Способ и система для определения положения бурового долота

010955 Область техники Настоящее изобретение относится к способу и системе для определения положения бурового долота. Предпосылки изобретения Публикация международной заявки WO 01/75268 А 1 относится к способу оценки положения и траектории долота во время бурения скважин в скальном грунте. Публикация международной заявки WO 01/75268 А 1 является адаптацией к позиционированию долота способа, используемого для определения относительного положения похожих событий микроземлетрясений, описанных в журнале Geophys. J. Int.(1995), 123, 409-419, авторы Слунга (Slunga), Рогнвальдсон (Rognvaldsson) и Бодварссон (Bodvarsson). Способ согласно WO 01/75268 А 1 содержит этапы определения начального положения бурового долота,регистрации принимаемых нестационарных сейсмических волн, генерируемых долотом при ударе, и оценки разности времени прибытия между событиями. С использованием этих оценок вычисляются относительные расстояния между положениями долота для разных событий, а отсюда вычисляется текущее положение. Способ, описанный в WO 01/75268 A1, особенно пригоден в тех случаях, когда длина пробуриваемой скважины ограничена. Однако по мере продолжения процесса бурения свойства скального грунта могут значительно измениться, вследствие чего изменяется скорость распространения сейсмических волн, генерируемых буровым долотом. Кроме того, эти изменения невозможно прогнозировать. А также разница в скорости распространения может дополнительно возрастать из-за других неоднородностей,таких как трещины. Более конкретно, согласно способу, описанному в WO 01/75268 A1, результаты получают путм введения допущения, что скорость распространения в скальном грунте, в котором производится бурение,является одной и той же для двух последовательных событий. При анализе только относительной разности времени между двумя событиями ошибки, обусловленные изменением свойств скального грунта,будут исключены или, по крайней мере, пренебрежимо малы, если в интервале между событиями эти свойства можно считать постоянными, что вероятно, когда расстояние между буровым долотом и сейсмопримником значительно больше, чем расстояние между положением долота во время самого последнего события и положением бурового долота во время текущего события. Если расстояние между буровым долотом и сейсмопримником имеет величину порядка 10-кратного расстояния, проходимого буровым долотом между событиями, или больше, ошибка из-за колебаний свойств скального грунта будет пренебрежимо мала. Вследствие этого угловая разность между двумя сигналами настолько мала, что эти два сигнала можно считать распространяющимися через скальный грунт в направлении к конкретному сейсмопримнику почти по одному и тому же пути, и поэтому через одни и те же неоднородности в скальном грунте. В результате разница в скорости распространения и соответствующая разница времени прибытия почти или полностью исчезает. Способ, описанный в WO 01/75268 A1, особенно пригоден в тех случаях, когда длина пробуриваемой скважины ограничена. На фиг. 4 показан ход бурения скважины 10 в скальном грунте. Во время бурения положение бурового долота 11 вычисляется с использованием нестационарных сейсмических волн, принимаемых рядом сейсмопримников, из которых показаны четыре - 12 а, 12b, 12c и 12d. Однако должно быть понятно, что в нормальных условиях следует использовать больше четырх сейсмопримников, например 8 или более, т.к. сигналы из одного или нескольких сейсмопримников обычно искажаются. Когда бурение достигает первого места A1, в котором выполняется определение положения бурового долота, нестационарная сейсмическая волна, генерируемая событием на долоте, распространяется в направлении сейсмопримника 12d по пути a1. Когда буровое долото продвинется в скважине немного дальше и будет опять располагаться около точки измерения в положении А 2, нестационарная сейсмическая волна распространяется в направлении сейсмопримника 12d по пути а 2. Расстояние между положениями A1 и А 2 невелико, например порядка от 0,25 до 1 м, в то время как расстояния между A1 и 12d и между А 2 и 12d могут составлять 100 м и более. Соответственно, должно быть понятно, что скорости распространения по путям a1 и a2 можно считать одинаковыми. Например, положение бурового долота можно вычислять через каждые 15 с или через каждую минуту, т.е. когда в примерном процессе бурения долото проходит 0,25 или 1 м соответственно. Однако, когда процесс бурения продолжается дальше, например до места В 1, свойства скального грунта могут значительно измениться. Расстояние между положениями A1(А 2) и B1 может достигать 500 м и более, например 1000-5000 м. В этом случае нестационарная сейсмическая волна, генерируемая событием на буровом долоте в В 1, распространяется в направлении сейсмопримника 12d по пути b1. Когда, как описано выше, буровое долото опустится в скважине немного глубже и будет опять располагаться около точки измерения в положении В 2, нестационарная сейсмическая волна распространяется в направлении сейсмопримника 12d по пути b2. Как нетрудно понять, поскольку расстояние между B1 и В 2 столь же мало, а расстояние между B1(B2) и 12d значительно больше, различия между скоростями распространения вдоль путей b1 и b2 очень малы и, следовательно, весьма вероятно, что они будут одинаковы или почти одинаковы. Однако даже если скорости распространения в двух последовательных измерениях, таких как A1-A2 или Br-В 2, можно считать одинаковыми, то это допущение по целому ряду причин вряд ли справедливо-1 010955 по отношению к парам a1(a2) и b1(b2). Во-первых, при бурении очень глубоких скважин, например при бурении на нефть или природный газ, по ходу бурения характер скального грунта может сильно изменяться. Далее, эти изменения невозможно прогнозировать. Это проиллюстрировано на фиг. 4, где линия С представляет переход от одного вида скального грунта к другому, при этом скальная порода C1 выше линии С может иметь скорость распространения, существенно отличающуюся от скорости распространения в скальном грунте ниже линии С. Таким образом, если скорости распространения вдоль путей a1 иb1 (и вдоль соответствующих путей к другим сейсмопримникам) были бы приняты одинаковыми, то результирующее расчтное положение бурового долота вместо истинного положения B1 было бы вычислено как положение, обозначенное как В 1', которое может значительно отличаться от положения В 1. Далее, разница в скорости распространения между путями a1 и b1 может дополнительно возрасти за счт других неоднородностей в скальном грунте, таких как трещины 13, 14. И, кроме того, скорость распространения изменяется вследствие увеличения давлений и температур в скальной породе по мере продвижения бурения в глубину. По экспертной оценке, вс вышесказанное относится в равной степени и к другим сейсмопримникам 12 а-с. Краткое изложение изобретения Цель настоящего изобретения - сделать возможным определение положения бурового долота с более высокой точностью, чем в известных решениях. Другая цель настоящего изобретения - сделать возможным определение положения бурового долота с более высокой точностью, чем известные решения, при бурении в грунте глубоких скважин. Эти цели достигаются посредством способа определения положения бурового долота, включающего определение начального положения бурового долота,определение положения каждого из множества детекторов сейсмических волн,регистрацию с помощью детекторов данных, относящихся к нестационарным сейсмическим волнам, генерируемым у бурового долота,идентификацию событий на буровом долоте на основании параметров сейсмических волн из детекторов,определение для каждого детектора скорости распространения сейсмической волны между буровым долотом и соответствующим детектором,определение множества относительных положений бурового долота на основании, по меньшей мере частично, скоростей распространения сейсмической волны и разности времени прибытия сейсмических волн от событий по меньшей мере части детекторов, а также определение абсолютного положения бурового долота на основании, по меньшей мере частично,начального положения и суммы относительных положений,отличающегося тем, что данный способ включает определение для каждого из по меньшей мере части детекторов первых скоростей распространения сейсмической волны между буровым долотом и соответствующим детектором,определение на основании, по меньшей мере частично, первых скоростей распространения сейсмической волны, относящихся по меньшей мере к части детекторов, положения бурового долота при втором событии относительно положения бурового долота при первом событии, а также определение вторых скоростей распространения сейсмической волны между буровым долотом и по меньшей мере одним из детекторов на основании, по меньшей мере частично, положения бурового долота, определенного для второго события. Благодаря этому обеспечивается учт изменений скорости распространения волны в процессе бурения при определении положения бурового долота, что, в свою очередь, повышает точность определения положения бурового долота. Это также приводит к наджному позиционированию бурового долота даже при бурении очень глубоких скважин. Предпочтительно этап определения второй скорости распространения сейсмической волны между буровым долотом и по меньшей мере одним из детекторов выполняется частично на основании разности моментов прибытия сейсмических волн от первого и второго событий по меньшей мере к одному детектору. Предпочтительно по меньшей мере одно повторное определение по меньшей мере одной скорости распространения сейсмической волны зависит частично от длины буровой штанги, поданной в породу. Скорость распространения сейсмической волны может повторно переопределяться в ходе процесса бурения, например, через заданные интервалы времени или от одного события до следующего события. Предпочтительно способ включает временную синхронизацию параметров сейсмических волн по меньшей мере из части детекторов на основании, по меньшей мере частично, отклонений частоты, и/или шума, и/или других отклонений сигналов детекторов. Предпочтительно параметры сейсмических волн по меньшей мере на одном из детекторов сдвигаются во времени для получения согласования сигналов и, таким образом, разности времени прибытия сейсмических волн от двух событий. Это обладает тем преимуществом, что позволяет убедиться, что в расчтах используются сигналы действительно от одного и того же события (например, от удара бурового долота). Указанные цели достигаются также с помощью системы в соответствии с любым из пп.8-14 формулы изобретения.-2 010955 Краткое описание чертежей Далее изобретение и его дополнительные преимущества будут описаны более подробно со ссылками на чертежи, на которых на фиг. 1 схематически представлено вертикальное поперечное сечение неоднородного скального грунта с долотом, сейсмопримниками и распространением волн в скальном грунте,на фиг. 2 показаны во временном интервале сигналы, обнаруженные четырьмя сейсмопримниками,на фиг. 2 а - во временном интервале сигналы, обнаруженные двумя сейсмопримниками,на фиг. 3 представлено вертикальное поперечное сечение скального грунта с рядом расчтных положений траектории долота,на фиг. 3 а схематически показаны долото и сейсмопримники и на фиг. 4 представлено вертикальное поперечное сечение неоднородного скального грунта в ходе продолжающегося процесса бурения. Подробное описание На фиг. 1 показаны буровое долото 2, его траектория 3 от поверхности 4 до текущего положения в грунте и пять детекторов сейсмических волн в виде сейсмопримников 1a-е в различных местах в грунте. Для получения сигналов от сейсмопримников применяются вычислительные средства С, например один или несколько компьютеров, с возможностями вычисления и хранения. Следует отметить, что в способе согласно настоящему изобретению для определения положения бурового долота альтернативно можно использовать только четыре или больше пяти сейсмопримников. И для определения положения бурового долота, и для повторного вычисления скорости распространения волн требуются сигналы по меньшей мере от четырх сейсмопримников. Однако на практике более точные результаты можно получить с большим числом сейсмопримников. Для определения абсолютного положения бурового долота необходимо знать начальное положение при бурении и положение каждого из сейсмопримников 1 а-1 е. Начальное положение относительно положений сейсмопримников легко можно рассчитать с помощью вычислительных средств С,легко пот.к. абсолютные географические положения сейсмопримников и начальное положение лучить с помощью любой подходящей системы местоопределения, например GPS (global positioning system - глобальная система местоопределения), или путм прямого измерения. Если фактическое начальдля определения ное положение непригодно для использования в качестве начального положения положения долота в процессе бурения, то можно легко определить альтернативное начальное положение известным в данной области техники методом путм использования результатов измерений из сейсмопримников и/или путм измерения длины буровой штанги, поданной в скважину. Посредством сейсмопримников во время бурения регистрируются данные, относящиеся к нестационарным сейсмическим волнам, генерируемым на долоте. Для каждого сейсмопримника 1a-1e определяется скорость распространения сейсмических волн между буровым долотом и соответствующим сейсмопримником, на основании положения бурового долота, положения соответствующего сейсмопримника и параметров сейсмических волн, регистрируемых соответствующим сейсмопримником. Например, скорость распространения сейсмических волн между буровым долотом и сейсмопримником можно определить путм сопоставления параметров сейсмических волн, зарегистрированных в известном положении бурового долота, например, в начальном положении и параметров сейсмических волн, зарегистрированных сейсмопримником, чтобы определить время прохождения волн, а затем определить их скорость путм деления расстояния между буровым долотом и сейсмопримником на время прохождения. Следовательно, скорости распространения сейсмических волн могут различаться от одного сейсмопримника к другому. Однако можно принять, что эти скорости одинаковы для части или для всех сейсмопримников. На фиг. 1 показано распространение сейсмических волн от бурового долота, представленных в виде ряда окружностей с центрами практически в буровом долоте. В верхней левой части рисунка скорость распространения волн больше, чем на остальном рисунке, что можно видеть по увеличению длины волн в этой части грунта. Таким образом, скорость распространения сейсмических волн между буровым долотом и верхним левым сейсмопримником на фиг. 1 должна быть больше, чем скорость распространения сейсмических волн между буровым долотом и другими сейсмопримниками. На фиг. 2 показаны сейсмические волны в виде сигналов s1, s2, s3, s4, обнаруженных четырьмя сейсмопримниками и индицирующих ряд событий k1, k2, k3 на буровом долоте. (Предпочтительно сигналы подвергаются фильтрации известным в технике образом). Способ содержит выявление событий на буровом долоте в данных из сейсмопримников. Возможны события разных видов в зависимости от типа используемого бурового оборудования и от свойств пробуриваемого скального грунта. Например, событие может представлять собой откалывание части скалы под воздействием бурового долота или, если долото рассчитано на ударное действие, удар бурового долота о скальный грунт. В общем случае собы-3 010955 тием может быть любое происшествие у долота, и необязательно возникшее в непосредственной близости от бурового долота. Событие может также произойти на некотором расстоянии от бурового долота,малом или пренебрежимо малом по сравнению с расстояниями между буровым долотом и сейсмопримниками. Например, когда из-за воздействия бурового долота откалывается кусок скальной породы, то это событие в скальном грунте может распространяться на некоторое расстояние от бурового долота. На фиг. 2 последовательность событий имеет примерно постоянную частоту. Однако способ в равной степени применим в тех случаях, когда частота событий быстро и часто меняется, или когда события распределены во времени без какой-либо видимой закономерности. Как показано на фиг. 2, отдельное событие k1, k2, k3 представлено в сигналах s1, s2, s3, s4 в виде временной области te с возрастающей амплитудой. Можно также видеть, что события в каждом сигнале имеют похожий внешний вид. Сигналы s1, s2, s3, s4 являются автокоррелированными, что означает, что соответствующие точки в моменты времени p1, р 2, р 3 выбираются в пределах временных областей te,так что относительную разность времени между событиями внутри сигнала можно однозначно определить. Иными словами, корреляция между событиями, детектируемыми каждым сейсмопримником, может быть вычислена. Рассмотрим фиг. 2 а. Далее, сигналы s1, s2, s3, s4 являются взаимно-коррелированными, что означает, что сигналы распределены относительно друг друга таким образом, что могут быть идентифицированы их части, указывающие на одни и те же события k1, k2. Благодаря этому кривые сигналов от каждого сейсмопримника могут быть сдвинуты во времени и сопоставлены друг с другом для обнаружения соответствия. Иными словами, этот этап включает временную синхронизацию сигналов сейсмопримников. Причина такой возможности заключается в том, что, как нами было установлено, даже в случаях,когда последовательность событий имеет частоту, которая представляется постоянной, события никогда не возникают с абсолютно постоянной частотой, т.е. время между каждым событием на буровом долоте несколько меняется. Кроме того, помехи и отклонения сигнала делают кривую нерегулярной. Поэтому можно сравнивать сигналы от различных датчиков для выявления соответствующих отклонений (или обнаружения совпадения) в отдельных сигналах и сдвигать их во времени так, чтобы получить общую точку во времени. После взаимной корреляции по меньшей мере для части сейсмопримников или сигналов s1, s2 определяют разность времени прибытия сейсмических волн от двух событий k1, k2, следующих одно за другим. Поскольку "время отправления" волн неизвестно, используется опорный сигнал. Здесь опорным сигналом является сигнал s1 от сейсмопримника, отличного от того, для которого надо определить разность времени прибытия сейсмических волн. Это проиллюстрировано на фиг. 2 а. Для сейсмопримника,вырабатывающего сигнал s2, моменты прибытия tk1, tk2 волн от первого и второго событий k1, k2 определяются как разность абсолютных значений времени между сейсмопримником, для которого требуется определить разность времени прибытия сейсмических волн, и опорным сигналом s1. Таким образом, для сейсмопримника i наблюдаемая разность времени прибытия сейсмических волн от двух событий k1, k2 определяется как tdobs(i,k1,k2) = tk2 - tk1. Путм использования автокорреляции, как описано выше, разность времени прибытия между двумя событиями можно оценить с высокой точностью. Можно также предположить, что точность оценки должна быть связана с величиной взаимной корреляции. Предпочтительно, если корреляция между двумя последовательными событиями, зарегистрированными сейсмопримником, меньше заданного значения предпочтительно в диапазоне 0,7-0,9, то результирующую разность времени прибытия можно отбросить, полагая, что имело место ошибочное влияние или отражнная помеха. На основе скоростей распространения сейсмических волн и разности моментов прибытияtdobs(i,k1,k2) сейсмических волн по меньшей мере к части сейсмопримников определяется положение бурового долота в момент второго события k2 относительно положения бурового долота в момент первого события k1. Для этого могут быть использованы три сейсмопримника, дающих непереопределнную систему уравнений для получения относительного положения бурового долота. Предпочтительно на практике использовать сигналы больше чем от трх сейсмопримников, что дат переопределнную систему уравнений для определения положения бурового долота. Как объясняется в WO 01/75268 A1, для решения переопределнной задачи минимизируется сумма квадратов остаточных членов, где остаточными членами являются остатки разностей времени прибытия,определяемые как где tdobs(i,k1,k2) - наблюдаемая разность моментов прибытия к сейсмопримнику i для событий k1 и k2, aT(i,k) - теоретическое время прибытия для события k. Такая сумма квадратов остаточных членов может быть выражена как где n - количество событий сейсмических волн. Как объясняется в WO 01/75268 A1, включение только ограниченного числа членов, например р последних членов, ограничивает максимальное число этапов-4 010955 обработки, необходимых для оценки текущего положения бурового долота. Если учитываются только последние члены р, то величина Q может быть выражена как Как правило, события, которые должны быть включены в Q, могут быть выбраны в соответствии с каким-то другим критерием, например могут включать только те события, которые расцениваются как произошедшие в положении, отстоящем от других событий на расстоянии, превышающем пространственную разрешающую способность устройства, использующего способ согласно данному изобретению. Таким образом, минимизируется сумма Q, превышающая заданные значения теоретического времени прибытия T(i,k). По теоретическим временам прибытия T(i,k) и скоростям распространения сейсмежду сомических волн можно вычислить относительные расстояния, положения или векторы бытиями. Относительные расстояния или векторы задает положение бурового долота в последующем событии по отношению к положению бурового долота в предшествующем событии. Другими словами,относительные расстояния между положениями бурового долота во время событий k1 и k2 вычисляются таким образом, чтобы задать теоретические времена прибытия T(i,k), которые минимизируют величину Q. Таким образом, определяется множество относительных положений бурового долота на основании скоростей распространения сейсмических волн и разностей времен прибытия tdobs(i,k1,k2) на детекторы сейсмических волн из событий k1, k2. Абсолютное положение бурового и суммы относительных положений. долота определяется на основании начального положения На фиг. 3 показаны четыре события и положение бурового долота во время этих событий, пронумерованных от k=0 до k=3. Во время события k=0 буровое долото находится в начальном положении Относительные расстояния между событиями, которые минимизируют сумму остатков разностей времен прибытия, в конечном итоге добавляются к начальному положению и производится оценка теку щего положения бурового долота Как можно видеть по рисунку, это суммирование может быть выполнено различными способами, поскольку текущее положение бурового долота может быть оценено по формулам Рассмотрим фиг. 3 а. В соответствии с настоящим изобретением скорости распространения сейсмических волн переопределяются во время процесса бурения. Например, для каждого по меньшей мере из части сейсмопримников 1 а-1 е определяется первая скорость распространения сейсмической волны 11a,11b,11c,11d,11e между буровым долотом и соответствующим детектором. Использование большего числа сейсмопримников, чем это теоретически необходимо, приводит к образованию переопределнной системы уравнений для определения последующего положения бурового долота, например, как описано выше, определяется положение бурового долота во время второго события k2 по отношению к положению бурового долота во время первого события k1 на основании частично параметров сейсмических волн по меньшей мере из части детекторов и первых скоростей распространения сейсмической волны 11a,11b,11c,11d,11e относительно этих детекторов. На основании частично определенного положения бурового долота во время второго события k2 определяется вторая скорость распространения сейсмической волны 21a между буровым долотом и детектором 1 а. Например, это может быть сделано следующим образом (см. также фиг. 3). Определяется расстояние между детектором 1 а, для которого должна быть определена вторая скорость распространения сейсмической волны 21a, и положением бурового долота во время одного из событий k1. Определяется расстояние между указанным детектором 1 а и положением бурового долота во время другого события k2. Определяется разность r1a между указанными положениями. Определяется вторая скорость распространения сейсмической волны 21a как указанная разность расстояний r1a, делнная на разность времен прибытия tdobs(1a,k1,k2) на детектор 1 а, для которого-5 010955 надо определить вторую скорость распространения сейсмической волны 21a, сейсмических волн от первого и второго событий k1, k2: 21a= r1a/tdobs(1a,k1,k2). Такое определение второй скорости распространения сейсмической волны 2 может быть сделано для одного любого детектора, на основании частично определенного положения бурового долота во время второго события k2. Как альтерната, положение бурового долота во время второго события k2 относительно положения бурового долота во время первого события k1 может быть определено на основании параметров сейсмической волны из подмножества детекторов 1b-1 е и первых скоростей распространения сейсмической волны 11b, 11c, 11d, 11e относительно детекторов этого подмножества. Основываясь частично на определенном положении бурового долота во время второго события k2, можно определить вторую скорость распространения сейсмической волны 21a между буровым долотом и детектором 1 а, не включенным в указанное подмножество. Предпочтительно скорости распространения сейсмической волны многократно переопределяются для отдельных сейсмопримников в ходе процесса бурения. В предпочтительном примере осуществления текущая скорость распространения волны для каждого сейсмопримника многократно определяется в ходе процесса бурения, например, каждый раз, когда вычисляется новое положение долота. При применении этого способа используемые скорости распространения будут изменяться в соответствии с реальными изменениями характеристик распространения в ходе бурения. Если вычисления выполняются путм минимизации суммы, например суммы остатков времен прибытия в подлежащей решению переопределнной задаче, то вполне вероятно, что при каждом вычислении получаемая скорость распространения немного изменится по меньшей мере для одного или для нескольких сейсмопримников. Путм вычисления, как описано выше, скоростей распространения в начальном положении или поблизости от него, используя известные начальное положение и положения сейсмопримников, получают правильные значения начальных скоростей распространения, и, следовательно, в соответствии с настоящим изобретением можно поддерживать правильные скорости распространения на протяжении всего процесса бурения. В качестве альтернативы вычислению скоростей распространения при каждом вычислении положения, скорости распространения можно вычислять через заранее определенные интервалы, например через каждую минуту, или через каждые пять минут, или когда бур пройдт определенное расстояние,например 0,25, 0,5, 1 или 5 м. Далее, скорости распространения можно считать постоянными по меньшей мере для двух последовательных вычислений положения долота. Поскольку настоящее изобретение может иметь разновидности, модификации и мелкие изменения,некоторые из которых были указаны здесь, предусматривается, что все вопросы, описанные в настоящем описании или показанные на прилагаемых чертежах, должны интерпретироваться как иллюстративные, а не в ограничительном смысле. Ниже изложены некоторые основные разновидности. По меньшей мере одно повторное определение по меньшей мере одной скорости распространения сейсмической волны может частично определяться длиной буровой штанги, опущенной в скважину во время бурения. Благодаря этому новая скорость распространения сейсмической волны может быть определена одновременно для большинства или для всех сейсмопримников. Это может оказаться полезным,особенно при бурении глубоких скважин, когда скорость распространения сейсмической волны постепенно меняется для всех сейсмопримников, например, из-за изменения давления скальной породы. Ошибки расчтного положения бурового долота, например, из-за волн, отражнных трещинами в скальной породе, которые могут приводить к тому, что в траектории будут наблюдаться неоднородности,такие как линия С на фиг. 4, т.е. резкий сдвиг ранее плавной кривой траектории, могут быть скомпенсированы с помощью различных методов. Можно предположить, что такой резкий сдвиг является результатом ошибки измерений, если относительное расстояние между двумя последними положениями бурового долота сильно отклоняется от относительного расстояния между двумя предпоследними положениями, например, вдвое. В таком случае самое последнее относительное положение можно заменить предпоследним относительным положением, хотя для вычисления последнего относительного положения могут быть использованы более сложные алгоритмы, такие как подбор многочлена для ряда положений, предшествующих последнему положению. Если производится измерение длины бура, входящего в скважину, по мере продвижения бурового долота в скальной породе, то эту длину можно также использовать для вычисления фактического последнего относительного положения между двумя последними событиями. Далее, когда используется больше сейсмопримников, чем теоретически необходимо, например 8 или больше, и когда соответствующие сигналы получаются от большего числа сейсмопримников, чем необходимо для расчта положения, положение может быть вычислено с использованием различных подмножеств сейсмопримников, благодаря чему можно определить, какие сигналы являются результатом самого вероятного положения. Когда затем вычисляются скорости распространения, неоднородность объясняется при последующих измерениях. Вместо суммы квадратов Q, как было описано выше, в общем, может быть использована любая функция, отличающаяся от квадратной, которая является возрастающей функцией для положительных-6 010955 значений остатков и убывающей функцией для отрицательных значений остатков, например абсолютное значение остатков, остатки, возрастающие в четвртой степени, или даже функция остатков, не являющаяся равномерной, если она удовлетворяет этим критериям. Кроме того, функции, возрастающие для положительных значений остатков и убывающие для отрицательных значений остатков, не обязательно должны подвергаться суммированию. Например, вместо этого может быть вычислено и минимизировано произведение. В самом общем случае может быть минимизирована любая функция остатков, которая возрастает для каждого положительного остатка и убывает для каждого отрицательного остатка. Как также объясняется в WO 01/75268 A1, остатки могут быть подвергнуты взвешиванию, а сумма квадратов остатков может быть выражена как Если используется более общая функция Q, то остатки могут быть взвешены идентичным образом,или же весовые коэффициенты могут быть включены в свойства самой функции Q. Как объясняется в WO 01/75268 A1, использование относительных расстояний между событиями,не следующими друг за другом, может обеспечить повышенную точность, однако, выгодно присваивать таким относительным расстояниям меньший весовой коэффициент, чем относительным расстояниям между последовательными событиями. Сумма, содержащая относительные расстояния, может содержать где m1, где относительные расстояния между событиями, которые не являются соседними,члены суммы взвешены с коэффициентами w(k,m) и где сумма нормирована в соответствии с коэффициентом N, так что Весовые коэффициенты w(k, m) могут убывать при увеличении m. Если самое последнее относительное расстояние(n-1, n) значительно отклоняется от предыду щего относительного расстояния(n-2, n-1), то это последнее относительное расстояние может быть принято, по существу, равным предыдущему относительному расстоянию. Можно измерить длину пробуренной скважины путм измерения длины введнного в скважину бура и сравнить фактическую длину скважины с длиной, вычисленной в соответствии с каким-либо из предыдущих методов. Если самое последнее относительное расстояние значительно отклоняется от длины(n-1, n) можно принять, по сущевведнного в скважину бура между событиями n-1 и n, то величину ству, равной предыдущему относительному расстоянию Кроме того, способ может включать использование такого выражения, как где j обозначает фазу сейсмических волн S или Р, а также разности времени прибытия этих волн, соответствующие такой формуле, как В более общем случае величина Q может содержать разности между временем прибытия волн S и Р,так что Q = Q(ed(i,k1,k2),ed(i,P,k1,k2)-ed(i,S,k1,k2. Окончательные результаты способа в соответствии с настоящим изобретением могут быть представлены в реальном времени на экране компьютера с использованием графических или численных значений или могут быть использованы в любой другой форме представления. Конечно, результаты могут быть сохранены для последующего анализа или отправлены оператору в удалнный блок представления для управления траекторией бура. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ определения положения бурового долота (2), включающий определение начального положения бурового долота,определение положения каждого из множества детекторов сейсмических волн (1a-1e, 12a-12d),регистрацию с помощью детекторов данных, относящихся к нестационарным сейсмическим волнам, генерируемым у бурового долота (2),идентификацию событий (k1, k2) у бурового долота на основании параметров сейсмических волн из детекторов,определение для каждого из детекторов скорости распространения сейсмической волны между буровым долотом и соответствующим детектором,-7 010955 определение множества относительных положений бурового долота на основании, по меньшей мере частично, скоростей распространения сейсмической волны и разностей времени прибытия (tdobs(i, k1,k2 сейсмических волн от событий (k1, k2) по меньшей мере к части из детекторов, и определение абсолютного положения бурового долота на основании, по меньшей мере частично,и суммы относительных положений,начального положения отличающийся тем, что данный способ включает определение для каждого по меньшей мере из части детекторов первых скоростей распространения сейсмической волны (11a, 11b, 11c, 11d, 11e) между буровым долотом и соответствующим детектором,определение на основании, по меньшей мере частично, первых скоростей распространения сейсмической волны, относящихся по меньшей мере к части детекторов, положения бурового долота во время второго события (k2) относительно положения бурового долота во время первого события (k1), и определение второй скорости распространения сейсмической волны (21a) между буровым долотом и по меньшей мере одним из детекторов (1 а) на основании, по меньшей мере частично, определенного положения бурового долота во время второго события (k2). 2. Способ в соответствии с п.1, в котором этап определения второй скорости распространения сейсмической волны (21a) между буровым долотом и по меньшей мере одним из детекторов (1 а) выполняется частично на основании разности времени прибытия (tdobs(1a, k1, k2 сейсмических волн от первого и второго событий (k1, k2) по меньшей мере к одному детектору (1 а). 3. Способ в соответствии с любым из предшествующих пунктов, в котором по меньшей мере одно повторное определение по меньшей мере одной скорости распространения сейсмической волны зависит частично от длины буровой штанги, поданной в породу. 4. Способ в соответствии с любым из предшествующих пунктов, в котором по меньшей мере часть из скоростей распространения сейсмических волн повторно переопределяются в ходе процесса бурения. 5. Способ в соответствии с любым из предшествующих пунктов, в котором скорость распространения сейсмической волны переопределяется через заданные интервалы времени. 6. Способ в соответствии с любым из предшествующих пунктов, включающий выполнение временной синхронизации параметров сейсмических волн по меньшей мере из части детекторов на основании,по меньшей мере частично, отклонений частоты, и/или шума, и/или других отклонений сигналов детекторов. 7. Способ в соответствии с любым из предшествующих пунктов, содержащий временной сдвиг параметров сейсмических волн по меньшей мере из одного из детекторов для получения согласования сигналов и, таким образом, разности времени прибытия сейсмических волн от двух событий. 8. Система для определения положения бурового долота (2),содержащая множество детекторов сейсмических волн (1 а-1e, 12a-12d) и вычислительные средства(С), детекторы адаптированы для регистрации данных, относящихся к нестационарным сейсмическим волнам, генерируемым у бурового долота (2), вычислительные средства (С) адаптированы для распознавания по параметрам сейсмических волн из детекторов событий (k) у бурового долота для определения для каждого из детекторов скорости распространения сейсмической волны между буровым долотом и соответствующим детектором, для определения множества относительных положений бурового долота на основании, по меньшей мере частично, скоростей распространения сейсмических волн, положений детекторов (1a-1e, 12a-12d) и разностей времн прибытия (tdobs(i, k1, k2 сейсмических волн от событий(k1, k2) по меньшей мере к части из детекторов, и для определения абсолютного положения бурового долота на основании, по меньшей мере частично, начального положения бурового долота и суммы относительных положений,отличающаяся тем, что вычислительные средства (С) адаптированы для определения для каждого по меньшей мере из части детекторов первых скоростей распространения сейсмической волны 11a, 11b, 11c, 11d, 11e между буровым долотом и соответствующим детектором,для определения на основании, по меньшей мере частично, первых скоростей распространения сейсмической волны, относящихся по меньшей мере к части детекторов, положения бурового долота во время второго события (k2) относительно положения бурового долота во время первого события (k1), и для определения второй скорости распространения сейсмической волны (21a) между буровым долотом и по меньшей мере одним из детекторов (1a) на основании, по меньшей мере частично, определенного положения бурового долота во время второго события (k2). 9. Система в соответствии с п.8, в которой вычислительные средства (С) адаптированы для выполнения определения второй скорости распространения сейсмической волны (21a) между буровым долотом и по меньшей мере одним из детекторов (1 а) частично на основании разности времн прибытия(tdobs(i, k1, k2 сейсмических волн от первого и второго событий (k1, k2) по меньшей мере к одному детектору (1a). 10. Система по любому из пп.8 или 9, в которой вычислительные средства (С) адаптированы для выполнения по меньшей мере одного переопределения по меньшей мере одной скорости распростране-8 010955 ния сейсмической волны в зависимости частично от длины буровой штанги, поданной в породу. 11. Система по любому из пп.8-10, в которой вычислительные средства (С) адаптированы для повторного переопределения скорости распространения сейсмической волны в ходе процесса бурения. 12. Система по любому из пп.8-11, в которой вычислительные средства (С) адаптированы для повторного переопределения скорости распространения сейсмической волны через заданные интервалы времени. 13. Система по любому из пп.8-12, в которой вычислительные средства (С) адаптированы для выполнения временной синхронизации параметров сейсмических волн по меньшей мере из части детекторов на основании, по меньшей мере частично, отклонений частоты, и/или шума, и/или других отклонений сигналов детекторов. 14. Система по любому из пп.8-13, в которой вычислительные средства (С) адаптированы для выполнения временного сдвига параметров сейсмических волн по меньшей мере из одного из детекторов для получения согласования сигналов и, таким образом, разности времени прибытия сейсмических волн от двух событий.