DE102006014265A1

DE102006014265A1 - Modulares Bohrlochwerkzeugsystem

Info

Publication number: DE102006014265A1
Application number: DE102006014265A
Authority: DE
Inventors: Ruben Houston Martinez; Jan W. Sugar Land Smits
Original assignee: Schlumberger Technology BV
Current assignee: Schlumberger Technology BV
Priority date: 2005-03-30
Filing date: 2006-03-28
Publication date: 2006-10-05
Also published as: CA2539861C; GB2424665A; US20060220649A1; NO20061119L; US7394257B2; GB2424665B; GB0605268D0; CA2539861A1

Abstract

Bohrlochwerkzeug (200) für Formationsmessung, das einen Werkzeugkörper (210), der für eine Bewegung in einem Bohrloch gestaltet ist, und wenigstens ein Sensormodul (230), das an wenigstens einem Anbringungsort (220a) an dem Werkzeugkörper (210) angebracht ist, umfasst, wobei das wenigstens eine Sensormodul (230) durch andere Sensormodule, die andere Messungen durchführen, austauschbar ist. Ein Bohrlochwerkzeug (200) kann ferner ein Messsystem (290) umfassen, das in dem Werkzeugkörper (210) angeordnet ist, wobei das Messsystem (290) mit dem wenigstens einen Sensormodul (230) funktional gekoppelt ist.

Description

Die Erfindung betrifft allgemein Bohrlochwerkzeuge für die Bohrlochmessung und insbesondere verbesserte Entwürfe von Bohrlochwerkzeugen, die die Anpassung eines Bohrlochmesssystems oder Registriersystems an verschiedene Situationen erleichtern.
Die Öl- und Gasindustrie verwendet verschiedene Werkzeuge zum Untersuchen der von einem Bohrloch durchdrungenen Formation, um Kohlenwasserstofflagerstätten zu lokalisieren und die Typen und Mengen der Kohlenwasserstoffe zu bestimmen. Diese Werkzeuge können verwendet werden, um Formationen zu untersuchen, nachdem das Bohrloch gebohrt worden ist, d. h. als Drahtleitungs- oder Seilarbeitswerkzeuge verwendet werden. Alternativ können diese Werkzeuge in einem Bohrsystem enthalten sein und Messungen während des Bohrens durchführen, d. h. Werkzeuge für Messung während des Bohrens (MWD, measurement-while-drilling) oder für Protokollierung während des Bohrens (LWD, logging-while-drilling) sein. Zusätzlich können Messungen auch durchgeführt werden, während der Bohrstrang aus dem Bohrloch herausgefahren wird, d. h. Werkzeuge für die Protokollierung während des Herausfahrens (LWT, logging-while-tripping) sein. Der Unterschied zwischen MWD- und LWD-Werkzeugen ist für die vorliegende Erfindung nicht von Belang. So wird in der folgenden Beschreibung LWD verwendet, um allgemein diese zwei verschiedenen Arten von Operationen zu umfassen.
1 zeigt eine allgemeine Darstellung eines Bohrturms und eines LWD-Werkzeugs in einem Bohrloch. Der gezeigte Rotarybohrturm umfasst einen Mast 1, der sich über dem Boden 2 erhebt und mit einer Hebevorrichtung 3 ausgerüstet ist. Von der Hebevorrichtung 3 hängt ein Bohrstrang 4 herab, der aus aneinander geschraubten Gestängerohren gebildet ist. Der Bohrstrang 4 weist an seinem unteren Ende eine Bohrkrone 5 zum Bohren des Bohrlochs 6 auf. Die Hebevorrichtung 3 besteht aus einem Turmseilrollenblock bzw. einer Turmrolle 7, deren Achse an der Oberseite des Masts 1 befestigt ist, einem Seilrollenblock bzw. Flaschenzugblock 8, an dem ein Haken 9 befestigt ist, und einem Seil bzw. Kabel 10, das um die Blöcke 7 und 8 verläuft und von der Turmrolle 7 aus zum einen eine tote Leitung 10a, die an einem festen Punkt 11 verankert ist, und zum anderen eine aktive Leitung 10b, die sich um die Trommel der Seilwinde 12 windet, bildet.
Der Bohrstrang 4 ist mittels eines Spülkopfs 13, der durch einen Schlauch 14 mit einer Schlammpumpe 15 verbunden ist, an dem Haken 9 aufgehängt. Die Pumpe 15 ermöglicht die Einspritzung von Bohrschlamm über die Hohlrohre des Bohrstrangs 4 in das Bohrloch 6. Der Bohrschlamm kann aus der Schlammgrube 16, die mit überschüssigem Schlamm aus dem Bohrloch 6 gespeist werden kann, angesaugt werden. Der Bohrstrang 4 kann durch die sich drehende Hebevorrichtung 3 mit der Winde 12 emporgehoben werden. Die Gestängerohranhebe- und -absenkvorgänge erfordern, dass der Bohrstrang 4 vorübergehend von der Hebevorrichtung 3 losgehakt wird; der Bohrstrang 4 wird dabei unterstützt, indem er durch Keile 17 in einer konischen Vertiefung 18 in einem Drehtisch 19, der an der Plattform 20, durch die der Bohrstrang führt, angebracht ist, blockiert wird. Der untere Teil des Bohrstrangs 4 kann ein oder mehrere Werkzeuge enthalten, wie bei 30 gezeigt ist, um die Bohrbedingungen im Bohrloch oder die Eigenschaften der geologischen Formationen zu untersuchen. Die gezeigten Werkzeuge 30 können irgendein auf dem Fachgebiet bekannter Typ von Werkzeugen sein.
Die Änderungen der Höhe h des Flaschenzugblocks 8 während der Bohrstranganhebevorgänge werden mittels eines Sensors 23 gemessen, der ein mit der schnelleren Seilscheibe der Turmrolle 7 gekoppelter Drehwinkelsensor sein kann. Das auf den Haken 9 des Flaschenzugblocks 8 wirkende Gewicht F kann mittels eines Dehnungsmessstreifens 24, der in die tote Leitung 10a des Seils 10 eingeführt ist, um seine Spannung zu messen, gleichfalls gemessen werden. Die Sensoren 23 und 24 sind über Leitungen 25 und 26 mit einer Verarbeitungseinheit 27 verbunden, die vorzugsweise ein Computer ist. Ein Registergerät 28 ist mit der Verarbeitungseinheit 27 verbunden.

Die verschiedenen Werkzeuge (als 30 in 1 gezeigt), die bei der Formationsmessung verwendet werden, basieren häufig auf unterschiedlichen Sensortechniken zur Prüfung verschiedener Formationseigenschaften. Beispielsweise können Leitwertwerkzeuge verwendet werden, um die spezifische elektrische Leitfähigkeit der Formation oder deren Umkehrung, den spezifischen elektrischen Widerstand der Formation, zu messen. Solche Werkzeuge umfassen beispielsweise Formation MicroScanner/Microlmager und Oil-Based Mud Imager, die von Schlumberger Technology Corporation (Huston, Texas) unter dem Handelsnamen FMS/MI^TM bzw. OBMI^TM vertrieben werden. FMS/MI^TM ist ein Drahtleitungswerkzeug zur Verwendung in auf Wasser basierendem Schlamm (WBM, water based mud), während OBMI^TM ein Drahtleitungswerkzeug zur Verwendung in auf Öl basierendem Schlamm (OBM, oil based mud) ist. Zur Beschreibung eines Werkzeugs wie etwa OBMI^TM siehe US 6 191 588 B1 .

Weitere Typen von Leitwertwerkzeugen können Resistivity-at-bit (RAB^TM, was etwa "spezifischer elektrischer Widerstand in Höhe der Bohrkrone" bedeutet, von Schlumberger Technology Corporation) und GeoVision Resistivity (GVR^TM von Schlumberger Technology Corporation) umfassen. Diese Werkzeuge (RAB^TM und GVR^TM) sind LWD-Werkzeuge zur Verwendung in auf Wasser basierendem Schlamm (WBM); sie verwenden Strominjektion, um den spezifischen elektrischen Widerstand von Formationen zu untersuchen. Zur Beschreibung der Arbeitsprinzipien der Werkzeuge RAB^TM und GVR^TM siehe US 5 235 285 .

Neben dem spezifischen elektrischen Widerstand umfassen weitere Formationseigenschaften, die gewöhnlich zur Öl- und Gaserkundung gemessen werden, die Formationsdichte, die Formationsporosität, die Sedimentationsstrukturen der Formation usw. Diese weiteren Formationseigenschaften können durch Ultraschallenergie, Gammastrahlung, Neutronenstrahlung oder kernmagnetische Resonanz, um einiges zu nennen, gemessen werden. Ultrasonic Borehole Imager (UBI^TM von Schlumberger Technology Corporation) ist ein Drahtleitungswerkzeug, das zur Messung Ultraschallechoimpulse verwendet. Das Neutronenwerkzeug für azimutale Dichte (ADN^TM, azimuthal density neutron tool, von Schlumberger Technology Corporation) und das Video-Dichte-Neutronenwerkzeug (VDN^TM, vision densitiy neutron tool, von Schlumberger Technology Corporation) sind LWD-Werkzeuge, die Neutronenstrahlung zum Untersuchen der Formationsdichte verwenden.

Die Komplexität der Formationsmessung entsteht nicht nur wegen der mannigfaltigen Werkzeuge, die auf verschiedenen Arbeitsprinzipien basieren, sondern auch wegen der unterschiedlichen Anforderungen, die beispielsweise von der Geologie, den Bohrpraktiken und den Kundenprioritäten abhängen können. Ferner können die unterschiedlichen Anforderungen auch durch verschiedene Schlämme, verschiedene interessierende Formationseigenschaften, verschiedene Wertebereiche der Formationseigenschaften und verschiedene Genauigkeits- und Auflösungsanforderungen diktiert sein.

Die Aufgabe der Erfindung ist es daher, ein Bohrlochwerkzeugsystem zu schaffen, bei dem eine Auswahl von Werkzeugen, falls diese kompatibel sind, zu einem einzigen Bohrlochmesssystem verknüpft sein können, um die Zeit und die Kosten eines Messvorgangs zu minimieren, weil ein Messvorgang andernfalls mehrere Läufe bzw. ein mehrfaches Einfahren erfordert, und bei dem verschiedene Werkzeuge, Sensoren und deren Komponenten austauschbar sind und ähnliche Komponenten verschiedenen Werkzeugen gemeinsam sind, um die Leistung zu erhöhen und die Kosten eines Messvorgangs zu senken.

Diese Aufgabe wird gelöst durch eine Vorrichtung nach Anspruch 1 bzw. ein Verfahren nach Anspruch 12 und 18. Weiterbildungen der Erfindung sind in den abhängigen Ansprüchen angegeben.

Ein Aspekt der Erfindung bezieht sich auf Bohrlochwerkzeuge für die Formationsmessung. Ein Bohrlochwerkzeug gemäß einer Ausführungsform der Erfindung umfasst einen Werkzeugkörper, der für eine Bewegung in einem Bohrloch gestaltet ist, und wenigstens ein Sensormodul, das an wenigstens einem Ort an dem Werkzeugkörper angebracht ist, wobei das Sensormodul durch andere Sensormodule, die andere Messungen durchführen, austauschbar ist. Das Bohrlochwerkzeug kann ferner ein Messsystem enthalten, das in dem Werkzeugkörper angeordnet ist, wobei das Messsystem mit dem wenigstens einen Sensormodul funktional gekoppelt ist.

Ein weiterer Aspekt der Erfindung bezieht sich auf Verfahren für den Entwurf von Bohrlochwerkzeugen. Ein Verfahren gemäß einer Ausführungsform der Erfindung umfasst das Vorsehen wenigstens eines Anbringungsorts an einem Werkzeugkörper, der für eine Bewegung in einem Bohrloch gestaltet ist, wobei der wenigstens eine Anbringungsort so gestaltet ist, dass er wenigstens einen modularen Sensor aufnimmt.

Ein weiterer Aspekt der Erfindung bezieht sich auf Verfahren für die Formationsmessung. Ein Verfahren gemäß einer Ausführungsform der Erfindung umfasst das Anordnen eines Werkzeugs in einem eine Formation durchdringenden Bohrloch, wobei das Werkzeug einen Werkzeugkörper und wenigstens ein Sensormodul, das an wenigstens einem Anbringungsort an dem Werkzeugkörper angebracht ist, umfasst, und das Erlangen von Messwerten mittels des Werkzeugs, um eine Formationseigenschaft zu liefern.

Weitere Aspekte und Vorteile der Erfindung werden deutlich anhand der folgenden Beschreibung und der angehängten Ansprüche, die auf die folgenden Abbildungen Bezug nehmen.
1, die bereits beschrieben worden ist, zeigt ein LWD-System des Standes der Technik.
2 zeigt ein Schema eines modularen Werkzeugentwurfs gemäß einer Ausführungsform der Erfindung.
3 zeigt ein in einem Bohrloch angeordnetes LWD Werkzeug mit Schwenkgliedern.
4 zeigt eine Querschnittsansicht eines Bohrlochwerkzeugs gemäß einer Ausführungsform der Erfindung.
Ausführungsformen der Erfindung beziehen sich auf Bohrlochwerkzeuge, die in Bohrgarnituren aufgenommen sein können, um Formationseigenschaftsmessungen durchzuführen. Einige Ausführungsformen der Erfindung können hochauflösende Messungen bereitstellen, um Bilder von einer oder mehreren interessierenden Formationseigenschaften zu erzeugen. Bohrlochwerkzeuge gemäß Ausführungsformen der Erfindung basieren auf modularen Entwürfen. Sie können kleine Sensormodule (oder Module mit anderen Komponenten) enthalten, die mit einem Basissystem gekoppelt werden können. Gemäß Ausführungsformen der Erfindung ist die Basissystemarchitektur so entworfen, dass die meisten Teilsysteme nicht sensorspezifisch sind. Daher können verschiedene Sensormodule/Komponenten mit einem gemeinsamen Basissystem verwendet werden, um verschiedene Messwerte zu liefern.
2 zeigt ein Schema eines modularen Werkzeugentwurfs gemäß einer Ausfürungsform der Erfindung. Wie gezeigt ist, kann ein Werkzeug 200 ein Sensormodul 230 enthalten, das an einem Pad bzw. Glied 220 angebracht ist, das an einem Werkzeugkörper (einem Werkzeuggehäuse oder einer Schwerstange) 210 angeordnet ist. Das Sensormodul 230 kann einen Leitwertsensor, einen Schallsensor, einen Neutronensensor und dergleichen umfassen. Der gewählte spezifische Sensor hängt im Allgemeinen von der interessierenden Formationseigenschaft, dem Schlammtyp, der gewünschten Qualität und Auflösung der Daten und weiteren Faktoren ab. Obwohl in 2 ein einzelnes Sensormodul 230 gezeigt ist, ist einem Fachmann klar, dass in einem Messsystem mehrere Sensoren gleichen oder unterschiedlichen Typs enthalten sein können, ohne vom Umfang der Erfindung abzuweichen. Diese Sensormodule können an dem gleichen oder an verschiedenen Gliedern, Schwerstangen bzw. Einfassungen und Stabilisatoren oder an einem anderen Teil eines Bohrlochwerkzeugs angebracht sein.
Wie in 2 gezeigt ist, ist das Sensormodul 230 an einem Anbringungsort 220a angebracht. Gemäß Ausführungsformen der Erfindung besitzt der Anbringungsort 220a eine Form und Abmessungen, die so gewählt sind, dass ungeachtet des Typs der Sensoren verschiedene Sensormodule mit der gleichen Form und den gleichen Abmessungen aufgenommen werden können. Der Anbringungsort 220a weist eine gemeinsame Schnittstelle (oder einen gemeinsamen Verbinder) auf, um verschiedene Sensormodule speisen zu können und ihnen das Kommunizieren mit dem Messsystem 290 zu ermöglichen. Einem Fachmann ist klar, dass die spezifische Form und die spezifischen Abmessungen des Anbringungsorts 220a auf der Wahl des Konstrukteurs und/oder den Werkzeugabmessungen basieren können. Folglich sollen die Form und Abmessungen des Anbringungsorts 220a den Umfang der Erfindung nicht begrenzen.
Das Sensormodul 230 ist funktional mit einem Messsystem 290 gekoppelt, das beispielsweise eine Energiequelle/ein Energiemodul 250, einen Prozessor mit Speicher 260, einen Bewegungssensor 270 und ein Erfassungsmodul 280 umfassen kann. Die Energiequelle/das Energiemodul 250 kann eine Batterie, eine Turbine-Wechselstromgenerator-Baugruppe oder eine Energieverbindung zu einem anderen Werkzeug sein. Der Prozessor mit Speicher 260 dient zur Speicherung von Daten und kann Programme für die Datenerfassung und -verarbeitung enthalten. Der Bewegungssensor 270, der die Bewegung und die Orientierung des Werkzeugs oder der Sensoren erfasst, kann Beschleunigungsmesser, Magnetometer und/oder ein Gyroskop umfassen. Das Erfassungsmodul 280 umfasst die Elektronik zum Steuern der Datenerfassung durch den Sensor. Es sei angemerkt, dass die obige Auflistung von Komponenten lediglich zur Veranschaulichung dient. Beispielsweise können einige der gezeigten Module kombiniert oder in verschiedene Module zerlegt sein. Einem Fachmann ist klar, dass auch weitere Module/Komponenten enthalten sein können. Beispielsweise kann ein Bildverarbeitungsmodul enthalten sein, um eine Bewegungs- oder Bewegtbildkorrektur, eine Bildkompression usw. vorzunehmen. Alternativ können diese Funktionen durch den Prozessor und in dem Speicher gespeicherte Programme ausgeübt werden.
Das Mess-Teilsystem (oder Messsystem) 290 kann mit anderen Teilen des Mess- oder Bohrsystems über einen Datenübermittlungsabschnitt/ein Kommunikationssystem 240 funktional gekoppelt sein. Gemäß einigen Ausführungsformen der Erfindung sind die verschiedenen Module oder Einheiten, die das Mess-Teilsystem 290 bilden, ebenfalls modular gestaltet, so dass sie ausgetauscht werden können. Der Begriff "modularer Entwurf", wie er in dieser Beschreibung verwendet wird, bezieht sich auf einen Entwurf, bei dem ähnliche Einheiten dieselben oder ähnliche Abmessungen und gemeinsame Schnittstellen (Kopplungen) aufweisen, so dass diese ähnlichen Einheiten, ohne das gesamte System oder Werkzeug neu gestalten zu müssen, ausgetauscht werden können. Es sei angemerkt, dass ähnliche Abmessungen und gemeinsame Schnittstellen nur für Einheiten/Module (z. B. unter verschiedenen Energiemodulen, die in demselben Werkzeug verwendet werden können) erforderlich sind, die austauschbar in dem Werkzeug zu verwenden sind, und es unnötig ist, dass alle Einheiten (verschiedene Module – Energiemodule, CPU/Speicher, Bewegungssensor usw.) gleiche Abmessungen und gemeinsame Schnittstellen aufweisen. Wenn beispielsweise ein bestimmter Messvorgang eine andere Energieversorgung erfordert, kann die Energiequelle 250 durch eine andere Einheit ausgewechselt werden, ohne andere Teile des Mess-Teilsystems 290 neu konfigurieren zu müssen. Der Datenübermittlungsabschnitt 240 kann für die Integration in einen Kommunikationsbus, der mit anderen Werkzeugen in dem unteren Teil der Bohrgarnitur (Bottom Hole Assembly) einschließlich eines Werkzeugs, das ein Telemetriesystem zum Senden der Messdaten zur Oberfläche umfasst, gemeinsam ist, lochaufwärts gerichtete und/oder lochabwärts gerichtete Verbindungen bereitstellen. Alternativ kann das Werkzeug die Daten während des Betriebs in einem internen Speicher speichern, damit sie später, wenn das Werkzeug an die Oberfläche zurückgeführt ist, übernommen werden können.
2 zeigt, dass das Sensormodul 230 an einem Anbringungsort 220a an einem Glied 220 angebracht ist. In manchen Ausführungsformen kann sich der Anbringungsort 220a an einer Schwerstange oder einem Stabilisator befinden. In manchen Ausführungsformen der Erfindung ist das Glied 220 ein Schwenkglied, das ausgefahren werden kann, um das Sensormodul 230 in einen Kontakt mit der Wand des Bohrlochs zu bringen. Für bestimmte Messungen (z. B. Messungen des spezifischen elektrischen Widerstands) kann das Verkürzen des Abstands des Sensors 230 von Nutzen sein. Im Allgemeinen neigen hochauflösende Formationsmessungen dazu, oberflächlich zu sein. Somit ist es häufig von Nutzen, den Sensorabstand zu minimieren.
Obwohl Schwenkglieder bei Drahtleitungswerkzeugen seit geraumer Zeit bekannt sind, sind sie bei LWD-Werkzeugen relativ selten, da diese viel raueren Bedingungen ausgesetzt sind. Die jüngste technische Entwicklung hat Schwenkglieder bei LWD-Werkzeugen durchführbar gemacht. Ein Beispiel eines LWD-Schwenkglieds lässt sich in dem PowerDrive^TM-Werkzeug von Schlumberger Technology Corporation finden.
3 zeigt ein Schema eines in einem Bohrloch 320 angeordneten PowerDrive^TM-Werkzeugs 300. Das PowerDrive^TM-Werkzeug 300 besitzt drei Schwenkglieder 310, die in einen Kontakt mit der Bohrlochwand ausgefahren werden. Das Ausfahren kann durch einen mechanischen oder einen hydraulischen Mechanismus erfolgen. Die Schwenkglieder 310 können gemäß Ausführungsformen der Erfindung ein Sensormodul (z. B. 230 in 2) enthalten und an einem Anbringungsort (z. B. 220a in 2) am Werkzeugkörper angebracht sein. Einem Fachmann ist klar, dass andere Typen von Schwenkgliedern verwendet werden können, ohne den Umfang der Erfindung zu verlassen. Gemäß Ausführungsformen der Erfindung ermöglicht der modulare Entwurf das Vorsehen verschiedener austauschbarer Glieder mit verschiedenen darin enthaltenen Sensoren. Dies minimiert den Aufwand beim mechanischen Entwurf und verringert den zur Entwicklung zusätzlicher Sensorbausätze erforderlichen Aufwand.
Einige Ausführungsformen der Erfindung können Sensoren für verschiedene Bilderzeugungsanwendungen bereitstellen. Beispielsweise kann ein Sensormodul gemäß einigen Ausführungsformen der Erfindung einen Sensor für Ausbreitung hochfrequenter elektromagnetischer Wellen von Schlumberger Technology Corporation umfassen, der verwendet werden kann, um Leitwert- und Dielektrizitätsmesswerte für irgendein Schlammsystem zu erhalten. Diese Sensormodule können auf den Arbeitsprinzipien vorhandener Drahtleitungswerkzeuge wie etwa eines Werkzeugs für elektromagnetische Ausbreitung (z. B.
EPT^TM, electromagnetic propagation tool, von Schlumberger Technology Corporation) basieren. Die Arbeitsprinzipien eines EPT^TM-ähnlichen Werkzeugs lassen sich in dem US 3 944 910 und US 4 704 581 finden. Diese zwei Patente sind an den Anmelder übertragen und hiermit in ihrer Gesamtheit durch Literaturhinweis eingefügt.
Einige Ausführungsformen der Erfindung können eine Bilderzeugung mit einer sehr hohen Auflösung bereitstellen, die auf Drahtleitungs-Strominjektionswerkzeugen wie etwa dem Formation Microlmager (FMI^TM von Schlumberger Technology Corporation) basieren. Diese Sensoren sind für die Leitwertmessung/-bilderzeugung in Bohrlöchern, die mit auf Wasser basierendem Schlamm (WBM) gebohrt werden, geeignet. Die Arbeitsprinzipien eines FMI^TM-Werkzeugs sind in US 4 567 759 und US 4 468 623 beschrieben. Diese zwei Patente sind an den Anmelder der vorliegenden Erfindung übertragen und hiermit in ihrer Gesamtheit durch Literaturhinweis eingefügt.
Einige Ausführungsformen der Erfindung können Sensoren mit gekreuzten magnetischen Dipolen bereitstellen. Diese Sensoren sind für Messungen kleiner spezifischer elektrischer Widerstände in Bohrlöchern, die mit auf Öl basierendem Schlamm (OBM) gebohrt werden. In einer gleichzeitig anhängigen Anmeldung Ifd. Nr. 10/812.369, eingereicht von Homan u. a. am 29. März 2004, sind Sensoren mit gekreuzten elektromagnetischen Dipolen offenbart. Diese Anmeldung ist an den Anmelder der vorliegenden Erfindung übertragen und hiermit in ihrer Gesamtheit durch Literaturhinweis eingefügt. Ein Kreuzdipolsensor umfasst im Allgemeinen eine Sendeantenne und eine Empfangsantenne, deren magnetische Momente nicht in dieselbe Richtung weisen. Im Allgemeinen können die magnetischen Momente des Kreuzdipolsenders und -empfängers in zueinander senkrechten Richtungen angeordnet sein. Diese Sensoren können für eine Verwendung in dem modularen Entwurf gemäß Ausführungsformen der Erfindung angepasst sein.
Einige Ausführungsformen der Erfindung können Sensoren für Mikroschallausbreitungsmessungen bereitstellen. Zur Beschreibung von Mikroschallausbreitungsmessungen siehe Plona u. a. "Measurement of Stress Direction and Mechanical Damage Around Stressed Boreholes Using Dipole and Microsonic Techniques", SPE/ISRM 47232, Bericht der 1998 SPR/ISRM Rock Mechanics in Petroleum Engineering, Eurock, Teil 1 von 2, Trondheim, Norwegen (8.–10. Juli 1998) S. 123–129.
Einige Ausführungsform der Erfindung können Sensoren für Messungen der natürlichen Gammastrahlung bereitstellen. Gemäß einigen Ausführungsformen der Erfindung können diese Gammastrahlungssensoren azimutale Messwerte liefern. Diese Sensoren messen die natürliche Gammastrahlenemission einer Formation. Messungen der natürlichen Gammastrahlung sind besonders hilfreich, da Schiefergestein und Sandstein im Allgemeinen unterschiedliche Gammastrahlungssignaturen besitzen, die zwischen Bohrlöchern ohne weiteres korreliert werden können. Weitere Ausführungsformen der Erfindung können eine Neutronenquelle umfassen, um eine Gammastrahlen-Bestrahlung bereitzustellen. Ein Gammastrahlungssensor muss nicht in engem Kontakt mit einer Bohrlochwand sein. Daher können Sensormodule, die auf Gammastrahlungsdetektoren basieren, an einer Schwerstange oder einem unbeweglichen Glied eingesetzt sein.
Einige Ausführungsformen der Erfindung können Sensoren für Ultraschall-Impulsecho-Messungen bereitstellen. Dieser Typ von Sensoren muss ebenfalls nicht in Kontakt mit einer Bohrlochwand sein. Daher können sie ebenfalls an einem unbeweglichen Glied oder einer Schwerstange eingesetzt sein. Ultraschall-Impulsecho-Messungen verwenden einen Ultraschall-Transducer in der Sendebetriebsart, der einen Hochfrequenz-Schallimpuls in Richtung der Bohrlochwand sendet, wo der Schallimpuls zum gleichen Transducer, der in der Empfangsbetriebsart arbeitet, zurückreflektiert wird. Die Messung kann aus einer Amplitude des Empfangssignals, der Zeit zwischen dem Aussenden und dem Empfangen und manchmal der vollständigen empfangenen Wellenform bestehen. Werkzeuge, die diese Technik anwenden, können mehrere Transducer, die in verschiedene Richtungen weisen, enthalten oder können den Transducer während der Durchführung von Messungen drehen, wodurch ein vollständiges Bild der Bohrlochwand erhalten wird.
Oben sind Beispiele von Sensormodulen beschrieben worden, die zusammen mit Ausführungsformen der Erfindung verwendet werden können. Einem Fachmann ist klar, dass weitere Typen von Sensoren in einem modularen Entwurf gemäß Ausführungsformen der Erfindung eingesetzt werden können. Daher sind die obigen Beispiele lediglich zur Veranschaulichung und keineswegs zur Begrenzung des Umfangs der Erfindung gedacht.
Gemäß Ausführungsformen der Erfindung umfasst ein Werkzeug ein Teilsystem (z. B. 290 in 2), das verschiedenen Sensormodulen gemeinsam sein kann. Die Sensormodule besitzen vorzugsweise eine gemeinsame Schnittstelle mit der Erfassungselektronik des Werkzeugs (oder anderen Komponenten in dem Teilsystem wie etwa dem Prozessor und dem Speicher). Gemäß Ausführungsformen der Erfindung kann das Basis-Teilsystem des Werkzeugs (z. B. 290 in 2) die Fähigkeit besitzen, über die gemeinsame Schnittstelle den Typ des installierten Bilderzeugungssensors eindeutig zu identifizieren. Das System oder Werkzeug kann dann sich selbst für die Erfassung und Verarbeitung der verwendeten Sensoren automatisch konfigurieren. Dies verkleinert die Gefahr von Konfigurations- und/oder Verarbeitungsfehlern.
Wie oben angemerkt wurde, können mehrere Sensoren in einem Werkzeug enthalten sein. Beispielsweise können in einem auf Wasser basierenden Schlamm ein hochauflösender Strominjektionssensor und ein Sensor für natürliche Gammastrahlung an demselben Werkzeug installiert sein. Dies erlaubt eine gleichzeitige Messung oder Bilderzeugung von zwei oder mehr unterschiedlichen Formationseigenschaften bei vernachlässigbarem Fehler hinsichtlich der relativen axialen Position. Die azimutale Position kann im Allgemeinen mittels Beschleunigungs- und/oder Magnetfeldsensoren sehr genau bestimmt werden.
4 zeigt eine Querschnittsansicht einer Ausführungsform der Erfindung, die zwei verschiedene Typen von Sensoren an zwei Gliedern enthält. Wie gezeigt ist, enthält ein Werkzeug 400 zwei Sensormodule 410 und 420. In diesem Beispiel sind die Sensormodule 410 und 420 verschiedene Typen. Beispielsweise kann das Sensormodul 420 ein Leitwertsensor sein, während das Sensormodul 410 ein Sensor für natürliche Gammastrahlung sein kann. Das Sensormodul 420 ist an einem Schwenkglied 425 befestigt, das ausgefahren werden kann, um das Sensormodul 420 in einen Kontakt mit der Bohrlochwand zu bringen. Im Gegensatz dazu ist das Sensormodul 410 an einem festen Glied 415 befestigt. Einem Fachmann ist klar, dass das Werkzeug gemäß Ausführungsformen der Erfindung auch zwei oder mehr Sensormodule des gleichen Typs enthalten kann, um redundante Messwerte zu liefern oder um die effektiven Abtastgeschwindigkeiten zu steigern. Bei hohen Penetrationsgeschwindigkeiten und bei Sensoren, die sehr hohe Auflösungen besitzen, kann die Steigerung der Abtastgeschwindigkeit erforderlich sein, um einen angemessenen abgetasteten Bereich sicherzustellen.
Vorteile der Erfindung können eines oder mehreres des Folgenden umfassen. Bedingt durch die mannigfaltigen Anforderungen einer typischen Öl- und Gaserkundung kann ein einziges Bilderzeugungssystem nicht allen verschiedenen Fällen genügen. In der Vergangenheit sind für verschiedene Fälle verschiedene Werkzeuge vorgesehen: diese Lösung ist teuer. Ausführungsformen der Erfindung wenden sich diesem Problem zu, indem sie ein einfaches Konfigurieren des Bilderzeugungssystems gemäß den Anforderungen der spezifischen Anwendung ermöglichen. Ausführungsformen der Erfindung verwenden einen modularen Entwurf, um eine effiziente Anlagennutzung und eine Flexibilität sowie eine einfache Aufrüst- oder Erweiterungsmöglichkeit für neue Sensortypen zuzulassen. Außerdem können Ausführungsformen der Erfindung mit einem Drahtleitungs-Messsystem oder einem LWD-, MWD- oder LWT-System verwendet werden.
Obwohl die Erfindung bezüglich einer begrenzten Anzahl von Ausführungsformen beschrieben worden ist, ist einem Fachmann, der diese Offenbarung nutzt, klar, dass weitere Ausführungsformen ersonnen werden können, die vom Umfang der hier offenbarten Erfindung nicht abweichen. Daher soll der Umfang der Erfindung nur durch die beigefügten Ansprüche begrenzt sein.

Claims

Bohrlochwerkzeug (200; 300; 400) für Formationsmessung, gekennzeichnet durch einen Werkzeugkörper (210), der für eine Bewegung in einem Bohrloch (6; 320) konfiguriert ist; und wenigstens ein Sensormodul (230; 410, 420), das an wenigstens einem Anbringungsort (220a) an dem Werkzeugkörper (210) angebracht ist, wobei das wenigstens eine Sensormodul (230; 410, 420) durch andere Sensormodule, die verschiedene Messungen durchführen, austauschbar ist.
Bohrlochwerkzeug nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass in dem Werkzeugkörper (210) ein Messsystem (290) angeordnet ist, das mit dem wenigstens einen Sensormodul (230; 410, 420) funktional gekoppelt ist.
Bohrlochwerkzeug nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass das Messsystem (290) wenigstens eine Energiequelle (270), einen Bewegungssensor (280), einen Prozessor mit Speicher (260) und eine Erfassungselektronik umfasst.
Bohrlochwerkzeug nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass das Messsystem (290) einen Datenübermittlungsabschnitt (240) umfasst.
Bohrlochwerkzeug nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das wenigstens eine Sensormodul (230; 410, 420) einen Leitwertsensor, einen Schallsensor, einen Neutronensensor und/oder einen Gammastrahlungssensor umfasst.
Bohrlochwerkzeug nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass sich der wenigstens eine Anbringungsort (220a) an dem Werkzeugkörper (210) an einer Schwerstange, einem Stabilisator oder einem Glied (220; 310; 415, 425) befindet.
Bohrlochwerkzeug nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass sich der wenigstens eine Anbringungsort (220a) an dem Werkzeugkörper (210) an einem Schwenkglied (220; 425) befindet.
Bohrlochwerkzeug nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass das Messsystem (290) die Fähigkeit besitzt, das wenigstens eine Sensormodul (230; 410, 420) automatisch zu identifizieren.
Bohrlochwerkzeug nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Bohrlochwerkzeug (200; 300; 400) ein Werkzeug für das Protokollieren während des Bohrens (LWD, logging-while-drilling) oder ein Werkzeug für das Messen während des Bohrens (MWD, measurement-while-drilling) ist.
Bohrlochwerkzeug nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das wenigstens eine Sensormodul wenigstens zwei Sensormodule (230; 410, 420) mit verschiedenen Sensortypen umfasst.
Bohrlochwerkzeug nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das wenigstens eine Sensormodul (230; 410, 420) einen Sensor für Ausbreitung hochfrequenter elektromagnetischer Wellen, einen hochauflösenden Strominjektionssensor, einem Sensor mit gekreuzten magnetischen Dipolen, einen Mikroschallausbreitungssensor, einen Sensor für azimutale natürliche Gammastrahlung und/oder einen Ultraschall-Echoimpuls-Sensor umfasst.
Verfahren für den Entwurf eines Bohrlochwerkzeugs (200; 300; 400), gekennzeichnet durch die folgenden Schritte: Vorsehen wenigstens eines Anbringungsorts (220a) an einem Werkzeugkörper (210), der für eine Bewegung in einem Bohrloch (6; 320) gestaltet ist, wobei der wenigstens eine Anbringungsort (220a) so konfiguriert ist, dass er wenigstens einen modularen Sensor (230; 410, 420) aufnimmt.
Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass das wenigstens eine Sensormodul (230; 410, 420) mit einem in dem Werkzeugkörper (210) angeordneten Messsystem (290) funktional gekoppelt ist,
Verfahren nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass das Messsystem (290) eine Energiequelle (270), einen Bewegungssensor (280), einen Prozessor mit Speicher (260) und eine Erfassungselektronik umfasst
Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass das Messsystem (290) einen Datenübermittlungsabschnitt (240) umfasst.
Verfahren nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass das Messsystem (290) die Fähigkeit besitzt, das wenigstens eine Sensormodul (230; 410, 420) automatisch zu identifizieren.
Verfahren nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass das wenigstens eine Sensormodul wenigstens zwei Sensormodule (230; 410, 420) mit verschiedenen Sensortypen umfasst.
Verfahren für Formationsmessung, gekennzeichnet durch die folgenden Schritte: Anordnen eines Werkzeugs (200; 300; 400) in einem eine Formation durchdringenden Bohrloch (6; 320), wobei das Werkzeug (200; 300; 400) umfasst: einen Werkzeugkörper (210); wenigstens ein austauschbares Sensormodul (230; 410, 420), das an wenigstens einem Anbringungsort (220a) an dem Werkzeugkörper (210) angebracht ist; Erlangen von Messwerten mittels des Werkzeugs (200; 300; 400), um eine Formationseigenschaft zu liefern.