Прибор сейсмокаротажный для вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин
SEISMIC LOGGING APPLIANCE FOR VERTICAL, INCLINED AND HORIZONTAL BOREHOLES

Область техники
Изобретение относится к области сейсмического каротажа и может быть использовано для проведения работ вертикального сейсмического профилирования (ВСП) и вертикального сейсмического профилирования поляризационным методом (ВСП ПМ) в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах. Зонд может быть использован в разведочных обсаженных скважинах при геофизической разведке нефтяных, газовых и других месторождений полезных ископаемых.
Предшествующий уровень техники
Известна аппаратура модульная цифровая для сейсмических скважинных исследований АМЦ-ВСП-3-48, разработанная совместно ЗАО НПФ "Сейсмосетсервис" и ОАО НПП ВНИИГИС (интернет-ресурс http://www.gitas.ru/prod/pseism.php), включающая идентичные скважинные приемные модули, соединяемые между собой несущими кабельными перемычками. Приемный модуль имеет корпус датчиков с мощным управляемым модулем электромеханическим прижимным устройством.
Недостатком приемного модуля является сложность конструкции, включающая управляемое прижимное устройство.
Другим недостатком является выполнение приемных модулей с возможностью их соединения в зонд гибкими несущими кабельными перемычками. Использование гибких кабельных перемычек позволяет размещать известные приемные модули только в вертикальной или слегка наклоненной (до 20°) скважине, в которую они способны опускаться под действием собственной силы тяжести, натягивая кабельные перемычки. Упомянутые приемные модули не могут быть размещены в горизонтальной и значительно наклоненной скважине ввиду того, что в таких скважинах нет составляющей силы тяжести, направленной вдоль кабеля (вдоль скважины), или эта составляющая меньше сил трения прибора о стенки скважины и сил сопротивления скважинной жидкости движению прибора.
Наиболее близким аналогом является известный скважинный сейсмокаротажный прибор (патент на изобретение RU 2471207, МПК G01V 1/52 (2006.01), 2012), содержащий корпус датчиков, разрезной тонкостенный цилиндр прижимного устройства и средство изменения его кривизны. Высота тонкостенного цилиндра больше длины корпуса датчиков. Корпус датчиков жестко закреплен на внутренней поверхности цилиндра в центральной части. Средство изменения кривизны цилиндра жестко закреплено к корпусу датчиков. Соединение приборов между собой в зонд обеспечивается каротажным кабелем.
Указанное соединение приборов между собой каротажным кабелем является недостатком известного из RU 2471207 прибора. Каротажный кабель является гибким, поэтому известный прибор можно разместить только в вертикальной или слегка наклоненной скважине.
Раскрытие технического решения
Проведение работ ВСП и ВСП ПМ в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах разведочного бурения позволяет уточнить структурно-геологическое строение месторождений нефти и газа, и месторождений других полезных ископаемых.
Из открытых данных известно, что на 2015 год имелся объем скважин горизонтального бурения в 7360 км. Из этого объема часть скважин с углами наклона более 20° составляют приблизительно 20% или 1472 км. Объем горизонтального бурения в 2018 году составил 13800 км и продолжает расти. При этом сейсмокаротажное профилирование таких скважин не проводилось ввиду отсутствия оборудования.
Технические колонны в практике бурения наклонных и горизонтальных скважин обычно бывают около 7 дюймов в вертикальной части и около 5 дюймов в наклонной части. Обсадные трубы меньшего диаметра обычно находятся в области максимальной кривизны, поэтому конструкция их несколько иная.
Сейсмокаротажный прибор и составленный из таких приборов зонд должны отвечать следующим требованиям:
1. Они должны быть безопасно доставлены как в горизонтальную и наклонную скважины, так и в вертикальную.
2. Прижимное устройство должно иметь достаточную связь со стенкой обсадной колонны.
3. Прибор и зонд должны иметь минимальный уровень помех типа «кабельной волны» и «гидроволн».
4. Зонд должен иметь максимальное число каналов для создания максимальной длины профиля наблюдений.
5. В случае аварии прибор и зонд должны легко доставаться из скважины. Предлагаемая конструкция прибора позволяет выполнить эти требования. Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение возможности проведения сейсмокаротажного профилирования скважин с любым наклоном, то есть вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин. Таким образом, предлагаемый прибор может быть использован для исследования скважин кустового бурения с большими углами наклона скважин, включая их горизонтальную часть.
Техническим результатом, обеспечиваемым заявляемым изобретением, является обеспечение возможности продвижения прибора в скважине с любым наклоном, то есть проталкивания зонда в скважине - воздействия на него силой, направленной, в сущности, вдоль скважины.
Сущность заявленного технического решения состоит в том, что прибор сейсмокаротажный для вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин содержит корпус датчиков с прижимным устройством. Отличается тем, что корпус датчиков закреплен на жесткой штанге со свободным ходом вдоль и вокруг этой штанги.
В частных случаях допустимо выполнять заявленное техническое решение следующим образом.
Штанга предпочтительно выполнена в виде насосной штанги скважинной насосной установки.
Штанга желательно снабжена на концах резьбой, причем положение заходов резьбы на концах штанги могут совпадать и лежать в одной плоскости, проходящей через ось штанги на этих концах.
Прибор целесообразно снабжать датчиком ориентации, выполненным с возможностью определения угла между выбранным для корпуса датчиков направлением, перпендикулярным продольной оси корпуса датчиков, и вертикальной плоскостью, в которой лежат продольная ось корпуса датчиков и вектор силы тяжести.
Корпус датчиков может быть закреплен к штанге с помощью двух U-образных элементов, жестко закрепленных к корпусу датчиков и с зазором охватывающих штангу. На штанге могут быть закреплены два ограничителя и два Г-образных упора. Ограничители выполнены с возможностью ограничения движения U-образных элементов вдоль штанги. Упоры выполнены с возможностью ограничения движения U-образных элементов вокруг штанги.
Прижимное устройство желательно выполнено в виде разрезного по вертикали цилиндра, при этом корпус датчиков жестко закреплен внутри к упомянутому цилиндру напротив вертикального разреза этого цилиндра.
Штанга вблизи концов предпочтительно снабжена центраторами, закрепленными к штанге жестко или с возможностью свободного вращения вокруг штанги.
Штанга может иметь два карданных сочленения, размещенных от ее концов на расстояниях около четверти длины штанги. Между карданными сочленениями и корпусом датчиков на штанге предпочтительно жестко или с возможностью свободного вращения вокруг штанги закреплены центраторы.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 приведена схема сейсмокаротажного прибора при его движении в скважине с обсадной колонной около 7 дюймов; на фиг. 2 - схема того же прибора при его установке в точке наблюдения в скважине с обсадной колонной около 7 дюймов; на фиг. 3 - поперечный разрез А-А фиг. 1, 2; на фиг. 4 - схема сейсмокаротажного прибора при его установке в скважине с обсадной колонной около 5 дюймов; на фиг. 5 - схема размещения центратора; на фиг. 6 - схема использования прибора.
Перечень ссылочных обозначений.
1 - корпус датчиков;
2 - штанга;
21 - средняя часть штанги;
22 - концевая часть штанги;
23 - скошенная накладка;
3 - U-образный элемент;
4 - ограничитель;
5 - упор;
6 - кабель;
7 - колонна;
8 - прижимное устройство;
11 - буровая вышка;
12 - каротажный кабель;
13 - каротажный подъемник;
14 - штанги без приборов;
15 - каротажная станция;
16 - сеймостанция;
17 - центратор.
Варианты осуществления технического решения
Сейсмокаротажный прибор для вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин представляет собой корпус датчиков (1), закрепленный на жесткой штанге (2), в качестве которой может применяться известная насосная штанга скважинной насосной установки, доработанная как описано далее (фиг. 1). Штанга (2) предназначена для передачи усилия от спуско-подъемного оборудования буровой на корпус датчиков (1), а также для определения шага размещения приборов в зонде и принудительного поворота корпуса скважинного прибора в скважине. Известная насосная штанга использована для передачи возвратно-поступательного движения от спуско-подъемного оборудования буровой.
Для скважин большого диаметра штанга (2) может быть прямой. На практике такое выполнение штанги возможно для применения на скважинах диаметром около 7-и дюймов и больше.
Крепление корпуса датчиков (1) к штанге (2) выполнено не жестким, с обеспечением ограниченного свободного хода вдоль и вокруг штанги. Указанное выше выполнено для того, чтобы после размещения зонда в интервале наблюдения избежать влияния колебаний штанги («кабельной» волны) на датчики зонда при проведении сейсмических исследований и прилегании корпуса датчиков к стенке колонны (7) за счет прижимного устройства (8) (фиг. 2). Крепление корпуса датчиков (1) к штанге (2) может быть выполнено любым известным способом. Формулировка «ограниченный свободный ход» означает, что свободный ход корпуса датчиков относительно штанги имеет ограничение как по ходу вдоль штанги, так и по обороту вокруг штанги.
Например, крепление корпуса датчиков (1) к штанге (2) может быть выполнено в виде двух U-образных элементов (3), жестко закрепленных (сваркой) к корпусу датчиков (1) и свободно, с зазором охватывающих штангу (2) (фиг.3). Ограничители (4), жестко закрепленные на штанге (2), ограничивают движение вдоль штанги U-образных элементов (3) и закрепленного на них корпуса датчиков (1) в пределах 15-20 мм. На штанге может быть закреплено два ограничителя так, чтобы U-образные элементы и упоры были расположены между ними. Поворот корпуса датчиков (1) вокруг штанги (2) ограничивают два упора (5), выполненные в виде жестко закрепленных к штанге Г-образных элементов.
На одном конце штанга снабжена резьбой, а на другом - муфтой с внутренней резьбой для соединения приборов в зонд (цепочку).
Корпус датчиков (1) для неавтономного прибора снабжен двумя герметичными разъемами для подключения небронированных кабелей (6), предназначенных для последовательного электрического соединения приборов в зонде.
Прижимное устройство (8) представляет собой часть разрезанного по вертикали тонкостенного цилиндра. К этому цилиндру жестко крепится корпус датчиков (1). Прижимное устройство, будучи размещенным внутри скважины, самоустанавливается за счет прижатия упругих стенок цилиндра к скважине. Для этого прижимное устройство в свободном состоянии имеет диаметр, несколько превышающий внутренний диаметр обсадной колонны.
Для скважин малого диаметра штанга (2) выполнена со смещением средней части (фиг. 4). Такое выполнение штанги возможно для применения на скважинах диаметром от около 5-и дюймов до 7 дюймов. Средняя часть (21) штанги (2) крепится к концевым частям (22) штанги с помощью скошенных накладок (23).
Для использования заявленного прибора при проведении работ ВСП ПМ штанги выполняют так, чтобы положение заходов резьбы на концах штанги совпадали и лежали в одной плоскости, проходящей через ось штанги на этих концах. При доработке насосных штанг для использования в заявленном приборе для этого срезают торцы насосных штанг в пределах одного витка резьбы. Места заходов резьбы помечают. Места заходов резьбы для всех приборов целесообразно выполнять в одном и том же положении относительно места размещения корпуса датчиков.
Для определения поляризационных параметров при проведении работ ВСП ПМ в большинстве случаев могут использоваться параметры прямой волны в каждой точке наблюдений. В этом случае прямая волна должна проходить без искажения параметров поляризации и можно обойтись без датчиков ориентации. Такое возможно при горизонтальном залегании пород на пути прямой волны.
Однако в сложно построенных геологических провинциях (например, в зонах дробления, надвига и наклонных тектонических плит) прямая волна может проходить далеко не горизонтальные интервалы в разрезе скважины. В результате такого прохода поляризация прямой волны может существенно изменяться. Построенные по таким данным (без учета изменения поляризации прямой волны) геологические структуры залежей нефтяных и газовых месторождений будут искажены. Эти ошибки в построениях могут привести к неправильным данным интерпретации при решении задач сейсмической томографии, что, в свою очередь, может привести к потерям в добыче нефти и газа.
Для таких геологических провинций дополнительно прибор снабжают датчиком ориентации (не показан) с заданным положением относительно корпуса датчиков.
Условная ось Z ориентирована вдоль корпуса датчиков и является его продольной осью и соответствует геометрическому положению обсадной колонны в точке (известно по данным инклинометрии). Условные оси X и Y перпендикулярны оси Z и друг другу.
Датчик ориентации показывает положение оси X корпуса датчиков (выбранного направления, перпендикулярного продольной оси Z корпуса датчиков) относительно вертикальной плоскости, проходящей через ось Z. Датчик ориентации позволяет определить угол поворота корпуса датчиков в скважине. По этому положению затем вычисляют поляризационные параметры прибора, распределение чувствительности сейсмодатчиков прибора. Датчик ориентации представляет из себя, например, кольцевой реохорд с шариком ртути, который самоустанавливается в реохорде под действием силы тяжести. Реохорд крепится в плоскости YZ (плоскость, перпендикулярная оси X корпуса датчиков), нулевой его отсчет соответствует нахождению оси X в вертикальной плоскости. В этом случае ось X направлена вдоль азимута корпуса датчиков (азимут корпуса датчиков - это отклонение вертикальной плоскости, проходящей по оси Z, от направления на географический север). При вращении корпуса датчиков в вертикальной плоскости показания датчика ориентации остаются нулевыми при любых углах наклона скважины. В этих случаях азимут корпуса датчиков соответствует азимуту скважины по данным инклинометрии (в каждой точке наблюдения по данным инклинометрии известен угол наклона от вертикали воображаемой оси скважины и ее азимут).
При спуске прибора его ось Z всегда устанавливается вдоль оси скважины в связи с конструкцией прижимного устройства (8). Ось X при этом устанавливается произвольно и зависит от вращения прибора при его движении в скважине. Показания датчика ориентации в сочетании с имеющимися данными инклинометрии позволяют определить положение в пространстве (в том числе относительно вектора силы тяжести) оси X прибора, то есть положение прибора в пространстве. Вычисленное положение прибора относительно вектора силы тяжести позволяет определить распределение значений чувствительности сейсмических датчиков в пространстве. Специалист в уровне техники способен выполнить соответствующие геометрические расчеты для решения указанной задачи.
По полученным от сейсмодатчиков корпуса датчиков значениям (полевым материалам) определяются кажущиеся параметры вектора поляризации. Применяя поправку этих значений на распределение чувствительности сейсмодатчиков прибора, получают истинные параметры вектора поляризации.
Для центрирования положения штанги в скважине применяют центраторы (17) (фиг. 5), жестко закрепляя их к штангам (2) вблизи верхнего и нижнего концов. Центраторы могут закреплять к штанге с возможностью свободного вращения вокруг нее. Для свободного продвижения по скважине внешний размер центратора должен быть меньше внутреннего диаметра колонны. Перед началом работ следует убедиться, что центраторы проходят и в самых узких местах скважин (по данным промера внутренних диаметров скважин во всем интервале). Центраторы могут быть выполнены с изменяющимся размером (диаметром).
Для обеспечения прохода прибора в местах скважины с большой кривизной поворота штангу снабжают карданными сочленениями. При этом два таких сочленения размещают на расстояниях четверти длины штанги от ее концов. Центраторы на таких штангах размещают вблизи карданных сочленений со стороны корпуса датчиков для предотвращения биения этих сочленений о стенки обсадной колонны скважины. Центраторы могут закреплять к штанге жестко или с возможностью свободного вращения вокруг нее.
Порядок использования.
Спуск сейсмокаротажного зонда выполняет штатная бригада буровой следующим образом.
В устье скважины с буровой вышки (11) поочередно опускают сейсмокаротажные приборы (фиг. 6), соединяя при этом сначала штанги (2) приборов, а затем, с помощью кабеля (6), герметичные разъемы каждого прибора. При этом фотографируют муфту для фиксации текущего относительного азимутального расположения контрольных рисок штанг и их номеров. Это делают с целью учета фактической глубины, поворота прибора и номеров штанг в зонде при обработке полученных данных.
При движении в скважине прижимное устройство (8) постоянно прижато к стенкам колонны (7). Усилие по преодолению силы трения прижимного устройства (8) о стенки скважины преодолевается штангой (2) через ограничители (4) и упоры (5). При этом усилие прилагается к ограничителям и упорам.
К последнему опускаемому прибору через небронированный кабель (6) и переходник подключается кабельная головка с каротажным кабелем (12), опускаемым с этой точки глубины каротажным подъемником одновременно с наращиваемыми насосными штангами.
При дальнейшем спуске зонда спускают каротажный кабель (12) с помощью каротажного подъемника (13), продолжая соединять штанги (14) без приборов в цепочку.
За счет силы трения прижимного устройства (8) о стенку колонны, вызываемой силой упругости на раскрытие разрезного цилиндра, корпус датчиков оказывается подвешенным в колонне. При этом создается достаточная связь корпуса датчиков со стенкой колонны для приема упругих колебаний при работе прибора. Сила трения прижима разрезного цилиндра прижимного устройства к стенке обсадной колонны (измеряется динамометром при разведении стенок цилиндра до диаметра скважины) должна быть достаточной для удержания прибора от падения и несколько превышать его.
Затем продвигают штанги несколько назад (вверх) так, чтобы снять нагрузку ограничителей (4) и упоров (5) на корпус датчиков (1) (фиг. 2, 4), минимизировать механическую связь между ними. При этом помехи типа «кабельная волна» не передаются на датчики. Таким образом, организуется самоустанавливающийся безрычажный прижим.
Для контроля качества размещения прибора в скважине используют либо электрический вибратор, устанавливая его над буровым оборудованием устья скважины и соединяя со штангой, выходящей на поверхность, либо импульсный (ударный) источник. Вибратор работает на одной из фиксированных частот в диапазоне сейсмических волн от 10 до 50 Гц или в импульсном режиме и снабжен датчиком для записи сигнала на сейсмостанции. Если прижим сработал правильно и механической связи прибора со штангой нет, то сигнал от вибратора будет отсутствовать в данных, поступающих от приборов. В ином случае потребуется дополнительно провести операцию установки зонда в текущей позиции наблюдения.
При значительном увеличении числа каналов увеличивается длина наблюдаемого профиля от одного из пунктов возбуждения или одной посылки от вибратора. Для улучшения выбора оптимальных условий возбуждений (глубины взрывной скважины или параметров вибратора) желательно иметь более информативную форму записи, которая, кроме всего прочего, зависит от ориентации прибора в скважине.
Например, желательно чтобы одна из приемных осей (например, ось X) была бы направлена перпендикулярно оси скважины и вверх, по направлению прихода ожидаемой продольной волны (обычно сверху от стоянки источника возбуждения вниз к точке приема). Поперечная волна в этом случае будет регистрироваться преимущественно в плоскости XY.
Такая регистрация будет более наглядно показывать корреляцию продольных и поперечных волн. Также она облегчает сопоставление однотипных волн по соседним скважинам.
Практически это будет выполняться при дополнительном повороте с поверхности насосных штанг до положения, когда показания датчика ориентации только-только начнут отличаться от нуля (в этом случае ось X направлена близко к вертикальной плоскости, проходящей через азимутальную плоскость скважины). При взаимоориентированном спуске приборов зонда это же положение займут и остальные приборы зонда.