RU2572668C1 - Method of place determination of drill tool during drilling - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: using antenna simultaneous synchronous registration of the seismic oscillations excited by the drill tool during drilling is performed. The seismic oscillations are registered using the pressure transmitters of the multi-element hydroacoustic multilinear cable antenna on the sea bed. The transmitter signals are converted to digital form, and are transmitted via the fibre optic cable to the surface data memory and storage system in form of the seismograms. Frequency filtration of signals within several frequency bands is performed. Signals are successively processed in time windows corresponding to the frequency ranges. The spatial filtration of the plane waves is performed, and seismic balance functions are calculated in area under the antenna aperture. Position of noise sources is determined based on the maximum of the seismic balance. Coherent components of the seismograms are calculated for the determined source, and coherent components are calculated based on the seismograms. Data of sources positioning different frequency ranges are integrated, and the well trajectory is determined considering successively determined positions of the drill tool and its total length.

EFFECT: increased accuracy of position determination of the drill tool.

1 dwg

Description

Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано в нефтяной промышленности для непрерывного контроля по глубине и латерали местоположения бурового инструмента при бурении скважин с морской буровой платформы на шельфе с использованием сигнала, излучаемого инструментом в процессе бурения вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин.The invention relates to the field of seismic research and can be used in the oil industry for continuous monitoring of the depth and lateral position of a drilling tool when drilling wells from an offshore drilling platform on the shelf using the signal emitted by the tool during drilling of vertical, deviated and horizontal wells.

Известен способ определения местоположения бурового инструмента в процессе бурения путем улучшения сейсмического сигнала, создаваемого буровым инструментом, с использованием параметров бурения, по которому для повышения отношения сигнал/шум в качестве пилот-сигнала используют сигнал, создаваемый буровым инструментом, измеряют взаимно коррелированные друг с другом пилот-сигнал и сейсмические сигналы, переданные в грунт и отраженные от пластов, при этом пилот-сигнал и сейсмические сигналы могут быть обращены из свертки с получением, таким образом, дорожек стандартных сейсмограмм, на которых сигнал искажен шумом, одновременно с этими сигналами получают связанные с ними параметры бурения. Для обеспечения улучшенного отношения сигнала к шуму и более четкого разделения сигнала и шума пилот-сигнал и сейсмические сигналы, полученные многократными измерениями для одного и того же диапазона глубин, частично или полностью суммируют с весом на основе одного или более параметров бурения или их комбинации. Для измерения указанных сигналов служит ряд приемников, образующих сейсмическую линию (Патент РФ №2233001, МПК G01V 1/28, 1/40, Е21В 47/12, опубл. 20.07.2004 г.).A known method for determining the location of a drilling tool during drilling by improving the seismic signal generated by the drilling tool using drilling parameters, in which to increase the signal-to-noise ratio, the signal generated by the drilling tool is used as a pilot signal, and the pilot mutually correlated with each other is measured -signal and seismic signals transmitted to the ground and reflected from the strata, while the pilot signal and seismic signals can be reversed from the convolution to obtain, t Thus, tracks of standard seismograms in which the signal is distorted by noise simultaneously with these signals receive drilling parameters. To provide an improved signal-to-noise ratio and a clearer separation of signal and noise, the pilot signal and seismic signals obtained by multiple measurements for the same depth range are partially or fully summed with the weight based on one or more drilling parameters or a combination thereof. To measure these signals, a number of receivers are used that form a seismic line (RF Patent No. 2233001, IPC G01V 1/28, 1/40, Е21В 47/12, published on July 20, 2004).

Недостатком способа является необходимость использования для повышения отношения сигнал/шум пилот-сигнала и учета параметров бурения, что не всегда возможно особенно при бурении поисковых и разведочных скважин.The disadvantage of this method is the need to use to increase the signal-to-noise ratio of the pilot signal and accounting for drilling parameters, which is not always possible especially when drilling prospecting and exploratory wells.

Известен способ определения местоположения бурового инструмента в процессе бурения, позволяющий улучшить сейсмический сигнал, создаваемый буровым инструментом, обеспечить непрерывную корректировку двухмерного и трехмерного сейсмического изображения по глубине при бурении скважины с использованием сейсмической информации о скорости, в соответствии с которым каждое новое изображение, точно привязанное к моменту времени, когда были получены результаты из скважины, позволяет лучше производить определение горизонтов, находящихся ниже головки бура, и, следовательно, значительно более точно управлять последующими фазами бурения, при этом сейсмическое изображение может быть "разрезом" в случае двухмерного "массива данных или "объемом" в случае трехмерного массива данных при использовании всей информации, касающейся скорости, которая может быть получена из скважины, для получения во время бурения скважины сейсмического изображения по шкале глубины путем выполнения многократной корректировки диапазона относительной скорости (Патент РФ №2176405, МПК G01V 1/40, 27.11.2001 г.).A known method for determining the location of a drilling tool during drilling, which allows to improve the seismic signal generated by the drilling tool, to provide continuous adjustment of the two-dimensional and three-dimensional seismic image in depth while drilling using seismic velocity information, according to which each new image is accurately associated with the moment in time when the results were obtained from the well, it makes it possible to better determine the horizons below the head of the drill, and, therefore, significantly more accurately control the subsequent phases of drilling, while the seismic image can be a "cut" in the case of a two-dimensional "data array or" volume "in the case of a three-dimensional data array using all information regarding the speed, which can be obtained from a well, to obtain a seismic image on a depth scale while drilling a well by performing multiple adjustments to the relative speed range (RF Patent No. 2176405, IPC G01V 1/40, 11/27/2001).

Недостатком способа является обязательное наличие достаточно точной информации о скоростях распространения сейсмических волн в геологической среде до глубины предполагаемого бурения скважины.The disadvantage of this method is the mandatory availability of sufficiently accurate information about the propagation speeds of seismic waves in the geological environment to the depth of the proposed well drilling.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ определения местоположения бурового инструмента в процессе бурения, заключающийся в том, что осуществляют одновременную синхронную регистрацию сейсмических колебаний на дневной поверхности с помощью сейсмической антенны, состоящей из группы трехкомпонентных сейсмодатчиков, возбуждаемых буровым инструментом в процессе бурения, при этом периодически из регистрационных записей всех пар точек сейсмической антенны посредством вычисления спектра функции когерентности выделяют квазимонохроматические сигналы, возбуждаемые в забое вращением бурового инструмента, определяют на выделенных частотах временные задержки между всеми парами точек регистрации на дневной поверхности, перебором местоположения бурового инструмента в пространстве, ограниченным величиной приращения длины бурильной колонны, и перебором скорости распространения упругих волн определяют координаты местоположения бурового инструмента во времени в процессе бурения, контролируют определение координат местоположения инструмента путем сравнения фактической длины опущенной колонны с интегральной длиной, вычисленной по траектории ствола, и таким образом контролируют процесс бурения скважины во времени (Патент РФ №2305298, МПК G01V 1/28, 19.06.2006 г.).The closest in technical essence and the achieved result to the proposed one is a method for determining the location of a drilling tool during drilling, which consists in the simultaneous simultaneous recording of seismic vibrations on the surface using a seismic antenna consisting of a group of three-component seismic sensors excited by a drilling tool in the process drilling, while periodically from the registration records of all pairs of points of the seismic antenna through calculated From the spectrum of the coherence function, quasimonochromatic signals are generated that are excited in the face by rotating the drilling tool, the time delays between all pairs of registration points on the surface, determining the location of the drilling tool in space, limited by the increment of the length of the drill string, and sorting the propagation velocity of elastic waves are determined at the selected frequencies determine the coordinates of the location of the drilling tool in time during drilling, control the determination of the coordinates tensioning tool location by comparing the actual length of the column is lowered to the integrated length calculated from the trunk path, and thus control the time of drilling process (Russian Patent №2305298, IPC G01V 1/28, of 19.06.2006).

Недостатками известного способа является невозможность определения местоположения бурового инструмента при осуществлении бурения с буровых морских платформ и низкая точность определения местоположения бурового инструмента.The disadvantages of this method are the inability to determine the location of the drilling tool when drilling from offshore platforms and the low accuracy of determining the location of the drilling tool.

Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности определения местоположения бурового инструмента при осуществлении бурения с буровых морских платформ и повышение точности определения местоположения бурового инструмента.The technical result of the invention is the ability to determine the location of the drilling tool when drilling from offshore platforms and improving the accuracy of determining the location of the drilling tool.

Технический результат достигается за счет того, что в способе определения местоположения бурового инструмента в процессе бурения, заключающемся в том, что осуществляют с помощью антенны одновременную синхронную регистрацию сейсмических колебаний, возбуждаемых буровым инструментом в процессе бурения, регистрацию сейсмических колебаний осуществляют с помощью датчиков давления многоэлементной гидроакустической мультилинейной кабельной антенны на морском дне, преобразуют сигналы датчиков в цифровую форму, передают эти сигналы через оптоволоконный кабель на надводную систему запоминания и хранения данных в виде сейсмограмм, осуществляют частотную фильтрацию сигналов в нескольких частотных диапазонах, последовательно обрабатывают сигналы во временных окнах, соответствующих частотным диапазонам, осуществляют пространственную фильтрацию плоских волн, рассчитывают функции сембланса в области под апертурой антенны, определяют местоположения источников шума, создаваемого буровым инструментом, по максимуму сембланса, вычисляют когерентные компоненты сейсмограмм для найденного источника, вычитают когерентные компоненты из сейсмограмм, интегрируют данные о положении источников в различных частотных диапазонах и определяют траекторию скважины с учетом последовательно определенных положений бурового инструмента и ее общей длины.The technical result is achieved due to the fact that in the method for determining the location of a drilling tool during drilling, which consists in the fact that the antenna simultaneously records seismic vibrations excited by the drilling tool during drilling, the registration of seismic vibrations is carried out using multi-element hydroacoustic pressure sensors multilinear cable antenna on the seabed, convert sensor signals to digital form, transmit these signals through fiber-optic cable to the surface system for storing and storing data in the form of seismograms, perform frequency filtering of signals in several frequency ranges, sequentially process signals in time windows corresponding to frequency ranges, perform spatial filtering of plane waves, calculate the functions of the samples in the area under the antenna aperture, determine the location the sources of noise generated by the drilling tool, using the maximum of the sample, the coherent components of the seismograms are calculated To found source subtract the coherent components of seismograms integrated position data sources in different frequency bands and determining the well trajectory based sequentially defined positions drilling tool and its overall length.

Сущность изобретения поясняется рисунком, на котором схематически показана блок-схема устройства, обеспечивающего реализацию предложенного способа.The invention is illustrated in the figure, which schematically shows a block diagram of a device that provides the implementation of the proposed method.

Устройство содержит установленную на дне многоэлементную гидроакустическую мультилинейную кабельную антенну 1 с датчиками давления 2, соединенными с блоком сбора и преобразования сейсмоакустических сигналов 3, соединенным через оптоволоконный кабель 4 с надводным блоком запоминания и хранения данных в виде сейсмограмм 5, соединенным последовательно с блоком частотной фильтрации в нескольких частотных диапазонах 6, блоком последовательной обработки во временных окнах, соответствующих частотным диапазонам 7, блоком пространственной фильтрации плоских волн 8, блоком вычисления функции сембланса в области под апертурой антенны 9, блоком определения местоположения источников шума по максимуму сембланса 10, блоком вычисления когерентных компонент сейсмограмм для найденного источника 11, блоком вычитания когерентных компонент из сейсмограмм 12, блоком интеграции данных о положении источников в различных частотных диапазонах 13, блоком определения траектории скважины с учетом последовательно определенных положений бурового инструмента и общей длины скважины 14. На рисунке также условно показана буровая платформа 15 и буровой инструмент 16, являющийся источником шума.The device comprises a multi-element hydroacoustic multilinear cable antenna 1 mounted at the bottom with pressure sensors 2 connected to a seismic acoustic signal collection and conversion unit 3 connected via an optical fiber cable 4 to a surface unit for storing and storing data in the form of seismograms 5 connected in series with a frequency filtering unit in several frequency ranges 6, a sequential processing unit in time windows corresponding to frequency ranges 7, a spatial phi block flat wave 8, a unit for calculating the function of the semblance in the area below the aperture of the antenna 9, a unit for determining the location of noise sources by the maximum of the semblance 10, a unit for calculating coherent components of seismograms for the found source 11, a unit for subtracting coherent components from seismograms 12, a unit for integrating data on the position of sources in various frequency ranges 13, the unit for determining the well path taking into account successively determined positions of the drilling tool and the total length of the well 14. In the figure akzhe conditionally shown a drilling platform 15 and drilling tool 16, which is a source of noise.

Способ определения местоположения бурового инструмента в процессе бурения осуществляется следующим образом. На морском дне рядом с буровой платформой размещают многоэлементную донную гидроакустическую мультилинейную кабельную антенну 1 с датчиками давления 2 (количество датчиков более тысячи), с помощью датчиков давления осуществляют регистрацию на морском дне сейсмических колебаний, излучаемых буровым инструментом, преобразуют сигналы датчиков в цифровую форму в блоке сбора и преобразования 3, передают эти сигналы через оптоволоконный кабель 4 на надводную систему запоминания и хранения данных в виде сейсмограмм 5, осуществляют частотную фильтрацию сигналов в нескольких частотных диапазонах в блоке 6, последовательно обрабатывают сигналы во временных окнах, соответствующих частотным диапазонам в блоке 7, осуществляют пространственную фильтрацию плоских волн в блоке 8, во временных окнах, согласованных с частотным фильтром, последовательно рассчитывают функции сембланса в области под апертурой антенны в блоке 9. Далее определяют местоположения источников шума по максимуму сембланса в блоке 10, вычисляют когерентные компоненты сейсмограмм для найденного источника в блоке 11, вычитают когерентные компоненты из сейсмограмм в блоке 12, интегрируют данные о положении источников в различных частотных диапазонах в блоке 13 и в блоке 14 определяют траекторию скважины с учетом последовательно определенных положений бурового инструмента и ее общей длины.The method of determining the location of the drilling tool during drilling is as follows. A multi-element bottom hydroacoustic multilinear cable antenna 1 with pressure sensors 2 (the number of sensors is more than a thousand) is placed on the seabed next to the drilling platform; using pressure sensors, seismic oscillations emitted by the drilling instrument are recorded on the seabed and the sensor signals are converted to digital form in the block acquisition and conversion 3, transmit these signals through a fiber optic cable 4 to the surface system for storing and storing data in the form of seismograms 5, carry out the frequency f signal elimination in several frequency ranges in block 6, the signals are sequentially processed in time windows corresponding to frequency ranges in block 7, plane waves are spatially filtered in block 8, in the time windows matched with the frequency filter, the samples function in the region under the aperture are successively calculated antennas in block 9. Next, the locations of the noise sources are determined by the maximum of the sample in block 10, the coherent components of the seismograms for the found source in block 1 are calculated 1, the coherent components are subtracted from the seismograms in block 12, the data on the position of the sources in various frequency ranges in block 13 are integrated, and the well path is determined in block 14 taking into account successively determined positions of the drilling tool and its total length.

Исходно данные с сейсмоакустической антенны 1, записанные в геофизическом формате SEGY, фильтруются полосовым частотным фильтром 6 в нескольких частотных диапазонах. Необходимые частотные диапазоны определяются путем анализа амплитудных спектров исходных записей, усредненных по всем приемникам антенны. При этом выделяются как отдельные резонансные частоты, соответствующие квазипериодическим сигналам от вращающегося бурового инструмента, так и квазинепрерывная часть спектра, соответствующая широкополосным импульсным сигналам, возникающим при разрушении породы.Initially, data from the seismic acoustic antenna 1 recorded in the SEGY geophysical format is filtered by a band-pass filter 6 in several frequency ranges. The necessary frequency ranges are determined by analyzing the amplitude spectra of the source records averaged over all antenna receivers. In this case, both individual resonant frequencies corresponding to quasiperiodic signals from a rotating drilling tool are distinguished, as well as a quasicontinuous part of the spectrum corresponding to broadband pulsed signals that occur during rock destruction.

Далее, к отфильтрованным в каждом частотном диапазоне сейсмограммам применяется фильтр плоских волн 8. Фильтр плоских волн реализован по схеме, аналогичной вычислению сембланса. Процедура фильтрации плоских волн состоит в последовательном определении и вычитании когерентных средних сейсмограмм для источников, равномерно расположенных на полусфере с радиусом, в 10 раз превышающим характерный размер апертуры антенны.Further, the plane wave filter 8 is applied to the seismograms filtered in each frequency range. The plane wave filter is implemented according to a scheme similar to the calculation of the sample. The procedure for filtering plane waves consists in sequentially determining and subtracting coherent average seismograms for sources uniformly located on a hemisphere with a radius 10 times the characteristic size of the antenna aperture.

На следующем этапе фильтрованные частотным и плосковолновым фильтром сейсмограммы разбиваются на последовательность временных окон, размер которых согласован с частотным фильтром. Для каждого из временных окон на основе априорной модели геологической среды вычисляется куб функции сембланса и определяется максимум в этом кубе. Найденный максимум сембланса ассоциируется с пространственным положением источника акустического шума (буровым инструментом).At the next stage, the seismograms filtered by the frequency and plane-wave filters are divided into a sequence of time windows, the size of which is consistent with the frequency filter. For each of the time windows, based on an a priori model of the geological environment, the cube of the samblans function is calculated and the maximum in this cube is determined. The found maximum of the samblans is associated with the spatial position of the acoustic noise source (drilling tool).

Отличительной особенностью технологии обработки сейсмоакустических сигналов, зарегистрированных мультилинейной донной антенной, является использование оценки «сембланс» для выделения энергии когерентной части сейсмоакустического поля, создаваемого буровым инструментом на фоне шумов с одновременным определением положения источника когерентного сигнала.A distinctive feature of the processing technology of seismoacoustic signals recorded by a multilinear bottom antenna is the use of the “samble” estimate to extract the energy of the coherent part of the seismoacoustic field generated by the drilling tool against the background of noises while simultaneously determining the position of the coherent signal source.

Сембланс представляет собой отношение оценки когерентной энергии сигнала в некотором временном окне к оценке его полной энергии, зарегистрированной в том же временном окне всей совокупностью приемниковSample is the ratio of the estimate of the coherent energy of a signal in a certain time window to the estimate of its total energy recorded in the same time window by the entire set of receivers

где x_i(t_j) - запись сигнала i-ого приемника от дискретного времени t_j, $$\tau \left(\overrightarrow{r},{\overrightarrow{r}}_i\right)$$

- время распространия волны из точки среды с координатой $$\overrightarrow{r}$$

до приемника с координатой $${\overrightarrow{r}}_i.$$

where x _i (t _j ) is the recording of the signal of the i-th receiver from the discrete time t _j , $$\tau \left(\overrightarrow{r},{\overrightarrow{r}}_i\right)$$

- time of wave propagation from a point in the medium with a coordinate $$\overrightarrow{r}$$

to the receiver with the coordinate $${\overrightarrow{r}}_i.$$

Приближение функции сембланс к единице означает высокую когерентность сигналов на каналах сейсмической антенны. Случайному некоррелированному гауссову шуму на всех приемниках антенны соответствует уровень значения сембланса порядка 1/N, где N - число приемников в антенне. Минимальный значимый уровень сембланса выбирается, например, не менее 5/N. Максимум функции сембланса ассоциируют с положением бурового инструмента.The approximation of the function of the sample to unity means a high coherence of the signals on the channels of the seismic antenna. Random uncorrelated Gaussian noise at all receivers of the antenna corresponds to the level of the value of the samples of the order of 1 / N, where N is the number of receivers in the antenna. The minimum significant level of the sample is selected, for example, at least 5 / N. The maximum function of the samblans is associated with the position of the drilling tool.

Далее для точки максимума сембланса вычисляется когерентная средняя сейсмограмма (с учетом временных задержек и амплитудных коррекций, определяемых по априорной модели среды) в заданном временном окне. Для найденной когерентной средней сейсмограммы находится огибающая и ее максимум. Положение временного окна корректируется таким образом, чтобы максимум огибающей оказался в центре временного окна. После этого снова вычисляется сембланс и соответствующая его максимуму когерентная средняя сейсмограмма. Найденная когерентная средняя сейсмограмма вычитается (с учетом временных задержек и амплитудных коррекций) из исходных сейсмограмм.Next, for the maximum point of the samblans, a coherent average seismogram is calculated (taking into account time delays and amplitude corrections determined by the a priori model of the medium) in a given time window. For the found coherent mean seismogram, the envelope and its maximum are found. The position of the time window is adjusted so that the maximum envelope is in the center of the time window. After that, the samples and the corresponding coherent average seismogram are calculated again. The found coherent average seismogram is subtracted (taking into account time delays and amplitude corrections) from the initial seismograms.

После этого, в исходном временном окне снова находится максимум сембланса и процедура повторяется до тех пор пока очередной найденный максимум не станет меньше чем заданный уровень отсечки (~k/N, где k=5-10, а N число приемников в антенне). Таким образом, в текущем временном окне последовательно определяются все источники, когерентный вклад от которых превосходит заданный уровень сембланса.After that, in the initial time window there is again the maximum of the sample and the procedure is repeated until the next maximum found is less than the specified cutoff level (~ k / N, where k = 5-10, and N is the number of receivers in the antenna). Thus, in the current time window, all sources are sequentially determined, the coherent contribution from which exceeds the specified level of the sample.

Далее вся описанная выше процедура повторяется в следующих временных окнах.Further, the entire procedure described above is repeated in the following time windows.

После сканирования временными окнами всей записи для всех частотных интервалов получают набор источников выделенного когерентного излучения. Полученный набор источников во всех частотных диапазонах группируется по пространственным координатам и временным окнам. На основе анализа этого набора, который состоит в определении положения источника, средневзвешенного по амплитудам когерентных частей сейсмограмм, источников, найденных в различных частотных диапазонах, определяется эффективное положение бурового интструмента в данный момент времени.After scanning the entire recording for all frequency intervals with time windows, a set of sources of selected coherent radiation is obtained. The resulting set of sources in all frequency ranges is grouped by spatial coordinates and time windows. Based on the analysis of this set, which consists in determining the position of the source, weighted by the amplitudes of the coherent parts of the seismograms, sources found in different frequency ranges, the effective position of the drilling tool at a given time is determined.

Найденные в последовательные моменты времени положения источников акустической эмиссии образуют совокупность точек, которые рассматриваются как пространственная траектория скважины. Поскольку эта траектория имеет и временную координату, для ее регуляризации может быть использована независимая информация о текущей длине скважины, которая определяется длиной буровой колонны, а также информация о минимальной кривизне скважины. Эта задача решается на основе сплайновой аппроксимации пространственно-временного набора данных с учетом ограничений на длину и кривизну траектории.The positions of the sources of acoustic emission found at successive moments of time form a set of points that are considered as the spatial trajectory of the well. Since this trajectory has a temporal coordinate, independent information on the current length of the well, which is determined by the length of the drill string, as well as information on the minimum curvature of the well, can be used to regularize it. This problem is solved on the basis of the spline approximation of the spatio-temporal data set, taking into account restrictions on the length and curvature of the trajectory.

Удобным математическим объектом, для восстановления пространственной траектории скважины, обладающей отмеченными свойствами, является параметрический кубический сплайн. В общем случае, на параметрической сетке {t_i, i=1…n} одномерный параметрический кубический сплайн может быть представлен, как разложение по В-сплайнам в виде.A convenient mathematical object for reconstructing the spatial trajectory of a well with marked properties is a parametric cubic spline. In the general case, on a parametric grid {t _i , i = 1 ... n}, a one-dimensional parametric cubic spline can be represented as an expansion in B-splines in the form.

где w=x, y, z, а φ_k(t) - k-ый В-сплайн.where w = x, y, z, and φ _k (t) is the kth B-spline.

Задача о нахождении совокупности коэффициентов этого сплайна $${\left\{C_i^w\right\}}_{i=0}^{n+1}$$

может быть поставлена как задача минимизации функционалаThe problem of finding the totality of the coefficients of this spline $${\left\{C_i^w\right\}}_{i=0}^{n+\mathrm{one}}$$

can be posed as a task of minimizing the functional

В этом функционале слагаемоеIn this functional, the term

ответственно за прохождение сплайна вблизи точек данных. Здесь w_q - определенные ранее координаты положения бурового инструмента. Слагаемоеresponsible for spline propagation near data points. Here w _q are the previously determined coordinates of the position of the drilling tool. Term

является линеаризованным функционалом свободной энергии (кривизны) тонкого стержня. Это слагаемое определяет поведение сплайна в областях без данных и отвечает за сглаживание данных. Параметр α_w отвечает за сглаживание. Чем этот параметр больше, тем ближе полученный сплайн к аппроксимирующей прямой. Слагаемоеis a linearized functional of free energy (curvature) of a thin rod. This term determines the behavior of the spline in areas without data and is responsible for smoothing data. The parameter α _w is responsible for smoothing. The larger this parameter, the closer the resulting spline to the approximating line. Term

определяет близость длины сплайна к ее заданной величине L.determines the proximity of the length of the spline to its predetermined value L.

Таким образом, при заданной параметризации точек построение одномерного параметрического кубического сплайна сводится к системе линейных уравнений, возникающей из условия min $$F_w\left({\left\{C_i^w\right\}}_{i=0}^{n+1}\right)$$

Thus, for a given parameterization of points, the construction of a one-dimensional parametric cubic spline is reduced to a system of linear equations arising from the condition min $$F_w\left({\left\{C_i^w\right\}}_{i=0}^{n+\mathrm{one}}\right)$$

Решение этой системы дает коэффициенты разложения пространственной линии по параметрическим кубическим В-сплайнам. Схема обработки сейсмоакустических сигналов реализована в виде специальной программы, установленной на компьютере.The solution of this system gives the coefficients of the expansion of the spatial line in parametric cubic B-splines. The processing scheme of seismic acoustic signals is implemented as a special program installed on the computer.

Изобретение обеспечивает возможность определения местоположения бурового инструмента при осуществлении бурения с буровых морских платформ и повышение точности определения местоположения бурового инструмента.The invention provides the ability to determine the location of the drilling tool while drilling from offshore platforms and improving the accuracy of determining the location of the drilling tool.

Claims (1)

Способ определения местоположения бурового инструмента в процессе бурения, заключающийся в том, что осуществляют с помощью антенны одновременную синхронную регистрацию сейсмических колебаний, возбуждаемых буровым инструментом в процессе бурения, отличающийся тем, что регистрацию сейсмических колебаний осуществляют с помощью датчиков давления многоэлементной гидроакустической мультилинейной кабельной антенны на морском дне, преобразуют сигналы датчиков в цифровую форму, передают эти сигналы через оптоволоконный кабель на надводную систему запоминания и хранения данных в виде сейсмограмм, осуществляют частотную фильтрацию сигналов в нескольких частотных диапазонах, последовательно обрабатывают сигналы во временных окнах, соответствующих частотным диапазонам, осуществляют пространственную фильтрацию плоских волн, рассчитывают функции сембланса в области под апертурой антенны, определяют местоположения источников шума по максимуму сембланса, вычисляют когерентные компоненты для найденного источника, вычитают когерентные компоненты из сейсмограмм, интегрируют данные о положении источников в различных частотных диапазонах и определяют траекторию скважины с учетом последовательно определенных положений бурового инструмента и ее общей длины. A method for determining the location of a drilling tool during drilling, which consists in using an antenna to simultaneously record seismic vibrations excited by a drilling tool during drilling, characterized in that the recording of seismic vibrations is carried out using pressure sensors of a multi-element sonar multilinear cable antenna on the sea bottom, convert the signals of the sensors into digital form, transmit these signals through a fiber optic cable to the surface a system for storing and storing data in the form of seismograms, they perform frequency filtering of signals in several frequency ranges, sequentially process the signals in time windows corresponding to the frequency ranges, perform spatial filtering of plane waves, calculate the functions of the semblance in the area under the aperture of the antenna, determine the location of noise sources using to the maximum of the semblance, calculate the coherent components for the source found, subtract the coherent components from the seismograms, integ They collect data on the position of sources in different frequency ranges and determine the well path taking into account successively determined positions of the drilling tool and its total length.