Способ устранения паразитного влияния проводящих бурильных труб на результаты измерений переходных электромагнитных составляющих в процессе бурения - RU2377607C2

Чертежи

Показать все 18 чертежа(ей)

Описание

Предпосылки создания изобретения

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к области скважинного индукционного электромагнитного каротажа. Более точно в изобретении предложен способ снижения влияния проводящих бурильных труб на омические составляющие сигналов в условиях переходного процесса (становления электромагнитного поля).

Описание известного уровня техники

Для определения удельной электрической проводимости горных пород, окружающих ствол скважины, могут использоваться приборы индукционного каротажа сопротивлений. Прибор индукционного каротажа, например, описанный в патенте US 5452761 (Beard и др.), состоит из генераторной катушки и нескольких приемных катушек, расположенных на определенных расстояниях друг от друга вдоль оси корпуса прибора. Через генераторную катушку пропускают переменный ток. Затем измеряют напряжения, которые индуцированы в приемных катушках переменными магнитными полями, индуцированными в толщах горных пород. Амплитуду фазовых составляющих напряжений, индуцированных в приемных катушках, соотносят с удельной проводимостью среды, окружающей инструмент.

Разработка глубинных электромагнитных приборов имеет давнюю историю. Такие приборы используют для достижения ряда различных целей. При помощи глубинных приборов исследуют свойства пласта между скважинами на расстоянии от нескольких десятков до нескольких сотен метров (сверхглубокий масштаб). Существуют методики односкважинных и межскважинных исследований, в большей части которых используются технологии, основанные на физике распространения радиолокационных сигналов/сейсмических волн. Естественно, что применение данной группы приборов среди прочего ограничено лишь толщами горных пород высокого сопротивления и доступной под землей мощностью.

На сверхглубоком уровне может быть применена технология, основанная на характере изменения переходного (неустановившегося) поля. Метод переходных процессов электромагнитного поля широко используется в наземной геофизической разведке. Примеры метода переходных процессов описаны, например, у Kaufman и др., 1983, "Frequency and transient sounding", Elsevier Science; Сидорова и др., 1969, "Geophysical surveys with near zone transient EM", публикация НВИГГ, Саратов, Россия; и Рабиновича и др., 1981, "Formation of an immersed vertical magnetic dipole field", журнал "Геология и геофизика", №3. Как правило, импульсы напряжения или тока, возбуждаемые в передатчике, инициируют распространение электромагнитного сигнала в толще горных пород. Происходит диффузия электрического тока из передатчика в окружающую толщу горных пород. На измерительные датчики в различное время поступает информация с различных глубин исследования. В частности, по прошествии достаточного времени переходное электромагнитное поле реагирует лишь на периферийные зоны толщи горных пород и не зависит от распределения удельных сопротивлений вблизи передатчика (см. Kaufman и др., 1983). Данное переходное поле особенно важно для каротажа. Использование симметричного каротажного прибора, измеряющего переходное поле, для обнаружения толщи горных пород описано, например, в патенте US 5530359 (Habashy и др.).

В патенте US 5955884 (Payton и др.) описаны способы измерения переходного электромагнитного поля в толщах горных пород. На толщу горных пород воздействуют электромагнитной энергией на выбранных частотах и с выбранными формами колебаний волны, за счет чего доводят до максимума глубину проникновения магнитной и электрической энергии в радиальном направлении. В патенте US 5955884 используется по меньшей мере один источник электромагнитных волн и по меньшей мере один источник электрических волн, генерирующий электрическую энергию. Источник может представлять собой однонаправленный или разнонаправленный передатчик электромагнитных волн и/или передатчик электрических волн. В одном из вариантов осуществления передатчики и приемники поперечных электромагнитных волн представляют собой отдельные модули, расположенные на определенном расстоянии друг от друга и соединенные отрезками кабеля, при этом модули передатчика и приемника поперечных электромагнитных волн разделены в зависимости от выбора промежутком от одного метра до 200 метров. Глубина исследования в радиальном направлении связана с эффективной глубиной проникновения

С быстрым развитием технологии скважинных исследований в процессе бурения появилась новая методика среднемасштабного (3-10 метров) индукционного каротажа для ориентирования скважин в мощных коллекторах. Основная сложность, связанная со средой скважинных исследований в процессе бурения, заключается во введении металлической бурильной трубы вблизи участка, на котором осуществляются измерения. Труба обладает высокой чувствительностью и значительно ослабляет чувствительность измеренного электромагнитного поля к влиянию удельных сопротивлений толщи горных пород и периферийных границ. Предлагавшиеся ранее решения данной задачи обычно предусматривали создание значительного разнесения (до 20 метров) между передатчиком и приемником, как это описано в патенте US 6188222 (Seydoux и др.). Такой прибор обладает низкой чувствительностью в отношении периферийных границ. В настоящее время компания Stolar Horizon Inc. занимается разработкой радара бурильной колонны для скважин в угольных пластах, содержащих метан. Радар бурильной колонны обеспечивает получение трехмерных изображений на малом расстоянии от скважины.

В настоящее время приборы индукционного каротажа используют для получения результатов измерений в присутствии первичного поля. Применительно к способу скважинных измерений в процессе бурения примерами таких приборов являются электрокаротажный зонд многолучевого распространения (MPR - multiple propagation resistivity) и зонд индукционного каротажа с высокой разрешающей способностью (HDIL - high-definition induction logging) для необсаженных скважин. Один или несколько передатчиков, расположенных вдоль бурового инструмента, играют роль первичного источника индукции, а на приемные катушки, расположенные на определенном расстоянии от передатчиков по оси бурового инструмента, из толщи горных пород поступают сигналы. Недостаток как MPR, так и HDIL приборов заключается в том, что на протяжении временного интервала, за который в приемники поступают результаты измерений толщи горных пород, всегда присутствует первичный источник индукции, исходящей от передатчика, что приводит к искажению заданного сигнала. Данный недостаток может быть устранен за счет использования импульсных возбуждений, как это делается в приборе индукционного каротажа методом переходных процессов, когда сигналы измеряют на протяжении временных интервалов между возбуждающими импульсами.

В типичном приборе индукционного каротажа методом переходных процессов величина тока в генераторной катушке в момент t=0 понижается от исходного значения I₀ до 0. В процессе перемещения вращающегося прибора по стволу скважины осуществляют последующие измерения. Токи, индуцированные в бурильной трубе и в толще горных пород (например, вихревые токи), начинают диффундировать из области вблизи генераторной катушки во всех направлениях вокруг передатчика. Данные токи индуцируют составляющие магнитного поля, которые могут быть измерены при помощи индукционных катушек, размещенных вдоль проводящей трубы. Влияние вихревых токов (токов Фуко) на сигнал считается паразитным, поскольку сигнал, вызванный данными токами, значительно сильнее сигнала, поступающего из толщи горных пород. Чтобы принимать сигнал, на который преимущественно не оказывают влияние вихревые токи в трубе, можно осуществлять измерение сигнала на наиболее поздней стадии, когда сигналы, поступающие из толщи горных пород, преобладают над паразитными сигналами, возникающими в трубе. Несмотря на то, что поступающий из толщи горных пород сигнал преобладает на наиболее поздней стадии, он все же очень слаб, и осуществление надежного измерения может быть затруднено. В известных из уровня техники способах за счет увеличения расстояния между передатчиком и приемниками уменьшали влияние трубы и сдвигали преобладающее влияние сигнала из толщи горных пород на более ранний интервал времени. В силу ограниченной разрешающей способности такая система имеет большую длину (до 10-15 м), что нежелательно и неудобно применительно к прибору для измерений в процессе бурения.

При обнаружении сигналов методами переходных процессов существует потребность в ослаблении паразитных сигналов, вызываемых вихревыми токами, без увеличения расстояния между передатчиком и приемником. Данная задача решена в настоящем изобретении.

Краткое изложение сущности изобретения

В настоящем изобретении предложено устройство, применяемое в стволе скважины, пробуренной в толще горных пород. Устройство содержит трубчатый элемент, включающий демпфирующую часть для прерывания протекания вихревых токов. На демпфирующей части расположен передатчик, который распространяет электромагнитный сигнал в толщу горных пород. На демпфирующей части на определенном расстоянии по оси от передатчика расположен приемник, который принимает сигнал становления поля, отображающий характеристики электрического удельного сопротивления толщи горных пород. На основании первого и второго сигналов процессор определяет электрическое удельное сопротивление толщи горных пород. Демпфирующая часть имеет по меньшей мере одну продольную или азимутальную прорезь. В прорези может помещаться непроводящий материал. В качестве альтернативы демпфирующая часть может иметь участки с прорезями и участки с непроводящим материалом на наружной поверхности.

Передатчик и приемники могут располагаться в определенном порядке, а их катушки могут быть ориентированы вдоль оси, параллельной продольной оси компоновки низа бурильной колонны (КНБК), или расположены под углом к продольной оси.

По результатам измерений процессор далее определяет расстояние до границы пласта в толще горных пород.

Краткое описание чертежей

Для обеспечения лучшего понимания настоящего изобретения к нему приложены следующие чертежи с одинаковыми цифровыми обозначениями одинаковых элементов, на которых показано:

фиг.1 - прибор для измерений в процессе бурения, применимый в настоящем изобретении,

фиг.2 - схема прибора и его траектория в горизонтальной скважине,

фиг.3 - вид в поперечном разрезе трубы с продольными прорезями,

фиг.4 - вид сбоку трубы с продольными прорезями,

фиг.5 - вид в поперечном разрезе прибора с продольными прорезями,

фиг.6а-6б - результаты моделирования, отображающие характеристики переходного процесса для ориентированных по оси Z и Х приемников, находящихся на расстоянии 0,2 м от передатчика,

фиг.7а-7б - результаты моделирования, отображающие характеристики переходного процесса для ориентированных по оси Z и Х приемников, находящихся на расстоянии 2 м от передатчика,

фиг.8а-8б - результаты моделирования, отображающие характеристики переходного процесса для ориентированных по оси Z и Х приемников, находящихся на расстоянии 6 м от передатчика,

фиг.9а-9б - результаты моделирования, отображающие характеристики переходного процесса для ориентированных по оси Z и Х приемников, находящихся на расстоянии 12 м от передатчика,

фиг.10а-10б - пример использования калибровочного сигнала для повышения разрешающей способности сигналов ориентированного по оси Z передатчика,

фиг.11 - влияние токов на характеристику переходного процесса трубчатого элемента,

фиг.12 - сигналы становления поля при двух различных расстояниях до границы пласта в толще горных пород,

фиг.13 - сигналы становления поля согласно примеру, проиллюстрированному на фиг.12, при длине ферритовой оболочки 2 м,

фиг.14 - сигналы становления поля согласно примеру, проиллюстрированному на фиг.12, при длине ферритовой оболочки 4 м.

Подробное описание изобретения

На фиг.1 схематически проиллюстрирована буровая система 10 с бурильной колонной 20, на которой установлена буровая компоновка 90 (также именуемая компоновкой низа бурильной колонны или КНБК), доставляемая в ствол 26 скважины для бурения. Буровая система 10 включает обычную буровую вышку 11, установленную на полу 12, на который опирается стол 14 бурового ротора, которому первичный привод, такой как электродвигатель (не показан), передает вращение с требуемым числом оборотов. Бурильная колонна 20 состоит из колонны труб, таких как бурильная труба 22 или непрерывной колонны, проходящей с поверхности в ствол 26 скважины. Если колонне труб используют бурильную трубу 22, бурильную колонну 20 проталкивают в ствол 26 скважины. Однако в случае применения непрерывной колонны гибких труб для ее перемещения в ствол 26 скважины из источника подачи, такого как барабан-накопитель (не показан), используют устройство захвата и подачи (не показано). Для бурения ствола 26 скважины используют закрепленное на конце бурильной колонны буровое долото 50, которое вращается и разрушает толщи горных пород. В случае применения бурильной трубы 22 бурильная колонна 20 при помощи ведущей бурильной трубы 21, вертлюга 28 и талевого каната 29 со шкивом 23 соединена с буровой лебедкой 30. В процесс бурения буровую лебедку 30 используют для регулирования осевой нагрузки на долото, которая является важным параметром, влияющим на скорость проходки скважины. Работа буровой лебедки хорошо известна из техники и в связи с этим подробно не описана.

В процессе бурения по каналу в бурильной колонне 20 под давлением, создаваемым насосом 34 для бурового раствора, циркулирует соответствующий буровой раствор 31, который поступает из приемной емкости (источника) 32 для бурового раствора. Буровой раствор из насоса 34 поступает в бурильную колонну 20 через поглотитель гидравлического удара (не показан), трубопровод 28 и ведущую бурильную трубу 21. Буровой раствор 31 циркулирует вверх по стволу скважины по кольцевому пространству 27 между бурильной колонной 20 и стволом 26 скважины и по возвратному трубопроводу 35 возвращается в приемную емкость 32 для бурового раствора. Буровой раствор играет роль смазки для бурового долота 50 и отводит буровой шлам или выбуренную горную породу от бурового долота 50. Расположенный на трубопроводе 38 датчик S₁ предоставляет информацию о расходе бурового раствора. Поверхностный датчик S₂ крутящего момента и датчик S₃, связанные с бурильной колонной 20, предоставляют информацию о крутящем моменте и скорости вращения бурильной колонны соответственно. Дополнительно используется датчик (не показан) нагрузки на крюк бурильной колонны 20, связанный с талевым канатом 29.

В одном из вариантов осуществления изобретения для передачи вращения буровому долоту 50 используют вращение лишь бурильной трубы 22. В другом варианте осуществления изобретения буровая компоновка 90 может быть оснащена забойным двигателем 55 (забойным турбинным двигателем), который передает вращение буровому долоту 50, а вращение бурильной трубы 22 обычно используют по мере необходимости, чтобы дополнить крутящий момент и изменить направление бурения.

В варианте осуществления, проиллюстрированном на фиг.1, забойный турбинный двигатель 55 соединен с буровым долотом 50 посредством ведущего вала (не показан), который установлен в опорном устройстве 57. Буровой раствор 31 под давлением проходит через забойный турбинный двигатель 55, который передает вращение буровому долоту 50. Опорное устройство 57 выдерживает радиальное и осевое усилия бурового долота. С опорным устройством 57 соединен стабилизатор 58, который играет роль центратора нижней части узла забойного турбинного двигателя.

В одном из вариантов осуществления изобретения вблизи бурового долота 50 расположен модуль 59 датчиков параметров бурения. Модуль датчиков параметров бурения включает датчики, измерительную схему и программное обеспечение для обработки и алгоритмов обработки динамических параметров бурения. Такие параметры могут включать подскакивание долота на забое, прерывистое перемещение бурового снаряда, обратное вращение, крутящий момент, давление гидравлических ударов, скважинное давление и давление в кольцевом (затрубном) пространстве, измерения увеличения числа оборотов и другие измерения параметров состояния бурового долота. Буровая компоновка 90 также имеет соответствующий канал 72 телеметрии или связи с использованием, например, двусторонней телеметрии. Модуль датчиков параметров бурения осуществляет обработку информации от датчиков и через телеметрическую систему 72 передает ее поверхностному устройству 40 управления.

Канал 72 связи, силовая установка 78 и прибор 79 для измерений в процессе бурения последовательно соединены с бурильной колонной 20. Например, для соединения прибора 79 для измерений в процессе бурения с буровой компоновкой 90 используются гибкие муфты. Такие муфты и приборы образуют компоновку 90 низа бурильной колонны, которая располагается между бурильной колонной 20 и буровым долотом 50. Буровая компоновка 90 служит для осуществления ряда измерений, включая измерения импульсного ядерного магнитного резонанса в процессе бурения ствола 26 скважины. По каналу 72 связи принимают сигналы и результаты измерений и, используя двустороннюю телеметрию, передают сигналы для их обработки, например, на поверхности. В качестве альтернативы обработка сигналов может осуществляться при помощи скважинного процессора, расположенного в соответствующем положении (не показано) на буровой компоновке 90.

Поверхностное устройство управления или процессор 40 также принимает сигналы от других скважинных датчиков и устройств и сигналы от датчиков S₁-S₃ и других датчиков, используемых в системе 10, и обрабатывает такие сигналы в соответствии с запрограммированными командами, которыми снабжено поверхностное устройство 40 управления. Поверхностное устройство 40 управления отображает желаемые параметры бурения и другую информацию на дисплее/мониторе 42, который использует оператор для управления буровыми работами. Поверхностное устройство 40 управления предпочтительно включает компьютер или микропроцессорную систему обработки, запоминающее устройство для хранения программ или моделей и данных, регистратор для регистрации данных и другие периферийные устройства. Предусмотрено, что при возникновении определенных небезопасных или нежелательных условий работы устройство 40 управления может подавать предупредительные сигналы 44.

На фиг.2 показано устройство, предложенное в настоящем изобретении. Вдоль служащей для подавления вихревых токов демпфирующей части 200 бурильной трубы расположена генераторная катушка 201 и узел приемных катушек. Продольная ось бурового инструмента образует ось Z системы координат. Ось Х проходит перпендикулярно продольной оси бурового инструмента. Длина демпфирующей части 200 бурильной трубы достаточна для того, чтобы прерывать протекание вихревых токов. Генераторная катушка 201 индуцирует магнитный момент. На фиг.2, в частности, показано, что генераторная катушка 201 ориентирована таким образом, чтобы индуцировать магнитный момент вдоль оси Z. Узел приемных катушек состоит из группы (матрицы) катушек 204, ориентированных по оси Z, и катушек 205, ориентированных по оси X, магнитные моменты которых ориентированы таким образом, чтобы обнаруживать магнитные моменты, индуцированные во взаимно перпендикулярных направлениях (т.е. М_х, M_z). При отсутствии у бурильной трубы демпфирующей части вихревые токи, образующиеся при измерениях переходного поля, могут образовывать кольцевые цепи, повторяющие поверхность трубы. Вихревые токи, создаваемые ориентированным по оси Z передатчиком, способны существовать длительное время и обычно имеют максимально возможный период затухания из всех сигналов. За счет продольных прорезей вихревые токи принудительно следуют по траектории с высоким удельным сопротивлением, а не по кольцевой цепи, за счет чего сокращается период затухания вихревых токов. При быстром затухании вихревых токов в трубе облегчаются измерения переходных составляющих электромагнитного поля. За счет этого облегчается получение информации, в частности, о положении границ раздела нефти и воды и электрическом удельном сопротивлении окружающей толщи горных пород.

Несмотря на то, что на фиг.2 проиллюстрирован один вариант расположения передатчика и приемника, в настоящем изобретении может быть использовано множество вариантов расположения передатчика и приемника. В первом варианте осуществления прибора для измерений методом переходных процессов в процессе бурения вдоль демпфирующей части трубы может располагаться ориентированная по оси Z генераторная катушка, а пара приемных катушек, состоящая из приемной катушки, ориентированной по оси Z, и приемной катушки, ориентированной по оси X, смещена в осевом направлении от ориентированной по оси Z генераторной катушки. На демпфирующей части обычно на расстоянии от 0 до 10 м от передатчика также расположена пара приемных катушек. При расстоянии между передатчиком и приемником менее примерно 2 м дополнительно облегчается забойный контроль параметров бурения. Термин забойный контроль параметров бурения обозначает управление направлением бурения, осуществляемого КНБК, на основе вычисленных расстояний до границы пласта в толще горных пород. Обычно при осуществлении забойного контроля параметров бурения желательно, чтобы бурение ствола скважины осуществлялось на требуемой глубине ниже границы раздела флюидов, такой как граница раздела нефти и воды, газа и нефти или газа и воды. В качестве альтернативы забойный контроль параметров бурения может использоваться для удержания ствола скважины в пределах породы-коллектора на требуемом расстоянии от покрывающей породы.

В рассматриваемом варианте осуществления демпфирующая часть трубы имеет продольные прорези достаточной длины для того, чтобы прерывать протекание тока, в данном случае около 10 м. Пара передатчик-приемник помещается посередине демпфирующей части трубы.

Во втором варианте осуществления прибор для измерений методом переходных процессов в процессе бурения включает направленную по оси Х генераторную катушку, также направленную по оси Х катушку, которая используется в качестве приемника, и направленную по оси Z приемную катушку, которая находится на расстоянии менее 2 м по оси от направленной по оси Х генераторной катушки и также используется в качестве приемника. Вдоль вырезанной части трубы обычно на протяжении около 10 м могут проходить продольные прорези. При расстоянии между передатчиком и приемником менее примерно 2 м дополнительно облегчается забойный контроль параметров бурения. Пара передатчик-приемник расположена посередине демпфирующей части трубы.

В третьем варианте осуществления прибора для измерений методом переходных процессов в процессе бурения направленная по оси Z генераторная катушка может располагаться вдоль трубы, а группа катушек, состоящая из направленной по оси Х катушки и направленной по оси Z катушки, может быть смещена по оси демпфирующей части трубы на расстояние от 0 до 10 м от генераторной катушки. Вырезанная часть обычно включает продольные и азимутальные прорези и имеет протяженность от 10 до 20 м. Прорези заполняют непроводящим материалом с целью дополнительного подавления вихревых токов. Группа катушек может отстоять от передатчика на расстоянии до 10 м.

В четвертом варианте осуществления прибора для измерений методом переходных процессов в процессе бурения направленная по оси Z генераторная катушка и группа направленных по оси Х и по оси Z катушек могут располагаться вдоль демпфирующей части трубы, а расстояние до генераторной катушки может составлять от 0 до 10 м. Демпфирующая часть может иметь длину от 10 до 20 м, а группа приемников может отстоять от передатчика на расстоянии примерно до 10 м.

Демпфирующая часть может дополнительно включать сочетание прорезей в трубе и магнитный материал с высокой магнитной проницаемостью, которым покрыта труба. Например, может быть сформирована периодическая последовательность элементов трубы, когда, например, первый отрезок трубы длиной 1 м имеет прорези, а следующий отрезок трубы длиной 1 м покрыт магнитным материалом. Данный элемент трубы длиной 2 м может являться повторяющимся. Обычно число повторений составляет, например, 10. Демпфирующая часть также может включать лишь магнитное покрытие, способствующее подавлению вихревых токов.

Проиллюстрированный на фиг.2 бурильный инструмент 200 проходит в горизонтальном направлении через толщу 230 горных пород с электрическим удельным сопротивлением ρ₁ и находится на расстоянии L от границы между толщей 230 горных пород и толщей 240 горных пород с электрическим удельным сопротивлением ρ₂. В однородной полноразмерной горизонтальной скважине составляющая по оси Х является единственной составляющей, которая отличается от ноля. В горизонтально-слоистой среде, такой как проиллюстрированная на фиг.2, и составляющая по оси X, и составляющая по оси Z отличаются от ноля.

На фиг.3 показан вид в поперечном разрезе демпфирующей части 200 бурильной трубы с продольными прорезями согласно примеру осуществления настоящего изобретения. Проводящая труба 301 поделена на отрезки множеством прорезей 305. На фиг.4 показан вид сбоку трубы 301' с более наглядно отображенными продольными прорезями 305'. Несмотря на то, что подавление кольцевых вихревых токов может быть достигнуто при помощи одной продольной прорези, для дополнительного подавления вихревых токов обычно предусматривают множество продольных прорезей 305'. В качестве альтернативы направление прорезей может быть выбрано таким образом, чтобы оно соответствовало геометрии вихревых токов в трубе. В частности, продольные прорези обеспечивают максимальное подавление в варианте осуществления, в котором используется ориентированный по оси Z передатчик. Такие продольные прорези могут иметь протяженность, например, около 10-20 м. В варианте осуществления, в котором используется ориентированный по оси Х передатчик, для обеспечения максимального подавления может использоваться сочетание продольных и азимутальных прорезей.

На фиг.5 показан вид в поперечном сечении прибора с заключенной в нем демпфирующей частью трубы, проиллюстрированной на фиг.3. Труба 301” с прорезями 305” снаружи окружена непроводящим материалом 510.

Непроводящий материал 510 может представлять собой, например, магнитный материал. Вокруг непроводящего материала 510 располагается ориентированный по оси Z передатчик 501, а генераторная катушка 501 покрыта снаружи вторым слоем 512 непроводящего материала. За счет помещения магнитного материала между источником магнитной индукции и интересующей областью может быть ослаблена магнитная индукция и, следовательно, вихревые токи в интересующей области.

На фиг.6а-б, 7а-б, 8а-б и 9а-б проиллюстрирована высокая разрешающая способность предложенного в настоящем изобретении прибора для измерений методом переходных процессов в процессе бурения. На примере двухслойной толщи горных пород, такой как показанная на фиг.2, проиллюстрированы результаты математического моделирования. Для получения кривых, которые проиллюстрированы на перечисленных чертежах, использован ориентированный по оси Z передатчик и ориентированные по оси Z и по оси Х приемники. Ориентация передатчика по оси Х обеспечивает разрешающую способность, аналогичную разрешающей способности передатчика, ориентированного по оси Z, в том, что касается обнаружения границ раздела нефти и воды. Для подавления вихревых токов в трубе предусмотрен ряд продольных и азимутальных прорезей. Результаты моделирования предполагают, что труба является непроводящей. Как показано на фиг.2, прибор расположен в первом слое 230 с электрическим удельным сопротивлением ρ₁=50 Ом·м. Второй слой 240 расположен на расстоянии в пределах от 1 до 11 метров от прибора. Электрическое удельное сопротивление второго слоя ρ₂=2 Ом·м. Измерения обычно проводят в течение 1-100 µсек после подачи сигнала из первичного источника. При использовании ориентированного по оси Х передатчика для обеспечения азимутальной разрешенности используют измерения передатчика, ориентированного по оси Z, тогда как расстояние до границы раздела и электрическое удельное сопротивление толщи горных пород определяют по результатам измерений по оси X. При использовании ориентированного по оси Z передатчика для обеспечения азимутальной разрешенности используют измерения передатчика, ориентированного по оси X, тогда как расстояние до границы раздела и электрическое удельное сопротивление толщи горных пород определяют по результатам измерений по оси Z.

На фиг.6а и 6б показаны составляющие, измеренные по оси Z и X соответственно при расстоянии между передатчиком и приемником, равном 0,2 м. Кривая 601а отображает показания прибора, расположенного на расстоянии в 1 м от границы пласта в толще горных пород. Кривые 603а, 605а, 607а, 609а и 611а отображают показания на расстоянии 3 м, 5 м, 7 м, 9 м и 11 м, соответственно. По оси абсцисс отложено время в секундах, а по оси ординат отложен параметр dB_z/dt в единицах В/Ам⁴. Показанная на фиг.6б кривая 601b отображает показания прибора на расстоянии в 1 м от границы пласта в толще горных пород. Кривые 603b, 605b, 607b, 609b и 611b отображают показания на расстоянии в 3 м, 5 м, 7 м, 9 м и 11 м соответственно. По оси абсцисс отложено время в секундах, а по оси ординат отложено dB_z/dt в В/Ам⁴.

Составляющая по оси X, проиллюстрированная на фиг.6б, имеет более высокую разрешающую способность по сравнению с составляющей Z (фиг.6а). Максимальная чувствительность к границе пласта отмечена на ранних стадиях (по истечении менее 5 µсек). При расстоянии между передатчиком и приемником, равном 0,2 м, для моделей, в которых глубина пересечения с границей пласта превышает 5 м, мощность сигнала по оси Х на несколько порядков величины меньше мощности сигнала по оси Z, из-за чего снижается надежность измерений по оси Z. С увеличением расстояния между приемником и передатчиком улучшается соотношение между составляющими Х и Z сигнала. На фиг.7а-б, 8а-б и 9а-б проиллюстрированы результаты моделирования, полученные при расстоянии между приемником и передатчиком в 2 м, 6 м и 12 м соответственно.

На фиг.7 показаны составляющие по оси Z и X соответственно, измеренные при расстоянии между передатчиком и приемником, равном 2 м. Кривая 701а отображает показания прибора, расположенного на расстоянии в 1 м от границы пласта в толще горных пород. Кривые 703а, 705а, 707а, 709а и 711a отображают показания на расстоянии в 3 м, 5 м, 7 м, 9 м и 11 м соответственно. По оси абсцисс отложено время в секундах, а по оси ординат отложено dB_z/dt в В/Ам⁴. Показанная на фиг.7б кривая 701b отображает показания прибора на расстоянии в 1 м от границы пласта в толще горных пород. Кривые 703b, 705b, 707b, 709b и 711b отображают показания на расстоянии в 3 м, 5 м, 7 м, 9 м и 11 м соответственно. По оси абсцисс отложено время в секундах, а по оси ординат отложено dB_z/dt в В/Ам⁴.

На фиг.8 показаны составляющие по оси Z и X соответственно, измеренные при расстоянии между передатчиком и приемником, равном 6 м. Кривая 801а отображает показания прибора, расположенного на расстоянии в 1 м от границы пласта в толще горных пород. Кривые 803а, 805а, 807а, 809а и 811a отображают показания на расстоянии в 3 м, 5 м, 7 м, 9 м и 11 м соответственно. Кривая 820а отображает показания, полученные при расстоянии от границы пласта в толще горных пород, равном бесконечности. По оси абсцисс отложено время в секундах, а по оси ординат отложено dB_z/dt в В/Ам⁴. Показанная на фиг 8б кривая 801b отображает показания прибора на расстоянии в 1 м от границы пласта в толще горных пород. Кривые 803b, 805b, 807b, 809b и 811b отображают показания на расстоянии в 3 м, 5 м, 7 м, 9 м и 11 м соответственно. По оси абсцисс отложено время в секундах, а по оси ординат отложено dB_z/dt в В/Ам⁴.

На фиг.9 показаны составляющие по оси Z и X соответственно, измеренные при расстоянии между передатчиком и приемником, равном 12 м. Кривая 901а отображает показания прибора, расположенного на расстоянии в 1 м от границы пласта в толще горных пород. Кривые 903а, 905а, 907а, 909а и 911a отображают показания на расстоянии в 3 м, 5 м, 7 м, 9 м и 11 м соответственно. Кривая 920а отображает показания, полученные при расстоянии от границы пласта в толще горных пород, равном бесконечности. По оси абсцисс отложено время в секундах, а по оси ординат отложено dB_z/dt в В/Ам⁴.

Показанная на фиг.9б кривая 901b отображает показания прибора на расстоянии в 1 м от границы пласта в толще горных пород. Кривые 903b, 905b, 907b, 909b и 911b отображают показания на расстоянии в 3 м, 5 м, 7 м, 9 м и 11 м соответственно. По оси абсцисс отложено время в секундах, а по оси ординат отложено dB_z/dt в В/Ам⁴.

Результаты описанных выше измерений сначала анализируют, чтобы определить, результаты каких измерений по оси Х следует исключить из количественной интерпретации. Результаты измерений, которые удовлетворяют уравнению |H_x/H_z|>0.1 (для системы с передатчиком, ориентированным по оси Z), являются оптимальными для интерпретации. Аналогичным образом для системы с передатчиком, ориентированным по оси X, оптимальным является уравнение |H_z/H_x|>0.1. Для группы приемников, ориентированных по оси Z и по оси X, составляющие Н_х и H_z из данного соотношения являются измерениями, осуществленными теми ориентированными по оси Х и по оси Z приемниками, которые ближе всех в группе расположены друг к другу. Для интерпретации данных применительно к параметрам толщи горных пород может быть использован метод инверсии.

С увеличением расстояния между передатчиком и приемником усиливается составляющая сигнала по оси Х с высокой разрешающей способностью. При увеличении расстояния также улучшается соотношение между двумя составляющими, что делает измерения более практичными. Увеличение расстояния продиктовано задачей азимутального отображения и определения параметров глубокозалегающей толщи горных пород (глубиной свыше 5 метров). Для модели толщи горных пород, в которой глубина пересечения с границей пласта составляет менее 5 м, для забойного контроля параметров бурения достаточно набора измерений по оси Z (передатчик ориентирован по оси Z), осуществленных в диапазоне расстояний между передатчиком и приемником 0-2 м за временной интервал 1-100 µсек. Чтобы определить, расположена ли граница над или под прибором, может использоваться знак составляющей по оси X. В другом варианте осуществления, когда используется ориентированный по оси Х передатчик и ориентированные по оси Z и оси Х приемники, для отображения толщи горных пород достаточно расстояния между передатчиком и приемником менее 2 метров.

Как указано в патентной заявке США № 10/746071, поданной 24 декабря 2003 г., один из способов учета влияния металлического корпуса заключается в использовании эталонного сигнала. На фиг.10а показаны сигналы, полученные при глубине пересечения с границей в 4 м, 6 м, 8 м и 10 м и расстоянии между передатчиком и приемником в 0,5 м. Как показано на фиг.10а, на указанных расстояниях сигналы становятся быстро неотличимыми друг от друга. Данные кривые в целом обозначены позицией 1000. Сигнал, источником которого является труба вне толщи горных пород, обозначен кривой 1020. На фиг.10б проиллюстрированы разностные сигналы, полученные путем вычитания сигнала 1020 трубы. Позициями 1004, 1006, 1008 и 1010 обозначены кривые, отображающие сигналы, полученные при глубине пересечения с границей в 4 м, 6 м, 8 м и 10 м соответственно. Разрешающая способность разностных сигналов очевидно выше, чем у исходного сигнала.

На фиг.11 в качественной форме показано влияние прорезей, используемых в настоящем изобретении. Кривой 1101 обозначена реакция на сигнал становления поля трубы, не имеющей прорезей. Кривой 1103 обозначен реакция трубы с прорезями на сигнал становления поля. Результаты, аналогичные проиллюстрированным, получают при различной ориентации передатчика и приемника и различной ориентации прорезей.

Далее рассмотрим роль используемой непроводящей ферритовой оболочки. В примере моделирования использована цилиндрическая ферритовая оболочка с магнитной проницаемостью, равной 100, и толщиной 0,5 см. Ее проницаемость предпочтительно должна превышать 100, но может быть несколько ниже, что снижает ее эффективность. Ферритовую оболочку центрируют относительно пары передатчик/приемник. Расстояние между парой передатчик/приемник равно 0,5 м. Рассмотрим результаты моделирования, полученные при расположении границы раздела воды и нефти на расстоянии 4 и 8 м. Критерием разрешающей способности является интервал между двумя соответствующими кривыми. На фиг.12 проиллюстрированы результаты примера моделирования без использования ферритовой оболочки для подавления вихревых токов в проводящей трубе. Позицией 1121 обозначен случай, когда расстояние равно 8 м, а позицией 1123 обозначен сигнал при расстоянии 4 м. Как следует из данного чертежа, интервал между сигналами очень мал и практически неразличим. На фиг.13 проиллюстрированы результаты, полученные при использовании 2-метровой ферритовой оболочки. Позицией 1151 обозначена реакция при расстоянии 8 м, а позицией 1153 - реакция при расстоянии 4 м. Очевидно, что разрешающая способность повысилась по сравнению с результатами, проиллюстрированными на фиг.12. В случае использования 3-метровой ферритовой оболочки разрешающая способность еще более повышается, что отображено кривой 1171 (при расстоянии 8 м) и кривой 1173 (при расстоянии 4 м).

Оболочка может быть изготовлена из магнитно-мягкого порошкового материала, такого как имеющийся в продаже железный порошок или FLUXTROL™, и предпочтительно включает порошок ферромагнитного металла в сочетании с органическим непроводящим связующим веществом, таким как эпоксидная смола. Размер частиц порошка достаточно мал, что обеспечивает проницаемость для высокочастотного магнитного поля. В диапазоне частот 0,1-1,0 МГц предпочтительный неферритовый магнитно-мягкий материал демонстрирует приемлемые высокочастотные потери, вызывающие пренебрежимо малое ухудшение показателя добротности антенны. Несмотря на то, что проницаемость имеющегося в продаже FLUXTROL™ составляет около 50, его преимуществом является низкая магнитострикция и тем самым низкий уровень шумов. Такие материалы описаны в патентной заявке США № 10/177618, поданной на имя Kruspe и др., правопреемником которой является правообладатель настоящего изобретения. Также могут применяться материалы на основе порошковых металлов, такие как МПП (молибден-пермаллоевый порошок), в которых используют керамическое связующее вещество и которые имеют проницаемость свыше 100.

Хотя выше рассмотрены предпочтительные варианты осуществления изобретения, в него могут быть внесены очевидные для специалистов изменения. Предполагается, что любые такие изменения подпадают под патентные притязания, изложенные в прилагаемой формуле изобретения.

Реферат

Изобретение относится к области скважинного индукционного электромагнитного каротажа. Сущность: передатчик, установленный на компоновке низа бурильной колонны (КНБК), используется для генерирования сигнала становления электромагнитного поля, направленного в толщу горных пород. Установленный на КНБК приемник принимает сигналы, отображающие удельное сопротивление толщи горных пород и расстояния до границ пластов. Оси передатчика и приемника могут проходить параллельно или под углом к оси КНБК. Передатчик и приемник установлены на трубчатом элементе КНБК. Трубчатый элемент имеет демпфирующую часть, включающую поперечную прорезь для ослабления протекания вихревых токов в трубчатом элементе. Демпфирующая часть дополнительно имеет по меньшей мере одну продольную прорезь, выполненную в трубчатом элементе. В прорези может быть размещен непроводящий материал. Демпфирующая часть включает участок трубы с непроводящим материалом, размещенным на наружной поверхности этого участка, таким, как феррит. Технический результат: ослабление паразитных сигналов, вызываемых вихревыми токами, без увеличения расстояния между передатчиком и приемником. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 14 ил.

Формула