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Gebiet der Erfindung
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Die
Erfindung bezieht sich auf eine Vorrichtung zur Verwendung in einem
Bohrloch in einer Erdformation nach dem Oberbegriff des Patentanspruchs
12 sowie ein Verfahren zur Verwendung einer solchen Vorrichtung.
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Allgemeiner Stand der Technik
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Öl- oder
Gasbohrlöcher
werden oft vermessen, um eine oder mehrere geologische, petrophysikalische,
geophysikalische und Bohrlochfördereigenschaften
("Interessenparametern") zu bestimmen, wobei
elektronische Messinstrumente in das Bohrloch mit Hilfe einer Aufhängung, wie
z. B. einem Seil, einem Drahtseil, einer Schlammleitung, einem Bohrgestänge oder
einem Wickelsteigrohr zu transportieren. Geräte, die solche Messungen durchführen können, werden
im allgemeinen als Formationsbewertungsgeräte bezeichnet. Diese Geräte verwenden elektrische,
akustische, nukleare und/oder magnetische Energie zur Stimulierung
der Formationen und Fluide innerhalb des Bohrloches und messen die
Antwort der Informationen und Fluide. Diese von den Bohrlochinstrumenten
durchgeführten
Messungen werden zurück
zu der Oberfläche übertragen.
In vielen Fällen
sind viele Fahrten oder Messläufe
erforderlich, um die erforderlichen Daten zu sammeln.
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Wie
es den im Stand der Technik Versierten bekannt ist, sammeln gewisse
Instrumente einen ersten Satz von Daten während sie sich in einer im
Wesentlichen konzentrischen Lage bezüglich des Bohrlochs befinden
und sammeln einen zweiten Satz von Daten, während sie sich in einer im
Wesentlichen exzentrischen Position bezüglich des Bohrlochs befinden.
Normalerweise ist die Position von Instrumenten an einer Aufhängung statisch
oder fest. Deshalb sind zwei oder mehrere Messläufe erforderlich, um die zwei
Arten von Daten zu sammeln, auch wenn ein Instrument beide Arten
von Daten sammeln kann. Es ist aus dem Stand der Technik auch bekannt,
dass bei gewissen Messläufen
ein Dutzend oder mehrere unterschiedliche Messinstrumente in einem
einzelnen Paket verwendet werden können. Jedes dieser Instrumente
kann eine unterschiedliche Position bezüglich des Bohrlochs (z.B. eine
radiale Position bezüglich
der Bohrlochachse) und/oder eine unterschiedliche physikalische
Orientierung mit Bezug aufeinander erfordern.
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Die
US 4 688 640 offenbart ein
Verfahren und eine Vorrichtung zum Aufgeben eines Öl- oder Gas-Offshorebohrlochs,
das in den Meeresboden gebohrt ist, mit einer Vielzahl konzentrischer
Rohrstränge,
die Durchgangsbohrungen aufweisen und im Abstand angeordnet sind,
um einen Ringraum zwischen angrenzenden Rohrsträngen zu bilden. Die Rohrstränge werden
mit einer explosiven Ladung einer Größe perforiert.
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Die
US 3 990 304 offenbart ein
Bohrlochinstrument, das ein Paar von Bälgen enthält, die in gleichmäßigem Abstand
von einem Differentialdruckaufnehmer angeordnet sind, um eine gleichmäßige Ausdehnung
der Flüssigkeit
zu schaffen, um für
eine richtige Ablesung an dem Aufnehmer zu sorgen. Ein dritter Balg
ist zwischen das Bohrlochfluid und das Äußere des Wandlergehäuses geschaltet,
um einen Druckaufbau in oder um den Wandler zu beseitigen.
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Die
EP 0 313 374 A1 offenbart
ein Verfahren zum Messen eines stark abweichenden Bohrlochs mit
den Schritten einer drehbaren Befestigung eines Messgeräts an dem
Ende eines Strangs oder eines Bohrrohrs, des Drückens des Messgeräts entlang des
Bohrlochs über
eine Interessenzone in einem abgewichenen Bereich hinaus, wobei
sich das Messgerät
gegen die untere Seite des Bohrlochs bewegen kann, des Bereitstellens
eines Gewichts entlang einer Seite des Messgeräts, damit das Messgerät mittels
Schwerkraft relativ zu der unteren Seite des abgewichenen Bohrlochs
gedreht werden kann, des Ziehens des Messgeräts über die Interessenzone hinaus
ohne das Messgerät
während
des Ziehens relativ zu der unteren Seite des Bohrlochs zu drehen,
und der Durchführung
von Messvorgängen
in der Interessenzone durch das Messgerät mit einer festen Drehposition
relativ zu der Interessenzone.
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Nur
zur Darstellung und nicht zur Beschränkung des Schutzbereichs und
der Anwendung auf die vorliegende Erfindung wird auf ein nukleares
magnetisches Resonanzgerät
("NMR") Bezug genommen, das
in der
U.S. Patentanmeldung
Nr. 09/997,451 ("'451 Anmeldung") beschrieben ist,
das denselben Zessionar hat, wie die vorliegende Anmeldung. Die '451 Anmeldung beschreibt
ein NMR-Instrument das in einer zentralisierten Position in einem
Bohrloch mit kleinem Durchmesser und in einer dezentralisierten Position
in einem Bohrloch mit großem
Durchmesser betrieben werden kann. Das NMR-Instrument stellt nur
ein Beispiel für
eine Anzahl von Mehrzweckinstrumenten dar, die normalerweise in
verschiedenen radialen Positionen (z. B. Fluchtung, Orientierung etc.)
an der Oberfläche
rückgesetzt
werden, um unterschiedliche Aufgaben im Bohrloch durchzuführen (z.
B. verschiedene Arten von Daten zu erfassen).
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Die
vorliegende Erfindung richtet sich auf diese und andere Nachteile
von bekannten Bohrlochinstrumenten.
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ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
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Die
vorliegende Erfindung stellt ein Instrumentensystem bereit, das
wenigstens ein Modul aufweist, das in einer ausgewählten Position
bezüglich eines
Referenzobjekts angeordnet werden kann. Die ausgewählte Position
kann eine radiale Position bezüglich
einer Bohrlochachse oder eine ausgewählte Orientierung (z. B. Azimut,
Neigung) bezüglich
eines angrenzenden Moduls sein. Das Instrumentensystem kann an einem
Bohrturm entfaltet werden, der über
einer unterirdischen Formation angeordnet werden kann, die von Interesse
ist. Bei einer Ausführungsform
wird das Instrumentensystem über
ein Seil nach unten in ein Bohrloch transportiert und umfasst ein
oder mehrere Module, in denen eine Messvorrichtung untergebracht
ist, die einen Parameter messen kann, an dem Interesse besteht.
Bei einer Ausführungsform
ist das die Messvorrichtung tragende Modul mit einer Positioniervorrichtung
versehen. Die Positioniervorrichtung ist so konfiguriert, dass sie
ein zugeordnetes Modul an einer ausgewählten radialen Position bezüglich eines
Referenzpunktes oder Objektes (z. B. die Bohrlochachse oder eine
in der Nähe angeordnete
Vorrichtung unten im Bohrloch) einstellt und/oder aufrecht erhält. Die
Positioniervorrichtung stellt die radiale Position des Moduls bei
Empfang eines Befehlssignals und/oder automatisch auf geregelte
Weise in situ ein. Diese gewählte
radiale Position wird unabhängig
von der radialen Position (den radialen Positionen) eines angrenzenden
Moduls oder angrenzender Module aufrechterhalten oder eingestellt.
Eine beispielhafte Positioniervorrichtung umfasst eine Vielzahl
von unabhängig
einstellbaren Positionierelementen und zugeordnete Antriebsanordnungen.
Die Antriebsanordnungen und die Positionierelemente sind so ausgebildet,
dass sie eine feste oder einstellbare radiale Verschiebung und/oder
eine feste oder einstellbare Kraftmenge gegen die Bohrlochwand vorsehen
kann. Das Instrumentensystem kommuniziert mit einer Oberflächenausrüstung (z.
B. einem Steuergerät) über eine
Telemetrieausrüstung die
zwei sich auf zwei Wegen austauschende Daten/Befehlssignale bereitstellt.
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Bei
einer anderen Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung kann die Positioniervorrichtung eine
gewählte
Orientierung für
ein Modul relativ zu einem angrenzenden Modul bereitstellen. Beispielsweise
kann die Positioniervorrichtung ein von einem geeigneten Mechanis mus
angetriebenen Drehteils umfassen, der ein erstes Modul in einer
gewählten Neigung
bezüglich
eines zweiten Moduls ausrichtet. Der Drehteil kann außerdem so
ausgebildet sein, dass er das erste Modul auf einen gewählten Azimut bezüglich eines
zweiten Moduls einstellt oder sowohl einen relativen Azimut als
auch eine Neigung einstellt. Bei einer weiteren Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung kann die Positioniervorrichtung eine
Rüttelkraft
vorsehen. Beispielsweise können
die Positionierelemente der Positioniervorrichtung eine Vorrichtung,
wie z. B. ein Formationsprobeinstrument, freirütteln, indem eine stetige oder
gepulste Radialkraft gegen die Bohrlochwand ausgeübt wird.
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Bei
einer Betriebsweise, die mit einem akustischen Instrument durchgeführt wird,
wird das akustische Instrument in das Bohrloch mittels eines Instrumentenmoduls
transportiert, bis das akustische Instrument angrenzend an einen
unverrohrten Abschnitt positioniert ist. Falls erforderlich, wird
das akustische Instrument in eine zentralisierte Position bezüglich der
Bohrlochachse für
eine akustische Messung platziert. Nach vollendeter akustischer Messung
platziert die Aktivierung einer oder mehrerer Positioniervorrichtungen
das akustische Instrument in einer im Wesentlichen zentrischen oder
dezentralisierten radialen Position bezüglich des Bohrlochs. Diese
dezentralisierte Position kann beispielsweise das akustische Instrument
akustisch mit der Bohrlochwand koppeln und Prüfschussmessungen ermöglichen.
Während
der Datenerfassung können die
Steuergeräte
so ausgebildet sein, dass sie die Messung beispielsweise durch Vergleich
der Daten mit einem vorherbestimmten Modell analysieren. Nach Vollendung
der akustischen Messung und Aufnahme der Prüfschussdatenmessungen (an demselben
Messlauf), kann das Instrument in dem ausgekleideten Bereich der
Bohrung positioniert werden. In dieser Position platzieren die Positionsvorrichtungen das
akustische Instrument in einer im Wesentlichen konzentrischen Position
zur Erfassung unterschiedlicher Daten, z. B. Daten, die sich auf
die Bindung des Zementes mit dem Casing beziehen.
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Beispiele
der wichtigeren Merkmale der Erfindung wurden zusammengefasst (obgleich
ziemlich breit), damit ihre folgende ausführliche Beschreibung besser
zu verstehen ist, und damit die Beiträge, die sie zur Technik liefern,
gewürdigt
werden können.
Es gibt natürlich
zusätzliche
Merkmale der Erfindung, die nachstehend beschrieben werden und die
den Gegenstand der hier angehängten
Ansprüche
bilden.
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KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
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Für ein detailliertes
Verständnis
der vorliegenden Erfindung sollte auf die folgende detaillierte Beschreibung
der bevorzugten Ausführungsformen in
Verbindung mit der beigefügten
Zeichnung Bezug genommen werden:
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1 ist
eine schematische Darstellung einer Ausführungsform eines Systems, bei
dem ein radial einstellbares Modul verwendet wird, das bei Messoperationen
verwendet werden kann;
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2 zeigt
eine Schnittansicht einer Ausführungsform
einer erfindungsgemäß hergestellten
Positioniervorrichtung;
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3A ist
eine schematische Draufsicht auf ein radial einstellbares Modul,
das in einem unverrohrten Abschnitt eines Bohrlochs positioniert
ist;
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3B ist
eine schematisch Draufsicht auf ein radial einstellbares Modul,
das in einem ausgekleideten Abschnitt eines Bohrlochs positioniert
ist;
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3C ist
eine schematische Draufsicht auf ein Modul, das mit einer Ausführungsform
einer Rüttelvorrichtung
versehen ist, die erfindungsgemäß hergestellt
ist;
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3D ist
eine schematische Draufsicht auf eine alternative Ausführungsform
eines Positionierelementes;
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3E ist
eine schematische Draufsicht auf eine weitere alternative Ausführungsform
eines Positionierelementes; und
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4 stellt
schematisch eine Ausführungsform
einer erfindungsgemäßen Anordnung
dar, wobei ein Positionierinstrument so ausgebildet ist, dass es
die radiale Position einer Messvorrichtung einstellt.
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DETAILLIERTE BESCHREIBUNG
DER BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSFORMEN
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Anfangs
bezugnehmend auf 1 ist ein Bohrturm 10 auf
der Oberfläche
gezeigt, der über
einer unterirdischen Formation 12 positioniert ist, die von
Interesse ist. Der Bohrturm 10 kann ein Teil einer an Land
oder auf See angeordneten Anlage für eine Bohrlochförderung/Konstruktion
sein. Ein unterhalb des Bohrturms 10 ausgebildetes Bohrloch 14 umfasst
einen ausgekleideten Abschnitt 16 und einen unverrohrten
Abschnitt 18. In einigen Fällen (z. B. während des
Bohrens, der Fertigstellung, des Überarbeitens, etc.), wird ein
Messvorgang durchgeführt, um
eine Information bezüglich
der Formation 12 und des Bohrloches 14 zu erfassen.
Normalerweise wird ein Instrumentensystem 100 über eine
Aufhängung 110 nach
unten ins Bohrloch transportiert, um einen oder mehrere Parameter
von Interesse zu mes sen, die sich auf das Bohrloch 14 und/oder
die Formation 12 beziehen. Der nachstehend verwendete Ausdruck "Aufhängung" umfasst ein Seil,
ein Drahtseil, eine Schlammleitung, ein Bohrgestänge, ein Wickelsteigrohr und
andere Vorrichtungen, die zum Transport eines Instrumentes in ein
Bohrloch geeignet sind. Das Instrumentensystem 100 kann
ein oder mehrere Module 102a, b umfassen, die jeweils ein
Instrument oder eine Vielzahl von Instrumenten 104a, b
aufweisen, die eine oder mehrere Aufgaben im Bohrloch durchführen können. Mit
dem Ausdruck "Modul" soll eine Vorrichtung
verstanden werden, wie z. B. eine Sonde oder ein Absetzstück, das
eine Vorrichtung umfassen, unterbringen oder auf eine andere Weise lagern
kann, die in einem Bohrloch entfaltet werden soll. Obwohl zwei nahe
zueinander angeordnete Module 102a, b und zwei zugeordnete
Instrumente 104a, b gezeigt sind, sollte zu verstehen sein,
dass eine größere oder
geringere Anzahl verwendet werden kann.
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Bei
einer Ausführungsform
ist das Instrument 104a ein Formationsbewertungselement
das einen oder mehrere Parameter von Interesse messen kann, die
sich auf die Formation oder das Bohrloch beziehen. Es sollte zu
verstehen sein, dass der Ausdruck Formationsbewertungsinstrument
Messvorrichtungen, Sensoren und andere ähnliche Vorrichtungen, die
aktiv oder passiv Daten über
die verschiedenen Eigenschaften der Formation umfassen, Richtungssensoren
zur Bereitstellung einer Information über die Instrumentausrichtung
und die Bewegungsrichtung und Formationstestsensoren für die Bereitstellung
einer Information über
die Eigenschaften der Speicherflüssigkeit
und für
eine Bewertung der Speicherbedingungen umfassen. Die Formationsbewertungssensoren
können
Widerstandssensoren für
die Bestimmung des Formationswiderstandes, einer dielektrischen
Konstante und des Vorhandenseins oder der Abwesenheit von Kohlenwasserstoffen,
akustische Sensoren zur Bestimmung der akustischen Porosität der Formation
und der Schichtgrenze in der Formation, nukleare Sensoren für eine Bestimmung
der Formationsdichte, der nuklearen Porosität und gewisser Felseigenschaften,
und nukleare magnetische Resonanzsensoren zur Bestimmung der Porosität und anderer
petrophysikalischer Eigenschaften der Formation umfassen. Die Richtungs-
und Positionssensoren umfassen vorzugsweise eine Kombination einer
oder mehrerer Beschleunigungsmesser und ein oder mehrere Gyroskope oder
Magnetometer. Die Beschleunigungsmesser sorgen vorzugsweise für Messungen
entlang von drei Achsen. Die Formationstestsensoren erfassen Formationsfluidproben
und bestimmen die Eigenschaften des Formationsfluids, die physikalischen
Eigenschaften und chemischen Eigenschaften umfassen. Druckmessungen
in der Formation liefern eine Information über die Speichereigenschaften.
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Bei
gewissen Ausführungsformen
kann das Instrumentensystem eine Telemetrieeinrichtung 150, ein
lokales oder unten im Bohrloch angeordnetes Steuergerät 152 und
eine unten im Bohrloch vorgesehene Stromversorgung 154 umfassen.
Die Telemetrieeinrichtung 150 sorgt für eine Zweiwegekommunikation
zum Austausch von Datensignalen zwischen einem Oberflächensteuergerät 112 und
dem Instrumentensystem als auch für eine Übertragung von Steuersignalen
von dem Oberflächenprozessor 112 an
das Instrumentensystem 100.
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Bei
einem Anordnungsbeispiel und nicht zur Einschränkung dient, umfasst ein erstes
Modul 102a ein Instrument 104, das zur Messung
eines ersten Parameters von Interesse konfiguriert ist und ein zweites
Modul 102b umfasst ein Instrument 104b, das zur
Messung eines zweiten Parameters von Interesse konfiguriert ist,
der entweder der gleiche ist oder sich von dem ersten Parameter
von Interesse unterscheidet. Um ihre zugewiesenen Aufgaben durchführen zu
können,
kann es erforderlich sein, dass sich die Instrumente 104a und 104b n
unterschiedlichen Positionen befinden. Die Positionen können sich
auf ein Objekt, wie z.B. ein Bohrloch, eine Bohrlochwand und/oder
in der Nähe
positionierte Geräte
beziehen. Der Ausdruck "Position" soll außerdem eine
radiale Position, eine Neigung und eine azimutale Ausrichtung umfassen.
Nur zweckmäßigerweise
wird die Längsachse
des Bohrlochs ("Bohrlochachse") als Referenzachse
zur Beschreibung der relativen radialen Positionierung der Instrumente 104a,
b verwendet. Es können
auch andere Objekte oder Stellen als Referenzrahmen verwendet werden, gegen
den eine Bewegung oder Position beschrieben werden kann. Darüber hinaus
können
die Aufgaben der Instrumente 104a, b in gewissen Fällen während einer
bohrlochbezogenen Operation wechseln. Allgemein gesagt kann das
Instrument 104a zur Ausführung einer gewählten Aufgabe
auf der Basis einer oder mehrerer ausgewählter Faktoren geeignet sein. Diese
Faktoren können
die Tiefe, die Zeit, die Veränderungen
der Formationseigenschaften und die Veränderung der Aufgaben anderer
Instrumente umfassen, sind jedoch nicht hierauf begrenzt.
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Gemäß einer
Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung sind die Module 102a und 102b jeweils
mit Positioniervorrichtungen 140a bzw. 140b versehen.
Die Positioniervorrichtung 140 ist so konfiguriert, dass
sie ein Modul 102 auf einer gewählten radialen Position bezüglich einer
Referenzposition (z. B. der Bohrlochachse) hält. Die Positionsvorrichtung 140 stellt
außerdem
die radiale Position des Moduls 102 bei Empfang eines Oberflächenbefehlssignals und/oder
automatisch auf geregelte Weise ein. Diese gewählte Radialposition wird aufrechterhalten
oder unabhängig
von der Radialposition (den Radialpositionen) einer angrenzenden
Vorrichtung unten im Bohrloch (z.B. Messinstrumente, Sonde, Modul,
Absetzstück
oder eine andere Einrichtung) eingestellt. Ein Gelenkelement, z.B.
eine flexible Verbindung 156, die das Modul 102 mit
dem Instrumentensystem 100 koppelt, sorgt für ein Biegen
oder Verschwenken in einem gewissen Grade, um die radialen Positionsunterschiede
zwischen angrenzenden Modulen und/oder einer anderen Einrichtung
(z.B. einer Prozessorsonde oder einer anderen Einrichtung) aufzunehmen.
Bei anderen Ausführungsformen
weisen eine oder mehrere Positioniervorrichtungen feste Positionierelemente
auf.
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Gemäß einer
Ausführungsform
umfasst die Positioniervorrichtung 140 einen Körper 142 mit
einer Vielzahl von Positionierelementen 144 (a, b, c) die
in Umfangsrichtung um den Körper 142 in
Abstandsbeziehung angeordnet sind. Die Elemente 144 (a,
b, c) können
sich unabhängig
zwischen einer ausgefahrenen Position und einer eingefahrenen Position
bewegen. Die ausgefahrene Position kann entweder ein fester Abstand
oder ein einstellbarer Abstand sein. Geeignete Positionierelemente 144 (a,
b, c) weisen Rippen, Polster, Nocken, aufblasbare Bälge oder
andere Vorrichtungen auf, die für
ein Angreifen an einer Oberfläche,
wie z. B. einer Bohrlochwand oder dem Inneren eines Casings geeignet
sind. Bei gewissen Ausführungsformen
können
die Positionierelemente 144 (a, b, c) so konfiguriert sein,
dass sie das Instrument zeitweilig in einer festen Position bezüglich des Bohrlochs
sperren oder verankern und/oder es dem Instrument ermöglichen,
sich entlang des Bohrlochs zu bewegen.
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Zur
Bewegung der Elemente 144 (a, b, c) werden Antriebsanordnungen 146 (a,
b, c) verwendet. Ausführungsbeispiele
von Antriebsanordnungen 146 (a, b, c) umfassen ein elektromechanisches
System (z. B. einen mit einem mechanischen Gestänge gekoppelten Elektrikmotor),
ein hydraulisch angetriebenes System (z. B. eine Kolben-Zylinderanordnung, die
mit Druckfluid gespeist wird), oder ein anderes geeignetes System
zur Bewegung der Elemente 144 (a, b, c) zwischen der ausgefahrenen
und der eingezogenen Position. Die Antriebsanordnung 146 (a,
b, c) und die Elemente 144 (a, b, c) können so ausgebildet sein, dass
sie eine feste oder einstellbare Menge an Kraft gegen die Bohrlochwand
bereitstellen. Beispielsweise kann die Aktivierung der Antriebsanordnung 146 (a,
b, c) in einem Positioniermodus das Instrument in einer gewählten radialen
Ausrichtung oder Position positionieren. Die auf die Bohrlochwand
ausgeübte
Kraft ist jedoch nicht so groß,
um eine Bewegung des Instrumentes entlang des Bohrloches zu verhindern.
In einem Sperrmodus kann die Aktivierung der Antriebsanordnung 146 (a,
b, c) eine ausreichend hohe Reibkraft zwischen Elementen 144 (a,
b, c) und der Bohrlochwand erzeugen, um eine wesentliche Relativbewegung
zu verhindern. Bei gewissen Ausführungsformen
kann ein Vorspannelement (nicht gezeigt) verwendet werden, um die Positionierelemente 144 (a,
b, c) in einer vorher bestimmten Referenzposition zu halten. Bei
einem Ausführungsbeispiel
hält das
Vorspannelement (nicht gezeigt) das Positionierelement 144 (a,
b, c) in der ausgefahrenen Position, wo durch eine zentralisierte
Position des Moduls geschaffen wird. Bei dieser Ausbildung wird
durch ein Einschalten der Antriebsanordnung die Vorspannkraft des
Vorspannelementes überwunden
und es werden eine oder mehrere Positionierelemente in eine spezifizierte
Radialposition bewegt, wodurch eine dezentralisierte Positionierung des
Moduls geschaffen wird. Bei einem anderen Ausführungsbeispiel kann das Vorspannelement
die Positionierelemente in einem zurückgezogenen Zustand innerhalb
des Gehäuses
der Positioniervorrichtung halten. Es ist erkennbar, dass eine solche
Anordnung das Querschnittsprofil des Moduls verringert und beispielsweise
das Risiko verringert, dass das Modul in einer Verengung in dem
Bohrloch stecken bleibt.
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Der
Positioniervorrichtung 140 und der Antriebsanordnung 146 (a,
b, c) kann Energie zugeführt werden
durch eine unten im Bohrloch angeordnete Energieversorgung (z.B.
eine Batterie oder eine geregelte Hydraulikfluidversorgung) oder
eine Oberflächenenergiequelle,
die einen Energiestrom (z.B. Elektrizität oder Druckfluid) über eine
geeignete Leitung, wie z.B. die Aufhängung 120 überträgt. Während eine
Antriebsanordnung (z.B. die Antriebsordnung 146a) als Paar
mit einem Positionierelement 144 (z.B. Positionierelement 144a)
gezeigt ist, können
außerdem
andere Ausführungsformen
eine Antriebsanordnung zur Bewegung zweier oder mehrerer Positionierelemente
verwenden.
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Nun
bezugnehmend auf die 3A und 3B ist
ein Beispiel eines Formationsbewertungsinstrumentensystems 200 gezeigt,
das in einem unverrohrten Abschnitt 18 bzw. einem ausgekleideten Abschnitt 16 eines
Bohrloches angeordnet ist. Das Instrumentensystem 200 umfasst
eine Vielzahl von Modulen oder Hilfsteilen zur Messung von Parametern
von Interesse. Ein Beispiel eines Moduls 202 ist gezeigt,
wie es mit einem oberen Instrumentenabschnitt 204 und einem
unteren Instrumentenabschnitt 206 durch ein flexibles Element 156 gekoppelt
ist. Bei einem Ausführungsbeispiel
trägt das
Modul 202 ein akustisches Instrument 208. Wenn
es sich in dem unverrohrten Abschnitt 18 befindet, kann
das akustische Instrument 208 in eine dezentralisierte
Position (d.h. radialexzentrische Position) gesetzt werden, indem
die Positionierelemente 140a und 140b betätigt werden.
Diese dezentralisierte oder radialversetzte Position ist im wesentlichen
von den radialen Positionen der Vorrichtung unten im Bohrloch (z.B.
Messvorrichtungen und Sensoren) entlang oder in dem oberen/unteren
Instrumentenstrangabschnitt 204 und 206 unabhängig. Das
heißt,
dass der obere oder untere Instrumentenstrangabschnitt 204 und 206 Formationsbewertungssensoren
und Messvorrichtungen aufweisen können, die sich in einer radialen Position
befinden, die von der des Moduls 202 verschieden ist. In
dieser dezentralisierten oder radial versetzten Position kann das
akustische Instrument verwendet werden, um Daten wie z.B. Prüfschussdaten
zu sam meln. In gewissen Fällen
kann es vorteilhaft, das Modul 202 auf planetenartige Weise
entlang der Bohrlochwand zu bewegen. Es sollte erkennbar sein, dass
eine solche Bewegung dadurch bewerkstelligt werden kann, dass der
Abstand des Ausfahrens/Zurückziehens
der Positionierelemente sequenziell variiert wird.
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In 3B ist
das akustische Instrument 202 in dem verkleideten Abschnitt 16 des
Bohrloches 14 gezeigt. In diesem verkleideten Abschnitt 16 wird
den Positionierelementen 140a, b Energie zugeführt, um das
akustische Instrument 208 in eine zentralisierte Position
oder konzentrische Position bezüglich
des Bohrloches 14 zu bringen. In dieser Position oder Fluchtung
kann das akustische Instrument so konfiguriert sein, dass es die
Verbindung zwischen dem Casing 16A und dem Zement 16B misst
und bewertet. Diese Neuausrichtung der Positionierelemente 140a,
b kann entweder durch ein lokal erzeugtes Befehlssignal oder ein
von der Oberfläche übertragenes Befehlssignal übermittelt
werden.
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Nun
bezugnehmend auf 3C kann das Instrument 300 bei
einer anderen Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung ein Fluidprobennahmeinstrument 302 für ein Sammeln
und Testen von Formationsfluiden aufweisen. Normalerweise weisen
solche Instrumente ein Probennahmerohr 304 auf, das an der
Bohrlochwand 15 angreift und durch Induzierung eines Vakuums
oder negativen Druckes Bohrlochfluide in Probenkammern (nicht gezeigt)
zieht. In gewissen Situationen verhindert nach Vollendung der Probennahme
ein in dem Rohr 304 verbleibender Restvakuumdruck, dass
das Instrument 302 sich von der Bohrlochwand 15 entfernt.
Anstrengungen zur Befreiung des Instrumentes 300 bringen
normalerweise eine Veränderung
der Spannungskraft mit sich, die auf die Aufhängung 306 aufgebracht
wird, an der das Instrument 300 aufgehängt ist. Gemäß einer
Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung umfasst das Instrument die Positionierelemente 308a,
b, die nach Zuführung
von Energie das Formationsprobennahmeinstrument durch Induktion
einer stetigen oder gepulsten Radialkraft F gegen die Bohrlochwand 15 freirütteln.
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Nun
bezugnehmend auf 3D ist eine alternative Ausführungsform
einer Positioniervorrichtung 320 gezeigt, die ein erweitertes
Element 322 verwendet, um ein flexibles Element 324,
wie z.B. eine Bogenfeder, nach Wahl zu biegen. Das flexible Element 324 schafft
eine gekrümmte
Oberfläche,
die entlang einer Bohrlochwand 326 gezogen werden kann,
wobei das Risiko einer Beschädigung
und/oder eines Steckenbleibens in dem Bohrloch 328 reduziert ist.
Nun bezugnehmend auf 3E ist eine Positioniervorrichtung 330 gezeigt,
die ein Modul 332 mit einer Orientierung bezüglich eines
anderen Moduls, wie z.B. einem angrenzenden Modul 334,
vorsieht. Bei der Ausführungsform
von 3E wird die Position des Moduls 332 ohne
Angreifen an einer Bohrlochwand (nicht gezeigt) eingestellt. Bei
einer Ausführungsform
betätigt
ein Antriebsmechanismus 338 vielmehr eine Koppelverbindung 340.
Die Koppelverbindung 340 kann für eine Verschwenkung um ein oder
mehrere Grad zwischen einem ersten Modul 332 und einem
zweiten Modul 334 sorgen. Ein Beispiel einer Relativbewegung
umfasst eine relative Translationsbewegung, eine relative Drehbewegung und
eine azimutale Drehung zwischen den ersten und zweiten Modulen 332, 334.
Somit ermöglicht
es die Koppelverbindung 340 dem ersten und zweiten Modul 332, 334,
verschiedene radiale Plätze
(z. B. nichtkonzentrische Instrumentenlinien oder Längsmittellinien),
verschiedene Neigungen und Stellen in unterschiedlichen azimutalen
Richtungen zu haben. Geeignete Antriebsmechanismen umfassen elektrische
und hydraulische Motoren und hydraulische Kolben, die durch ein
Druckfluid (z.B. Gas oder Öl) aktiviert
werden, sind jedoch nicht hierauf begrenzt. Die Koppelverbindung 340 kann
eine Drehteilanordnung oder andere geeignete Gelenkelemente umfassen.
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Bezugnehmend
nun auf 4 ist eine Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung schematisch dargestellt, die zur Messung
von Formationsdaten während
eines Messvorgangs konfiguriert ist. Ein über ein Drahtseil (nicht gezeigt)
transportiertes Instrumentensystem 400 umfasst ein oder
mehrere Formationsbewertungsinstrumente 402a, 402b,
etc. Jedes Instrument 402a, 402b umfasst eine
zugeordnete Positioniervorrichtung 404a, 404b.
Bei einer Ausführungsform
ist ein Steuergerät 406 so
konfiguriert, dass es die Positioniervorrichtungen 404a,
b betätigt,
um hierdurch die radiale Positionierung der Instrumente 402a, 402b zu
steuern. Das Steuergerät 406 enthält vorzugsweise
ein oder mehrere Mikroprozessoren oder Mikrosteuereinrichtungen
zur Verarbeitung von Signalen und Daten und für die Durchführung von
Steuerfunktionen, Halbleiterspeichereinheiten zum Speichern von
programmierten Instruktionen, Modelle (die interaktive Modelle sein
können) und
Daten, und andere notwendige Steuerschaltkreise. Die Mikroprozessoren
steuern die Operationen der verschiedenen Sensoren, schaffen eine
Verbindung unter den Sensoren unten im Bohrloch und sorgen für eine Zweiwege-Daten-
und Signalkommunikation zwischen dem Instrumentensystem 400 und dem
Oberflächensteuergerät 410 über ein
Zweiwege-Telemetriesystem 408.
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Zweckmäßigerweise
ist ein einzelnes Steuergerät 406 gezeigt.
Es sollte jedoch verständlich sein,
dass eine Vielzahl von Steuergeräten
verwendet werden kann. Beispielsweise kann ein Bohrlochsteuergerät verwendet
werden, um Daten zu erfassen, zu verarbeiten und an ein Oberflächensteuergerät zu übertragen,
das die Daten weiterverarbeitet und geeignete Steuersignale nach
unten ins Bohrloch überträgt. Andere
Variationen zur Teilung von Datenverarbeitungsaufgaben und zur Erzeugung
von Steuersignalen können
ebenfalls verwendet werden. Das Steuergerät kann deshalb autonom arbeiten
(mit Steuerkreis- oder Regelkreisbetrieb) oder interaktiv. Bei gewissen
Ausführungsformen
kann das Steuergerät
die Positionierelemente bei Empfang von Oberflächeninstruktionen neu ausrichten
und/oder die Positionierelemente durch Verwendung von vorprogrammierten
Daten (z.B. Bohrlochprofildaten wie beispielsweise die Tiefe) neu
ausrichten. Eine dynamische radiale Position kann also in gewissen
Fällen zur
Optimierung der Erfassung von Daten durch beispielsweise Einstellung
der Position der Messvorrichtungen 402a, b zur Korrektur
von Faktoren verwendet werden, die die Datenmessungen beeinflussen.
Außerdem
kann das Steuergerät 406 ein
statisches oder dynamisch aktualisiertes Modell zur Bewertung der
Qualität
der Daten verwenden, die durch die Messvorrichtungen 402a,
b erfasst worden sind, und Befehlssignale ausgeben, die die Positionierelemente
neu ausrichten, um die Datenmessungen zu korrigieren oder zu optimieren.
Das Steuergerät 406 kann auch
so konfiguriert sein, dass es Daten von anderen Bohrlochvorrichtungen
(z.B. Sensoren und Messvorrichtungen) erfasst. Die Daten von diesen
anderen Bewertungsinstrumenten 412 (z.B. Azimut, Instrumentenkopfausrichtung,
Neigung) kann auch zur Korrektur und/oder Optimierung des Datenmessprozesses
dienen.
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Nun
bezugnehmend auf die 3A, B wird bei einer Operationsweise
das Instrumentenpaket 100 in das Bohrloch 14 befördert, bis
das Instrumentenpaket angrenzend an einen unverrohrten Abschnitt 18 positioniert
ist. Das Bohrloch 12 kann vertikale Abschnitte, geneigte
Abschnitte oder abgelenkte Abschnitte und irgendwelche horizontalen
Abschnitte umfassen. Bei einer Ausführungsform ist die Messvorrichtung 208 als
ein akustisches Instrument ausgebildet. Für eine akustische Messung wird
die Messvorrichtung 208 in einer zentralisierten Position bezüglich der
Bohrlochachse gesetzt. Nach Vollendung der akustischen Messung betätigt das
Oberflächensteuergerät 112 und/oder
das Bohrlochsteuergerät 207 eine
oder mehrere Positioniervorrichtungen 204a, b, um das Instrument 208 in
einer im wesentlichen exzentrischen oder dezentralisierten radialen
Position bezüglich
des Bohrloches 14 zu platzieren. Diese dezentralisierte
Position kann das akustische Instrument in physikalischem Kontakt
mit der Wand des Bohrloches 14 anordnen. Dieser physikalische
Kontakt schafft eine akustische Kopplung, die ein Erfassen von Prüfschussmessungen
ermöglicht. Während der
Datenerfassung können
die Steuergeräte 112, 207 so
konfiguriert sein, dass sie die Messung durch beispielsweise Vergleich
der Daten mit einem vorherbestimmten Modell analysieren. Auf der Basis
dieses Vergleiches können
die Steuergeräte 112, 207 Befehlssignale
ausgeben, wie sie zur Einstellung der radialen Position des Instruments 208 erforderlich
sind, um die Qualität
der gemessenen Daten zu verbessern. Das Steuergerät kann daher
beispielsweise die Instrumentenausrichtung in abgelenkten Abschnitten
des Bohrloches kompensieren, indem die Positionierung des Instrumentes
eingestellt wird, um das Instru ment innerhalb der gewählten exzentrischen
radialen Position zu halten. Nach Vollendung der akustischen Messung
und Aufnahme der Prüfschussdatenmessungen
(bei demselben Messverlauf) kann das Instrument 208 in
dem verkleideten Abschnitt 16 des Bohrloches positioniert werden.
In dieser Position können
die Steuergeräte 112, 207 die
Positioniervorrichtungen 140a, b so betreiben, dass das
akustische Instrument 208 in einer im wesentlichen konzentrischen
Position zur Erfassung unterschiedlicher Daten ausgerichtet wird,
z.B. von Daten, die sich auf die Verbindung des Zements mit dem
Casing beziehen. Es sollte verständlich
sein, dass die Steuergeräte 112, 207 unabhängig oder
zusammenwirkend mit dem Oberflächenprozessor
oder einem Oberflächenpersonal 412 arbeiten
können. Darüber hinaus
können
die Positionierelemente bei gewissen Ausführungsformen direkt von der
Oberfläche
ohne Verwendung eines Bohrlochsteuergeräts gesteuert werden.
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Es
sollte deshalb verständlich
sein, dass ein Modul, das gemäß gewisser
Ausführungsformen
der vorliegenden Erfindung hergestellt ist, während eines einzelnen Messlaufs
eine Messvorrichtung in einer ersten radialen Position zur Messung
eines ersten Parameters von Interesse, dann die Messvorrichtung in
einer zweiten radialen Position zur Messung eines zweiten Parameters
von Interesse positionieren kann, etc. Allgemeiner gesagt, offenbaren
die Erfinder in gewissen Ausführungsformen
ein Bohrlochinstrument, das wahlweise positioniert werden kann,
um die Ausführung
verschiedener Bohrlochaufgaben zu ermöglichen, die bezogen oder nicht
bezogen sind.
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Während die
vorstehende Offenbarung auf bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung
gerichtet ist, sind für
den Fachmann verschiedene Modifikationen erkennbar. Beispielsweise
ist ein Drahtseil nur ein geeigneter Fördermechanismus. Andere geeignete
Vorrichtungen umfassen eine Schlammleitung, ein Wickelsteigrohr
(Metall oder Verbundwerkstoff) und ein Bohrgestänge. Es ist beabsichtigt, dass alle
Variationen innerhalb des Schutzbereiches und des Geistes der beigefügten Ansprüche durch
die vorstehende Offenbarung umfasst werden.