Виброакустический каротаж

[Beda]

Эта метода известна лет тридцать наверное (где-то читал в старых методичках) ... Я только не понял - что там еще можно дополнительно "целый ряд задач" - статья про конкретное исследование ( газирование раствора) и только. А гидравлический канал, насколько я знаю, давно уже более трех десятков фирм используют - Шлюмберже, Халибартон и пр. , в основном на MWD - стучат гидроклапанами, так сказать...

Тридцать лет тому назад я про это еще не слышал. А года два назад общался с людьми, которые в Прикаспии запускали подобную систему. Те, что стучат клапанами, используют внутритрубный гидравлический канал для передачи информации на поверхность. Здесь другая задача, используя затрубный канал, определить на ранней стадии: поступление флюида в скважину, изменение свойств раствора, степень очистки скважины от шлама, сальникобразование, неустойчивость стенок скважины. Датчик был один только в затрубье. Работали тогда без пульсаторов. Наши буровые насосы не хуже импортных пульсаторов создают гидроимпульсы, особенно когда без компенсаторов работают. Как сейчас обстоят дела в этом направлении - не знаю. Но упрощать идею до примитивизма и отмахиваться от нею не стоит. Если люди этим занимаются – значит, что-то в этом есть.

[mehanik]

... Но упрощать идею до примитивизма и отмахиваться от нею не стоит. Если люди этим занимаются – значит, что-то в этом есть.

Конечно есть! как и в десятке прочих примитивных методов -ведь по сути они таковыми и являются, пока не обрастают всевозможными математическими выкладками и аналитическими изысками...
Идея проста и стара как мир - раствор разной плотности имеет разную скорость распространения как акустических так и гидроволн. Измеряя разность этих скоростей внутри трубы и затрубье , определяем наличие и степень разницы плотностей в трубе и затрубье, а уж отчего плотность изменилась - это второй вопрос. Эта идея сильно смахивает на прочие методики - а именно измерение градиентов чего-либо ( термометрия, расходометрия, контроль уровней в емкостях и т.д.) - в любом случае надо два датчика: измерительный и опорный, чтобы эти самые градиенты были объективны и тем более - в случае использования насосов в качестве гидропульсаторов: источник нестабильный и сам зависит от множества факторов ( химобработки, механических неполадок, состояния компенсатора, частой смены насосов и их числа и тд).
Может и придумал кто-то как использовать колебания давления с частотой ходов, но наземный источник?!..хм! к тому же их надо как-то синхронизировать, выделить опорные, а как, если они одинаковы и если имеем ОДИН затрубный датчик? Непонятно..

[Beda]

в любом случае надо два датчика: измерительный и опорный, чтобы эти самые градиенты были объективны

Я этим никогда не занимался, поэтому не понял о каких градиентах речь идет. А если надо два датчика ставить, то это мне, кажется, не проблема. Сколько надо - столько и будет. Главное, чтобы результат был. Я, честно сказать, не сторонник увеличения числа датчиков и параметров с неясными целями и задачами. Развиваться можно не только расширяя поток регистрируемых данных, но и углубляя решения имеющихся уже, поверхностно решаемых, задач.

[mehanik]

Развиваться можно не только расширяя поток регистрируемых данных, но и углубляя решения имеющихся уже, поверхностно решаемых, задач.

Абсолютно согласен. Но лишний датчик (или параметр) как-то придает большей уверенности в сомнительных прогнозах, каковыми они часто являются. Например, в данной статье: есть  датчик в затрубье и вот уже падение давления на входе не вызывает паники  - мы четко определяем, что это всего лишь промыв, а не флюид по нарастающей)) Или термометр на выходе - падает чего-то, а датчик на входе однозначно покажет, что "фактор риска" - наверху, а не в скважине. Или расход на выходе вместе с входным, как опорного, тоже дает больше конкретики, чем были бы поодиночке.  Тоесть, сочетание пары датчиков "вход-выход"- это сам по себе уже метод...

Кстати, это касается и виброакустики. Некоторые авторы настоятельно рекомендуют ставить второй датчик в отдалении от буровой. Опорный датчик - на вертлюге. Пока не думал, что это принесет нам, но все очень похоже на гидроимпульсный метод в статье, не правда ли?)) С той лишь разницей, что теперь среда не раствор а породы...

Теперь про градиенты..) В общет это приращение чего-то в единицу времени или глубины. Думаю, это будет первое приближение к динамическому анализу ситуаций.  В статье, например, время запаздывания гидроимпульса в затрубье  просто численно фиксируется, отмечая сам факт наличия проблемы, но если проследить динамику, то можно  оценивать и причины проблемы ( флюид, неустойчивость стенок, раствор..) и прогноз развития. Вот об этом нужно было там говорить, а не расписывать статью, сведя ее лишь к графику "дельта тэ". .. Ну это я, наверное, уже  просто занудствую - автор хоть тему дал для разговора и то радость)))

[Boris]

Попытаюсь вклиниться в тему. Я в ГТИ недавно 1,5г., но до этого работал на шахтной аккустике и сейсмике. На вскидку у меня возникли такие мысли. ВАК или ещё что-то подобное, несомненно должны нести полезную информацию. Вопрос её выудить. Теоретически полезной информацией должна быть спектральная хар-ка от отклика г/п на воздействие долотом. Если брать шароги, то конечно вертикальное (по отношению направления бурения) воздействие на порядки больше, чем у режущих. Я вам скажу, в шахте на километр слышно как рубит комбайн (по сильвинитовым пластам) и помехи на сигналы шли приличные (убирали накоплением). Частотный диапазон окло 1-1,2Кгц. Шум вского оборудования и техники заканчивался где-то около 800-1000Гц. Если говорить о полезной информации по скважине, то она должна находится в диапазонах Ч(частота)=С(скорость в г/п)/Д(диаметр долота). Допустим бурим долотом 215,9мм по солям (другие скорости в г/п слабо помню). Получаем 4000/0,2159=18527Гц. На теригенке, конечно, частоты ниже, но один хрен за 5КГц. Если использовать для регистрации классические сейсмоприёмники(с эфективной частотой приёма 20Гц-120Гц), то о какой полезной информации идёт речь? Фурье, конечно штука полезная, но за пределами эфективной хар-ки датчика, высасывает гармоники высоких частот из шумов. Чем ближе выданные Фуре гармоники к эфективной частоте приёма, тем больше их достоверность. Железом фильтровать датчики, я думаю, тоже не стоит (теряется полезная информация). Всё можно разложить математикой.
Мне кажется, основной вопрос - зарегистрировать полезный сигнал. Сразу возникают проблемы. Датчик?- скорее всего пьезо с резонансной частотой около 10-20КГц. Мощный АЦП с частотой не менее 60КГц (если на один канал). Потом вопрос затухания сигнала. В шахте, пьезо датчиками и такими же возбудителями удавалось пробить не более 50м. (у высокик частот громадный коэффициент затухания, особенно на границах между пластами). Если ставить сейсмики на почву возле скважины, даже если что-то дойдёт, то сожрётся ЗМС. Можно, конечно попробовать группировать, датчиков по десять и ждать дофига времени (суммировать сигналы). Мне кажеться надо припендорить к железяке на устье куда-нибудь.
Если приделывать классический сейсмик на вертлюг, то информация с него будет характеризовать работу оборудования (можно попробовать связать её с геологией). Прикинув, я думаю пики частот, в этом случае, должны зависить от длинны инструмента(предположим, забой 3000м., скорость звука в металле около 7000 (честно говоря не знаю) получается резонансная частота 7000/3000=2,3Гц.(чё-то мало)). По амплитуде вообще не знаю, что можно подсечь (плотность прижима вертлюга и инструмента). Если говорить о градиентах, то может с вертлюга посылать какой-нибудь сигнал?
Вообще, тема интересная. Надо будет подумать.
Предупреждаю. Я выразил свои мысли по этой теме, где-то мог и приврать по отсутствию памяти, но не со зла.

[REA]

А как быть с битовыми долотами?
Вообще по трубе сигнал распространяется плохо (за теорией к нашим акустикам), а если приемник-передатчик по гидроканалу внизу ставить, то в принципе можно что то оттуда добыть. Но что?

[Boris]

Я думаю, что если датчик поставить вниз, то решается море вопросов.
(я полагаю, что по гидроканалу будет передоваться сигнал в эл.форме). Прежде всего решается вопрос затухания. Дальше (чисто теоретически) должна наблюдаться картина миграции максимума в спектре частот, в зависимости от скорости в г/п (и соответственно их плотности). По плотности можно нарезать разрез. Ещё я подумал, что при турбинном бурении можно фиксировать частоту вращения турбины (и долота соответственно). По общей амплитуде сигнала можно попробовать добраться до износа долота (требуется статистика зависимомтей). И вообще, разве БИТ не режущее долото?
Актуальная штука для горизонтальных стволов. На границе коллектора должна резко меняться проводимость аккустических волн.
Напоминаю, что это мои предположения и опытных работ я в этом направлении не проводил.

[REA]

Для многих задач более эффективным оказываются другие методы - та же гамма например. Износ долота определить сложно. Методик для всего что описано нет, потребуется длительная работа с капиталовложениями.

[Geolog]

С интересом слежу за этой темой, хотя самому добавить пока нечего.
Я только вот что хотел отметить: установка датчика в КНБК, как бы получше выразится, - несколько другая "стихия". Т.е., как мне кажется, подобный датчик принципиально должен быть на устье, по крайней мере в ГТИ. К тому же, если вернуться к началу разговора, для расчленения разреза достаточно установить датчик ГК в КНБК и не придется ничего изобретать.
И вот еще что. Не лишним будет отметить, что информативность ДМК не всегда нулевая при использовании нешарошечных долот: таковы лопастные долота (и битовские, и не битовские) - на общем фоне ухудшения зависимости "порода/мех.скорость", где-то все же проскальзывают информативные участки (если хорошенько рагрубить масштаб). Бицентричные же долота ломают эту зависимость вдрызг - коррелируются только некоторые, достаточно мощные (1м и более) прослои очень крепких пород (плотняков).

(Пока набирал сообщение, про ГК уже написал REA)  

[Boris]

(написал сообщение, пока мохал, куда-то всё пропало, могу повториться)
В начале 90-х в Пермском ГУ был такой препод Силаев. Он занимался составлением трёхмерной модели структуры по данным упругих колебаний от долота. У него была своя фирмочка. Он по своей составленой модели говорил какие скв. не стоит бурить (кустовое бурение) и брал % от сэкономленых средств. По тем временам жил даже очень не плохо. В З.Сибири, такое не прокатит (всё равно куда тыкать), но в плане геологической информативности было бы не плохо.
Приёмник надо ставить на устье уже пробуренной креплёной скв. (при кустовом бурении). Сигнал по пластам пройдёт как по волноводу и не будет тратиться колосальная энергия на прохождение границ. Это особенно важно для высоких частот.

[Pioneer]

В общем хватит партизанщины! Собрал и опробовал такую штуку: пьезодатчик в затрубе, датчики на опору буровой, датчик вибрации на насосы. Блок усилителей с режекторными фильтрами. Оцифровывалось с помощью обычной звуковой карты. Датчик в затрубе хитрый - явно с какойто подводной лодки стыренный - потому как работал в строго избранном частотном диапазоне.
Загвоздка встала при оцифровке - Spectralab (демоверсия) подлюка запросил ключ  - коего не было, а время без ключа вышло.
Кто б помог а?
Результаты:
Работает, пишет, спектры считает.
В реале с подключением датчиков к буровой не пробовал - постоянно или бурилы или ключ к программе Приходилось пробовать на макете
Необходим массивный переводник для датчика в затруб - если делать тонкие стенки - коробится при перегреве и резьбвы ведет.
Бурцы очень не любяткогда просишь разрешения  врезаться в затруб
Методика взята из журнала Oil and gas

[mehanik]

В инете полно крэков для Spectralaba - зависит от версии...
Режекторные фильтры? По моему лучше избирательные полосовые с регулируемой частотой для исследований, самые подходящие - биквадратные.

Boris : "...Приёмник надо ставить на устье уже пробуренной креплёной скв. (при кустовом бурении). Сигнал по пластам пройдёт как по волноводу и не будет тратиться колосальная энергия на прохождение границ..."  
Очень сомнительный вариант : вешал датчики в этих местах - посторонних помех и шумов столько по всему спектру, что не было никакой возможности выделить полезный сигнал.

[Boris]

Ставил на устье РУД, наблюдал за спектрами. В предполагаемом спектре от долота ничего существенного не обнаружил. Бурили БИТом в западной Сибири. Может из-за мягкотелости разреза нет внятного отклика долота, а может с раствором чего нибудь. Интересно было наблюдать доплеровские частоты на потоки раствора вниз, вверх, и движуху инструмента (при включеном излучателе). Явно выраженого сигнала от долота нет, значит его надо вытягивать (и на 80% апаратными методами). Думаю математика не потянет. Стуки, бряки наблюдались примерно до 1КГц. Основные шумы до 300Гц.

[MACTEP]

По поводу ВАКа - лучше не грузись, видел бы ты реальный сигнал с датчика - мама родная! Поверь, на существующем сегодня оборудовании -ничего ты оттуда не выудишь)) Но это конечно мое, частное, мнение..

Вибрация бурильной колонны является часто результатом сложного сочетания и взаимодействия различных факторов.
Высокие вибрации бурильного инструмента возникают, как правило, при бурении в твердых породах, имеющих высокие коэффициенты трения и сопротивления - кремнистые известняки, переслаивающиеся породы, песчаники и известняки.
Задачи, решаемые/не решаемые ВАКом, можно попытаться решать стандартными поверхностными датчиками: нагрузки на крюк, момента вращения ротора, частоты вращения ротора. Необходимо только изменить принцип измерения этих параметров, уйти от осредненных данных к абсолютным значениям. Все, наверно замечали, что одни интервалы/породы бурятся с большими колебаниями нагрузки на долото, другие - с увеличением среднего крутящего момента...

[Boris]

Различия замечал, очень удивлялся, что это остаётся без внимания. Потом потсёк, что в основном это зависит от почерка  бурильщика. Слабо себе представляю, как возможно вытянуть общепринятую методу из более дискретных измерений, хотя в отдельных случаях это может пригодиться (и не обязательно для расчленения разреза).