. Приемопередатчик 544 может быть использован для приема команд от рабочей станции 556 и передачи данных 570 или обработанной версии данных 570 (например, цифровых значений данных или расчетной плотности формации) на поверхность 566. Процессоры 530 могут вычислять плотность формации ниже поверхности 566 на основании результатов измерений, являющихся частью данных 570, с использованием различных вариантов реализации способов, описанных в настоящей заявке. Запоминающее устройство 550 может быть размещено в корпусе 104, или в рабочей станции 556, или в них обоих для сохранения измерений в качестве исходных каротажных данных 570, или обработанной версии каротажных данных, или того и другого вместе, например, в базе 534 данных.

[0029] Таким образом, из фиг. 1-5 можно заметить, что могут быть осуществлены различные варианты реализации. Например, система 564 может содержать корпус 104, ультразвуковые и звуковые датчики 106, 108 и один или большее количество процессоров 530. Процессор 530 используют для определения плотности формации на основании сигналов, переданных датчиками 106, 108. Система 564 дополнительно может содержать рабочую станцию 556, содержащую один или большее количество процессоров 530 и запоминающее устройство 550.

[0030] Согласно некоторым вариантам реализации система 564 содержит корпус 104, звуковые датчики 108, прикрепленные к корпусу 104, и ультразвуковые датчики 106, прикрепленные к корпусу 104. Система 564 содержит по меньшей мере один процессор 530 для вычисления плотности геологической формации на основании значений, извлеченных из сигналов 570, переданных звуковыми датчиками 108 и ультразвуковыми датчиками 106. Это достигается определением скорости продольной волны (CV), относящейся к геологической формации, из значений, связанных с звуковыми датчиками 108, определением коэффициента отражения (RC), связанного с геологической формацией из значений, полученных от ультразвуковых датчиков 106, и определением плотности геологической формации на основании указанных скорости продольной волны (CV) и коэффициента отражения (RC).

[0031] Процессоры 530 могут быть прикреплены к корпусу 104, или размещены в рабочей станции 556 на поверхности 566 геологической формации, или то и другое вместе. Ультразвуковые датчики 106 могут содержать кавернометрические датчики, включая эхо-импульсные датчики или ультразвуковые раздельные (типа “pitch-catch”) датчики. Звуковые датчики 108 могут содержать массив акустических приемников.

[0032] Система 564 может содержать множество массивов звуковых датчиков. Таким образом, согласно некоторым вариантам реализации звуковые датчики 108 содержат множество массивов акустических приемников, расположенных вокруг периферийной области корпуса 104. В данном случае каждый из массивов акустических приемников может быть использован для приема сигнала от одного звукового передатчика 102 или различных звуковых передатчиков 102 для определения скорости продольной волны (CV) в формации. Корпус 104 может содержать инструмент, спускаемый в скважину на кабеле, или скважинный измерительный инструмент для измерений/каротажа во время бурения (MWD/LWD).

[0033] На фиг. 6 показан вариант реализации кабельной системы 664, и на фиг. 7 показан варианта реализации системы 764 буровой установки. Таким образом, системы 664, 764 могут содержать части корпуса 670 кабельного каротажного прибора в качестве части кабельной каротажной операции или скважинного инструмента 724 в качестве части скважинной буровой операции.

[0034] На фиг. 6 показана скважина во время кабельных каротажных операций. В данном случае буровая платформа 686 оборудована буровой вышкой 688, которая поддерживает подъемное устройство 690.

[0035] Бурение нефтяных и газовых скважин обычно выполняют с использованием колонны буровых труб, соединенных вместе для формирования бурильной колонны, которую спускают сквозь роторный стол 610 в шурф или буровую скважину 612. В настоящей заявке предполагается, что бурильная колонна временно удалена из буровой скважины 612 для обеспечения возможности спуска корпуса 670 кабельного каротажного прибора, такого как датчик или зонд, посредством кабеля или каротажного кабеля 674 в буровую скважину 612. Как правило, корпус 670 кабельного каротажного прибора спускают к забою представляющей интерес области и впоследствии вытягивают вверх по существу с постоянной скоростью.

[0036] Во время перемещения вверх вдоль последовательности глубин различные инструменты (например, части устройства 100 или системы 564, показанных на фиг. 1 и 5), размещенные в корпусе 670 прибора, могут быть использованы для выполнения измерений в подземных геологических формациях 614, примыкающих к буровой скважине 612 (и корпусу 670 прибора). Данные измерений могут быть переданы к расположенной на поверхности каротажной регистрирующей станции 692 для обработки, анализа и/или сохранения. Каротажная регистрирующая станция 692 может быть снабжена электронным оборудованием для обработки сигналов различных типов, которая может быть осуществлена любым одним или большим количеством компонентов устройства 100 или системы 564, показанных на фиг. 1 и 5. Подобные данные оценки формации могут быть собраны и проанализированы во время выполнения буровых операций (например, во время каротажа во время бурения (LWD) и, конечно, во время скважинных измерений во время бурения).

[0037] Согласно некоторым вариантам реализации корпус 670 инструмента подвешен в скважине на кабеле 674, который соединяет инструмент с расположенной на поверхности управляющей системой (например, содержащей рабочую станцию 556). Инструмент может быть развернут в буровой скважине 612 посредством гибких насосно-компрессорных труб, сочлененной буровой трубы, снабженной проводами буровой трубы или любым другим подходящим способом развертывания.

[0038] На фиг. 7 можно увидеть, как система 764 может также формировать часть буровой установки 702, размещенной на поверхности 704 скважины 706. Буровая установка 702 может поддерживать бурильную колонну 708. Бурильная колонна 708 может проходить сквозь роторный стол 610 для бурения скважины 612 сквозь подповерхностные формации 614. Бурильная колонна 708 может содержать ведущую бурильную трубу 716, буровую трубу 718 и забойное оборудование 720, например, размещенное в нижней части буровой трубы 718.

[0039] Забойное оборудование 720 может содержать утяжеленные бурильные трубы 722, скважинный инструмент 724 и буровую коронку 726. Буровая коронка 726 может действовать для создания буровой скважины 612 путем проникновения сквозь поверхность 704 и подповерхностные формации 614. Скважинный инструмент 724 может содержать любой из множества инструментов различных типов, включая инструменты для измерения во время бурения (MWD), инструменты для каротажа во время бурения (LWD) и другие инструменты.

[0040] Во время буровых работ бурильную колонну 708 (которая может содержать ведущую бурильную трубу 716, буровую трубу 718 и забойное оборудование 720) может вращать роторный стол 610. В дополнение или в качестве альтернативы забойное оборудование 720, не смотря на то что это не показано на чертеже, также может быть приведено во вращение двигателем (например, забойным двигателем), который размещен в скважине. Утяжеленные бурильные трубы 722 могут быть использованы для добавления веса, действующего на буровую коронку 726. Утяжеленные бурильные трубы 722 также могут придавать жесткость забойному оборудованию 720 для обеспечения возможности передачи добавленного веса буровой коронке 726 посредством забойного оборудования 720 и, в свою очередь, облегчения проникновения буровой коронки 726 сквозь поверхность 704 и подповерхностные формации 614.

[0041] Во время буровых работ буровой насос 732 может закачивать буровую текучую среду (иногда называемую специалистами как "буровой раствор") из резервуара 734 для бурового раствора посредством рукава 736 в буровую трубу 718 и вниз к буровой коронке 726. Буровая текучая среда может вытекать из буровой коронки 726 и возвращаться на поверхность 704 по затрубной области 740 между буровой трубой 718 и сторонами буровой скважины 612. Затем буровая текучая среда может быть возвращена в резервуар 734 для бурового раствора, в котором указанную текучую среду фильтруют. Согласно некоторым вариантам реализации буровая текучая среда может быть использована для охлаждения буровой коронки 726, а также для смазывания буровой коронки 726 во время буровых работ. Кроме того, буровая текучая среда может быть использована для удаления отходов бурения подповерхностной формации, образованных во время работы буровой коронки 726.

[0042] Таким образом, на фиг. 1-7 показано, что согласно некоторым вариантам реализации системы 664, 764 могут содержать утяжеленную бурильную трубу 722, скважинный инструмент 724 и/или корпус 670 кабельного каротажного прибора для размещения в них одного или большего количества устройств 100, подобных устройству 100 или идентичных с устройством 100, описанным выше и показанным на фиг. 1. Компоненты системы 564, показанной на фиг. 5, также могут быть размещены в инструменте 724 или корпусе 670 прибора.

[0043] Таким образом, для целей этого документа термин "корпус" может включать любое одно или большее количество из утяжеленной бурильной трубы 722, скважинного инструмента 724 или корпуса 670 кабельного каротажного инструмента (все из которых имеют наружную поверхность для крепления к ней магнитометров, датчиков, приборов для взятия проб текучей среды, устройств для измерения давления, устройств для измерения температуры, передатчиков, приемников, логических схем для сбора и обработки данных и систем для сбора данных или охвата указанных устройств). Инструмент 724 может содержать скважинный инструмент, такой как инструмент для каротажа во время бурения (LWD) или инструмент для измерения во время бурения (MWD). Корпус 670 инструмента, спускаемого в скважину на кабеле, может содержать кабельный каротажный инструмент, включая датчик или зонд, например, связанный с каротажным кабелем 674. Таким образом, могут быть осуществлены различные варианты реализации.

[0044] Например, согласно некоторым вариантам реализации система 664, 764 может включать отображающее устройство 696 для представления информации, относящейся как к измеренным каротажным данным 570, так и к обработанной версии данных 570 (например, расчетной плотности формации), а также информации из базы данных, например, в графической форме. Система 664, 764 также может включать вычислительную логическую схему, например, в качестве части расположенной на поверхности каротажной регистрирующей станции 692 или компьютерной рабочей станции 556 для приема сигналов от передатчиков и передачи сигналов приемникам и другой контрольно-измерительной аппаратуре для определения свойств формации 614.

[0045] Таким образом, система 664, 764 может содержать корпус скважинного инструмента, такой как корпус 670 кабельного каротажного инструмента или скважинного инструмента 724 (например, корпус прибора для каротажа во время бурения (LWD) или измерения во время бурения (MWD)), и части одного или большего количества устройств 100, прикрепленных к корпусу инструмента и предназначенных для установки и работы, как описано выше. Процессор (процессоры) 530 в системах 664, 764 могут быть прикреплены к корпусу 104 или размещены на поверхности 566 в качестве части расположенного на поверхности компьютера (например, в расположенной на поверхности каротажной регистрирующей станции 556, показанной на фиг. 5).

[0046] Устройство 100; передатчики 102; корпус 104; датчики 106, 108; система 524 для сбора данных; процессоры 530; база 534 данных; логическая схема 540; приемопередатчик 544; запоминающее устройство 550; рабочая станция 556; системы 564, 664, 764; поверхность 566; данные 570; роторный стол 610; буровая скважина 612; корпус 670 кабельного каротажного инструмента; каротажный кабель 674; буровая платформа 686; буровая вышка 688; подъемное устройство 690; каротажная регистрирующая станция 692; отображающее устройство 696; бурильная колонна 708; ведущая бурильная труба 716; буровая труба 718; забойное оборудование 720; утяжеленные бурильные трубы 722; скважинный инструмент 724; буровая коронка 726; буровой насос 732; резервуар 734 для бурового раствора и рукав 736 - в настоящей заявке все это может быть охарактеризовано как "блоки".

[0047] Такие блоки могут включать аппаратные средства, и/или процессоры, и/или запоминающие устройства, программные модули и объекты, и/или программно-аппаратные средства и комбинации вышеперечисленного по желанию разработчика устройства 100 и систем 564, 664, 764 и в соответствии с различными конкретными вариантами реализации. Например, согласно некоторым вариантам реализации такие блоки могут быть включены в устройство и/или системный управляющий блок для имитационного моделирования, такой как программный пакет для имитационного моделирования электрических сигналов, пакет для имитационного моделирования использования и распределения питания, пакет для имитационного моделирования рассеяния мощности/тепла, и/или комбинацию программного обеспечения и аппаратных средств, используемых для моделирования работы различных потенциальных вариантов реализации.

[0048] Также следует понимать, что устройство и системы согласно различным вариантам реализации могут быть использованы не только в случаях применения для каротажных операций и, таким образом, различные варианты реализации не должны быть ограничены описанными выше. Иллюстрации устройства 100 и систем 564, 664, 764 предназначены для облегчения общего понимания структуры различных вариантов реализации и не предназначены служить законченным описанием всех элементов и признаков устройств и систем, в которых могут быть использованы структуры, описанные в настоящей заявке.

[0049] Случаи применения, которые могут включать новые устройства и системы согласно различным вариантам реализации, включают электронные схемы, используемые в высокоскоростных компьютерах, системах связи и схемах для обработки сигналов, модемах, процессорных блоках, встроенных процессорах, переключателях данных и специализированных блоках. Такие устройства и системы дополнительно могут быть включены в качестве субкомпонентов в различные электронные системы, такие как телевизионные приемники, мобильные телефоны, персональные компьютеры, рабочие станции, радиоприемники, видеоплейеры, транспортные средства, средства для обработки сигналов для геотермических инструментов и телеметрических систем с узлами интеллектуальных интерфейсных преобразователей помимо прочего. Некоторые варианты реализации включают различные способы.

[0050] Например, на фиг. 8 показана блок-схема нескольких способов 811 согласно различным вариантам реализации настоящего изобретения. Например, один способ 811 может включать этапы, согласно которым определяют скорость продольной волны (CV), определяют коэффициент отражения (RC) и используют полученные скорость продольной волны (CV) и коэффициент отражения (RC) для определения плотности формации.

[0051] Согласно некоторым вариантам реализации реализуемый процессором способ 811, предназначенный для исполнения одним или большим количеством процессоров, которые реализуют способ 811, начинается на этапе 821, на котором возбуждают один или большее количество передатчиков для излучения звуковых и ультразвуковых волн в геологическую формацию.

[0052] Затем способ 811 может переходить к этапу 825, на котором принимают сигналы, включая звуковые и ультразвуковые сигналы, в ответ на возбуждение передатчиков на этапе 821.

[0053] Если прием сигналов завершен, как определено на этапе 829, способ 811 может переходить к этапу 833. Если прием сигналов еще не завершен, способ 811 может возвращаться к этапу 825 для продолжения процесса приема.

[0054] Амплитуда импульса принятых сигналов может быть скорректирована для компенсации ослабления. Таким образом, способ 811 может включать этап 833, на котором корректируют амплитуду импульса полученных сигналов для ослабления вдоль пути распространения сигналов, причем полученные сигналы связаны с коэффициентом отражения (RC).

[0055] Коррекция амплитуды импульса может включать определение расстояния, соответствующего пути распространения. Таким образом, операция корректирования может включать определение истинного расстояния перемещения вдоль пути распространения.

[0056] Расстояние вдоль пути распространения может быть определено с использованием времени распространения сигнала. Таким образом, определение истинного расстояния вдоль пути распространения может включать определение времени распространения сигнала.

[0057] Затем способ 811 может переходить к этапу 837, на котором определяют скорость продольной волны (CV), относящуюся к геологической формации. Для определения указанной скорости продольной волны (CV) могут быть использованы оценки временного подобия. Таким образом, скорость продольной волны (CV) может быть получена путем использования оценок временного подобия. Оценки временного подобия в свою очередь могут быть получены путем использования отдельных или суммированных результатов измерений, выполненных посредством массивов звуковых датчиков. Таким образом, оценка временного подобия может быть выполнена на основании результатов измерений, выполненных посредством отдельных результатов измерений или суммы результатов измерений, выполненных звуковым массивом. Согласно некоторым вариантам реализации скорость продольной волны (CV) может быть определена как средняя скорость распространения. Таким образом, скорость продольной волны (CV) может представлять собой усредненную скорость продольной волны в формации между массивом звуковых источников и массивом звуковых приемников или по всему массиву приемников.

[0058] Затем способ 811 может переходить к этапу 841, на котором определяют коэффициент отражения (RC), связанного с геологической формацией. Коэффициент отражения (RC) может быть вычислен с использованием амплитуды отраженных импульсов и времен распространения волны в буровой скважине. Таким образом, на этапе 841 вычисляют коэффициент отражения (RC) на основании амплитуды (корректированной или некорректированной) отраженного импульса в буровой скважине и времени распространения волны вдоль пути ее распространения.

[0059] Амплитуда отраженного импульса может быть определена как средняя амплитуда. Таким образом, амплитуда отраженного импульса может быть усреднена по множеству циклов сбора данных.

[0060] Коэффициент отражения (RC) может быть вычислен с использованием функции отношения полных сопротивлений, такой как произведение скорости и плотности. Отношение полных сопротивлений может включать различные комбинации скорости и плотности, такие как произведение скорости и плотности для буровой текучей среды и для формации.

[0061] Например, функция отношения полных сопротивлений может иметь форму A/B, причем A содержит разность произведений плотности и скорости и B содержит сумму произведений плотности и скорости. Произведения плотности и скорости могут включать плотность буровой текучей среды и скорость волн в буровой текучей среде, а также плотность геологической формации и скорость распространения волн в геологической формации.

[0062] Скорость, относящаяся к буровой текучей среде, может быть вычислена различными способами. Например, указанная скорость, относящаяся к буровой текучей среде, может быть вычислена из известного расстояния до цели или получена прямым измерением на поверхности.

[0063] Вычисленный коэффициент отражения (RC) может быть инвертирован для согласования с теоретически определенными значениями. Таким образом, способ 811 может продолжаться этапом 845, на котором инвертируют коэффициент отражения (RC) для уменьшения различия между коэффициентом отражения (RC) и теоретическим коэффициентом отражения.

[0064] Затем способ 811 может продолжаться этапом 849, на котором определяют плотность геологической формации на основании скорости продольной волны (CV) и коэффициента отражения (RC), как описано выше.

[0065] Согласно некоторым вариантам реализации отображают результаты звуковых и ультразвуковых измерений, скорректированные амплитуды импульсов, скорость продольной волны (CV), коэффициент отражения (RC) и плотность. Таким образом, способ 811 может продолжаться этапом 853, на котором отображают скорость продольной волны (CV), коэффициент отражения (RC) и плотность в графической форме, например, посредством отображающего устройства рабочей станции.

[0066] Следует отметить, что способы, описанные в настоящей заявке, не обязательно должны выполняться в описанном выше порядке или в каком-либо другом конкретном порядке. Кроме того, различные операции, описанные в связи со способами, идентифицированными в настоящей заявке, могут быть выполнены повторно, последовательно или параллельно. Например, согласно некоторым вариантам реализации этап 841 может быть выполнен примерно в то же самое время, что и этап 837, или даже до этапа 837. Кроме того, различные элементы каждого из способов (например, способов, показанных на фиг. 4 и 8), могут быть заменены один другим в пределах одного способа и между способами. Информация, включая параметры, команды, операнды и другие данные, может быть передана и принята в форме одной или большего количества несущих волн.

[0067] После прочтения настоящего описания и понимания содержания настоящего изобретения специалист без труда поймет способ, которым программа может быть запущена с машиночитаемого носителя в системе вычислительной машины, для выполнения функций, заданных в программе. Кроме того, специалист без труда выберет подходящие из различных языков программирования, которые могут быть использованы для создания одной или большего количества программ, предназначенных для реализации и выполнения описанных в настоящей заявке способов. Например, программы могут быть структурированы в объектно-ориентированном формате с использованием объектно-ориентированного языка, такого как Java или C#. Согласно другому варианту реализации программы могут быть структурированы в процедурно-ориентированном формате с использованием процедурного языка, такого как ассемблер (assembly) или C. Компоненты программного обеспечения могут быть связаны с использованием любого из различных известных механизмов, таких как прикладные программные интерфейсы или способы межпроцессного взаимодействия, включая дистанционные вызовы процедур. Описания различных вариантов реализации не ограничиваются каким-либо конкретным языком или средой программирования. Таким образом, могут быть осуществлены другие варианты реализации.

[0068] Например, на фиг. 9 показана функциональная схема изделия 900 согласно различным вариантам реализации настоящего изобретения, такого как компьютер, система запоминающего устройства, магнитный или оптический диск или некоторое другое накопительное устройство. Изделие 900 может содержать один или большее количество процессоров 916, связанных с машиночитаемым носителем, таким как запоминающее устройство 936 (например, сменное накопительное устройство, а также любое материальное энергонезависимое запоминающее устройство, включая электрический, оптический или электромагнитный проводник), содержащее соответствующую информацию 938 (например, компьютерные программные команды и/или данные), которые при их исполнении одним или большим количеством процессоров 916 вынуждают машину (например, изделие 900) выполнять любые действия, описанные в связи со способами, показанными на фиг. 4 и 8, устройствами, показанными на фиг. 1 и 5, и системами, показанными на фиг. 5-7. Процессоры 916 могут содержать один или большее количество процессоров, имеющихся в продаже в компаниях Intel Corporation (например, процессоров семейства Intel® Core™), Advanced Micro Devices (например, процессоров AMD Athlon™) и других компаниях-производителях полупроводниковых приборов.

[0069] Согласно некоторым вариантам реализации изделие 900 может содержать один или большее количество процессоров 916, связанных с отображающим устройством 918 для отображения данных, обработанных процессором 916, и/или с беспроводным приемопередатчиком 920 (например, скважинным телеметрическим приемопередатчиком) для приема и передачи данных, обработанных процессором.

[0070] Система или системы запоминающих устройств, содержащиеся в изделии 900, могут включать запоминающее устройство 936, содержащее энергозависимое запоминающее устройство (например, динамическое запоминающее устройство с произвольным доступом) и/или энергонезависимое запоминающее устройство. Запоминающее устройство 936 может быть использовано для хранения данных 940, обработанных процессором 916.

[0071] Согласно различным вариантам реализации изделие 900 может содержать коммуникационное устройство 922, которое в свою очередь может содержать усилители 926 (например, предусилители или усилители мощности) и одну или большее количество антенн 924 (например, передающих и/или приемных антенн). Сигналы 942, принятые или переданные коммуникационным устройством 922, могут быть обработаны согласно способам, описанным в настоящей заявке.

[0072] В изделии 900 возможны различные изменения. Например, согласно различным вариантам реализации изделие 900 может содержать скважинный инструмент. Согласно некоторым вариантам реализации изделие 900 может быть подобным или идентичным устройству 100 или системе 564, показанной на фиг. 5.

[0073] В итоге, устройство, системы и способы, описанные в настоящей заявке, обеспечивают вычисление расчетной плотности формации на основании звуковых и ультразвуковых измерений в формации, облегчающих оптимизацию идентификации и извлечения запасов углеводородного сырья. В результате этого может быть достигнут более высокий уровень удовлетворения нужд клиента.

[0074] Сопроводительные чертежи, которые являются частью настоящей заявки, приведены в настоящей заявке в качестве иллюстрации, но не ограничения, конкретных вариантов реализации, в которых может быть осуществлен предмет настоящего изобретения. Показанные на чертежах варианты реализации описаны выше достаточно подробно для предоставления специалистам возможности практического осуществления описанного в настоящей заявке изобретения. Из настоящего изобретения могут быть извлечены и использованы другие варианты реализации таким образом, что структурные и логические замены и изменения могут быть сделаны без отступления от объема защиты настоящего изобретения. Таким образом, настоящее подробное описание не должно быть истолковано в ограничительном смысле, и объем защиты различных вариантов реализации настоящего изобретения определен только пунктами приложенной формулы, наряду с полным диапазоном эквивалентов, на которые указывают такие пункты.

[0075] Такие варианты реализации предмета настоящего изобретения могут быть обозначены индивидуально и/или все вместе термином "изобретение" просто для удобства и без намерения добровольного ограничения объема защиты настоящего изобретения любым одиночным изобретением или изобретательской концепцией, если фактически описаны два и более из таких изобретений и концепций. Таким образом, не смотря на то что в настоящей заявке показаны и описаны конкретные варианты реализации, следует понимать, что любая компоновка, предназначенная для достижения той же самой цели, может служить в качестве замены для конкретных показанных и описанных вариантов реализации. Настоящее изобретение должно быть истолковано как охватывающее любые и все адаптации или изменения различных вариантов реализации. Комбинации вышеуказанных вариантов реализации и других вариантов реализации, конкретно не описанных в настоящей заявке, станут очевидными для специалистов после прочтения приведенного выше описания.

[0076] Реферат настоящего изобретения приложен в соответствии со Статьей 37 Свода федеральных правил (C.F.R.), §1.72(b), согласно которому реферат дает возможность читателю быстро определить техническую природу настоящего изобретения. Реферат представлен с пониманием того, что он не будет использован для интерпретации или ограничения объема или значения пунктов приложенной формулы. Кроме того, в приведенном выше подробном описании можно заметить, что различные признаки сгруппированы в одиночном варианте реализации с целью упрощения настоящего изобретения. Этот способ согласно настоящему изобретению не должен интерпретироваться как отражение намерения приписать заявленным вариантам реализации большее количество признаков, чем явно указано в каждом пункте приложенной формулы. Напротив, как отражено в приведенных ниже пунктах приложенной формулы, предмет настоящего изобретения лежит менее, чем во всех признаках одиночного описанного варианта реализации. Таким образом, приведенные ниже пункты приложенной формулы настоящим включены в подробное описание, причем каждый пункт приложенной формулы имеет самостоятельное значение как отдельный вариант реализации.

1. Система для определения плотности геологической формации, содержащая:

корпус;

звуковые датчики, прикрепленные к корпусу;

ультразвуковые датчики, прикрепленные к корпусу; и

процессор для вычисления плотности геологической формации на основании значений, извлеченных из сигналов, полученных от звуковых датчиков и ультразвуковых датчиков, путем определения скорости продольной волны (CV) в геологической формации из значений, относящихся к звуковым датчикам, определения коэффициента отражения (RC), относящегося к геологической формации, из значений, относящихся к ультразвуковым датчикам, и определения плотности геологической формации на основании скорости продольной волны (CV) и коэффициента отражения (RC).

2. Система по п. 1, в которой процессор прикреплен к корпусу или размещен в рабочей станции на поверхности геологической формации.

3. Система по п. 1, в которой ультразвуковые датчики содержат по меньшей мере одно из следующего: кавернометрические датчики, эхо-импульсные датчики и ультразвуковые раздельные датчики типа "pitch-catch".

4. Система по п. 1, дополнительно содержащая по меньшей мере один звуковой передатчик, прикрепленный к корпусу, причем звуковые датчики содержат массив акустических приемников.

5. Система по п. 4, в которой массив акустических приемников содержит один из множества звуковых массивов, расположенных вокруг периферийной области корпуса.

6. Система по любому из пп. 1-5, в которой корпус содержит одно из следующего: инструмент, спускаемый в скважину на кабеле, каротажный прибор для скважинных измерений во время бурения или инструмент для скважинных измерений во время бурения.

7. Реализуемый процессором способ определения плотности геологической формации для исполнения одним или большим количеством процессоров, согласно которому:

обеспечивают корпус;

обеспечивают звуковые датчики, прикрепленные к корпусу;

обеспечивают ультразвуковые датчики, прикрепленные к корпусу;

обеспечивают один или более процессор для определения плотности геологической формации на основании значений, извлеченных из сигналов, полученных от звуковых датчиков и ультразвуковых датчиков, посредством

определения скорости продольной волны (CV) в геологической формации, из значений, относящихся к звуковым датчикам,

определения коэффициента отражения (RC), относящегося к геологической формации из значений, относящихся к ультразвуковым датчикам, и

определения плотности геологической формации на основании скорости продольной волны (CV) и коэффициента отражения (RC).

8. Способ по п. 7, согласно которому скорость продольной волны (CV) получают с использованием оценки временного подобия.

9. Способ по п. 8, согласно которому оценка временного подобия основана на результатах измерений, полученных от отдельных массивов или на сумме результатов измерений, полученных от массивов.

10. Способ по любому из пп. 7-9, согласно которому скорость продольной волны (CV) содержит усредненную скорость продольной волны между массивом звуковых источников и массивом акустических приемников.

11. Способ по п. 7, дополнительно включающий этапы, согласно которым:

инвертируют коэффициент отражения (RC) для уменьшения различий между коэффициентом отражения (RC) и теоретическим коэффициентом отражения.

12. Способ по п. 7 или 11, согласно которому определение коэффициента отражения (RC) включает:

вычисление коэффициента отражения (RC) на основании амплитуды отраженного импульса в буровой скважине и времени распространения вдоль пути распространения.

13. Способ по п. 12, согласно которому коэффициент отражения (RC) вычисляют с использованием функции отношения полных сопротивлений.

14. Способ по п. 13, согласно которому функция отношения полных сопротивлений имеет форму А/В, причем А содержит разность произведений плотности и скорости, а В содержит сумму произведений плотности и скорости, при этом произведения плотности и скорости включают плотность буровой текучей среды и скорость, относящуюся к буровой текучей среде, а также плотность геологической формации и скорость, относящуюся к геологической формации.

15. Способ по п. 14, согласно которому скорость, относящаяся к буровой текучей среде, вычисляют из известного расстояния до цели или прямым измерением на поверхности.

16. Способ по п. 12, согласно которому дополнительно:

корректируют амплитуду импульса для ослабления вдоль пути распространения полученных сигналов, связанных с коэффициентом отражения (RC).

17. Способ по п. 16, согласно которому корректирование содержит:

определение истинного расстояния перемещения вдоль пути распространения.

18. Способ по п. 17, согласно которому определение истинного расстояния перемещения включает определение времени распространения сигнала.

19. Способ по п. 12, согласно которому амплитуду отраженного импульса усредняют по множеству циклов сбора данных.

20. Изделие, содержащее машиночитаемый носитель, содержащий сохраненные в нем инструкции, при доступе к которым вычислительная машина:

определяет скорость продольной волны (CV) в геологической формации из значений сигналов, полученных с помощью звуковых датчиков,

определяет коэффициент отражения (RC), относящийся к геологической формации из значений сигналов, полученных с помощью ультразвуковых датчиков;

и

определяет плотность геологической формации на основании определенных скорости продольной волны (CV) и коэффициента отражения (RC).



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения количества углеводородного флюида, присутствующего в породе углеводородсодержащего пласта.

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.

Изобретение относится к атрибуту напряжения в горных породах, обеспечивающему проведение анализов геологических сред. Технический результат заключается в эффективном определении атрибута напряжения, обеспечивающего понимание напряжений в пласте горной породы и, как следствие, принятие верного решения о месте и методе извлечения ресурса.

Изобретение относится к областям скважинной геологии и геофизики и, более конкретно, к идентификации и оцениванию глубинных зон, имеющих упругую среду, видоизмененную наведенными природными трещинами или напряжениями эффектов.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям в скважинах, а именно к анализу и обработке полученных данных с устройства акустического каротажа. .

Изобретение относится к системам отображения совокупности данных измерений вдоль траектории ствола скважины. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки данных вертикального сейсмического профилирования. Предлагаемые системы и способ разведки посредством вертикального сейсмического профилирования (ВСП) обеспечивают сбор данных многокомпонентных сигналов и представление данных сигналов в виде комбинации параметризованных компрессионного, сдвигового и дисперсивного волновых полей.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения местоположения источника звука. Предлагаются способ и система, в которых акустические сигналы, принятые акустическими датчиками, содержащими оптоволоконный датчик, обрабатываются с целью определения положения источника или источников акустических сигналов.

Изобретение относится к горному делу и предназначено для определения координат трещиноватых зон, пересекающих измерительную скважину, пробуренную в кровле выработки.

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.

Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано в нефтяной промышленности для непрерывного контроля местоположения бурового инструмента при бурении скважин.

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.

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.

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.

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.
Наверх