СКВАЖИННОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ ОПТИЧЕСКОГО ВОЛОКНА ДЛЯ СЕЙСМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
DOWNHOLE ARRANGEMENT OF OPTICAL FIBRE FOR SEISMIC EXPLORATIONS

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Скважинные сейсмические исследования среди прочих скважинных измерений используются в углеводородной промышленности. Изначально скважинные сейсмические исследования были ограничены корреляцией годографов сейсмических волн и основанными на глубинах моделями резервуара с целью принятия решений по бурению. Однако более новые скважинные сейсмические применения расширили сейсмические исследования далеко за пределы простых временно-глубинных корреляций в сторону создания разнообразной полезной информации о протяженности резервуаров, их геометрии и гетерогенности, а также содержании флюидов и поровом давлении, механических свойствах горных пород, повышении процесса нефтеотдачи, эластичных параметрах анизотропии, индуцированной и природной разломных геометриях и интенсивности. Также скважинные сейсмические исследования расширили свое применение за пределы добычи углеводородов и теперь включают использование в гидрологии и подземной угольной промышленности.
Независимо от применения развертывание исследовательских сейсмических инструментов в стволах скважин может быть ограничено по стоимости и соображениям физических размеров. К примеру, в углеводородной промышленности скважинный сейсмический инструмент может иметь диаметр в два или более дюйма и в результате физически быть не в состоянии пройти в ствол - как и в случае нахождения в стволе бурильной колонны или трубопровода (за исключением случая, когда датчики не расположены на бурильной колонне непосредственно перед началом бурения). В результате выполнение скважинных сейсмических исследований может повлечь за собой подъем бурильной колонны или эксплуатационного трубопровода (в зависимости от того, что из этого уже находится в ней), опускание массива исследовательских инструментов в скважину, проведение исследований, поднятие массива инструментов и затем их замену на буровую колонну или эксплуатационный трубопровод (при необходимости). По этой причине сейсмические исследования могут быть дорогостоящими и с точки зрения времени бурения, и, в некоторых случаях, с точки зрения потери продуктивности во время выполнения исследований.
Скважинные исследовательские инструменты, использованные в соответствии с описанием выше, могут содержать скважинные датчики и электронику. Суровая скважинная среда увеличивает сложность и стоимость датчиков и электроники, специально разработанных для противостояния повышенной температуре и давлению в течение длительных периодов времени. В итоге сейсмические исследовательские инструменты в целом не рассматриваются как одноразовые и не могут быть оставлены в стволе скважины после использования или оставлены в стволе без использования на длительные периоды времени (например, для покадрового исследования) из-за потери доходов, которые могли бы быть получены их развертыванием в других местах.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Приведенное выше описание сущности изобретения представляет в сокращенной форме набор идей, использованных в этом изобретении, которые будут подробнее описаны ниже в подробном описании изобретения. Данное изложение не предназначено ни для обозначения ключевых или существенных черт заявленного предмета изобретения, ни для использования в качестве средства, ограничивающего описание заявленного предмета.
В реализации изобретения описан оптический сейсмический инструмент. Оптический сейсмический инструмент может содержать катушку оптоволоконного кабеля, соединенную с грузом изменяемого размера, и средства для сообщения с наземным оборудованием, содержащим оптический источник. Катушка оптоволоконного кабеля, размотанная под ее собственной тяжестью, после помещения в скважину груза изменяемого размера разматывается, создавая при этом акустическое сообщение между оптоволоконным кабелем и стенками скважины.
В реализации изобретения описана оптическая сейсморазведывательная система. Она может содержать наземный блок сбора данных и управления, содержащий контроллер и оптический источник. Также оптическая сейсморазведывательная система может содержать источник сейсмических колебаний, расположенный на поверхности возле скважины или в ее стволе, соединенный с наземным блоком сбора данных и управления, создающий после своего запуска с помощью блока сбора данных и управления сейсмический сигнал. Оптическая сейсморазведывательная система может содержать оптический сейсмический инструмент, выполненный с возможностью отсоединения и присоединенный к наземному блоку сбора данных и управления. Оптический сейсмический инструмент может содержать катушку оптоволоконного кабеля, соединенную с грузом изменяемого размера, и средства для сообщения с наземным оборудованием, содержащим оптический источник. Катушка оптоволоконного кабеля, размотанная под его собственной тяжестью, после развертывания в скважине груза изменяемого размера разматывается, создавая при этом акустическое сообщение между оптоволоконным кабелем и стенками скважины. Наземный блок получения и контроля получает через распределенный по оптоволоконному кабелю датчик множество данных оптического измерения, соответствующих характеристикам 1) скважины и 2) пласта, сквозь который скважина пробурена, при этом распределенный по оптоволоконному кабелю датчик деформируется сейсмическим сигналом.
В реализации изобретения раскрыт способ для размещения оптического сейсмоинструмента в скважине при скважинных сейсморазведывательных исследованиях. Способ может включать раздельное соединение оптического сейсмоинструмента на поверхности с наземным оборудованием, содержащим оптический источник, выдающий оптическую пульсацию в распределенный по оптоволокну датчик. Способ может включать создание акустического сообщения между оптоволоконным кабелем и стволом скважины. Оптический сейсмический инструмент может содержать катушку оптоволоконного кабеля, соединенную с грузом изменяемого размера, и средства для сообщения с наземным оборудованием.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Варианты реализации системы, устройство и способ для размещения оптоволоконного кабеля в стволе скважины для оптических сейсмических исследований описаны со ссылками на следующие чертежи.
Фиг. 1 - схематическая иллюстрация поперечного сечения межскважинной системы, содержащей оптический сейсмический инструмент и распределенный по оптоволокну датчик, вместе размещенные в необсаженной скважине в соответствии с реализацией настоящего изложения.
Фиг. 2 - схематическая иллюстрация поперечного сечения межскважинной системы, содержащей оптический сейсмический инструмент и распределенный по оптоволокну датчик, вместе размещенные в необсаженной скважине в соответствии с реализацией настоящего изложения.
Фиг. 3 иллюстрирует пусковое устройство, содержащее оптический сейсмический инструмент в положении для запуска (к примеру, в скважину без давления) в соответствии с реализацией настоящего изобретения.
Фиг. 4 иллюстрирует оптический сейсмический инструмент в соответствии с реализацией настоящего изобретения.
Фиг. 5 иллюстрирует блок-схему способа для оптического сейсмического инструмента при скважинных сейсмических исследованиях в соответствии с реализацией настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В следующем описании многочисленные детали определены четырежды для обеспечения понимания настоящего раскрытия. Однако специалистам в области техники будет понятно, что настоящее раскрытие может быть реализовано без этих деталей и что у изложенных реализаций возможны многочисленные вариации или изменения.
Раскрытие относится к разнообразным способам стоимостно эффективного размещения одноразового распределенного по оптоволокну датчика в стволе скважины как части скважинного сейсмического исследования, при этом оптоволоконный датчик действует для получения результатов измерений сейсмических сигналов с использованием когерентной оптической частотной рефлектометрии (К-ОЧР). Реализации данного изложения изобретения могут включать способы размещения датчика, распределенного по смотанному оптоволокну, в скважине, интегрированному в балласте или грузе для сейсмического оптического зонда для размещения легкого одноразового оптоволоконного кабеля напротив стенок скважины с помощью силы тяжести и/или давления потока жидкости. Способ может также включать распределенный по размотанному оптоволокну датчик и использование оптоволокна в качестве распределенного сейсмического приемника. В дополнение к этому способ может включать запуск сейсмического сигнала сейсмическим источником и запись сейсмического сигнала в скважине с использованием когерентной оптической частотной рефлектометрии (К-ОЧР). В некоторых реализациях запись может быть выполнена с помощью К-ОЧР, включая измерения фазы. После размещения оптико-волоконного распределенного датчика в соответствии со способами настоящего изобретения данные могут быть получены и обработаны различными методами, к примеру, такими как раскрыто в US 2011/10292763 Coates и др., в целом соотнесенной с настоящим раскрытием.
В разнообразных условиях исследования были проведены скважинные сейсмические исследования с записью сейсмического сигнала с использованием единственного датчика или массива датчиков, расположенных в скважине и простирающихся от дневной поверхности в подземную формацию. В зависимости от конкретного применения сейсмические сигналы могут быть созданы одним или более сейсмическим источником сигнала, расположенным на дневной поверхности, в скважине, в которой сейсмические сигналы обнаруживаются, в соседней скважине и/или в формации, окружающей скважину. Для создания сейсмических сигналов может быть использован широкий спектр сейсмических источников. К примеру, наземные сейсмические источники могут включать пневмопушки, ускоренные ударные грузы, тягачи с вибраторами и взрывы. В целом, скважинные сейсмические источники могут содержать пьезоэлетрические пульсеры, орбитальные, вертикально и радиальные вибраторы, молоты, пневмопушки, искровики, имплозивные канистры и взрывы. В некоторых случаях, таких как использование микросейсмического или гидроразрывного мониторинга, сейсмические сигналы вводятся или когда трещины создаются в окружающей породе, или когда порода на одной из сторон существующих трещин скользит относительно другой. В зависимости от конкретного применения, при котором выполняется мониторинг, сейсмический источник может быть расположен в одном месте, в ограниченном количестве мест (например, расположенных в одну линию вдоль скважины или на дневной поверхности) или же во множестве мест так, чтобы существенно покрывать дневную поверхность в окрестностях скважины, датчики в которой выявляют сейсмические сигналы (например, расположены в несколько параллельных линий, множеством линий, радиально исходящих из одного места, по спирали или же случайным образом или псевдослучайным).
В качестве альтернативы разнообразию известных типов сейсмоприемников, описанных выше, таких как гидрофоны, геофоны, акселерометры или их комбинации, соединенных с электрическими компонентами скважины с усилением, улучшением (например, полосовым фильтром) и оцифровкой электрических сигналов, созданных датчиками в ответ на обнаружение сейсмического события, в соответствии с реализациями настоящего изобретения сейсмические сигналы (включая микросейсмы), распространяющиеся в толще земли вне скважины, могут быть обнаруженными с использованием одного или более вибрационного датчика, распределенного по оптоволокну, размещенному в стволе, вместо множества датчиков, размещенных во множестве мест в стволе. Меньший диаметр оптоволокна кабеля (к примеру, внешний диаметр 125 микрон или 250 микрон с буфером, окружающим волокно, или, в другом примере, диаметр волокна в диапазоне между 80 и 200 микрон и необязательно не превышающий 500 микрон (1/50" 1/4 дюйма или менее)) позволяет распределенному по оптоволоконному кабелю датчику находиться в бурильной колонне или в открытой необсаженной скважине. Далее, оптоволоконная система обнаружения сейсмических сигналов снижает стоимость скважинной электроники. Вместо этого электроника для обнаружения сейсмических данных оптоволоконным датчиком может быть расположена на дневной поверхности. Относительно недорогой оптоволоконный датчик расположен в скважине и, вследствие своей нетоксичной природы, может быть после использования брошен в скважине или оставлен там неактивным. Другими словами, оптоволоконный датчик может рассматриваться как одноразовый элемент.
2
В порядке измерения сейсмических сигналов с использованием распределенного по оптоволокну вибрационного датчика в распределенный по оптоволокну датчик может быть запущена оптическая пульсация, и отраженный или рассеянный свет, созданный в ответ на пульсацию, может быть обнаружен за протяженный период времени. Рассеянный свет, созданный во время возникающих вне скважины событий вдоль распределенного по оптоволокну датчика, может обеспечивать информацию о характеристиках пластов, окружающих скважину, включая изменения в этих характеристиках в период времени. Такие характеристики могут содержать протяженность резервуара, его геометрию и гетерогенность, а также такие, как содержание флюидов и поровое давление, механические свойства пород, увеличение нефтеотдачи, увеличение захоронения CO, эластичные параметры анизотропии, индуцированную геометрию трещиноватости и природной ориентации и интенсивности трещиноватости. В некоторых реализациях распределенный по оптоволокну датчик может быть отделяемо сообщен с наземной электроникой для опроса и получения сейсмических или микросейсмических данных о событиях, выявленных распределенным по оптоволокну датчиком.
В некоторых реализациях оптоволоконный кабель заходит на устройство хранения, такое как катушка, создавая смотанный распределенный по оптоволокну датчик. Хотя катушка описана в данной упрощенной реализации, другие реализации могут быть не ограничены этим примером. Распределенный по оптоволокну датчик может находиться во внешнем окружающем отделе, в котором центральная ось отдела параллельна оси инструмента или ствола. Дополнительно, распределенный по оптоволокну датчик может охватывать свободный шкив, вал двигателя или любое количество механизмов, используемых для возможности хранения или размещения кабеля и/или линии.
В любых реализациях, раскрытых здесь, распределенный по оптоволокну датчик может быть однорежимным либо же многорежимным волокном, в зависимости от конкретного применения, как и от конкретного наземного оборудования, содержащего наземный блок опроса и получения данных (НБОПД) 110, используемый для сбора данных от оптоволоконного датчика.
Независимо от местоположения и используемой техники сейсмические сигналы (создаваемые во время сейсмического исследования, к примеру) могут быть обнаружены любым одним или более распределенным по оптоволокну датчиком, как проиллюстрировано на фиг. 1. В качестве примера могут быть выполнены любые из следующих видов сейсмических исследований с одним или более распределенным по оптоволокну сейсмоприемником, использующимся вместо традиционных сейсмоприемников: сейсмокаротаж, метод обращенного годографа, продольное вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП), ВСП методом вертикально падающих волн, непродольное ВСП, многопрофильное ВСП, уровневое ВСП, круговое ВСП, мультиазимутальное круговое ВСП, 3D ВСП, межскважинная сейсмотомография, мониторинг гидроразрыва (МГР), микросейсмический мониторинг (МСМ) и частотная скважинная сейсмика. Следующие исследования приведены только в качестве примеров, и изложенные здесь техники и системы сейсмического мониторинга могут использоваться для мониторинга сейсмосигнала, созданного по другим сценариям, искусственного и обнаруженного естественного.
Фиг. 1 - схематическая иллюстрация поперечного сечения межскважинной системы 100, содержащей оптический сейсмический инструмент 102 и распределенный по оптоволокну датчик, вместе размещенные в необсаженной скважине 103 в соответствии с реализацией настоящего изложения. Оптический оптоволоконный кабель 104 навит (например, на устройство хранения, такое как катушка 106), представляя смотанную оптоволоконную бобину. Хотя катушка 106 описана в данной упрощенной реализации, другие реализации могут быть не ограничены этим примером.
Как иллюстрирует фиг. 1, в данной реализации оптоволоконный кабель 104 намотан на катушку 106 и соединен с грузом 108 для размещения на заданной глубине с помощью силы тяжести. Вес груза 108 может быть настраиваемым, а его форма - изменяема для содействия размещению силой тяжести. Использование передачи силы тяжести может быть соответствующим для небольшого наклона скважин, при котором угол скважины 103 позволяет силе тяжести преодолевать силы трения, тем самым вовлекая оптический сейсмический инструмент 102 на полную глубину (ПГ).
В других реализациях привлекаются наклонные скважины (те, что хотя бы частично отклоняются от вертикали), для погружения оптического сейсмического инструмента 102 может использоваться тяговый двигатель или близлежащий сжатый флюид в скважине 103. В реализации изобретения возможна также замена груза, используемого для развертывания волокна с помощью силы тяжести, на активный транспортер, содержащий тягач, пропеллер или любую похожую систему, для замены на него в отклоняющейся (например, горизонтальной) скважине в ситуации, когда сила тяжести неприменима для погружения волокна. Такие устройства действуют на носитель, на груз или на любой другой механический узел, содержащий бобину с оптоволокном, но не само оптоволокно, такое как оптоволоконный кабель, пассивно развернутый перемещением носителя. Длина волокна, извлеченного из катушки, в результате напрямую соотносится с размещением носителя, даже если оптоволоконный кабель скручен для достижения винтовой формы после размещения в стволе.
В некоторых случаях в своих реализациях оптоволоконный кабель 104 заранее намотан на катушку, которая обычно стоит свободно. Другими словами, после того как катушка была смотана, для хранения оптоволоконного кабеля 104 никакого каркаса катушки не требуется. Пример подготовленной и смотанной катушки описан в US 6561488. В таком варианте, как только оптоволоконный кабель 104 размещен с такой катушки, обратная смотка на катушку может представлять сложность. В результате для реализаций настоящего описания возможно, чтобы такие части инструмента, как оптоволоконный кабель 104 и груз 108, предназначенные для разового использования, могли иметь относительно низкую стоимость, в то время как более дорогая электроника, предназначенная для длительного использования, оставалась в наземном оборудовании. Может быть встроено слабое соединение, отделяемое соединение или же удаленно приводимое в действие отрубающее устройство или катушка (среди прочих примеров).
Смотанное оптоволокно, размещенное описанным в данном документе образом, может лежать на стенках ствола после достижения оптическим сейсмическим инструментом глубины в несколько сотен метров. Однако оптоволокно может содержать необязательное покрытие, позволяющее акустическому сообщению иметь большее подобие, т.е. что оптоволокно может лежать на стенках ствола с помощью, к примеру, поверхностного натяжения или магнетизма. В реализации изобретения размещение оптоволокна может включать намотку скрученного оптоволокна на катушку для достижения того, чтобы оптоволокно легло на стенку скважины. Во время размещения в скважине оптоволокно может приобрести винтовую форму пружины, которая, после размещения в скважине, отпускается, расслабляясь, для контактирования со стенками скважины. Достижение того, чтобы оптоволокно легло на стенки скважины, может быть желательным в некоторых обстоятельствах или приложениях. Относительно небольшая масса оптоволокна и небольшие силы, требуемые для распространения оптоволокна в ответ на сейсмические волны, означают, что контакт небольшой силы между оптоволокном и стенками скважины достаточен для обеспечения соответствующего сообщения с сейсмическими волнами в пласте.
Межскважинная сейсмическая система 100, проиллюстрированная на фиг. 1, также содержит наземное оборудование, содержащее наземный блок опроса и получения данных (НБОПД) 110. Наземное оборудование может дополнительно содержать хотя бы наземный сейсмический источник 112-1 (или множество источников). Межскважинная сейсмическая система 100 также содержит сейсмический источник 112-2 в смежной скважине 113. В соответствии с фиг. 1, показывающей наземные источники или в одной соседней скважине, сейсмические сигналы могут быть созданы одним или более сейсмическим источником сигнала, расположенным на дневной поверхности, в скважине, в которой сейсмические сигналы обнаруживаются, в соседней скважине и/или в формации, окружающей скважину.
Реализации оптического сейсмического инструмента 102 могут также использоваться в скважинах под давлением. Фиг. 2 - схематическая иллюстрация поперечного сечения межскважинной сейсмической системы 200, содержащей оптический сейсмический инструмент 102 и распределенный по оптоволокну датчик, вместе размещенные в бурильной колонне 205 во флюиде под давлением в соответствии с реализацией настоящего изложения. В таких реализациях оптический сейсмический инструмент 102 может быть вставлен в скважину 103 с барьером давления 209 (такой как устьевой выход, изолирующий клапан или временная пробка) и может свободно падать до заданной глубины в скважине 103 (в некоторых случаях до забоя или до конкретной исследуемой глубины). Смотанное оптоволокно 104 может быть присоединено на поверхности к НБОПД 110 и выполнено с возможностью размотки из оптического сейсмического инструмента 102 по мере того, как оптический сейсмический инструмент 102 перемещается вниз во флюиде по скважине 103. Скорость перемещения может быть управляема сочетанием веса груза 108, расхода флюида в скважине (если есть), сопротивления флюида, основанного на форме и поперечном сечении оптического сейсмического инструмента 102, а также вязкости флюида в скважине 103 (также называемой стволом). В зависимости от применения оптический сейсмический инструмент 102 может содержать такое устройство, как выступающие ребра, для увеличения сопротивления и в результате уменьшения скорости спуска оптического сейсмического инструмента 102.
Для получения сейсмических данных НБОПД 110 переводит минутные динамические напряжения оптоволоконного кабеля 104 в оптический сигнал и затем в электрический сигнал, который может быть оцифрован и записан или подвергнут дальнейшей обработке для получения сигнала в одном из принятых в сейсмической промышленности форматов, таком как LDF-формат или SEG-Y-формат. Одно примерное приближение для обработки в НБОПД 110 основано на принципе когерентного обратного рассеяния Рэлея (иногда называемого когерентным шумом Рэлея). В этом случае один или более короткий пробный импульс когерентного света пускается в оптоволоконный кабель 104, имея результатом рассеяние на приблизительной той же оптической частоте, что и анализируемые пробные импульсы. Техники опроса чувствительного волокна описаны, к примеру, в следующих патентах или патентных публикациях: US2012/0067118 A1, GB2 222 247 A, WO2010/136810 A2, GB2 401 738A, WO2006/048647 A2, US 5 194 847. В некоторых реализациях НБОПД 110 может быть выполнен с возможностью, в своей реализации, измерения других параметров, таких как температура или профили напряжения.
В несколько другой реализации оптоволоконный кабель 104 может содержать слабые рефлекторы, такие как волоконные брэгговские решетки (ВБР), которые могут быть опрошены с использованием разнообразных техник, не являющихся основным предметом настоящего изобретения. Также ВБР могут быть использованы с техникой скрученных волокон для определения шагов спирали оптоволокна и, теоретически, для корреляции истинных глубины и длины волокна, заданных тем, что натяжение, оказываемое на оптоволокно, может его растягивать. ВБР могут быть вписаны во время процесса вытягивания оптоволокна и сформировать массив датчиков, а не непрерывный, полностью распределенный датчик. Похожие на это средства опрашиваемого отражающего массива были описаны ранее, к примеру, в GB 2 126 820 или в WO2010/045286.
Как показано на фиг. 2, более длинный оптический сейсмический инструмент 102 меньшего диаметра может быть присоединен к грузу 108, имеющему форму торпеды или дротика. Установка насоса 214 может быть запущена для закачки оптического сейсмического инструмента 102 в буровую колонну 205. В этом случае оптический сейсмический инструмент 102 размещен при помощи флюидного давления скорее, чем при помощи силы тяжести (как это было в случае на фиг. 1). Подход с использованием флюида под давлением для закачки оптического сейсмического инструмента 102 может быть применен, к примеру, однако не ограничиваясь им, для наклонных скважин, восходящих и субгоризонтальных. Другие аспекты размещения оптоволоконного кабеля 104 с помощью оптического сейсмического инструмента 102, перемещающегося вниз по бурильной колонне, могут быть похожими на уже описанные в контексте фиг. 1.
Фиг. 3 иллюстрирует пусковое устройство 300, содержащее оптический сейсмический инструмент 102 в положении для запуска (к примеру, в скважину без давления) в соответствии с реализацией настоящего изобретения. В некоторых приложениях или реализациях, где недопустимо оставлять детали, такие как груз 108, в скважине, оптический сейсмический инструмент 102 может быть опущен, к примеру, с треноги 316, в соответствии с иллюстрацией, на пригодном конвейере 320, таком как канат, трос или колтюбинг, к примеру. Для размещения оптического сейсмического инструмента 102 на устье скважины может быть использована централизованная стрела 318. Оптический сейсмический инструмент 102 может быть необязательно возвращен сматыванием конвейера 320. Оптоволоконный кабель 104 (не показанный на фиг. 3, поскольку оптоволоконный кабель 104 не размотан до тех пор, пока не размещен в скважине) сам по себе может быть оторван и оставлен в стволе, но вполне может быть и возвращен.
Фиг. 4 иллюстрирует оптический сейсмический инструмент 102 более детально, нежели предыдущие чертежи, в соответствии с реализацией настоящего изобретения, который может быть использован в любых вариантах реализации, проиллюстрированных на фиг. 1-3. Оптический сейсмический инструмент 102 может содержать груз 108 на нижнем конце инструмента 102. Груз 108 может быть изменяем по весу, длине или и тому, и другому в модульной форме, где вес и длина могут быть добавлены или сняты. Вес и длина груза 108 могут быть выбраны из отклонения скважины, в которой он используется, плотности бурового раствора или других скважинных флюидов, планируемого флюидного расхода и скорости опускающегося оптического сейсмического инструмента 102.
Груз 108 может быть выполнен из натурального материала, в варианте реализации, допускающей оставление груза 108 в скважине после выполнения исследований, такого как песчаник, простые металлы, такие как алюминий и подобные. В варианте реализации материал груза 108 может быть цементом. В еще одном варианте реализации груз 108 может быть выполнен из материала, растворяемого или абсорбирующегося флюидом или буровым раствором - к примеру, из каменной соли или мелких зерен свинца, склеенных растворимым клеем, или из другого материала, разбиваемого или истаиваемого в скважинных условиях после заданного периода времени.
Груз 108 сообщается с помощью замкового механизма 422, к примеру паза, с катушкой 106. Катушка 106 для оптоволокна содержит намотанное оптоволокно в соответствии с описанием выше, намотанное на катушку или смотанное с приданием витков на катушке 106. Во время своего размещения оптоволоконный кабель 104 разматывается с верхней части оптического сейсмического инструмента 102 сквозь сопло 424 (т.е. ловильную головку или сопло). Как отмечено выше, оптоволоконный кабель может иметь покрытие, могущее быть защитным, адгезивным и/или магнитным.
В соответствии с фиг. 5 на блок-схеме показано изложение способа 500 размещения оптического сейсмического инструмента в скважине при скважинных сейсмических исследованиях. Способ может включать отделяемое соединение 526 оптического сейсмоинструмента на поверхности с наземным оборудованием. Наземное оборудование может содержать оптический источник (отдельно не показанный), выдающий оптическую пульсацию в распределенный по оптоволококну датчик, так же, как НБОПД 110. Оптический сейсмический инструмент содержит катушку оптоволоконного кабеля, соединенную с грузом изменяемого размера и механизмом, сообщающим его с наземным оборудованием, таким как защелка, ловильная головка, сопло и другие подобные.
Способ продолжается размещением 528 оптического сейсмического инструмента с помощью силы тяжести или силы давления жидкости, разматывая тем самым катушку с оптоволоконным кабелем в скважину. Способ продолжается созданием 530 акустического сообщения между оптоволоконным кабелем и скважиной, такого как сейсмические волны, проходящие сквозь формацию вокруг скважины, могущие быть измеренными оптоволоконным кабелем. Создание акустического контакта между оптоволоконным кабелем и стенками скважины может включать присоединение оптоволокна к стенкам скважины с помощью адгезивного покрытия, магнитного покрытия и/или наружной винтовой силы, вызванной отпусканием смотанного оптоволокна.
Способ может необязательно включать отсоединение оптического сейсмоинструмента от наземного блока сбора встроенным рассоединителем, могущим обрезать, откручивать или иными способами отделять оптоволоконный кабель от НБОПД 110.
Способ может необязательно дополнительно включать размещение оптического сейсмического инструмента на первую глубину на скорости, основанной по меньшей мере частично на изменяемости размера груза, присоединенного к распределенному по оптоволокну датчику.
Способ может необязательно дополнительно включать размещение оптического сейсмического инструмента на первую глубину на скорости, зависящей от скорости потока флюида в скважине и/или сопротивления флюида, основанного по меньшей мере частично на изменяемости формы груза или площади оптического сейсмического инструмента, и на вязкости флюида в скважине.
2
Варианты реализации настоящего раскрытия могут быть направлены на продуктивные скважины углеводородов, нагнетательные скважины для улучшения углеводородной отдачи, геотермальные скважины для извлечения или хранения энергии, скважины для изоляции CO и скважины, пробуренные специально с целью сейсмического мониторинга. В дополнение, распределенные по оптоволокну вибрационные датчики могут быть размещены во множестве скважин в окрестностях скважины, содержащей сейсмический источник, поэтому может быть одновременно выполнено множество межскважинных исследований. Похожим образом может быть оборудовано множество расположенных поблизости скважин при проведении почти любых из описанных здесь скважинных сейсмических исследований. Далее, множество окружающих скважин, участвующих в ГРП-стимуляции, может содержать оптоволоконные вибрационные датчики для обнаружения сейсмических сигналов в результате процесса ГРП.
В то время как описание было раскрыто в соответствии с ограниченным количеством вариантов реализаций, специалист в области техники, получающий выгоду от данного раскрытия, оценит многочисленные его модификации и изменения. В то время как раскрытие было описано в контексте использования скважинных инструментов, устройство из данного раскрытия может быть использовано в разнообразных приложениях.
В спецификациях и присоединенных заявлениях термины "соединение", "соединенный", "в соединении с" используется в значении "в прямом соединении с" или "в соединении с помощью другого элемента"; при этом термин "набор" используется в значении "один элемент" или "более чем один элемент". Как использовано в данном описании, термины "верх" и "низ", "выше" и "ниже" и другие подобные термины показывают относительное местоположение выше или ниже от данной точки или элемента, используемого в пояснении для более четкого описания некоторых вариантов реализации настоящего изобретения.
Хотя выше детально описаны некоторые примеры реализаций, специалист в области техники, получающий выгоду от данного раскрытия, поймет, что у примерных вариантов реализаций возможно множество модификаций без значимого отклонения от сути раскрытия. Соответственно, такие модификации предназначены для включения в обзор данного раскрытия, как указано в формуле. В формуле изобретения положения значение-плюс-функция предназначены для покрытия структур, описанных в данном документе, выполняющих описанную функцию, и не просто структурные эквиваленты, однако также эквивалентные структуры. Следовательно, хотя гвоздь и винт могут не быть структурными эквивалентами, поскольку гвоздь представляет цилиндрическую поверхность для надежного сколачивания деревянных частей вместе, в то время как винт представляет спиральную поверхность в среде скрепления деревянных частей вместе, гвоздь и винт могут быть эквивалентными структурами. С явным намерением заявителя не ссылаться на 35 U.S.C. § 112, параграф 6 для любых ограничений любых пунктов данной формулы, исключая те случаи, когда формула явно использует слова "предназначено для" вместе с соответствующей функцией.
Предпочтительные аспекты и варианты реализации были выбраны и описаны для наилучшего разъяснения принципов настоящего раскрытия и их практического приложения. Предшествующее описание предназначено для того, чтобы специалисты в области техники наилучшим образом использовали настоящее раскрытие в разных аспектах и вариантах реализации с разнообразием модификаций, пригодных к конкретному предположительному использованию. В дополнение, способы могут быть запрограммированы и сохранены как набор инструкций, при исполнении выполняющих способы, описанные в данном документе.