DE3423158A1 - Verfahren und einrichtung zur feststellung des einstroemens von stroemungsmittel, insbesondere gas, in bohrloecher - Google Patents
Verfahren und einrichtung zur feststellung des einstroemens von stroemungsmittel, insbesondere gas, in bohrloecherInfo
- Publication number
- DE3423158A1 DE3423158A1 DE19843423158 DE3423158A DE3423158A1 DE 3423158 A1 DE3423158 A1 DE 3423158A1 DE 19843423158 DE19843423158 DE 19843423158 DE 3423158 A DE3423158 A DE 3423158A DE 3423158 A1 DE3423158 A1 DE 3423158A1
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- signal
- drilling mud
- borehole
- signals
- converter
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Withdrawn
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 30
- 239000012628 flowing agent Substances 0.000 title 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 116
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 40
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 9
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 claims description 7
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 6
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 2
- 230000003321 amplification Effects 0.000 claims 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 230000008859 change Effects 0.000 description 8
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 8
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 238000004441 surface measurement Methods 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Description
DORNER & HUFNAGEL
PATENTANWALTS
um rr »ooo mOnchbn»
TKL. O SVZe* «784
München, den 20. Juni 1984 /J Anwaltsaktenz.: 194 - Pat. 96
TELECO OILFIELD SERVICES INC., Med-Way Office Park,
105 Pondview Drive, Meriden, Connecticut 06450, Vereinigte Staaten von Amerika
Verfahren und Einrichtung zur Feststellung des Einströmens
von Strömungsmittel, insbesondere Gas, in Bohrlöcher.
Die Erfindung betrifft die Suche nach Lagerstätten von Kohlenwasserstoff-Brennstoffen
und insbesondere die Erhöhung der Sicherheit beim Niederbringen von Bohrungen zu Öl- oder
Gaslagerstätten. Genauer gesagt betrifft die Erfindung ein Verfahren und eine Einrichtung zur Feststellung des Einströmens
von Gas in ein Bohrloch, wobei die überwachung kontinuierlich während des Bohrens vorgenommen wird, um einen
Schutz gegen ein sogenanntes Blowout oder ein Ausblasen zu schaffen.
Beim Bohren von Erdöl- oder Erdgasbohrlöchern sind die Sicherheit und Wirtschaftlichkeit des Bohrvorganges ausschlaggebende
Gesichtspunkte. Ein wirtschaftlicher Betrieb der Bohreinrichtungen, insbesondere, nachdem tiefere Bohrlöcher
gebohrt werden und die Unternehmungen vor der Küste zunehmen, erfordert, daß die für die Bohrmanschaft interessanten
Daten nahe dem Grunde des Bohrloches gesammelt und aufgenommen und dann an die Oberfläche gemeldet werden,
was kontinuierlich zu geschehen hat, d. h., ohne die beträchtlichen
Verzögerungen, welche auftreten, wenn der Bohrvorgang unterbrochen werden muß und Meßinstrumente in das
Bohrloch abgesenkt werden müssen. In den letzten Jahren sind
beträchtliche Fortschritte bezüglich der Messung während des Bohrens (MWD-Technologie) erzielt worden. Beispiele für Systeme
zur Messung während des Bohrens zur Ermittlung von Bohrloch-Richtungsparametern sind den US-Patentschriften 3 982 431.,
4 013 945 und 4 021 774 zu entnehmen. ·
Die Meßsysteme nach den soeben genannten Patentschriften benützen
die Bohrschlamm-Impulsfernmeßtechnik zur übertragung
der Informationen von einem Bereich in der Nachbarschaft des Bohrlochgrundes zur Bohrplattform an der Oberfläche. Die
Bohrschlamm-Impulsfernmeßtechnik sieht die Übertragung der
Informationen über eine strömende Säule von Bohrflüssigkeit, d. h., Bohrschlamm, vor, wobei die Informationen, welche den
am Bohrlochgrund aufgenommenen Parametern entsprechen, gemäß einem Binärcode in Druckimpulse umgewandelt werden, die sich
in der Bohrflüssigkeit innerhalb des Bohrrohres oder Bohrstranges
ausbreiten und an der Oberfläche aufgenommen werden können. Diese Druckimpulse werden durch periodische Modula- ;
tion der strömenden Bohrschlammsäule an einem Punkt nahe dem ι Bohrlochgrund durch mechanische Mittel erzeugt und die resul- |
ι tierenden periodischen Druckimpulse erscheinen an dem ober- \
flächennahen Ende der Bohrschlammsäule, um dort von einem Druckwandler aufgenommen zu werden, der in geeigneter Weise
im Standrohr angeordnet ist. Der Bohrschlamm wird durch das !
Bohrrohr oder- den Bohrstrang nach abwärts gepumpt und strömt |
dann zurück zur Oberfläche über den Ringraum zwischen Bohr- |
strang und Bohrlochwand, um die Bohrspitze zu kühlen, das I
Bohrklein, welches durch den Betrieb" des Bohrwerkzeugs ent- :
steht, aus dessen Bereich zu entfernen und um der Forma- i
tion Gegendruck zu bieten. ■
Wie bereits erwähnt, ist die Sicherheit beim Bohren ein ganz wesentlicher Gesichtspunkt. Ein Problem in dieser Hin- ■
sieht ist der sogenannte Blowout. Gelegentlich trifft man j
während des Bohrens unvorbereitet auf eine Zone hohen For-
— 2 —
mationsdruckes, der im Deckgestein auftritt. Wenn dieser
Druck den hydrostatischen Druck übersteigt, der von dem Bohrschlamm ausgeübt wird, und wenn die Formation eine ausreichende
Durchlässigkeit aufweist, um eine Strömungsmittelströmung zuzulassen, dann hat das aus der Formation austretende
Strömungsmittel das Bestreben, den Bohrschlamm zu verdrängen. Dieser Vorgang wird als "Schlag" bezeichnet und bewirkt, wenn
er unkontrolliert auftritt, daß ein "Blowout" stattfindet. Demgemäß ist ein Bohrlochzustand, dessen überwachung die Bohrmanschaft interessiert, das Einströmen von Gas, um sich gegen
einen "Blowout" zu sichern.
Zwar wurden verschiedene Methoden bereits vorgeschlagen und in bestimmten Fällen auch verwirklicht, um eine Gaseinströmung
in ein Bohrloch zu messen, doch waren die bisher vorgeschlagenen Verfahren nicht zur Messung während des Bohrens
geeignet und waren oft entweder kompliziert, schwierig in der praktischen apparativen Ausbildung oder aber verhältnismäßig
langsam. Bisher verwendete Methoden zur Bestimmung des Einströmens von Gas waren in vielen Fällen auch nicht
in der Lage, unzweideutige Informationen zu liefern, so daß wiederholte Versuche und/oder die Verwendung einer Mehrzahl
von Meßtechniken erforderlich war. Die Verfahren zur Messung eines Gaseintrittes in ein Bohrloch nach bisher bekannter
Technik sahen die Messung des Druckes im Bohrlochringraum, die Messung des Druckdifferentiales zwischen dem Innenraum
des Bohrgestänges und dem Ringraum sowie die Messung der Geschwindigkeit der Schallausbreitung im Bohrschlamm und die
Messung des spezifischen Widerstandes des Bohrschlammes sowie verschiedene andere Untersuchungen vor, wobei man versuchte,
den Druck der Formation zu bestimmen, durch welche hindurch das Bohrgestänge vordringt oder vorgedrungen ist.
Wie oben bemerkt, haben die früher vorgeschlagenen Methoden zur Bestimmung des Einströmens von Gas und insbesondere
diejenigen, welche auf Druckmessung basieren, sämtlich Nachteile solcher Art, welche die Verwendung für die Messung
— 3 —
während des' Bohrens ausschließen oder in anderer Weise die
Verwendbarkeit stark einschränken.
Durch die Erfindung soll die Aufgabe gelöst werden, ein Verfahren
bzw. eine Einrichtung zur Feststellung des Einströmens von Strömungsmittel, insbesondere von Gas, in Bohrlöcher
so auszubilden, daß zuverlässige überwachungs- bzw. Meßergebnisse während des Bohrbetriebes erzielt werden können. Diese
Aufgabe wird durch -die im anliegenden Anspruch 1 angegebenen Merkmale gelöst.
Gemäß der vorliegenden Erfindung wird eine Einrichtung zur Feststellung eines Strömungsmitteleintrittes oder Gaseintrittes
in ein Bohrloch geschaffen, in welchem sich ein Bohrstrang befindet, der mit der Bohrlochwand einen Ringraum
begrenzt, wobei die Bohrflüssigkeit von der Oberfläche durch das Inntere des Bohrstranges sowie über den Ringraum
zurück zur Oberfläche zirkuliert. Die Einrichtung zur Feststellung des Einströmens von Strömungsmittel enthält Mittel
zur Erzeugung eines kohärenten Signales bestimmter Energie in einem Bereich nahe dem Bohrlochgrund, wobei sich dieses
Signal als Primärsignal in der Bohrflüssigkeit innerhalb
des Bohrstr-anges ausbreitet und sich als ein Sekundärsignal
in der Bohrflüssigkeit im genannten Ringraum fortpflanzt.
Weiter sind Mittel zur Untersuchung zumindest des genannten Sekundärsignales vorgesehen. Das festgestellte Signal wird
zu einem Vergleich herangezogen, um ein Einströmen von Gas in den genannten Ringraum feststellen zu können.
Eine Frequenzmodulation oder Amplitudenmodulation der Bohrschlammströmung im Standrohr oder Bohrstrang durch
eine kohärente Energiequelle an einem Punkt nahe der Bohrerspitze bewirkt, daß in der Bohrschlammströmung im Ringraum
zwischen Bohrgestänge und Bohrlochwand eine Information in Gestalt von Reflexionen der Strömungsmodulation
im Bohrstrang oder im Standrohr vorhanden ist. Eine Oberwachung
des Druckes der Bohrschlammströmung im Ringraum an der Oberfläche führt also zu der Bestimmung der reflektierten
Information aufgrund der Modulation der Flüssigkeitssäule des Bohrschlammes innerhalb des Bohrstranges. Bei einem
Ausführungsbeispiel werden die in dem genannten Ringraum festgestellten Druckschwankungen mit den Druckveränderungen verglichen,
welche innerhalb des Bohrstranges gemessen werden. Eine wesentliche Änderung des Phasen- und/oder Amplitudenverhältnisses
zwischen den Druckschwankungen im Bohrstrang und im Ringraum, insbesondere eine Änderung des Phasen- und/oder
Amplitudenverhältnisses, welche eine wesentliche Abweichung von einer zuvor festgehaltenen Entwicklung, zeigt an, daß
ein Strömungsmitteleintritt in den Ringraum stattfindet, da das Strömungsmittel, beispielsweise das Gas, welches in den
Bohrschlamm einströmt, eine Abschwächung der aufmodulierten
Information und/oder eine Beeinflussung der Ausbreitungsgeschwindigkeit herbeiführt.
Gemäß einer anderen Ausführungsform eines Meßsystems dernier
angegebenen Art werden die Druckänderungen in dem : Bohrschlamm, welcher im genannten Ringraum aufwärts strömt, ;
mit den Verhältnissen in jüngster Vergangenheit bezüglich der Druckänderungen im Ringraum verglichen und nach geeig- ι
neten Kompensationsmaßnahmen bezüglich solcher Änderungen, j
welche auf dem Bohrvorgang beruhen, werden die Vergleichs- ι
ergebnisse zur Bestimmung eines Gaseintrittes ausgewertet. j Wenn das aus dem Ringraum bezogene Signal verloren geht ;
oder entweder hinsichtlich Amplitude oder hinsichtlich Ankunftszeit oder hinsichtlich beider Kriterien stark geändert
wird, so kann ein Alarm gegeben werden, welcher anzeigt, daß in das Bohrloch ein Strömungsmittel, insbesondere
ein Gas, eingebrochen ist. Der Signalgenerator erzeugt Druckimpulse, insbesondere Impulse im Infraschallbereich
oder im Schallfrequenzbereich. Die hier angegebenen Einrichtungen enthalten weiter Mittel an der Oberfläche zur
5 -
Feststellung der Druckimpulse im Ringraum und, gemäß einer
Ausführungsform, auch innerhalb des Bohrgestänges oder Bohrrohres." Ein elektrisches Signal entsprechend der Druckmodulation
im Bohrschlamm wird von einem Fühler oder von Fühlern an der Oberfläche bereitgestellt und so behandelt,
daß Störsignale, beispielsweise Signalveränderungen, welche
außerhalb des Energiespektrums des erwarteten Signales liegen, ausgesondert werden. Vorzugsweise erfolgt danach eine
Umwandlung in Digitalform zur Weiterverarbeitung in einem Rechner.
Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird der Rechner mit Informationen versorgt, welche anderen Parametern der Bohrstelle
entsprechen und welche einen Einfluß auf die Amplitude und/oder die Phase des Signales oder der Signale haben
können, welches bzw. welche an der Oberfläche aufgenommen werden. Diese anderen Bohrparameter können, um nur ein Beispiel
zu nennen, die Temperatur des Bohrschlammes enthalten, welche einen Einfluß auf die Ausbreitungsgeschwindigkeit
des Schalles im Bohrschlamm hat. Bei einem Ausführungsbeispiel bestimmter Art werden die behandelten Drucksignale
aus der Flüssigkeitssäule im Bohrstrang und aus dem Ringraum miteinander verglichen und der Rechner analysiert die ;
Ergebnisse des Vergleiches, um Änderungen festzustellen, welche nicht durch eine Änderung der übrigen regulären Bohrparameter
erklärt werden können.
Bei einer anderen Ausführungsform richtet sich der Rechner
nur nach dem Signal, welches aus Messungen im Bohrschlamm gewonnen wurde, der im Ringraum aufwärts strömt und vergleicht
diese Signale mit ihrer eigenen eingespeicherten jüngsten Vergangenheit, um unerwartete Veränderungen feststellen
zu können.
Bei wieder einer anderen Ausführungsform werden die aufgenommenen Drucksignale entweder vor oder anstelle einer
Umwandlung in Digitalform bezüglich Amplitude und Phasenlage
so eingestellt, daß unter normalen Betriebsbedingungen die Signale, welche den Druckänderungen im Ringraum und in der
Flüssigkeitssäule innerhalb des Bohrstranges entsprechen, einander aufheben. Demgemäß zeigt nur ein Unterschied der behandelten
Signale, welcher größer als ein vorbestimmter Wert ist, einen Gaseinbruch aus der Formation, welche durchbohrt
wird, in den Ringraum hinein an.
Nachfolgend werden Einzelheiten unter Angabe weiterer Vorteile unter Bezugnahme auf die Zeichnung näher erläutert,
in welcher einander entsprechende Teile jeweils mit gleichen Bezugszahlen bezeichnet sind. Es stellen dar:
Fig. 1 eine schematische Ansicht einer Bohrstelle mit einer Einrichtung der hier angegebenen
Art,
Fig. 2 eine schematische Ansicht einer am Bohrlochgrund vorgesehenen Energiequelle,
Fig. 3 eine schematische Ansicht einer anderen
Ausführungsform der am Bohrlochgrund vorgesehenen Energiequelle,
Fig. 4 ein funktionelles Blockdiagramm der an
der Oberfläche befindlichen Bauteile einer Einrichtung zur Feststellung des Einströmens
von Gas nach dem hier beschriebenen Prinzip,
Fig. 5 ein Diagramm des Verlaufes von Drucksignalen, welche mit einer Einrichtung nach Figur
4 aufgenommen werden, nach einer vorbereiteten Behandlung der Signale, j
Fig. 6 ein funktionelles Blockdiagramm der an der '
Oberfläche befindlichen Bauteile einer Ein- | richtung zur Feststellung des Einströmens
von Gas gemäß einem anderen Ausführungsbei- ' spiel und !
.43. 3423153
Fig. 7 ein funktionelles Blockschaltbild der
an der Oberfläche befindlichen Bauteile einer Einrichtung zur Feststellung des
Einströmens von Gas in ein Bohrloch gemäß einer wiederum anderen Ausführungsform.
Figur 1 zeigt eine Bohrstelle, an welcher ein Bohrturm 10 installiert
ist, an dem ein Bohrgestänge oder Bohrstrang aufgehängt ist, der allgemein mit 12 bezeichnet ist und in einem
Bohrmeißel 14 endet. Wie auf diesem Gebiete der Technik allgemein bekannt, kann entweder das ganze Bohrgestänge in Umdrehung
versetzt werden oder aber das Bohrgestänge wird stillstehend gehalten, während nur der Bohrmeißen rotiert. Das
Bohrgestänge 12 ist aus einer Reihe von miteinander verbundenen Rohrabschnitten zusammengesetzt, wobei neue Rohrabschnitte
angefügt werden, wenn die Tiefe des Bohrloches zunimmt. Das Bohrgestänge hängt von dem beweglichen Rollenblock
16 einer Winde 18 herab, welche den oberen, stillstehenden Rollenblock 19 aufweist. Der gesamte Bohrstrang der
Anlage wird über einen im Querschnitt quadratischen Profilgestängeabschnitt
20 in Umdrehung versetzt, der verschieblich durch den Drehtisch 22 geführt ist und von diesem angetrieben
wird. Der Drehtisch 22 befindet sich am Fuße des Bohrturmes. Ein Antriebsaggregat 24 ist sowohl mit der Winde
18 als auch mit dem Drehtisch 22 gekuppelt.
Im unteren Teil kann das Bohrgestänge einen Abschnitt oder mehrere Abschnitte 26 mit gegenüber den übrigen Bohrgestängeabschnitten
größerem Durchmesser enthalten. Wie allgemein bekannt, können diese Bohrgestängeabschntte größeren Durchmessers
Fühler und elektronische Schaltungen aufweisen, um die Signale vorbereitend zu verarbeiten, welche von den
Fühlern bereitgestellt werden. Die Bohrgestängeabschnitte 26 können außerdem Energiequellen enthalten, beispielsweise
durch den Bohrschlamm angetriebene Turbinen., die ihrerseits wieder Generatoren antreiben, um elektrische Energie zur Ver-
fügung zu haben, welche zum Betrieb der Fühler und etwaiger datenverarbeitender Schaltungen notwendig ist. Ein Beispiel
eines Systems, bei welchem eine von dem Bohrschlamm angetriebene Turbine, ein Genei'atox' und Fühlerelemente vorgesehen
sind, welche in einem unteren Bohrgestängeabschnitt untergebracht sind, ist der US-Patentschrift 3 693 428 zu entnehmen.
Das Bohrklein, welches beim Betrieb des Bohrmeißels oder der Bohrkrone 14 entsteht, wii"d von einem Bohrschlammstrom
oder Trübestrom fortgetragen, der durch den freien Ringraum 28 zwischen dem Bohrgestänge und der Wand 30 des Bohrloches
hochsteigt. Die Trübe oder der Bohrschlamm wird über eine Leitung 32 in eine Filtereinrichtung und ein Absetzbecken
abgegeben, welche schematisch in Gestalt eines Tanks 34 in der Zeichnung angegeben sind. Die gefilterte Trübe wird
dann mittels einer Pumpe 36 über eine Einrichtung 38 zum Absorbieren von FörderSchwankungen abgesaugt und über eine
Leitung 40 unter Druck zu einem umlaufenden Injektorkopf gefördert und gelangt von dort in das Innere des Bohrgestänges
12, von wo die Trübe zu der Bohrerspitze bzw. dem Bohrmeißel 14 und zu der von der Trübe angetriebenen Turbine
innerhalb des Bohrgestängeabschnittes 26 gefördert wird.
In einer Einrichtung-zur Messung während des Bohrens gemäß
Figur 3 dient die Bohrschlammsäule innerhalb des Bohrgestänges 12 als Übertragungsmedium zur Fortleitung der Signale
entsprechend der für den Bohrvorgang bestimmenden Parameter am Bohrlochgrund hinauf zur Oberfläche. Diese
Signalübertragung wird in an sich bekannter Weise dadurch bewirkt, daß in dem Bohrschlamm oder der Trübe Impulse erzeugt
werden, so daß Druckimpulse (welche manchmal auch als Primärimpulse bezeichnet werden), wie schematisch bei 11
angedeutet innerhalb der Flüssigkeitssäule im Bohrgestänge
12 angeregt werden, wobei diese Druckimpulse die Parameter darstellen, welche am Bohrlochgrund gemessen wurden.
Die Bohrparameter können mittels einer Fühlereinheit 44
aufgenommen werden, welche sich innerhalb eines Bohrgestänge- j
abschnittes 26 gemäß Figur 1 nahe der Bohrerspitze oder Boh- ; rerkrone befindet. Die Druckimpulse 11, welche in dem Strom !
des Bohrschlammes innerhalb des Bohrgestänges 12 angeregt \
werden, können an der Oberfläche durch einen Druckwandler empfangen werden, welcher resultierende elektrische Signale
abgibt, die dann zu einer Signalempfangs- und -Verarbeitungseinrichtung 48 übertragen werden, die eine Aufzeichnung, Darstellung
und/oder berechnende Auswertung der Signale vornimmt, um Informationen über verschiedene Zustände am Bohrlochgrund
zu gewinnen.
Es sei weiterhin auf Figur 3 Bezug genommen. Der in dem Bohrgestänge 12 abwartsströmende Bohrschlamm oder die Trübe
strömt durch eine steuerbar veränderliche öffnung 50 und wird dann zum Antrieb einer Turbine 52 verwendet. Die Turbine
52 ist mechanisch mit einem Generator 54 gekuppelt und treibt diesen an. Der Generator 54 liefert elektrische
Leistung zum Betrieb der Fühler in der Fühlereinheit 44. Der informationshaltige Ausgang der Fühlereinheit 44, welcher
im allgemeinen die Gestalt eines elektrischen Signals hat, wird zur Betätigung eines Ventilantriebs 58 einge- .
setzt, der wiederum einen Ventilkörper 56 betätigt, der die Größe der steuerbaren öffnung 50 beeinflußt. Der Ventilkörper
56 kann elektrisch oder hydraulisch betätigt werden. Änderungen der- Größe der Öffnung 50 verursachen die Druckimpulse
11 in dem StXOm des Bohrschlamms und diese Druckimpulse
werden an der Oberfläche durch den zuvor erwähnten Wandler 46 aufgenommen, um jeweils eine Anzeige der verschiedenen
Bedingungen und Zustände zu erhalten, welche von den Fühlern der Fühlereinheit 44 überwacht werden. Die
Richtung des Stromes des Bohrschlamms ist in den Figuren 2 und 3 durch Pfeile deutlich gemacht. Die Druckimpulse 11
wandern in der nach abwärts strömenden Flüssigkeitssäule des Bohrschlamms innerhalb des Bohrgestänges 12 nach aufwärts.
- 10 -
Die Fühlereinheit 44 enthält charakteristischerweise Mittel zur Umwandlung der Signale entsprechend den verschiedenen
Parametern, welche überwacht werden, in binäre Form und die auf diese Weise codierte Information dient sodann zur Steuerung
des Ventilkörpers 56. Der Wandler 46 an der Oberfläche stellt die Druckimpulse im Bohrschlammstrom fest, wobei die
Druckimpulse eine binäre Codierung aufweisen. Praktisch stellt sich der binäre Code in einer Serie von informationshaltigen
Bohrschlammimpulsen in zwei unterschiedlichen zeitlichen Längen dar, wobei die Impulsamplitude beispielsweise
im Bereich von 2·10τ bis 25·10* Pa liegt. Die übertragung
der Information zur Oberfläche über den modulierten Bohrschlammstrom wird beispielsweise durch Erzeugung von Vorlaufimpulsen
als Präambel vorbereitet, denen die Serienübertragung der codierten Signale entsprechend den jeweiligen
Bohrlochparametern folgt, welche überwacht werden.
Wie oben bereits gesagt, umspült der Bohrschlamm, nachdem er über die Gestängeabschnitte 26 des Bohrstranges nach abwärts
geströmt ist, die Bohrerspitze oder den Bohrmeißel und kehrt dann über den Ringraum 28 zwischen Bohrstrang und
Bohrlochwand 30 zur Oberfläche zurück. Es hat sich gezeigt, daß die Druckimpulse, welche von den Bewegungen, welche
dem Ventilkörper 56 mitgeteilt wurden, resultieren, auch in dem Bohrgestänge nach abwärts laufen und von dem unteren
Ende des Bohrloches reflektiert werden, wenngleich sie dabei stark abgeschwächt werden, und daß dann reflektierte
Impulse auftreten, die in Figur 3 schematisch bei 55 angedeutet sind und sich im Ringraum 28 fortpflanzen, so daß
sie an der Oberfläche aufgenommen werden können. Die Impulse 55 werden manchmal als Sekundärimpulse oder reflektierte
Impulse bezeichnet. Für diese Impulse nun ist, wie in Figur 1 gezeigt, ein weiterer Druckwandler 60 an der
Oberfläche und mit Bezug auf die Bohrschlammrückströmung, stromauf von der Ausmündung der Leitung 32 angeordnet. Die
Größe der von dem Wandler 6 0 aufgenommenen Druckimpulse
- 11 -
ist Charakteristischerweise mindestens eine Größenordnung
kleiner als die Größe der entsprechenden oder gleichzeitig auftretenden Druckimpulse, welche von dem Wandler 46 aufgenommen
werden. Durch geeignete Filterung können trotzdem diese geringe Amplitude aufweisenden Druckimpulse des Ringraumes
28 festgestellt und untersucht werden.
Wie ebenfalls oben schon angemerkt, kann die am Bohrlochgrund befindliche Quelle zur Erzeugung der Impulse 11 und
der reflektierten Impulse 55 entsprechend dem hier angege-benen
Prinzip von dem Bohrschlämmimpulsventil einer vorhandenen Einrichtung zur Messung während des Bohrens gebildet
sein, wie dies in Figur 3 dargestellt ist. Gemäß einer anderen Ausführungsform kann die am Bohrlochgrund befindliche
kohärente Energiequelle, wie schematisch in Figur 2 angegeben ist, einen Schwingungsgenerator enthalten, welcher
die Bohrschlammströmung in dem Bohrgestänge mit einer Frequenz im Schallfrequenzbereich moduliert. Hierzu ist gemäß
Figur" 2 in einem eine öffnung bestimmenden Einsatz 50'
ein Klappenventil 56' angeordnet, wobei sich der Einsatz
50" innerhalb des Bohrgestänges bezogen auf die Richtung der Bohrschlammströmung etwas stromauf von dem Bohrmeißel
oder der Bohrerspitze 14 befindet, um Primärimpulse 11'
und Sekundärimpulse oder reflektierte Impulse 55' anzuregen.
Es sei nunmehr wiederum Figur 1 betrachtet. Unabhängig von der Art der am Bohrlochgrund befindlichen Energiequelle
wird jedenfalls der Trübestrom oder die Bohrschlammströmung in dem Bohrgestänge moduliert, d.h., es werden die
Primärimpulse erzeugt, und es erfolgt eine Modulation im
Ringraum 28 durch die vom Bohrlochgrund reflektierten Impulse,
welche nach der Reflexion ebenfalls als Druckänderungen in Erscheinung treten. An der Oberfläche werden die
innerhalb des Bohrgestänges auftretenden Druckänderungen in Form der Primärimpulse durch den Wandler 46 aufgenommen,
- 12 -
so daß ein Signal Pg erzeugt wird. In entsprechender Weise
werden die Druckveränderungen aufgrund der reflektierten
Impulse im Ringraum durch den Wandler 60 aufgenommen und die resultierenden Signale PR werden in einer Schaltung verarbeitet,
welche einen Verstärker 62 und ein Filter 64 enthalten kann.
Die den Drucksignalen im Ringraum entsprechenden Signale PR und, bei bestimmten Ausführungsformen des hier vorgeschlagenen
Systems, auch die den Drucksignalen in der Flüssigkeitssäule innerhalb des Bohrgestänges entsprechenden
Signale Pg, werden in der nachfolgend im einzelnen angegebenen
Art und Weise weiterverarbeitet. Diese Signalverarbeitung kann einen Vergleich der Signale in einem Vergleicher
66 vorsehen, gefolgt von einer Verarbeitung in einem j
Rechner 68. Es kann aber auch eine unmittelbare Eingabe ,
des Signales PR und gegebenenfalls auch des Signals Pg in j
den Rechner 68 vorgesehen sein. Um die Genauigkeit der ' Rechnung im Rechner 68 zu erhöhen, wird ein Bohrparameter |
oder werden mehrere Bohrparameter entsprechend einer Mes- j sung an der Oberfläche und/oder wird ein Bohrparameter j
oder werden mehrere Bohrparameter entsprechend Messungen j
am Bohrlochgrund ebenfalls in den Rechner 68 eingespeist. Der Rechner 68 bearbeitet dann ein Programm zur Feststellung
eines Gaseinbruches. Die Oberflächen-Meßwerte, welche in den Rechner 68 eingegeben werden, sind unter anderem
die Zeit, der Abstand zum Bohrlochgrund, der" Druck im Bohrgestänge, die Temperaturen des Bohrschlamms am oberen
Ende des Bohrgestänges und am oberen Ende des genannten Ringraumes, der spezifische Widerstand des Bohrschlamms
am oberen Ende des Bohrgestänges und am oberen Ende des Ringraumes, das Gewicht und/oder die Dichte des Bohrschlamms
im Bohrgestänge bzw. Standrohr und im Ringraum, die Drehzahl des Bohrgestänges, der Arbeitstakt der Pumpe
36, die Strömungsgeschwindigkeit des Bohrschlamms und der Vortrieb der Bohrung. Die am Bohrlochgrund gemessenen
- 13 -
Informationen, welche dem Rechner 68 zugeführt werden, können
unter anderen die Temperatur, der Druck und der spezifische Widerstand sein, die nahe der Bohrerspitze ermittelt
werden. Wenn die Analyse der Informationen, welche in den Rechner 68 eingegeben werden, beim Abarbeiten des Programms
zur Feststellung einer Gaseinströmung eine Abnormität ergeben, löst der Rechner 68 ein Alarmgerät 70 aus.
Aus Figur 4 ist zu ersehen, daß das Analogsignal entsprechend den Druckänderungen, welches von dem am Bohrgestänge installierten
Druckfühler 46 bereitgestellt wird, zu einer Signalaufbereitungsschaltung 80 geführt wird, welche einen Verstärker
82 und ein Filter 84 enthält. Die Signalaufbereitungsschaltung 80 scheidet Störungen außerhalb des Energiespektrums
der zu erwartenden Signale aus, um ein gleichsam gereinigtes Signal Pg zu erzeugen. Das Signal Pg wird in einem Analog-/
Digitalumformer 86 in Digitalform umgewandelt und danach an den Rechner 68' weitergegeben. In entsprechender Weise wird
das Analogsignal aus dem Ringraum 28, welches von dem Wandler 60 bereitgestellt wird, in der Signalaufbereitungsschaltung
88 behandelt, welche den Verstärker 62 und das Filter enthält. Das resultierende Signal PR wird in dem Analog-/
Digitalumformer 90 in digitale Form gebracht und erreicht dann den Rechner 68'.
Beide Digitalsignale werden in den Rechner 68' mit geeigneter
Geschwindigkeit, beispielsweise mit dem Zehnfachen der Nyquist-Geschwindigkeit, eingegeben und die eingegebenen Daten
werden chronologisch in einem Speicher 68" für die weitere
Verarbeitung gespeichert. Wie zuvor erwähnt, werden auch die Bohrparameter, beispielsweise der Pumpentakt, die
Strömungsgeschwindigkeit der Trübe bzw. des Bohrschlamms, die Vortriebsgeschwindigkeit, die Temperatur des Bohrschlamms
usw. in den Rechner eingegeben, um die Bestimmung des Zustandes der Gaseinströmung zu erleichtern, indem Einflüsse
aufgrund des Bohrbetriebes auf die Digitalsignale
- 14 -
ausgeschieden werden. Die Temperatur des Bohrschlammes ist selbstverständlich von Interesse, da die Geschwindigkeit der
Schallausbreitung sich mit der Bohrschlammtemperatur ändert und daher die Phasenbeziehung zwischen den Signalen Pg und PR ί
eine Funktion der Bohrschlammtemperatur und der Bohrlochtiefe ist. Es sei bemerkt, daß zusätzlich zu den Signalaufbereitungsschaltungen
80 und 88 zur Bearbeitung der Analogsignale weitere Filtermittel zur an sich bekannten digitalen Filterung
vorgesehen sein können, um unerwünschte Energieeinflüsse von äußeren Energiequellen zu vermindern und vorhersehbare Effekte,
beispielsweise den Pumpentakt, zu berücksichtigen.
Die vollständig aufbereiteten Signale werden in dem Rechner '
68' nach einem Korrelationsprogramm weiterverarbeitet. Im einzelnen werden die aufbereiteten Signale Pg und PR miteinander
verglichen, wobei der Vergleich in einer Korrelation zwischen den beiden Funktionen V^(t) für Pg und V2(t) für
PR nach folgender Formel besteht:
Hierin bedeutet R]^f 7~ ) die Korrelation zwischen den beiden
Signalen V-^ und V2·
Die beiden Signale Pg und PR besitzen Gleichheit der Frequenz
f(s), nachdem sie durch Betrieb derselben nahe dem Bohrlochgrund befindlichen Energiequelle erzeugt werden. Die Signale
P5 und PR haben außerdem eine charakteristische Amplitude der
- 15 -
Größe A(s) bzw. A(a). Weiter haben die gemessenen Drucksi- ;
gnale aus dem Ringraum aus der Flüssigkeitssäule innerhalb '
des Bohrgestänges eine feste Zeitbeziehung, d. h., eine ge- j genseitige Verzögerung *?" (d), welche durch das Signalüber- !
tragungsmedium, im vorliegenden Falle den Bohrschlamm, bestimmt wird. Durch die Korrelation können die charakteristischen
Eigenschaften der Signale Pg und P^ während des Bohrvorganges
kontinuierlich präzise bestimmt werden. Wenn ein Gas oder ein anderes. Strömungsmittel in das Bohrloch eindringt,
werden die charakteristischen Eigenschaften durch das Vorhandensein des eindringenden Strömungsmittels verändert
bzw. versetzt. Wenn eine charakteristische Eigenschaft oder mehrere charakteristische Eigenschaften der Signale Pg
und Po über eine bestimmte Grenze hinaus gestört werden, so
löst der Rechner 68' das Alarmgerät 70 aus.
Um Obiges noch genauer auszuführen, sei darauf hingewiesen, daß die Schallgeschwindigkeit in einem Strömungsmittel, beispielsweise
dem Bohrschlamm, durch die folgende Gleichung gegeben ist:
C * S
Hierin bedeutet: c die Geschwindigkeit in cm/s,
?die Dichte des Strömungsmittels in g/cnr und
K der Volumenelastizitätsmodul (Reziprokwert der adiabatischen Kompressibilität)
in dyn/cnr .
Die Absorption von Schall in einer Flüssigkeit ist durch die '■
folgende Gleichung gegeben:
f6 VZ
- 16 -
Hierin bedeuten:: ^ den Absorptionskoeffizient in l/cm,
M5 die Viskosität in Poise,
Q die Dichte in g/cm , c die Geschwindigkeit des Schalls in
cm/s und
f die Frequenz in Hz.
f die Frequenz in Hz.
Wie oben angegeben, beeinflußt ein Strömungsmitteleinbruch
aus der Formation in das Bohrloch bzw. in den Bohrschlamm hinein die Geschwindigkeit des Schalles sowie die Abdämpfung
des Schalls in dem Strömungsmittel. Beispielsweise ist das spezifische Gewicht von öl, Gas und Salzwasser geringer als
dasjenige von Bohrschlamm auf Wasserbasis und demgemäß ist die Dichte einer Mischung aus Bohrschlamm und einem der vorgenannten
anderen Strömungsmittel geringer als die Dichte des nicht versetzten oder reinen Bohrschlamms.
Normalerweise sind die die Drücke repräsentierenden Signale Pg und PR, welche von dem im Bohrgestänge befindlichen Druck- ;
wandler 46 bzw. von dem im Ringraum befindlichen Druckwandler 60 bereitgestellt werden, in Amplitude und Phase aufgrund ei- i
nes kleinen Unterschiedes der übertragungsfunktionen verschie- j
den. Diese Unterscheide werden in dem Speicher 68'' gespei- . chert. Wenn ein Strömungsmitteleinbruch aus der Formation in j
den Ringraum stattfindet, so wird die Übertragungsfunktion ,
und somit das Signal PR entsprechend dem Druck im Ringraum
geändert. Die Übertragungsfunktion für die Flüssigkeitssäule \
im Bohrgestänge und damit das Signal Pg, bleibt ungeändert. |
Nimmt man beispielsweise an, daß ein Gaseintritt von der For- : mation in den Ringraum auftritt, so bewirkt die Vermischung '
des eintretenden Gases mit dem Bohrschlamm eine Verminderung der Dichte des Strömungsmittels im Ringraum, so daß die Amplitude
des Signales PR am Ausgang des Druckwandlers 60 abnimmt.
Die Tatsache, daß das Signal Pg am Ausgang des Druckwandlers ;
46 nicht in demselben Maße geändert worden ist wie das Signal PR ist eine Anzeige dafür, daß ein Strömungsmittelein-
- 17 - i
bruch in das Bohrloch hinein aufgetreten ist. Es tritt ausserdem eine Änderung in der Phasenlage zwischen den Signalen
Pg und PR auf, welche darauf beruht, daß die Schallgeschwindigkeit
im Strömungsmittel sich umgekehrt proportional zur Quadratwurzel der Dichte ändert. Eine Änderung des Phasendifferenz
oder der relativen Amplituden über ein vorbestimmtes Maß hinaus führt dazu, daß der Rechner 68' ein Signal
abgibt, welches die Alarmeinrichtung 70 auslöst.
Figur 5 zeigt in einem Diagramm den Verlauf von Signalen, welche im Idealfall am Ausgang der Signalaufbereitungsschaltungen
80 und 88 auftreten, wenn beispielsweise am Bohrlochgrund eine Modulation durch ein Klappventil mit der Frequenz
f(s) vorgenommen wird, welche dem Bohrschlamm aufgeprägt wird. In praktischen Fällen ist der Unterschied der Amplitude
der Signale aus der Flüssigkeitssäule innerhalb des Bohrgestänges und dem genannten Ringraum bedeutend größer als
dies in Figur 5 dargestellt wird. Dieser Unterschied der charakteristischen Amplitude wird vermittels der Verstärker
in den Signalaufbex"eitungsschaltungen 80 und 88 herabgesetzt.
Die Schaltung nach Figur 6 kann als vereinfachte apparative Ausführung des Systems nach Figur 4 angesehen werden.
Bei der Ausführungsform nach Figur 6 werden die Ausgangssignale der Signalaufbereitungsschaltungen 80 und 88 nicht
in Digitalform umgewandelt. Vielmehr wird das Signal P5
der Signalaufbereitungsschaltung 80 in einem invertierenden Verstärker 92 invertiert und dann an eine veränderliche
Verzögerungsschaltung 93 abgegeben, um das Signal Pg so zu
verzögern, daß es gleichzeitig mit dem Signal P-^ an einem
Summationsverstärker 94 eintrifft. Das Signal P^ wird von
der Signalaufbereitungsschaltung 88 aus einer Schaltung 96 mit veränderbarem Verstärkungsgewinn zugeführt. Die Verstärkung
des Signales PR wird in der Schaltung 9 6 so eingestellt,
daß der Ausgang der Schaltung 96, welche den
- 18 -
zweiten Eingang zum Summationsverstärker 94 bedient, das Signal vom Inverter 92 und der veränderlichen Verzögerungsschaltung
93 aufhebt, wenn die richtigen Amplituden- und Verzögerungswerte eingestellt sind. Der Verstärkungsgrad des Signales
PR und die Verzögerung des Signales Pg erfolgen unter
Steuerung durch einen Rechner 98, welcher mit der Verzögerungsschaltung 93 und der Schaltung 96 mit einstellbarem Verstärk
ungsgew inn verbunden ist, wobei der gewählte Verstärkungsgewinn und die·gewählte Verzögerung den charakteristischen
Informationen entsprechen, die aus dem System gewonnen werden. Der Ausgang des Summationsverstärkers 94 wird in einen
Detektor 100 eingegeben, der einen Gleichspannungs-Ausgangssignalpegel
entsprechend dem mittleren Fehlersignal erzeugt, das am Ausgang des Summationsverstärkers 94 auftritt.
Ist entweder der Phasenunterschied oder das Amplitudenver'-hältnis
oder sind beide Werte der Drucksignale in der Flüssigkeitssäule innerhalb des Bohrgestänges und der Drucksignale
innerhalb des genannten Ringraumes Änderungen über ein vorbestimmtes Maß hinaus unterworfen, so werden die Änderungen
von dem Detektor 100 festgestellt und es wird ein Alarm in dem Alarmgerät 70 ausgelöst.
Es sei bemerkt, daß die Ausführungsform nach Figur 4 statt ι
der Durchführung eines Korrelationsprogramms vom Rechner 68 ,
auch mit einer Summation und einer Prüfung eines Minimal- ί grenzwertes arbeiten kann, so daß dann die Ausführungsform
nach Figur 4 das digitale Äquivalent der Ausführungsform :
nach Figur 6 ist.
Figur 7 zeigt eine Ausführungsform, bei welcher nur das dem Druck im Ringraum entsprechende Signal PR für den Vergleich
verwendet wird, wobei dieser Vergleich zwischen den augenblicklichen
charakteristischen Werten des Signals PR und den charakteristischen Werten der jüngsten Vergangenheit
von beispielsweise einer halben Stunde von diesem Signal durchgeführt wird. Das Signal PR wird an eine Signalaufbe-
- 19 - ·
reitungsschaltung 88 abgegeben, deren Ausgangssignal durch den Analog-/Digitalumformer 90 in ein Digitalsignal umgeformt
wird. Das Digitalsignal wird als Eingangssignal in den Rechner 68''' eingegeben, der unter Steuerung eines in dem Speicher
681111 gespeicherten Autokorrelationsprogramm arbeitet.
In der Ausführungsform nach Figur 7 wird das Alarmgerät 70 ausgelöst, wenn die charakteristischen Eigenschaften des
Signals PR sich in einer Art und Weise ändern, welche nicht
durch Änderungen der. Bohrparameter, beispielsweise der Strömungsgeschwindigkeit
des Bohrschlamms oder der Bohrschlammtemperatur, erklärt werden kann. Wenn beispielsweise die
Amplitude des Signals PR sich in solcher Weise vermindert,
daß dies nicht durch die Bedingungen des Bohrbetriebs erklärt werden kann, so beruht dies mit großer Wahrscheinlichkeit
auf einer starken Dämpfung, welche durch den Strömungsmitteleintritt oder Gaseintritt aus der Formation in das
Bohrloch verursacht ist. In entsprechender Weise ist dann, wenn eine unerklärliche Phasenverschiebung des Signals PR
relativ zu dem Signal in der jüngsten Vergangenheit auftritt, die Ursache aller Wahrscheinlichkeit nach der Eintritt
von Strömungsmittel aus" der Formation in das Bohrloch.
Im Zusammenhang mit der Messung während des Bohrens und mit Systemen der vorliegend angegebenen Art bietet die Untersuchung
der Phasenverschiebung eine besondere Möglichkeit der Überwachung eines Gaseinbruches. Eine Phasenverschiebung
zwischen dem Signal Pg und PR tritt auf, wenn Strömungsmittel
in den Ringraum 28 eintritt, da die Übertragungszeit für" das Signal PR sich aufgrund der Dichteänderung des Bohrschlamms
im Ringraum ändert. Diese Phasenverschiebung tritt auf, unabhängig davon, ob das Signal PR konstante oder veränderliche
Frequenz besitzt. Es tritt jedoch auch eine bestimmte Phasenverschiebung auf, wenn das erzeugte Signal
eine Frequenzänderung erfährt. Wenn somit im Signal Pg ein
Wechsel von dem Digitalwert 1 zu dem Digitalwex^t 0 oder vom
- 20 -
Digitalwert O zum Digitalwert 1 stattfindet, so ist eine Phasenverschiebung im Signal Pg entsprechend den Verhältnissen
innerhalb des Bohrgestänges 12 und im Signal Pp entsprechend !
den Verhältnissen im Ring 28 vorhanden. Eine erkennbare Beziehung herrscht zwischen diesen bestimmten Phasenverschiebungen
in Abwesenheit eines Strömungsmitteleinbruchs in den Ringraum 28. Wenn nun ein Strömungsmitteleinbruch erfolgt,
so ändert sich die Beziehung zwischen den genannten Phasenverschiebungen, wodux'ch eben dieser Strömungsmitteleinbruch
angezeigt wird. Diese Phasenbeziehung und die Abweichung hiervon ist also eine zusätzliche Signaleigenschaft, die in Anlagen
der hier angegebenen Art in der oben beschriebenen Weise für den Signalvergleich verwertbar ist. i
- 21 -
Leerseite -
Claims (20)
1. Verfahren zur Feststellung des Einströmens von Strömungsmittel,
insbesondere Gas, in Bohrlöcher, welche mittels eines rohrförmigen Bohrgestänges, dessen Durchmesser geringer als
derjenige des Bohrloches ist, vorgetrieben werden, wobei die Überwachung des Bohrloches während des Bohrvorganges durchgeführt
wird, gekennzeichnet durch folgende Verfahrensschritte:
- Hinabpumpen einer Trübe im Inneren des Bohrrohres in solcher Weise, daß der Bohrschlamm nahe dem unteren
Ende des Bohrrohres austritt und über den im wesentlichen ringförmigen Raum zwischen Bohrrohr und Bohrlochwand
zur Oberfläche zurückströmt,
- Modulieren der Strömung der Trübe im Bohrrohr an einem Punkt nahe dem Bohrlochgrund derart, daß in der Trübe
bzw. dem Bohrschlamm Druckimpulse erzeugt werden,
- Aufnahme der Druckimpulse in der Trübe bzw. dem Bohrschlamm, welche über den Ringraum zur Oberfläche zurückströmt
und
- Auswertung der aufgenommenen Druckimpulse aus dem Ringraum zur Bestimmung eines Strömungsmitteleinströmens
in das Bohrloch.
2. Verfahren nach Anspruch 1, gekennzeichnet durch den weiteren Verfahrensschritt einer Überwachung von Druckimpulsen,
welche innerhalb des Bohrrohrs zur Oberfläche gelangen, wobei die Auswertung der aufgenommenen Druckimpulse aus dem
Ringraum zur Bestimmung eines Strömungsmitteleintrömens in
einem Vergleich mindestens eines Parameters der aufgenommenen Druckimpulse aus dem Ringraum mit dem entsprechenden
Parameter bzw. den entsprechenden Parametern der aufgenommenen Druckimpulse aus dem Inneren des Bohrrohres besteht.
3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß der zu vergleichende Parameter die Impulsamplitude ist.
4. Verfahren nach Anspruch 2 oder 3, dadurch gekennzeichnet, daß der zu vergleichende Parameter bzw. einer der zu vergleichenden
Parameter die Phasenlage der Druckimpulse ist.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet,
daß der Verfahrensschritt einer Modulation der Strömung der Trübe bzw. des Bohrschlamms die Betätigung
von Druckerzeugungsmitteln zur Erzeugung informationshaltiger Primärsignale vorsieht.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet,
daß der Verfahrensschritt der Modulation der Strömung der Trübe bzw. des Bohrschlamms die Durchleitung
der Trübeströmung oder Bohrschlammströmung durch eine Öff*-
nung und die Erzeugung einer gleichförmigen Folge von Druckimpulsen vorsieht.
7. Verfahren nach Anspruch 6,' dadurch gekennzeichnet, daß zur Erzeugung der gleichförmigen Folge von Druckimpulsen
ein in der genannten Öffnung befindliches Klappenventil betätigt wird.
8. Einrichtung zur Feststellung des Einströmens von Strömungsmittel,
insbesondere von Gas, in Bohrlöcher, vornehmlich zur Durchführung des Verfahrens nach einem der Ansprüche
1 bis 7, wobei sich in dem Bohrloch ein Bohrstrang (12) befindet, welcher mit der Wand des Boht^lochs (30) einen
Ringraum (28) begrenzt und wobei eine Trübe bzw. Bohrschlamm von der Oberfläche über das Innere des Bohrstrangs (12) in
den Ringraum (28) zurück zur Oberfläche gepumpt wird, gekennzeichnet durch eine Vorrichtung (50, 56, 58 bzw. 50',
56') zur Erzeugung eines kohärenten Signales an einem Ort nahe dem Bohrlochgrund in solcher Weise, daß sich dieses
Signal als Primärsignal (Pg) in der Flüssigkeitssäule innerhalb
des Bohrstrangs (12) ausbreitet und als Sekundärsignal (PR) sich innerhalb des Bohrschlamms bzw. der Trübe in dem ,
genannten Ringraum (28) ausbreitet, ferner gekennzeichnet durch Mittel (60) zur Aufnahme mindestens des Sekundärsignales
(Pp) sowie durch Einrichtungen (68 bzw. 68', 68"' bzw.
68111, 681111) zur Auswertung des aufgenommenen Signales unter
Durchführung eines Vergleichs zur Bestimmung eines Strömungsmitteleintrittes in den Ringraum (28). j
9. Einrichtung nach Anspruch 8, gekennzeichnet durch eine j
weitere Vorrichtung (46) zur Aufnahme der Primärsignale (Pg) sowie durch einen Vergleicher (68 bzw. 68' bzw. 94)
zur Durchführung des Vergleichs zumindest eines ausgewählten Parameters des Primärsignals (Pg) mit dem entsprechenden
Parameter des Sekundärsignals (P-n) ·
10. Einrichtung nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet,
daß der ausgewählte Parameter die Signalamplitude ist. i
11. Einrichtung nach Anspruch'9 oder 10, dadurch gekennzeichnet,
daß der ausgewählte Parameter bzw. einer der aus- ' gewählten Paramter die jeweilige Phasenlage der Signale
ist. I
12. Einrichtung nach Anspruch 10 oder 11 und/oder Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß die Mittel zur Auf
nahme der Primärsignale (Pg) einen ersten Wandler (46) enthalten und ein erstes Ausgangssignal entsprechend den
Primärsignalen abgeben, daß die Mittel zur Aufnahme der Sekundärsignale (Pr) einen zweiten Wandler (60) zum
Empfang der Sekuhdärsignale enthalten und ein zweites Ausgangssignal entsprechend den Sekundärsignalen abgeben
und daß der Vergleicher einen Rechner (68 bzw. 68' bzw. 98, 93, 94, 100) enthält, welcher die beiden Ausgangssignale
entsprechen einem Programm zur Feststellung des
EinstrÖmens von Strömungsmittel in das Bohrloch analysiert.
13. Einrichtung nach Anspruch 12, gekennzeichnet durch einen ersten Verstärker (82), ein erstes Filter (84) und einen ersten
Analog-/Digitalumsetzer (86), welche zwischen den ersten Wandler (46) und den genannten Rechner (861) eingeschaltet
sind, sowie ferner einen zweiten Verstärker (62), ein zweites Filter (64) und einen zweiten Analog-/Digitalumsetzer (90),
welche zwischen den-zweiten Wandler (60) und den Rechner
(68') eingeschaltet sind.
14. Einrichtung nach Anspruch 10 oder 11 und/oder Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß die Mittel zur Aufnahme des Primärsignals
(Pg) einen ersten Wandler (46) zum Empfang des Primärsignals enthalten und ein diesem entsprechendes erstes
Ausgangssignal abgeben, daß die Mittel zur Aufnahme des Sekundärsignales
(PR) einen zweiten Wandler (60) zum Empfang des Sekundärsignals enthalten und ein zweites Ausgangssignal
entsprechend dem Sekundärsignal erzeugen und daß der Vergleicher eine Vergleicherschaltung (94) und einen Schwellwertdetektor
(100) enthält, welcher an den Ausgang der Vergleicherschaltung angeschlossen ist.
15. Einrichtung nach Anspruch 14, gekennzeichnet durch einen ersten Verstärker (82), ein erstes Filter (84) eine !
Umformerschaltung (82) sowie durch eine steuerbare Verzö- , gerungsschaltung (93), welche zwischen den ersten Wandler i
(46) und die Vergleicherschaltung (94) geschaltet sind, sowie durch eine Verstärkerschaltung (96) mit einstellbarem
Verstärkungsgewinn, welche zwischen den zweiten Wandler (60) und die Vergleicherschaltung (94) geschaltet
ist.
16. Einrichtung nach Anspruch 15, gekennzeichnet durch einen Rechner (98), welcher einerseits mit dem Schwellwertdetektor
(100) und andererseits sowohl mit der steuerbaren
• ο·
Verzögerungsschaltung (93) als auch der Verstärkungsschaltung (96) mit einstellbarem Verstärkungsgewinn gekoppelt
ist.
17. Einrichtung nach einem der Ansprüche 8 bis 16, dadurch gekennzeichnet, daß die Mittel zur Erzeugung eines kohärenten
Signals einen innerhalb des Bohrstranges (12) angeordneten Wellengenerator (50, 56, 58 bzw. 50", 56') enthalten, welcher
die Strömung der Trübe bzw. des Bohrschlamms im Schallfrequenzbereich moduliert.
18. Einrichtung nach einem der Ansprüche 8 bis 17, dadurch
gekennzeichnet, daß die Mittel zur Erzeugung des kohärenten Signales eine Druckerzeugungseinrichtung zur Erzeugung informationsdatenhaltiger
Primärsignale aufweisen.
19. Einrichtung nach einem der Ansprüche 8 bis 18, dadurch
gekennzeichnet, daß die Mittel zur Erzeugung des kohärenten Signales eine innerhalb des Bohrstrangs (12) angeordnete
Einrichtung mit einer öffnung (50) enthalten, durch welche hindurch die Strömung der' Trübe bzw. des Bohrschlamms
geleitet wird und daß innerhalb der Öffnung (50) ein Wellengenerator
(56) angeordnet ist, der innerhalb der Trübe bzw. innerhalb des Bohrschlamms Druckimpulse im Schallfrequenzbereich
anregt.
20. Einrichtung nach Anspruch 19, dadurch gekennzeichnet, daß der Wellengenerator ein die Trübeströmung oder Bohrschlammströmung
steuerndes Klappventil (56') enthält.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US50714683A | 1983-06-23 | 1983-06-23 | |
US50713683A | 1983-06-23 | 1983-06-23 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE3423158A1 true DE3423158A1 (de) | 1985-01-10 |
Family
ID=27055728
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE19843423158 Withdrawn DE3423158A1 (de) | 1983-06-23 | 1984-06-22 | Verfahren und einrichtung zur feststellung des einstroemens von stroemungsmittel, insbesondere gas, in bohrloecher |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
CA (1) | CA1218740A (de) |
DE (1) | DE3423158A1 (de) |
FR (1) | FR2549132B1 (de) |
GB (1) | GB2142679B (de) |
NO (1) | NO162881C (de) |
Families Citing this family (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4636934A (en) * | 1984-05-21 | 1987-01-13 | Otis Engineering Corporation | Well valve control system |
GB2216925A (en) * | 1988-04-05 | 1989-10-18 | Anadrill Int Sa | Method for controlling a drilling operation |
US4941951A (en) * | 1989-02-27 | 1990-07-17 | Anadrill, Inc. | Method for improving a drilling process by characterizing the hydraulics of the drilling system |
US5289354A (en) * | 1990-08-31 | 1994-02-22 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Method for acoustic transmission of drilling data from a well |
FR2666419B1 (fr) * | 1990-08-31 | 1993-02-19 | Elf Aquitaine | Procede de transmission de donnees de forage d'un puits, du fond a la surface. |
US5055837A (en) * | 1990-09-10 | 1991-10-08 | Teleco Oilfield Services Inc. | Analysis and identification of a drilling fluid column based on decoding of measurement-while-drilling signals |
US5222048A (en) * | 1990-11-08 | 1993-06-22 | Eastman Teleco Company | Method for determining borehole fluid influx |
US20020112888A1 (en) | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
US7201226B2 (en) * | 2004-07-22 | 2007-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole measurement system and method |
CN106801602A (zh) * | 2017-04-13 | 2017-06-06 | 西南石油大学 | 利用随钻测量工具的压力波信号实时监测气侵的方法 |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3910110A (en) * | 1973-10-04 | 1975-10-07 | Offshore Co | Motion compensated blowout and loss circulation detection |
US3982431A (en) * | 1975-05-12 | 1976-09-28 | Teleco Inc. | Control system for borehole sensor |
FR2457490A1 (fr) * | 1979-05-23 | 1980-12-19 | Elf Aquitaine | Procede et dispositif de detection in situ d'un fluide de gisement dans un trou de forage |
US4299123A (en) * | 1979-10-15 | 1981-11-10 | Dowdy Felix A | Sonic gas detector for rotary drilling system |
US4440239A (en) * | 1981-09-28 | 1984-04-03 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for controlling the flow of drilling fluid in a wellbore |
FR2530286B1 (fr) * | 1982-07-13 | 1985-09-27 | Elf Aquitaine | Procede et systeme de detection d'un fluide de gisement dans un puits de forage |
-
1984
- 1984-06-18 NO NO842442A patent/NO162881C/no unknown
- 1984-06-22 GB GB08415968A patent/GB2142679B/en not_active Expired
- 1984-06-22 CA CA000457318A patent/CA1218740A/en not_active Expired
- 1984-06-22 DE DE19843423158 patent/DE3423158A1/de not_active Withdrawn
- 1984-06-22 FR FR8409880A patent/FR2549132B1/fr not_active Expired
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO162881C (no) | 1990-02-28 |
CA1218740A (en) | 1987-03-03 |
FR2549132B1 (fr) | 1988-06-24 |
FR2549132A1 (fr) | 1985-01-18 |
GB8415968D0 (en) | 1984-07-25 |
GB2142679B (en) | 1986-07-23 |
GB2142679A (en) | 1985-01-23 |
NO162881B (no) | 1989-11-20 |
NO842442L (no) | 1984-12-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE68903242T2 (de) | Verfahren zur ueberwachung von bohrvorgaengen durch messungen waehrend des bohrens. | |
DE602005004383T2 (de) | Stufenlose absenkung für formationsdruckprüfung | |
DE60315829T2 (de) | Automatisches verfahren und vorrichtung zur bestimmung des zustandes von bohrlochoperationen | |
DE60320101T2 (de) | Verfahren für regressionsanalyse von formationsparametern | |
EP0601030B1 (de) | Vermessungsverfahren für seilkernbohrungen und vorrichtung zur durchführung | |
DE112009002653B4 (de) | Verfahren zum Planen und dynamischen Aktualisieren von Probennahmevorgängen während des Bohrens in einer unterirdischen Formation und Probennahmeverfahren | |
DE60132115T2 (de) | Absenkungsvorrichtung und -verfahren zur in-situ-analyse von formationsfluiden | |
DE69629901T2 (de) | Vorrichtung und verfahren zum isolieren und testen einer formation | |
DE102006059935A1 (de) | Verfahren zum Bestimmen einer Eigenschaft von Formationen, die ein Erdbohrloch umgeben | |
DE69910527T2 (de) | Vorrichtung und Verfahren zur Erfassung von Torsionschwingungen in einer Bohrlochanordnung | |
DE1458631B2 (de) | Vorrichtung zum uebertragen von bohrlochmessungen mittels kontinuierlicher schallwellen | |
DE3511917A1 (de) | Akustische durchmesser-vermessungsvorrichtung | |
DE2720273A1 (de) | Verfahren und vorrichtung zum ermitteln sowie registrieren von messwerten einer tiefbohrung | |
DE60212868T2 (de) | Verfahren und Vorrichtung zur zeitversetzen Analyse von Ursache und Wirkung | |
DE3435812A1 (de) | Geraet zur messung der drehgeschwindigkeit eines rotierenden elements | |
DE2941104A1 (de) | Verfahren und vorrichtung zum untersuchen von erdbohrloechern | |
DE2718396A1 (de) | Verfahren zur in-situ-bestimmung des muttergestein-lagerstaettenpotentials von gesteinsschichten | |
DE3423158A1 (de) | Verfahren und einrichtung zur feststellung des einstroemens von stroemungsmittel, insbesondere gas, in bohrloecher | |
DE2138650A1 (de) | Automatische Messung und Wartung der Spulflussigkeit in einem Bohrloch | |
DE4221221C1 (de) | ||
DE3244447A1 (de) | Verfahren zum feststellen von potentiellen lagerstaetten von kohlenwasserstoffen mit niedrigem wasseranteil in einer geologischen formation | |
DE19745947B4 (de) | Vorrichtung und Verfahren zum Bohren von Erdformationen | |
DE60215963T2 (de) | Verfahren und Vorrichtung zur spektroskopischen Verarbeitung von Daten im Bohrloch | |
DE1943222A1 (de) | Elektronische UEberwachungseinrichtung der Bohrverhaeltnisse bei OEl- und Gasvorkommen | |
DE2025362B2 (de) | BohrlochmeBverfahren und Vorrichtung fur seine Durchführung |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8139 | Disposal/non-payment of the annual fee |