DE60131664T2

DE60131664T2 - Vorrichtung zum formationstesten mit axialen und spiralförmigen öffnungen

Info

Publication number: DE60131664T2
Application number: DE60131664T
Authority: DE
Inventors: Volker Krueger; Matthias Meister; Per-Erik Berger; Jaedong Houston LEE; John M. Cypress MICHAELS
Original assignee: Baker Hughes Inc
Current assignee: Baker Hughes Holdings LLC
Priority date: 2000-08-15
Filing date: 2001-08-15
Publication date: 2008-10-30
Anticipated expiration: 2021-08-16
Also published as: CA2419506A1; CN1458998A; US20020046835A1; DE60131664D1; EP1309772A1; EP1309772B1; NO20030715D0; WO2002014652A1; US6585045B2; CN100347406C; AU2001283388A1; NO326755B1; NO20030715L; CA2419506C

Description

Hintergrund der Erfindung
1. Bereich der Erfindung
Diese Erfindung bezieht sich auf das Prüfen von Untertageformationen oder -reservoirs und insbesondere auf das Bestimmen des Formationsdrucks und der Formationspermeabilität.
2. Beschreibung des Standes der Technik
Um Kohlenwasserstoffe, wie Öl und Gas, aus einer Untertageformation zu gewinnen, werden Bohrlöcher durch Drehen eines Bohrmeißels in die Formation gebohrt, der an dem Ende eines Gestängestrangs befestigt ist. Das Bohrloch erstreckt sich in die Formation und durchquert eines oder mehrere Reservoire, die Kohlenwasserstoffe enthalten, die gewöhnlich als Formationsfluid bezeichnet werden.
Die kommerzielle Erschließung von Kohlenwasserstofffeldern erfordert beträchtliche Kapitalbeträge. Bevor die Felderschließung beginnt, müssen die Betreiber so viele Daten wie möglich haben, um das Reservoir für die kommerzielle Realisierbarkeit zu bewerten. Es werden verschiedene Versuche mit der Formation und dem Fluid ausgeführt, wobei die Versuche in situ erfolgen können. Es können auch Übertageuntersuchungen an Formations- und Fluidproben ausgeführt werden, die aus dem Bohrloch geholt werden.
Zu einer Art von Formationstests gehören das Gewinnen von Fluid aus dem Reservoir, das Sammeln von Proben, das Einschließen des Bohrlochs und das Zulassen des Druckaufbaus auf ein statisches Niveau. Diese Folge kann mehrere Male an mehreren unterschiedlichen Reservoirs innerhalb eines vorgegebenen Bohrlochs wiederholt werden. Diese Art von Tests ist als Druckaufbautest oder Absenktest bekannt. Einer der wesentlichen Aspekte der Daten, die während eines solchen Testes gesammelt werden, ist die Druckaufbauinformation, die zusammengetragen wird, nachdem der Druck abgesenkt wurde, daher der Name Absenktest. Aus diesen Daten können Informationen bezüglich der Permeabilität und der Größe des Reservoirs abgeleitet werden.
Die Permeabilität einer Erdformation, die wertvolle Ressourcen, wie flüssige oder gasförmige Kohlenwasserstoffe enthält, ist ein Parameter von übergeordneter Bedeutung für ihre wirtschaftliche Gewinnung. Diese Ressourcen können durch Bohrlochsondierung zur Messung solcher Parameter, wie der spezifische Widerstand und die Porosität der Formation in der Nähe eines die Formation durchquerenden Bohrlochs lokalisiert werden. Solche Messungen ermöglichen das Erkennen von porösen Zonen und ihrer Sättigung mit Wasser (Prozentsatz des mit Wasser besetzten Porenraums). Ein Wert der Wassersättigung, der wesentlich kleiner als eins ist, wird als Anzeige für das Vorhandensein von Kohlenwasserstoffen angesehen und kann auch dazu benutzt werden, ihre Qualität zu bewerten. Diese Informationen für sich reichen jedoch nicht notwendigerweise für eine Entscheidung darüber, ob die Kohlenwasserstoffe ökonomisch gewinnbar sind. Die die Kohlenwasserstoffe enthaltenden Porenräume können getrennt isoliert oder nur etwas miteinander verbunden sein, so dass die Kohlenwasserstoffe nicht in der Lage sind, durch die Formation zu dem Bohrloch zu strömen. Die Leichtigkeit, mit der Fluide durch die Formation strömen können, nämlich die Permeabilität, sollte vorzugsweise einen bestimmten Schwellenwert überschreiten, um die wirtschaftliche Durchführbarkeit der Umwandlung des Bohrlochs in ein förderndes Bohrloch zu gewährleisten. Dieser Schwellenwert kann abhängig von solchen Eigenschaften wie der Viskosität des Fluids variieren. Beispielsweise wird ein hochviskoses Öl nicht gleich bei Bedingungen niedriger Permeabilität fließen und wenn eine Wassereinspritzung dazu verwendet wird, die Förderung zu begünstigen, kann die Gefahr eines vorzeitigen Wasserdurchbruchs an dem fördernden Bohrloch bestehen.
Die Permeabilität einer Formation ist nicht notwendigerweise isotrop. Insbesondere kann die Permeabilität von Sedimentgestein in einer insgesamt horizontalen Richtung (parallel zu der Bettebene des Gesteins) anders sein als der Wert für einen Durchfluss in einer insgesamt vertikalen Richtung, und gewöhnlich größer als dieser Wert sein. Dies ergibt sich häufig aus abwechselnden horizontalen Schichten, die aus großen und kleinen Formationsteilchen bestehen, beispielsweise unterschiedlich großen Sandkörnern oder Ton. Wenn die Permeabilität stark anisotrop ist, ist die Bestimmung des Vorhandenseins der Anisotropie und ihr Ausmaß für eine wirtschaftliche Förderung von Kohlenwasserstoffen wesentlich.
Ein typisches Gerät zum Messen der Permeabilität hat ein Dichtungselement, das gegen die Wand eines Bohrlochs gedrückt wird, um einen Teil der Wand oder einen Abschnitt des Ringraums vom Rest des Bohrlochringraums abzudichten. Bei einigen Geräten wird der abgedichteten Wand oder dem abgedichteter Ringraum ein einziger Kanal ausgesetzt, und ein Absenktest, wie vorstehend beschrieben ausgeführt. Dann wird das Gerät bewegt, um eine andere Stelle längs des Bohrwegs der Bohrbahn durch die Formation abzudichten und zu prüfen. Bei anderen Geräten sind an einem einzigen Gerät mehrere Kanäle vorhanden. Die mehrfach vorhandenen Kanäle werden gleichzeitig genutzt, um mehrere Stellen an der Bohrlochwand oder innerhalb eines oder mehrere abgedichteter Ringraumabschnitte zu prüfen.
Die Beziehung zwischen dem Formationsdruck und der Reaktion auf die Druckstörung, wie den Absenktest, ist schwierig zu messen. Deshalb besteht ein Nachteil der Geräte, wie sie vorstehend beschrieben sind, in der Unfähigkeit, die Wirkung den durch den Absenktest verursachten Effekt auf den Formationsdruck genau zu messen.
Im Falle des Geräts mit einem einzigen Kanal ist die zur Neuposition des Kanals erforderliche Zeit länger als die Zeit, die für ein Stabilisieren der Formation benötigt wird. Deshalb hat der Test an einer Stelle fast keine Einwirkung auf einen Test an einer anderen Stelle, wenn eine Datenkorrelation zwischen den beiden Punkten geringen Werts vorgenommen wird. Man weiß auch inzwischen, dass der Abstand zwischen den Testpunkten bei einer genauen Messung der Permeabilität kritisch ist. Wenn ein Gerät für eine Neupositionierung des Kanals bewegt wird, ist es schwierig, die Entfernung zwischen Testpunkten mit der Genauigkeit zu bewerkstelligen, die für eine gültige Messung erforderlich ist.
Ein Gerät der gattungsgemäßen Art mit mehreren Kanälen (beispielsweise US 5 934 374 als Stand der Technik oder US 2 747 401 ) ist deshalb besser als ein Gerät mit einem Einzelkanal, weil mehrere Kanäle dazu beitragen, die Zeit zu verringern, die erforderlich ist, um zwischen zwei oder mehr Punkten zu prüfen. Der bleibende Nachteil der vorstehend beschriebenen Geräte mit mehreren Kanälen besteht darin, dass die Entfernung zwischen den Kanälen für eine genaue Messung zu groß ist.
Zusammenfassung der Erfindung
Die vorliegende Erfindung geht die vorstehend beschriebenen Nachteile dadurch an, dass eine Vorrichtung und ein Verfahren bereitgestellt werden, die einen Eingriff mit einem eine fluidtragende Formation durchquerende Bohrloch ermöglicht, um Formationsparameter und darin enthaltene Fluide zu messen.
Es wird eine Vorrichtung zum Bestimmen eines interessierenden Parameters, beispielsweise der Permeabilität einer Untertageformation, bereitgestellt. Die Vorrichtung hat einen Arbeitsstrang zum Befördern eines Geräts in ein Bohrloch und wenigstens ein selektives fahrbares Element, das an dem Arbeitsstrang angebracht ist. Wenn es ausgefahren ist, steht das wenigstens eine ausfahrbare Element in Dichtungseingriff mit der Wand des Bohrlochs und trennt einen Teil des Ringraums zwischen dem Arbeitsstrang und dem Bohrloch ab. Dem Formationsfluid sind in dem abgetrennten Ringraum wenigstens zwei Kanäle in dem Arbeitsstrang aussetzbar. Die Entfernung zwischen den Kanälen ist proportional zum Radius eines Steuerkanals, um eine effektive Reaktionsmessung vorzusehen. In dem Arbeitsstrang ist ein Sensor angebracht, der funktionsmäßig jedem Kanal zugeordnet ist, um wenigstens eine Eigenschaft zu messen, beispielsweise einen Fluiddruck in dem isolierten Abschnitt.
Zusätzlich zu dieser Vorrichtung wird ein Verfahren zum In-situ-Bestimmen eines interessierenden Parameters einer Untertageformation bereitgestellt, bei welchem ein Arbeitsstrang in das Bohrloch gefördert wird. Der Arbeitsstrang und das Bohrloch haben einen Ringraum, der sich zwischen dem Bohrloch und einer Wand des Bohrlochs erstreckt. An dem Arbeitsstrang ist zum Abtrennen eines Teils des Ringraums wenigstens ein selektiv ausfahrbares Element angeordnet. In dem getrennten Ringraum werden wenigstens zwei Kanäle einem Fluid ausgesetzt, wobei die wenigstens zwei Kanäle voneinander durch einen vorgegebenen Abstand getrennt sind, der proportional zur Größe wenigstens eines der Kanäle ist. Zum Bestimmen wenigstens einer Eigenschaft des Fluids in dem isolierten Abschnitt, der für den interessierenden Parameter steht, wird eine Messeinrichtung verwendet.
Die neuen Merkmale dieser Erfindung sowie die Erfindung selbst lassen sich am besten aus den beiliegenden Zeichnungen zusammen mit der folgenden Beschreibung verstehen, in der gleiche Bezugszeichen sich auf gleiche Teile beziehen und in denen:
Kurzbeschreibung der Zeichnungen
1 eine Seitenansicht eines Offshore-Bohrsystems gemäß einer Ausführungsform der Vorliegenden Erfindung ist,
2 eine schematische Darstellung einer Vorrichtung nach der vorliegenden Erfindung ist,
3A ein auf Wissen basierendes Diagramm des Druckverhältnisses über dem Radiusverhältnis für einen Absenktest bei vorgegebenen Parametern ist,
3B die Wirkung einer Störung auf den Formationsdruck, wie der Test von 3A, zeigt,
4A bis 4C drei gesonderte Ausführungsformen des Kanalabschnitts eines Teststrangs nach der vorliegenden Erfindung zeigen, wobei jeder Kanal aus einer Vielzahl von Kanälen an einem entsprechenden, wahlweise ausfahrbaren Kissenelement angebracht ist,
5A bis 5C drei alternative Ausgestaltungen der vorliegenden Erfindung zeigen, bei der mehrere Kanäle axial und wendelförmig beabstandet sind und ein Stück mit einem aufblasbaren Packer zur Ausführung von vertikalen und horizontalen Permeabilitätstests bilden,
6 eine weitere Ausführungsform eines Geräts nach der vorliegenden Erfindung zeigt, bei der das Gerät an einem Drahtseil gefördert wird,
7 eine alternative Drahtseilausführung der vorliegenden Erfindung ist, wobei mehrere Kissenelemente so angeordnet sind, dass die an den Kissenelementen vorgesehenen Kanäle 216 im Wesentlichen koplanar zueinander um dem Umfang des Geräts herum beabstandet sind, um ein Bestimmen einer horizontalen Permeabilität der Formation zu erlauben,
8 eine weitere Drahtseilausgestaltung der vorliegenden Erfindung ist, bei welcher mehrere Kissenelemente im Abstand wendelförmig um den Umfang des Geräts herum angeordnet sind, um die Bestimmung der Zusammensetzung aus horizontaler Permeabilität und vertikaler Permeabilität der Formation zu ermöglichen,
9 eine weitere Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung ist, bei welcher die Testkanäle 216 ein Stück mit einem Packer in axialer Ausrichtung bilden,
10 eine weitere Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung ist, bei der mehrere Kanäle im Wesentlichen koplanar zueinander im Abstand um den Umfang des Geräts herum angeordnet sind, um eine Bestimmung der horizontalen Permeabilität der Formation zu ermöglichen, und
11 eine alternative Drahtseilausgestaltung der vorliegenden Erfindung ist, bei welcher mehrere Kanäle im Abstand wendelförmig um den Umfang des Geräts angeordnet sind, um die Bestimmung der Zusammensetzung aus horizontaler Permeabilität und vertikaler Permeabilität der Formation zu ermöglichen.
Beschreibung von bevorzugten Ausführungsformen
1 ist ein typischer Bohrturm 102 mit einem Bohrloch 104, das in eine Untertageformationen 118 gebohrt wird, wie es dem Fachmann bekannt ist. Der Bohrturm 102 hat einen Arbeitsstrang 106, der bei der gezeigten Ausführung ein Gestängestrang ist. Der Gestängestrang 106 hat eine Bohrlochsohlenanordnung (BHA – Bottom Hole Assembly) 107, an der ein Bohrmeißel 108 zum Bohren des Bohrlochs 104 befestigt ist. Die vorliegende Erfindung ist auch bei anderen Bohrsträngen, wie einem zusammengesetzten Rohr sowie einem gewickelten Rohr oder einem Bohrstrang mit kleinem Durchmesser einsetzbar, beispielsweise einem Druckeinbaurohr. Der Bohrturm 102 ist in einer Anordnung auf einem Bohrschiff 122 gezeigt, wobei sich ein Druckrohr 124 vom Bohrschiff 122 zum Meeresboden 120 erstreckt. Die vorliegende Erfindung ist auch für den Einsatz von auf Land stehenden Bohrtürmen anpassbar.
Wenn es passend ist, kann der Gestängestrang 106 einen im Bohrloch befindlichen Bohrmotor 110 zum Drehen des Bohrmeißels 108 aufweisen. In den Gestängestrang 106 ist über dem Bohrmeißel 108 eine Typentesteinheit eingeschlossen, die wenigstens einen Sensor 114 zum Erfassen von Kennwerten, des Bohrlochs, des Meißels und des Reservoirs aufweisen kann. Typische Sensoren erfassen Kennwerte, wie die Temperatur, den Druck, die Meißeldrehzahl, die Tiefe, die Schwerkraft, die Ausrichtung, den Azimut, die Fluiddichte, die elektrischen Eigenschaften usw. Die BHA 107 enthält auch die Formationstestvorrichtung 116 der vorliegenden Erfindung, die nachstehend näher beschrieben wird. An einer geeigneten Stelle an dem Gestängestrang 106, beispielsweise über der Testvorrichtung 116, ist ein Telemetriesystem 112 angeordnet. Das Telemetriesystem 112 wird für die Befehls- und Datenkommunikation zwischen Übertage und der Testvorrichtung 116 verwendet.
2 ist eine schematische Darstellung nach der vorliegenden Erfindung. Das System hat Übertagekomponenten und Bohrlochkomponenten zur Ausführung der Formationsüberprüfung während der Bohrvorgänge (FTWD – Formation Testing While Drilling). Es ist ein Bohrloch 104 gezeigt, das in eine Formation 118 gebohrt ist, die ein Formationsfluid 216 enthält. In dem Bohrloch 104 ist ein Gestängestrang 106 angeordnet. Die Bohrlochkomponenten werden an dem Gestängestrang 106 gefördert, und die Übertagekomponenten befinden sich Übertage an geeigneten Stellen. Eine typische Übertagesteuerung 102 hat ein Kommunikationssystem 204, einen Prozessor 206 und eine Eingabe-/Ausgabeeinrichtung 208. Die Eingabe-/Ausgabeeinrichtung 208 kann irgendeine bekannte Nutzerschnittstelleneinrichtung sein, beispielsweise ein Personalcomputer, ein Computerterminal, ein Berührungsschirm, eine Tastatur oder ein Stift. Für eine Realzeitüberwachung durch den Benutzer kann dazu eine Anzeige, beispielsweise ein Monitor, gehören. Wenn Berichte auf Papier erwünscht sind, kann ein Drucker verwendet werden, und mit Speichermedien, wie CD, Band, Diskette, können aus dem Bohrloch entnommene Daten zur Lieferung an einen Kunden oder für zukünftige Analysen gespeichert werden. Zu dem Kommunikationssystem 204 gehört auch ein Sender zum Senden von Befehlen zu den im Bohrloch befindlichen Komponenten. Die Telemetrie ist gewöhnlich die bekannte Spülflüssigkeitspulstelemetrie. Es kann jedoch jedes für eine spezielle Verwendung geeignetes Telemetriesystem verwendet werden, beispielsweise wird bei einer Verwendung eines Drahtseils die Kabeltelemetrie eingesetzt.
An dem Gestängestrang 106 sind eine bohrlochseitige Zweiwege-Kommunikationseinheit 212 und eine Leistungseinspeisung 213 angeordnet, die bekannt sind. Die Zweiwege-Kommunikationseinheit 212 hat einen Sender und einen Empfänger für eine Zweiwegkommunikation mit der Übertagesteuerung 202. Die Leistungseinspeisung 213, gewöhnlich ein Spülflüssigkeits-Turboaggregat, liefert elektrische Leistung für die Funktion der bohrlochseitigen Komponenten. Die Leistungsversorgung kann auch eine oder irgendeine andere geeignete Einrichtung sein.
Es ist eine Steuerung 214 gezeigt, die an dem Gestängestrang 106 unter der Zweiwege-Kommunikationseinheit 212 und der Leistungsversorgung 213 angeordnet ist. Bei Verwendung einer Spülflüssigkeitspulstelemetrie oder immer dann, wenn eine Verarbeitung von Befehlen und Daten im Bohrloch erwünscht ist, wird ein im Bohrloch befindlicher Prozessor (nicht gesondert gezeigt) bevorzugt. Der Prozessor ist gewöhnlich ein integrales Teil der Steuerung 214, kann jedoch auch an anderen geeigneten Stellen angeordnet werden. Die Steuerung 214 verwendet vorprogrammierte Verfahren, Übertage gegebene Befehle oder eine Kombination zur Steuerung der im Bohrloch befindlichen Komponenten. Die Steuerung steuert das ausfahrbare Verankern, das Stabilisieren und Abdichten der Elemente, wie wahlweise ausfahrbare Greifer 210 und Kissenelemente 220A bis C.
Die Greifer 210 sind an dem Gestängestrang insgesamt den Kissenelementen 220A bis C gegenüberliegend angeordnet gezeigt. Die Greifer können auch in anderen Ausrichtungen bezüglich der Kissenelemente angeordnet sein. Jeder Greifer 210 hat eine aufgeraute Stirnfläche 211 für den Eingriff mit der Bohrlochwand zur Verankerung des Bohrstrangs des Gestängestrangs 106. Das Verankern des Gestängestrangs dient dazu, weiche Komponenten, wie ein elastomeres oder ein anderes geeignetes Dichtungsmaterial, das an der Stirnseite der Kissenelemente 220A bis C angeordnet ist, vor Beschädigungen während der Bewegung des Gestängestrangs zu schützen. Die Greifer 210 sind insbesondere bei Offshore-Systemen, was beispielsweise in 1 gezeigt ist, erwünscht, da eine durch Seegang verursachte Bewegung ein vorzeitiges Verschleißen der Dichtungskomponenten verursachen kann.
Den Greifern 210 insgesamt gegenüberliegend sind an dem Gestängestrang 106 wenigstens zwei und vorzugsweise wenigstens drei Kissenelemente 220A bis C für den Eingriff mit der Bohrlochwand angeordnet. Ein Kissenkolben 222A bis C wird dazu verwendet, jedes Kissen 220A bis C zur Bohrlochwand auszufahren und jedes Kissen 220A bis C dichtet einen Teil des Ringraums 228 vom Rest des Ringraums ab. Nicht gezeigte Leitungen können dazu verwendet werden, ein Druckfluid zum hydraulischen Ausfahren der Kolben 222A bis C zu führen oder die Kolben 222A bis C können unter Verwendung eines Motors ausgefahren werden. Ein an jedem Kissen 220A bis C angebrachter Kanal 224A bis C hat im Wesentlichen einen kreisförmigen Querschnitt mit einem Kanalradius R_P. Wenn der Druck an einem entsprechenden Kanal 224A bis C unter den Druck der umgebenden Formation 118 abfällt, möchte Fluid in einen abgedichteten Ringraum eintreten. Mit einem oder mehreren der Kanäle 224A bis C ist eine in dem Gestängestrang 106 angeordnete Abziehpumpe 238 verbunden. Die Pumpe 238 muss in der Lage sein, einen Abziehdruck in jedem Kanal, der mit der Pumpe verbunden ist, unabhängig zu steuern.
Die Pumpe 238 kann eine Einzelpumpe sein, die in der Lage ist, den Abziehdruck an einem ausgewählten Kanal zu steuern. Die Pumpe 238 kann alternativ von einer Vielzahl von Pumpen gebildet werden, wobei jede Pumpe den Druck an einem ausgewählten entsprechenden Kanal steuert. Die bevorzugte Pumpe ist eine typische Zwangsverdrängungspumpe, beispielsweise eine Kolbenpumpe. Die Pumpe 238 hat eine Leistungsquelle, beispielsweise eine Spülflüssigkeitsturbine oder einen Elektromotor für ihren Betrieb. In dem Gestängestrang ist eine Steuerung 214 angebracht und mit der Pumpe 238 verbunden. Die Steuerung steuert die Funktionen der Pumpe 238 einschließlich der Auswahl eines Kanals für das Abziehen und das Steuern der Absenkparameter.
Für die Testvorgänge aktiviert die Steuerung 214 die Pumpe 238, um den Druck in wenigstens einem der Kanäle 224A bis C zu reduzieren, der für die Zwecke dieser Anmeldung als Steuerkanal 224A bezeichnet wird. Der verringerte Druck führt zu einer Druckstörung in der Formation, was nachstehend näher beschrieben wird. Mit dem Steuerkanal 224A steht ein Drucksensor 226A in Fluidverbindung und misst den Druck an dem Steuerkanal 224A. Die Drucksensoren 226B und 226C, die in Fluidverbindung mit den anderen Kanälen 224B und 224C (im Folgenden Erfassungskanäle) stehen, werden dazu verwendet, den Druck an jedem der Erfassungskanäle 224B und 224C zu messen. Die Erfassungskanäle 224B und 224C sind axial, vertikal oder wendelförmig von dem Steuerkanal 224A beabstandet und die Druckmessungen an den Erfassungskanälen 224B und 224C sind eine Anzeige für die Permeabilität der untersuchten Formation, wenn sie mit dem Druck des Steuerkanals 224A verglichen werden. Für eine zuverlässige und genaue Bestimmung der Formationspermeabilität müssen die Kanäle 224A bis C bezogen auf die Größe jedes Kanals beabstandet sein. Diese Größe-Abstand-Beziehung wird unter Bezug auf 3A und 3B erörtert.
3A zeigt ein auf Wissen basierendes Diagramm für ein Druckverhältnis über einem Radiusverhältnis für einen Absenktest bei vorgegebenen Parametern. Die Parameter, die das Diagramm und ihre zugehörigen Einheiten beeinflussen, sind die Formationspermeabilität (k) gemessen in Millidarcy (md), der Testvolumenstrom q gemessen in Kubikzentimeter pro Se kunde (cm³/s) und die Abziehzeit (t_d) gemessen in Sekunden (s). Für das Diagramm von 3A sind die Werte k = 1 md, q = 2 cm³/s und t_d = 600 s gewählt. In dem Diagramm ist P_D ein dimensionsloses Verhältnis von Drucken, die einem typischen Abziehtest zugeordnet sind. Gleichung 1 kann dieses Verhältnis wie folgt ausdrücken: PD = (Pf – P)/(Pf – Pmin) Gleichung 1
In Gleichung 1 sind P_f der Formationsdruck, P_min ein minimaler Druck an dem Kanal während des Abziehtests und P ein Druck in dem Kanal zu irgendeiner vorgegebenen Zeit. R_D ist ein dimensionsloses Verhältnis von Radien, die einem Bohrloch und einer Testvorrichtung zugeordnet sind, beispielsweise der Vorrichtung von 2. Gleichung 2 beschreibt R_D: RD = (R – Rw)/Rp Gleichung 2
In Gleichung 2 sind R der Radius von der Mitte des Bohrlochs zu irgendeinem vorgegebenen Punkt in der Formation, R_w der Bohrlochradius und R_p der effektive Radius des Gerätesondenkanals. Für den Abstand eignet sich irgendeine Abstandsabmessung, im vorliegenden Fall werden cm verwendet.
In dem Diagramm von 3A lasst sich eine wichtige Beobachtung treffen. Das Diagramm zeigt P_D zu Beobachtungsintervallen von t = 0,1 s bis t = 344 s. P_D wird stark invariant, nachdem R_D 6,5 für t = 0,1 s überschreitet und auch, wenn R_D etwa 12 für t ≥ 5,0 s überschreitet. Dies bedeutet, dass Änderungen im Formationsdruck basierend auf einer Störung, wie dem Abziehtest an einer Kanalstelle in der Formation jenseits von etwa 12× den Radius des Kanals (R_p), der die Störung verursacht, nahezu nicht vorhanden sind.
3B zeigt die Wirkung einer Störung, beispielsweise des Tests von 3A, auf den Formationsdruck. 3B zeigt den Steuerkanal 224A zu einem gegebenen Zeitpunkt, zu welchem der Kanal verringert worden ist, wodurch der Formationsdruck P_f gestört wird. Jede halbkreisförmige Druckgradientenlinie ist ein Querschnitt des tatsächlichen Effekts, der ein halbkugelförmiges Ausbreiten der Störung ist, die von dem Steuerkanal 224A ausgeht. Jede Linie stellt das Verhältnis des Drucks bezogen auf den Anfangsformationsdruck P_f für die Druckstörung in einem Abstand R_f von dem Steuerkanal 224A dar. Der Abstand jeder Linie ist ein Vielfaches des Kanalradius R_p in die Formation. Bei R_f = 5 × R_p beträgt das Druckverhältnis P_D = 0,85. Was bedeutet, dass der Formationsdruck 0,85 × Anfangsdruck P_f in einer Entfernung R_f = 5 × R_d weg von der Mitte des Steuerkanals 224A ist. Bei 12 × R_p bleibt der Formationsdruck tatsächlich von der Anfangsstörung P_p an dem Steuerkanal 224A unbeeinflusst.
Wie vorstehend angegeben ist das Störungsmuster im Wesentlichen kugelförmig und geht von der Mitte des Steuerkanals 224A aus, so dass die Entfernungen 5 × R_p und 12 × R_p auch Stellen bezüglich des Steuerkanals 224A längs eines Gestängestrangs 106 und um den Umfang des Gestängestrangs 106 herum definieren, der den Steuerkanal 224A aufnimmt. Deshalb ist, gemäß 2, der Abstand D zwischen dem Steuerkanal 216A und jedem der Erfassungskanäle 224B und 224C basierend auf der Größe des Kanals und des Bohrlochs so auszuwählen, dass P_D maximiert wird. Der bevorzugte Abstand zwischen den Kanälen liegt für die vorliegende Erfindung in einem Bereich dem 1- bis 12-Fachen des Radius des Steuerkanals 224A.
Die Permeabilität einer Formation hat vertikale und horizontale Komponenten. Die vertikale Permeabilität ist die Permeabilität in einer Formation in einer Richtung im Wesentlichen senkrecht zur Erdoberfläche, während die horizontale Permeabilität einer Formation in einer Richtung im Wesentlichen parallel zur Oberfläche und senkrecht zur vertikalen Permeabilitätsrichtung ist. Die in 2 gezeigte Ausführung ist eine Weise, die vertikale Permeabilität zu messen. Die folgenden Ausführungen sind unterschiedliche Ausgestaltungen nach der vorliegenden Erfindung zum Messen der vertikalen, der horizontalen und der kombinierten vertikal und horizontalen Permeabilität.
4A bis 4C zeigten drei gesonderte Ausführungsformen des Kanalabschnitts eines Teststrangs nach der vorliegenden Erfindung. 4A zeigt selektiv ausfahrbare Kissenelemente 220A bis C, die in der in 2 gezeigten Ausgestaltung angebracht sind. Den Kissenelementen insgesamt gegenüberliegend sind Greifer 210 angebracht, um den Gestängestrang zu verankern und um eine Gegend für die ausgefahrenen Kissenelemente 220A bis C bereitzustellen. Die geradlinige Entfernung D zwischen dem Steuerkanal 224A und jeder Erfassungsöffnung 224B oder 224C muss der vorstehend beschriebenen Abstandsberechnung entsprechen.
4B zeigt eine Vielzahl von selektiv ausfahrbaren Kissenelementen, die um den Umfang des Gestängestrangs 106 angeordnet sind. Der Umfangsabstand D zwischen jedem Erfassungskanal 224B und 224C und dem Steuerkanal 224A wird basierend auf den oben definierten Kriterien ausgewählt. Bei dieser Ausgestaltung kann die horizontale Permeabilität in einem vertikal ausgerichteten Bohrloch gemessen werden.
4C ist ein Satz von selektiv ausfahrbaren Kissenelementen 220A bis C, die wendelförmig um den Umfang eines Gestängestrangs 106 herum angeordnet sind. Bei dieser Ausgestaltung kann eine Bestimmung der aus horizontaler und vertikaler Permeabilität zusammengesetzten Permeabilität einer Formation erfolgen. Der Wendelabstand D zwischen dem Steuerkanal 224A und jedem Erfassungskanal 224B oder 224C muss, wie oben erörtert, ausgewählt werden.
Eine andere bekannte Komponente, die Formationstestgeräten zugeordnet ist, ist ein Packer. Ein Packer ist gewöhnlich ein aufblähbares Bauelement, das an einem Gestängestrang angeordnet ist, und dazu verwendet wird, ein Bohrloch abzudichten (oder abzuschließen). Der Packer wird gewöhnlich dadurch aufgebläht, dass Bohrspülflüssigkeit aus dem Gestängestrang in den Packer gepumpt wird. 5A bis 5C zeigen drei alternative Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung, bei der mehrere Kanäle axial und wendelförmig beabstandet sind und ein Stück mit einem aufblähbaren Packer zur Ausführung von Tests für die vertikale und horizontale Permeabilität bilden.
5A zeigt einen selektiv expandierbaren Packer 502, der an einem Gestängestrang 106 angeordnet ist. Mit dem Packer 502 ein Stück bildend sind axial beabstandete Kanäle 224A bis 224C vorgesehen. Wenn der Packer aufgebläht ist, dichtet er an der Wand des Bohrlochs ab. Die axial beabstandeten Kanäle werden somit gegen die Wand gedrückt. Der geradlinige Abstand D zwischen dem Steuerkanal 224A und jedem Kanal 224B oder 224C wird in Übereinstimmung mit den oben erörterten Anforderungen ausgewählt.
5B zeigt einen selektiv expandierbaren Packer 502, der an einem Gestängestrang 206 angeordnet ist. Die Kanäle 224A bis C sind um den Umfang des Packers 502 herum angeordnet. Bei dieser Ausgestaltung sollte eine Ebene, die die Mitte der Kanäle 224A bis C schneidet, im Wesentlichen senkrecht zu der Gestängestrangachse 504 sein. Der Umfangsabstand D zwischen dem Steuerkanal 224A und jedem Erfassungskanal 224B oder 224C wird basierend auf den oben definierten Kriterien ausgewählt. Bei dieser Ausgestaltung kann eine horizontale Permeabilität in einem vertikal ausgerichteten Bohrloch gemessen werden.
5C zeigt einen selektiv expandierbaren Packer 502, der an einem Gestängestrang 106 angeordnet ist. Die Kanäle 224A bis C bilden ein Stück mit dem expandierbaren Packer 502 und sind wendelförmig um seinen Umfang herum angeordnet. Bei dieser Ausgestaltung kann eine Bestimmung der zusammengesetzten horizontalen und vertikalen Permeabilität einer Formation erfolgen. Für eine wendelförmige Ausgestaltung sind die Kanäle 224A bis C horizontal und axial voneinander am Umfang des Packers 502 verschoben. Der Wendelabstand D zwischen dem Steuerkanal 224A und jedem Erfassungskanal 224B oder 224C ist wie vorstehend beschrieben, bestimmt.
6 zeigt eine weitere Ausgestaltung eines Geräts nach der vorliegenden Erfindung, das an einem Drahtseil gefördert wird. Es ist ein Bohrloch 602 gezeigt, das eine Formation 604 durchquert, die ein Formationsfluid 606 enthält. Das Bohrloch 602 hat ein Futterrohr 608, das an einer Bohrlochwand 600 von Übertage 612 bis zu einer Stelle 614 über der Bohrlochsohle 616 angeordnet ist. In dem Bohrloch 602 ist angrenzend an die Fluid führende Formation 602 ein Drahtseilgerät 618 angeordnet, das von einem bewehrten Kabel gehalten wird. Von dem Gerät 618 aus erstrecken sich Greifen 622 und Kissenelemente 624A bis C. Die Greifer und Kissenelemente entsprechen den in 2 gezeigten Ausführungsformen. Jedes Kissenelement 624 hat Kanäle 628A bis C, die vertikal im Abstand entsprechend dem Abstandsforderungen angeordnet sind, die unter Bezug auf 3A und 3B beschrieben wurden. Eine Übertage-Steuereinheit 626 steuert das Bohrlochgerät 618 über das bewehrte Kabel 620, das auch ein Leiter zum Leiten von Strom zu dem Gerät 618 und von Signalen zu dem Gerät 618 und von ihm aus ist. Zum Führen des bewehrten Kabels 620 in das Bohrloch 602 wird eine Kabeltrommel 627 verwendet.
Das Bohrlochgerät 618 hat eine Pumpe, eine Vielzahl von Sensoren, eine Steuereinheit und ein Zweiwegekommunikationssystem, wie es vorstehend für die Ausführungsform von 2 beschrieben wurde. Deshalb sind diese Komponenten nicht gesondert gezeigt.
7 ist eine alternative Drahtseilausführungsform der vorliegenden Erfindung. Bei dieser Ausführungsform sind mit der Ausnahme der Greifer 622 (6) alle Komponenten einer Drahtseilvorrichtung, wie sie vorstehend unter Bezug auf 6 beschrieben wurden, in der Ausgestaltung von 7 vorhanden. Der Unterschied zwischen der Ausführungsform von 7 und der von 6 besteht darin, dass die Vielzahl der Kissenelemente in 7 so angeordnet ist, dass die Kanäle 228A bis C, die an den Kissenelementen 624A bis C vorgesehen sind, im Wesentlichen koplanar zueinander um den Umfang des Geräts 618 herum im Abstand angeordnet sind, um die Bestimmung der horizontalen Permeabilität der Formation 604 zu ermöglichen.
8 ist eine weitere Drahtseilausführung der vorliegenden Erfindung. Bei dieser Ausgestaltung sind alle Komponenten der Drahtseilvorrichtung, wie sie vorstehend unter Bezug auf 6 beschrieben wurden, vorhanden. Der Unterschied zwischen der Ausführungsform von 8 und der von 6 besteht darin, dass die Vielzahl der Kissenelemente 624A bis C in 8 mit Abstand wendelförmig um den Umfang des Geräts 618 angeordnet sind, um die aus der horizontalen und vertikalen Permeabilität zusammengesetzte Permeabilität der Formation 604 zu bestimmen.
In 9 ist eine weitere alternative Drahtseilausführung der vorliegenden Erfindung, bei der die Testkanäle 628A bis C in einen Packer 502 in einer axialen Ausrichtung, wie vorstehend unter Bezug auf 5A beschrieben, integriert sind. Bei dieser Ausgestaltung entspricht die Drahtseilvorrichtung der in 6 beschriebenen mit Ausnahme der Kissenelemente 624A bis C und der Greifer 622. Anstelle der ausfahrbaren Kissenelemente 624A bis C hat ein aufblähbarer Packer 502, wie der unter Bezug auf 5A bis C beschriebene, wenigstens zwei und vorzugsweise wenigstens drei Testkanäle 628A bis C. Ein Testkanal ist der Steuerkanal 628A und die anderen Kanäle sind die Sensorkanäle 628B und 628C zum Erfassen der Wirkung auf den Formationsdruck an den Testkanalstellen, die durch Reduzieren des Drucks an dem Steuerkanal 628A herbeigeführt wird. Die Kanäle in 9 sind axial beabstandet wie in 5A gezeigt, um die vertikale Permeabilität der Formation 604 zu bestimmen, wenn das Bohrloch 602 im Wesentlichen vertikal ist.
10 ist eine alternative Drahtseilausführungsform der vorliegenden Erfindung. Bei dieser Ausgestaltung sind alle Komponenten einer Drahtseilvorrichtung, wie sie vorstehend unter Bezug auf 9 beschrieben wurde, vorhanden. Der Unterschied zwischen der Ausgestaltung von 10 und der von 9 besteht darin, dass die Vielzahl der Kanäle 628A bis C in 10 im Wesentlichen koplanar zueinander im Abstand um dem Umfang des Geräts 618 in 5B angeordnet sind, um eine Bestimmung der horizontalen Permeabilität der Formation 604 zu ermöglichen.
Das Gerät von 10 kann während des Bohrens eines horizontalen Bohrlochs verwendet werden. In diesem Fall kann eine Ausrichtungserfassungseinrichtung, wie ein Beschleunigungsmesser, verwendet werden, um die Ausrichtung eines jeden der Kanäle 628A bis C zu bestimmen. Dann kann die Steuerung (siehe 2 bei 214) dazu verwendet werden, einen Kanal auf der Oberseite des Geräts gemäß der Ausführung der vorstehend beschriebenen Messungen auszuwählen.
11 ist eine alternative Drahtseilausführungsform der vorliegenden Erfindung. Bei dieser Ausführungsform sind alle Komponenten einer Drahtseilvorrichtung, wie sie vorstehend unter Bezug auf 9 beschrieben wurden, vorhanden. Der Unterschied zwischen der Ausführung von 11 und der von 9 besteht darin, dass die Vielzahl der Kanäle 628A bis C in 11 im Abstand wendelförmig um den Umfang des Geräts 618 wie in 5C angeordnet sind, um die Bestimmung der aus der horizontalen und vertikalen Permeabilität zusammengesetzten Permeabilität der Formation 604 zu ermöglichen.
Andere Ausführungen und kleinere Änderungen werden als innerhalb des Rahmens dieser Erfindung liegend angesehen. Beispielsweise können die Kanäle 216A bis 216C andere Formen und eine im Wesentlichen kreisförmige Querschnittsfläche haben. Die Kanäle können lang gestreckt oder quadratisch sein oder irgendeine andere geeignete Form haben. Unabhängig davon, welche Form verwendet wird, muss R_P der Abstand von der Mitte des Kanals zu einem Rand in unmittelbarer Nähe der Mitte des Steuerkanals sein. Der Steuerkanalrand und ein angrenzender Sensorkanal müssen wie vorstehend unter Bezug auf 3A und 3B erörtert, beabstandet sein.
Nachdem die Ausführungsformen des Systems der Erfindung beschrieben wurden, wird nun ein Verfahren zum Prüfen der Formationspermeabilität unter Verwendung der Vorrichtung von 1 und 2 beschrieben. Gemäß 1 und 2 wird ein erfindungsgemäßes Gerät in ein Bohrloch an einem Gestängestrang 106 gefördert, wobei das Bohrloch 104 eine Formation 118 durchquert, die ein Formationsfluid enthält. Der Gestängestrang 106 ist an der Bohrlochwand durch Ausfahren einer Vielzahl von Greifern 210 verankert. Wenigstens zwei und vorzugsweise drei Kissenelemente 220A bis C werden so weit ausgefahren, bis jedes in Dichtungskontakt mit der Bohrlochwand 244 gebracht ist. Dem abgedichteten Abschnitt wird ein Steuerkanal 224A ausgesetzt, so dass der Steuerkanal in Fluidverbindung mit dem Formationsfluid in der Formation 118 steht. Unter Verwendung einer Pumpe 238 wird der Fluiddruck an dem Steuerkanal 224A verringert, um den Formationsdruck in der Formation 118 zu stören. Der Wert, bis zu dem der Druck an dem Steuerkanal 224A verringert wird, wird unter Verwendung eines Sensors 226A erfasst. Die Druckstörung pflanzt sich durch die Formation fort und die Wirkung der Störung wird basierend auf der Permeabilität der Formation gedämpft. Die gedämpfte Druckstörung wird an den Sensorkanälen durch die Sensoren 226B und 226C erfasst, die in Fluidverbindung mit den Sensorkanälen 224B und 224C angeordnet sind. Mit den Sensoren 224A bis C wird wenigstens ein interessierender Parameter erfasst, beispielsweise der Formationsdruck, die Temperatur, die dielektrische Konstante des Fluids oder der spezifische Widerstand, während eine im Bohrloch befindliche Steuerung/Prozessoreinrichtung 214 dazu verwendet wird, den Formationsdruck und die Permeabilität oder irgendeinen anderen gewünschten Parameter des Fluids und der Formation zu bestimmen.
Die verarbeiteten Daten werden dann nach Übertage unter Verwendung einer Zweiwegekommunikationseinheit 212 übermittelt, die im Bohrloch an dem Gestängestrang 106 angeordnet ist. Unter Verwendung einer Übertagekommunikationseinheit 204 werden die verarbeiteten Daten empfangen und einem Übertageprozessor 206 zugeführt. Das Verfahren umfasst weiterhin das Verarbeiten der Daten Übertage für die Abgabe an eine Anzeigeeinheit, einen Drucker oder eine Speichereinrichtung 208.
Alternative Verfahren sind nicht auf das vorstehend beschriebene Verfahren beschränkt. Das Gerät kann an einem Drahtseil befördert werden. Unabhängig davon, ob die Förderung an einem Drahtseil oder einem Gestängestrang erfolgt, können die Kanäle 224A bis C axial, horizontal oder wendelförmig bezüglich einer Mittelachse eines Geräts gestaltet sein. Die Kanäle 224A bis C können auch unter Verwendung von ausfahrbaren Kissenelementen ausgefah ren werden, wie erörtert, oder durch Verwendung eines expandierbaren Packers ausgefahren werden.
Obwohl die spezielle Erfindung, wie sie hier offenbart ist, vollständig in der Lage ist, die Ziele zu erreichen und die vorstehend angegebenen Vorteile bereitzustellen, ist selbstverständlich, dass diese Offenbarung lediglich die gegenwärtig bevorzugten Ausführungsformen der Erfindung veranschaulicht und dass keine Beschränkungen außer denen in den beiliegenden Ansprüchen beschriebenen beabsichtigt sind.

Claims

Vorrichtung zum In-situ-Bestimmen eines interessierenden Parameters einer Untertage befindlichen Formation – mit einem Arbeitsstrang (106) zum Befördern eines Geräts (107) in ein Bohrloch, wobei das Bohrloch und das Gerät (107) einen Ringraum haben, der sich zwischen dem Gerät (107) und einer Wand des Bohrlochs erstreckt, – mit wenigstens einem an dem Gerät (107) angebrachten selektiv ausfahrbaren Element (220, 222, 502, 624), das in der Lage ist, einen Abschnitt des Ringraums abzutrennen, – mit wenigstens zwei Kanälen (224, 628) in dem Gerät (107), die einem Formationsfluid enthaltenden Fluid in dem abgetrennten Ringraum aussetzbar und voneinander getrennt sind, und – mit einer Messeinrichtung (226) zum Bestimmen wenigstens einer Eigenschaft des Fluids in dem abgetrennten Abschnitt, die für den interessierenden Parameter indikativ ist, dadurch gekennzeichnet, – dass ein vorgegebener Abstand (D) zwischen den wenigstens zwei Kanälen (224, 628) proportional zu dem Radius (RP) von wenigstens einem der wenigstens zwei Kanäle (224, 628) ist und durch die Gleichung 1 × RP ≤ D ≤ 12 × RP bestimmt ist.
Vorrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Arbeitsstrang (106) aus einer Gruppe ausgewählt ist, die aus verbundenen Rohrstücken, einem gewickelten Rohrstrang und einer Drahtleitung besteht.
Vorrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der interessierende Parameter aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus vertikaler Permeabilität, horizontaler Permeabilität und einer Zusammensetzung aus vertikaler Permeabilität und horizontaler Permeabilität besteht.
Vorrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das wenigstens eine selektiv ausfahrbare Element (220, 222, 502, 624) aus wenigstens zwei selektiv ausfahrbaren Elementen aufweist.
Vorrichtung nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass jedes der wenigstens zwei selektiv ausfahrbaren Elemente (220, 222, 502, 624) funktionsmäßig wenigstens einem entsprechenden Kanal der wenigstens zwei Kanäle (224, 628) zugeordnet ist.
Vorrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die wenigstens zwei Kanäle (224, 628) in dem Arbeitsstrang (106) in einer Anordnung angeordnet sind, die aus einer Gruppe ausgewählt ist, die aus einer axialen Anordnung, einer horizontalen Anordnung und einer wendelförmigen Anordnung besteht.
Vorrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Messeinrichtung (226) wenigstens einen Drucksensor aufweist.
Vorrichtung nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass der wenigstens eine Drucksensor wenigstens zwei Drucksensoren aufweist.
Vorrichtung nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass jeder der wenigstens zwei Kanäle (224, 628) in einer Fluidverbindung mit einem entsprechenden Drucksensor der wenigstens zwei Drucksensoren steht.
Vorrichtung nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Messeinrichtung (226) weiterhin einen Prozessor (214) zum Verarbeiten des Ausgangssignals des wenigstens einen Drucksensors und eine im Bohrloch befindliche Zwei-Wege-Kommunikationseinheit (112) zum Übertragen eines ersten, für den interessierenden Parameter indikativen Signals zu einer Stelle Übertage aufweist.
Vorrichtung nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass sie weiterhin eine Übertage befindliche Zwei-Wege-Kommunikationseinheit (204) zum Übertragen eines zweiten Signals zu der im Bohrloch befindlichen Zwei-Wege-Kommunikationseinheit (112) und zum Empfangen des ersten Signals, einen Übertage-Prozessor (206), der mit der Übertage befindlichen Zwei-Wege-Kommunikationseinheit (204) verbunden ist, sowie eine Übertage befindliche Eingabe-/Ausgabeeinrichtung (208) aufweist, die mit dem Untertage befindlichen Prozessor (206) für eine Benutzerschnittstelle verbunden ist, wobei der Prozessor (206) zum Verarbeiten des ersten aus dem Bohrloch empfangenen Signals und des zweiten in das Bohrloch zu übertragenden Signals verwendet wird.
Verfahren zum In-situ-Bestimmen eines interessierenden Parameters einer Untertage befindlichen Formation, bei welchem – ein Gerät (107) an einem Arbeitsstrang (106) in ein Bohrloch befördert wird, wobei das Gerät (107) und das Bohrloch einen Ringraum haben, der sich zwischen dem Gerät (107) und einer Wand des Bohrlochs erstreckt, – wenigstens ein selektiv ausfahrbares Element (220, 222, 506, 624) zum Abtrennen eines Abschnitts des Ringraums zwischen dem Gerät (107) und der Bohrlochwand ausgefahren wird, – wenigstens zwei Kanäle (224, 628), die einem Fluid in dem abgetrennten Ringraum ausgesetzt werden, wobei die wenigstens zwei Kanäle (224, 628) voneinander getrennt sind, und – eine Messeinrichtung (226) verwendet wird, um wenigstens eine Eigenschaft des Fluids in dem abgetrennten Abschnitt zu bestimmen, die für den interessierenden Parameter indikativ ist, dadurch gekennzeichnet, – dass ein vorgegebener Abstand (D) zwischen den wenigstens zwei Kanälen (224, 628) proportional zu dem Radius (RP) von wenigstens einem der wenigstens zwei Kanäle (224, 628) ist und durch die Gleichung 1 × RP ≤ D ≤ 12 × RP bestimmt wird.
Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass beim Fördern des Geräts (107) an dem Arbeitsstrang (106) ein Arbeitstrang verwendet wird, der aus einer Gruppe ausgewählt wird, die aus einem Bohrgestänge, einem gewickelten Rohr und einer Drahtleitung besteht.
Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass für das Bestimmen des interessierenden Parameters die Permeabilität der Formation bestimmt wird.
Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass die zu bestimmende Permeabilität aus einer Gruppe ausgewählt wird, die aus einer vertikalen Permeabilität, einer horizontalen Permeabilität und einer zusammengesetzten horizontalen und vertikalen Permeabilität besteht.
Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass weiterhin der Druck an einem Steuerkanal verringert wird, um einen Formationsdruck an einer ersten Trennstelle zwischen dem Steuerkanal und der Formation zu stören.
Verfahren nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, dass weiterhin der Druck an dem Steuerkanal mit einem ersten Drucksensor erfasst wird.
Verfahren nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, dass weiterhin ein Druck an einer zweiten Trennstelle zwischen dem wenigstens einen Sensorkanal und der Formation erfasst wird.
Verfahren nach Anspruch 18, dadurch gekennzeichnet, dass ein im Bohrloch befindlicher Prozessor zur Bestimmung der Formationspermeabilität aus dem Sensorkanaldruck und dem Steuerkanaldruck verwendet wird.
Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass weiterhin ein für die Permeabilität indikatives Signal zu einer Übertage befindlichen Stelle übertragen wird.