EA010781B1 - Комплексное каротажное устройство для буровой скважины - Google Patents
Комплексное каротажное устройство для буровой скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA010781B1 EA010781B1 EA200600379A EA200600379A EA010781B1 EA 010781 B1 EA010781 B1 EA 010781B1 EA 200600379 A EA200600379 A EA 200600379A EA 200600379 A EA200600379 A EA 200600379A EA 010781 B1 EA010781 B1 EA 010781B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- neutron
- source
- gamma
- sensors
- measurement
- Prior art date
Links
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 108
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 29
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 22
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 73
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 31
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 17
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 12
- 230000006870 function Effects 0.000 description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- 230000004044 response Effects 0.000 description 8
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 238000000862 absorption spectrum Methods 0.000 description 4
- YZCKVEUIGOORGS-OUBTZVSYSA-N Deuterium Chemical compound [2H] YZCKVEUIGOORGS-OUBTZVSYSA-N 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 3
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 3
- 229910052805 deuterium Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 3
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 3
- 229910052722 tritium Inorganic materials 0.000 description 3
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 3
- YZCKVEUIGOORGS-NJFSPNSNSA-N Tritium Chemical compound [3H] YZCKVEUIGOORGS-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000004992 fission Effects 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 238000000084 gamma-ray spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- -1 tritium ions Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
- G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
- G01V5/10—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
- G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
- G01V5/12—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using gamma or X-ray sources
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Radiation (AREA)
- Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
Abstract
Устройство для измерения характеристик толщи земных пород, окружающих буровую скважину, содержащее устройство измерения удельного сопротивления, имеющее набор антенн, отнесенных друг от друга в продольном направлении устройства. Нейтронное устройство измерения содержит, по меньшей мере, нейтронный источник и, по меньшей мере, нейтронный датчик, каждый из нейтронных датчиков находится на расстоянии от нейтронного источника в продольном направлении устройства. Набор антенн чередуется с нейтронным устройством измерения для уменьшения полной длины устройства и для измерения определенной области толщи земных пород, при этом одновременно использются нейтронное устройство измерения и устройство измерения удельного сопротивления.
Description
Изобретение относится в основном к устройствам и способам измерения свойств геологических пластов, измерения которых могут быть выполнены во время бурения или осуществлены как кабельный каротаж.
Описание предшествующего уровня техники
Каротажное устройство (ЬАИ) обычно используется в буровых скважинах для осуществления измерений. Известное из уровня техники ЬАИ устройство может включать комбинацию измерительных устройств, которые позволяют получать множество различных измерений, используя только одно устройство. Например, обычно используют комбинацию трех измерительных устройств в устройстве, называемом трехкомпонентным зондом. Известный трехкомпонентный зонд позволяет измерять удельное сопротивление, пористость по данным нейтронного каротажа, объемную плотность породы, фотоэлектрический коэффициент породы и естественное гамма-излучение. Альтернативно, комбинация измерительных устройств, вероятно, может использоваться и в другой каротажной конфигурации, например как кабельное каротажное устройство.
Из-за технических ограничений при установке трех устройств измерения в одном ЬАИ устройстве трехкомпонентный зонд должен иметь минимальную длину, которая составляет приблизительно 18 м. Длина трехкомпонентного зонда может ограничивать доступ к измерению окружающей среды, например, в результате искривления буровой скважины.
Сущность изобретения
Согласно первому аспекту изобретения обеспечивается устройство для измерения характеристик геологических пород, окружающих буровую скважину. Устройство содержит устройство измерения удельного сопротивления, имеющее набор антенн, разнесенных друг от друга в продольном направлении системы. Устройство, кроме того, включает устройство измерения нейтронного излучения, содержащее по меньшей мере один нейтронный источник и один нейтронный датчик, каждый из нейтронных датчиков расположен на расстоянии от нейтронного источника в продольном направлении устройства. При этом антенны набора антенн чередуются с нейтронными измерительными устройствами для уменьшения общей длины системы и для возможности измерения определенной области геологической формации, одновременно используя нейтронное устройство измерения и устройство измерения удельного сопротивления.
В первом предпочтительном варианте осуществления изобретения устройство дополнительно содержит первый набор датчиков гамма-излучения, расположенных между нейтронным устройством измерения, каждый из первой совокупности датчиков гамма-излучения расположен на расстоянии от нейтронного источника в продольном направлении системы.
Во втором предпочтительном варианте осуществления изобретения устройство содержит датчик естественного гамма-излучения, при этом датчик естественного гамма-излучения расположен на расстоянии от нейтронного источника в продольном направлении устройства.
В третьем предпочтительном варианте осуществления изобретения нейтронное устройство измерения расположено вдоль задней стороны устройства относительно датчика естественного гаммаизлучения, задняя сторона определяется относительно перемещения устройства в буровой скважине.
В четвертом предпочтительном варианте осуществления изобретения система далее содержит устройство измерения гамма-излучения, содержащее, по меньшей мере, источник гамма-излучения и вторую совокупность датчиков гамма-излучения, каждый из второй совокупности датчиков гаммаизлучения расположен на расстоянии от источника гамма-излучения в продольном направлении устройства.
В пятом предпочтительном варианте осуществления изобретения нейтронное устройство измерения расположено по длине на нерабочей стороне устройства относительно устройства измерения гаммаизлучения.
В шестом предпочтительном варианте осуществления изобретения нейтронное устройство измерения включает импульсный нейтронный источник.
В седьмом предпочтительном варианте осуществления изобретения устройство далее содержит нейтронный монитор для вывода измерений нейтронного источника.
В восьмом предпочтительном варианте осуществления изобретения нейтронное устройство измерения содержит химический нейтронный источник.
В девятом предпочтительном варианте осуществления изобретения устройство, кроме того, содержит устройство измерения рентгеновского излучения, измерение рентгеновского излучения включает, по меньшей мере, источник рентгеновского излучения и датчик рентгеновского излучения, при этом датчик рентгеновского излучения расположен на расстоянии от источника в продольном направлении устройства.
В десятом предпочтительном варианте осуществления изобретения устройство, кроме того, содержит ультразвуковое устройство измерения.
В одиннадцатом предпочтительном варианте осуществления изобретения устройство, кроме того, содержит датчик давления бурового раствора.
- 1 010781
В двенадцатом предпочтительном варианте осуществления изобретения устройство, кроме того, содержит гальванический датчик удельного сопротивления.
В тринадцатом предпочтительном варианте осуществления изобретения устройство, кроме того, содержит, по меньшей мере, качающуюся рамочную антенную катушку для осуществления электромагнитных измерений с направленной чувствительностью.
В четырнадцатом предпочтительном варианте осуществления изобретения устройство установлено в устройство проведения каротажа в процессе бурения.
В пятнадцатом предпочтительном варианте осуществления изобретения устройство смонтировано в кабельном каротажном устройстве.
Во втором аспекте изобретение обеспечивает систему для измерения характеристик геологической формации, окружающей буровую скважину. Устройство содержит устройство измерения удельного сопротивления, имеющее набор антенн, разнесенных друг от друга в продольном направлении устройства, и устройство измерения гамма-излучения, содержащее, по меньшей мере, источник гамма-излучения и совокупность датчиков гамма-излучения, каждый из совокупности датчиков гамма-излучения находится на расстоянии от источника гамма-излучения в продольном направлении системы. В наборе антенн каждая антенна чередуется с устройством измерения гамма-излучения для уменьшения полной длины снаряда и для возможности измерения определенной области геологической формации, одновременно используя устройство измерения гамма-излучения и устройство измерения удельного сопротивления.
В третьем аспекте изобретения обеспечивается способ обработки данных каротажного устройства, несущего, по меньшей мере, нейтронный источник, нейтронный датчик и датчик гамма-излучения. Способ содержит этап расчета выходных сигналов, соответственно, от каждого датчика как функцию азимутального положения каротажного инструмента; расчет, соответственно, для каждого датчика выходных сигналов для азимутального положения как функции времени прихода выходного сигнала и расчет, соответственно, для каждого датчика гамма-излучения считаемых выходных сигналов для азимутального положения как функции амплитуды импульса выходного сигнала.
Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из следующего описания и формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Изобретение будет теперь описано с большей детальностью со ссылкой на сопровождающие чертежи, на которых:
фиг. 1 показывает устройство проведения каротажа в процессе бурения из предшествующего уровня техники;
фиг. 2 содержит иллюстрацию первого примера устройства согласно изобретению;
фиг. 3 содержит иллюстрацию второго примера устройства согласно изобретению;
фиг. 4 содержит иллюстрацию примерного варианта осуществления секции гамма-излучения;
фиг. 5 содержит иллюстрацию примерного варианта осуществления секции нейтронного измерения пористости;
фиг. 6 содержит иллюстрацию примерного варианта осуществления для обработки сигнала согласно изобретению и фиг. 7 содержит иллюстрацию третьего примера устройства согласно изобретению.
Известные из уровня техники трехкомпонентные устройства могут выполнять множество измерений, как будет описано в следующем обзоре измерений. Определенные измерения могут быть специфическими для трехкомпонентного зонда на кабеле или для ΗΨΌ. Предполагается, что описываемые измерения известны специалистам и в этой области, поэтому детальное объяснение каждого измерения здесь не приводится.
Измерения удельного сопротивления могут быть выполнены согласно одному или нескольким из следующих способов:
прямое измерение удельного сопротивления (типично для кабельных зондов);
индуктивный метод измерений (типично для кабельных зондов);
волновое сопротивление (типично для Ь^И).
Нейтронный способ измерения пористости может быть осуществлен с использованием одного или нескольких из следующих способов. Измерения получены в результате регистрации рассеянного излучения нейтронными датчиками. Могут быть измерены два типа пористости: пористость по тепловым нейтронам и пористость по надтепловым нейтронам. Отличие между тепловой и надтепловой пористостью может быть выполнено в зависимости от используемых датчиков. Тепловой датчик может обнаруживать как надтепловые, так и тепловые нейтроны, последний, вообще, является более универсальным. Надтепловой датчик может обнаружить только надтепловые нейтроны.
Способы измерения следующие:
тепловое нейтронное измерение пористости с использованием химического нейтронного источника;
надтепловое нейтронное измерение пористости с использованием химического нейтронного источника;
- 2 010781 надтепловое нейтронное измерение пористости с использованием импульсного нейтронного генератора;
тепловое нейтронное измерение пористости с использованием импульсного нейтронного генератора.
Нейтронные измерения пористости могут альтернативно быть получены с использованием нейтронного источника, например химического нейтронного источника или импульсного нейтронного источника, и с помощью измерения индуцированного нейтронами гамма-излучения с одним или более датчиками гамма-излучения.
Измерение объемной плотности пород может быть получено с помощью комптоновского рассеяния гамма-излучения.
Измерение фотоэлектрического коэффициента пород (РЕЕ) может быть получено с помощью спектрального распределения рассеянного гамма-излучения. РЕЕ-измерения могут быть выполнены с использованием того же самого оборудования, как и для измерения плотности. РЕЕ позволяет проводить идентификацию литологии формаций. Это основано на фотоэлектрическом поглощении комптоновского рассеянного гамма-излучения, которое очень чувствительно к эффективному атомному номеру элементов в породе.
Измерения естественного гамма-излучения
Фиг. 1 иллюстрирует типичную роторную буровую установку 5 для вращательного бурения, имеющую, в качестве примера, каротажное оборудование ЬУО, известное из предшествующего уровня техники, которое позволяет выполнять измерения удельного сопротивления, нейтронной пористости, объемной плотности породы, фотоэлектрический коэффициент и естественное гамма-излучение породы. Иллюстрация показывает различные секции монтажа буровой установки и изменение масштабов между различными секциями для обеспечения более легкого понимания. Скважинные измерения проводятся устройствами измерения, помещенными в и/или на воротнике 20 бура. Такие измерения могут быть сохранены в блоке памяти скважинного устройства измерения или могут быть переданы к поверхности через обычные БАУЭ телеметрические устройства и методы. С этой целью модуль 23 устройства передачи данных получает сигналы от устройств измерения на воротнике 20 бура и передает телеметрические данные через канал бурового раствора из бурильной колонны 6 и в конечном счете - на поверхностное оборудование 7 через датчик давления 21 на стояк 15.
Буровая установка 5 включает двигатель 2, который поворачивает ведущую бурильную трубу 3 посредством поворотного стола 4. Бурильная колонна 6 включает в себя секции бурильной колонны, соединенной встык с ведущей бурильной трубой, и производит вращение. Воротник 20 бура согласно данному изобретению так же, как другие обычные воротники и другие БАУЭ инструменты, присоединен к бурильной колонне 6. Такие воротники и инструменты формируют оборудование низа буровой колонны между бурильной колонной 6 и буровым долотом 30.
Поскольку бурильная колонна 6 и оборудование низа буровой колонны поворачивается, буровое долото 30 бурит скважину 9 через геологическую породу 32. Затрубное пространство 10 определяется как часть буровой скважины 9 между внешней стороной бурильной колонны 6, включая оборудование низа буровой колонны и геологическую породу 32.
Буровой раствор или шлам подается помпой 11 от отстойника 13 через стояк 15 и крутящуюся инжекторную голову 17 через полый центр ведущей бурильной трубы 3 и бурильной колонны 6 к долоту 30. Действием бурового раствора смазывается буровое долото 30, и выбуриваемая порода выносится к поверхности через затрубное пространство 10. Буровой раствор доставляется к отстойнику 13, где он отделяется от выбуренной породы, дегазируется и возвращается для применения в бурильную колонну.
Воротник 20, т.е. инструмент, содержащий антенны удельного сопротивления 40, предназначен для измерения волнового сопротивления и определения удельного сопротивления породы.
Нейтронная пористость может быть определена по регистрации нейтронов, испускаемых из нейтронного источника 41, и обратному рассеянию на нейтронные датчики 42.
Объемная плотность толщи пород может быть получена по комптоновскому рассеиванию гаммаизлучения. Гамма-излучения испускаются источником 43 гамма-излучения и регистрируются датчиками 44 гамма-излучения.
Фотоэлектрический коэффициент толщи пород может быть получен с использованием того же самого источника 43 гамма-излучения и датчиков 44 гамма-излучения по наблюдению спектрального распределения обратного рассеяния гамма-излучения.
Фотоэлектрический коэффициент может использоваться для идентифицирования литологии породы. Датчик 45 естественного гамма-излучения может использоваться для измерения естественного гамма-фона в буровой скважине.
Дополнительные стабилизаторы 46 могут быть установлены на внешней периферии инструмента для поддержки центрирования инструмента в буровой скважине 9.
- 3 010781
Расположенные над пластом устройства нейтронного каротажа и измерения удельного сопротивления
На фиг. 2 показан пример устройства 205 согласно изобретению. Устройство 205 использует химические источники, т.е. химический нейтронный источник 200 и химический источник 201 гаммаизлучения.
Секция нейтронного измерения пористости
Химический нейтронный источник 200 формирует нейтроны, которые в конечном счете рассеиваются на нейтронные датчики 202. Результаты измерений от нейтронных датчиков 202 могут использоваться для определения пористости.
Типичный химический нейтронный источник 241АтВе, который производит спектр нейтронов высокой энергии через ядерную реакцию с излучением альфа-частиц посредством 241Ат распада с 9Ве, показан в следующей реакции:
Альтернативно может использоваться источник 252С1. Последний источник производит нейтроны как следствие непосредственного расщепления тяжелого ядра 252С1.
Секция измерения плотности методом гамма-излучения
В секции измерения плотности способ гамма-излучения устройства 205, химический источник 201 гамма-излучения производит гамма-излучение, которое рассеивается на датчиках 203 гамма-излучения. Хотя два датчика 203 гамма-излучения показаны на фиг. 2, понятно, что это только пример и что число датчиков гамма-излучения 203 может быть другим. Кроме того, понятно, что положение датчиков 203 гамма-излучения ниже источника 201 гамма-излучения на фиг. 2 может быть различным по отношению к источнику 201 гамма-излучения, например к положению выше источника 203 гамма-излучения. Термины ниже и выше используются здесь только в схеме фигуры и не предназначены, чтобы передавать абсолютную ориентацию устройства, при использовании, например, терминов ниже и выше. Это не обязательно относится к ориентации по направлению силы тяжести или в любом другом направлении. Результаты измерений от датчиков 203 гамма-излучения могут использоваться для определения объемной плотности толщи пород и фотоэлектрического коэффициента.
Следует отметить, что нейтронный источник активизирует формирование задержки эмиссии гаммаизлучения формации. Для того чтобы избежать задержки эмиссии гамма-излучения регистрируемыми датчиками устройства, датчики гамма-излучения должны быть расположены в ведущей позиции устройства, т.е. в положении перед устройством, когда устройство перемещается во время каротажа. каротаж традиционно осуществляется при бурении, т. е. датчики должны быть расположены на нижней стороне устройства, чтобы быть первыми на устройстве и видеть зону проходки.
В большинстве случаев каротаж с зондом, опускаемым на кабеле, осуществляется при перемещении устройства в направлении от основания до вершины скважины, т.е. устройство сначала опускается в буровую скважину, и каротаж заканчивается, когда устройство выведено из скважины. В этом случае предпочтительно, что любое измерение, которое имеет косвенное влияние на другое измерение через активацию пласта, было расположено в нижней части скважины, т.е. в нижней стороне устройства, чтобы минимизировать его воздействие.
Однако могут быть и другие основания, из которых может следовать, чтобы порядок измерений был изменен.
Типичный элемент для химического источника 201 гамма-излучения может быть 137С§.
Предпочтительно датчики 203 гамма-излучения могут быть установлены за дополнительными стабилизаторами 207, оборудованными окнами гамма-излучения. Это обеспечивает оптимальный контакт с пластом (формации) при минимизации поглощения гамма-излучения в стабилизаторах 207.
Типичное расстояние между двумя датчиками 203 гамма-излучения и источником 201 гаммаизлучения может типично изменяться, соответственно, между 0,12 и 0,24 м, когда датчики 203 гаммаизлучения находятся относительно близко к источнику 201 гамма-излучения и, соответственно, от 0,30 до 0,55 м, когда датчики 203 гамма-излучения удалены от источника 201 гамма-излучения.
На фиг. 4 показан детальный пример варианта осуществления секции плотностного гаммакаротажа, т.е. устройства 400 измерения плотности внутри буровой скважины 401, проникающего через формацию 402. Устройство 400 измерения плотности включает воротник 403. Воротник 403 содержит шасси 404, который ограничивает растворопровод 405. Стабилизаторы 406 и 407 установлены на воротнике 403 и обеспечивают улучшенный контакт между устройством 400 измерения плотности и формацией 402. Улучшенный контакт может уменьшить эффект передачи гамма-излучения в буровой раствор, который протекает через буровую скважину между окнами и формацией. Источник 408 гамма-излучения установлен в воротнике 403. Понимается, что источник 408 гамма-излучения может также быть установлен в шасси 404 вместо размещения на воротнике 403.
Гамма-излучения, испускаемые из источника 408 гамма-излучения, проходят через окно 409 из материала с низкой плотностью к формации 407. Альтернативно, использование окна 409 может быть необязательным, если соответствующий материал используется для стабилизатора 407 для обеспечения
- 4 010781 прохода гамма-излучения из источника 408 к формации 402. Гамма-излучение рассеивается на породе и регистрируется по меньшей мере двумя датчиками 410 и 411, установленными позади окон 412 и 413, или альтернативно позади стабилизатора 407, выполненного из соответствующего материала, пропускающего гамма-излучение. Прямое прохождение гамма-излучения из источника 408 на один из датчиков 410 или 411 может быть предотвращено с помощью экрана из материала с высокой плотностью 414, например вольфрама.
В качестве альтернативы источник гамма-излучения может быть заменен электронным рентгеновским источником.
Рентгеновское излучение и гамма-излучение неразличимы, если они имеют одинаковую энергию. Рентгеновские лучи могут производиться традиционными рентгеновскими трубками, присоединенными к источнику высокого напряжения. Альтернативно, рентгеновское излучение может быть произведено устройством типа линейного электронного ускорителя или циклического ускорителя типа бетатрона. В то время как измерение (экран, интервал между датчиками, окна и т.д.) должно быть приспособлено для использования различных устройств, основное измерение остается тем же самым.
Секция измерения удельного сопротивления
Антенны 204 удельного сопротивления размещены в устройстве 205 и частично перекрываются с нейтронными датчиками 202. Антенны удельного сопротивления используются для измерения волнового сопротивления. Типичные частоты измерения - 400 кГц и 2 МГц, но другие, выше и/или ниже, частоты могут использоваться для получения различных измеряемых характеристик.
Секция измерения естественного гамма-излучения
Датчик 206 естественного гамма-излучения размещен в направлении к концевой части устройства 205 напротив концевой части, на которой предусмотрены нейтронные устройства 200 и 202 измерения и антенны 204 удельного сопротивления.
Датчик 206 естественного гамма-излучения должен быть предпочтительно размещен на достаточном расстоянии от нейтронного источника 200 для уменьшения влияния гамма-излучения, вызываемого нейтронами, испускаемыми нейтронным источником 200.
Предпочтительно датчик гамма-излучения должен находиться впереди нейтронного источника в процессе измерения, т.е. находиться в лидирующем положении на устройстве во время движения, так чтобы это не вызывало активации формации и нисходящего потока бурового раствора, вызванного нейтронным источником 200.
Кроме того, датчик естественного гамма-излучения должен также быть достаточно отдален от источника 201 гамма-излучения, чтобы избежать влияния гамма-излучения, испускаемого источником 200 гамма-излучения.
Перекрытие нейтронных устройств 200 и 201 измерения с антеннами 204 удельного сопротивления позволяет достичь устройства 205, которое является существенно короче, чем устройство 20 из предшествующего уровня техники, показанного на фиг. 1.
Износостойкий пояс 208 может быть установлен в непосредственной близости от антенны 204 удельного сопротивления для предотвращения повреждения антенны 204 удельного сопротивления при контактировании или трении о породы.
На фиг. 3 далее показан пример устройства 300 согласно изобретению. Одинаковые позиции фиг. 2 использовались при описании фиг. 3 и обозначают одни и те же элементы.
Секция измерения плотности способом гамма-излучения и секция измерения естественного гаммаизлучения подобны соответствующим секциям, показанным на фиг. 2. Определенные характеристики, отличающие устройство 300 от устройства, показанного на фиг. 2, будут описаны далее.
В устройстве 300 химический нейтронный источник 200 заменен импульсным нейтронным источником 301, например нейтронным генератором, использующим ά-Τ реакцию. Импульсный нейтронный источник 301 включает источник высокого напряжения, обычно в диапазоне от 70 до 100 кВ, и вакуумную трубку, в которой ионы дейтерия и трития сначала формируются и затем ускоряются на аноде, содержащем тритий и дейтерий. Реакция между ядрами дейтерия и трития заканчивается эмиссией нейтрона с энергией приблизительно 14 МВ.
Секция нейтронного измерения пористости устройства 300 чередуется с секцией измерения удельного сопротивления. Секция нейтронного измерения пористости расположена на расстоянии от секции измерения плотности гамма-излучением, которое является достаточным, чтобы предотвратить радиацию, созданную нейтронами, испускаемыми импульсным нейтронным источником 301, достигающими секцию измерения плотности гамма-излучением. Подобное расстояние между обеими нейтронной и гаммасекциями предотвращает радиацию, созданную гамма-излучением, испускаемым источником гаммаизлучения, достигающим нейтронной секции. Расстояние, отделяющее нейтронную и гамма-секции, может вообще быть 1,2 м и должно быть приспособлено к интенсивности используемых источников.
Предпочтительно секция нейтронного измерения пористости расположена на устройстве 300 так, что измерение плотности гамма-излучением может быть выполнено сначала перед нейтронным измерением пористости, когда устройство 300 введено в буровую скважину. Это может предотвратить систематическую ошибку измерения плотности породы и активацию бурового раствора, вызванную нейтронами,
- 5 010781 испускаемыми секцией нейтронного измерения пористости. В случае, если нейтронные измерения пористости должны быть выполнены перед измерениями способом гамма-излучения, необходимо будет внести поправки в измерения плотности.
Нейтронные датчики 202 расположены на 2-х различных расстояниях от импульсного нейтронного источника 301. Нейтронные датчики 202 - тепловые и/или надтепловые нейтронные датчики, например 3Не пропорциональные датчики.
Устройство 300, кроме того, включает два датчика 302 гамма-излучения, чередующихся с секцией нейтронного измерения пористости. Различные экранирующие устройства могут использоваться для минимизирования прямого прохождения нейтронов из источника 301 на датчики 202 и увеличения азимутального отклика. Экранирующие устройства далее позволяют уменьшать излучение на датчики гаммаизлучения 302, произведенного источником гамма-излучения 201 из устройства 300. Экранирующий материал может быть из вольфрама (не показан на фиг. 3), когда измерения проводятся близко к нейтронному генератору 301 или близко к датчикам 302 гамма-излучения, и из 10В (Бор 10) (не показанный на фиг. 3) при измерениях в непосредственной близости к нейтронным датчикам 202.
Нейтронный монитор 303 установлен рядом с нейтронным источником 301 для определения или контролирования мощности нейтронного источника. Измерение выходной мощности нейтронного источника может использоваться для нормализования измеряемого уровня радиоактивности в нейтронных датчиках 202 или датчиках 302 гамма-излучения. Это может также использоваться для регулирования мощности нейтронного источника. Нейтронный монитор 303 может типично выполняться с сцинтиллятором из пластика, который обнаруживает протоны отдачи.
Датчики 302 гамма-излучения предпочтительно выполняются с использованием счетчика флуктуаций, например Иа1(1Ъ), ВСО. С§1, С8О и т.д. Каждый датчик 302 гамма-излучения расположен на отличном расстоянии от нейтронного источника 301. Датчик 302, расположенный на наименьшем расстоянии из источника 301, может использоваться для определения элементного состава породы по измерению и анализу спектров поглощения гамма-излучения. Последний датчик 302 может, кроме того, использоваться для измерения теплового затухания гамма-излучения, чтобы установить поперечное сечение нейтронного поглощения в породе и буровой скважине. Кроме того, последний датчик 302 может использоваться для измерения спектра гамма-излучения неупругих реакций нейтронов высоких энергий. Эти спектры гамма-излучения могут быть проанализированы, чтобы добавить их к измерению элементного состава пород и/или для коррекции измерения плотности.
Отдельный датчик 302, расположенный на самом отдаленном расстоянии от источника 301, может использоваться для измерения неупругого спектра гамма-излучения и уровня радиоактивности, которая может, в свою очередь, использоваться для установления объемной плотности породы. Кроме того, датчик может измерить спектры поглощения гамма-излучения и теплового затухания гамма-излучения, хотя с очень пониженной статистикой.
Подобно устройству согласно фиг. 2 антенны 204 удельного сопротивления накладываются на нейтронный источник 301 и датчики 202. Антенны 204 удельного сопротивления могут использоваться как приемные и передающие антенны. Расположение антенн 204 удельного сопротивления может варьироваться для достижения улучшенного выполнения ядерных измерений в нейтронной секции пористости.
Предпочтительно расстояние между источником 301 и нейтронным датчиком 202, наиболее близким к источнику, может составлять от 20 до 40 см. Расстояние для нейтронного датчика 202, наиболее удаленного от источника, может составлять от 50 до 80 см.
Предпочтительное расстояние между источником 301 и датчиком 302 гамма-излучения, ближайшим к источнику, может быть между 20 и 50 см, в то время как расстояние между источником 301 и датчиком 302 гамма-излучения, наиболее удаленным от источника, может находиться между 60 и 100 см или даже больше, в зависимости от интенсивности нейтронного источника 301.
Как показано на фиг. 3, нейтронные датчики 202 и датчики 302 гамма-излучения находятся в чередующихся положениях, подразумевается, что это расположение является вариантом и что могут быть предусмотрены и другие положения. Например, нейтронные датчики 202 и датчики 302 гамма-излучения могут быть расположены на том же самом расстоянии из источника 301, друг рядом с другом или объединены в порядке одновременного проведения нейтронных и гамма-измерений. Должно также быть предусмотрено, что датчики гамма-излучения расположены выше нейтронного источника и нейтронные датчики - ниже нейтронного источника.
На фиг. 5 показан пример варианта осуществления секции нейтронного измерения пористости, расположенной над секцией измерения удельного сопротивления, в продольном и поперечном сечении устройства. Устройства секции нейтронного измерения пористости расположены внутри воротника 500, установленного на шасси 501. Шасси разделяет растворопровод 502, позволяющий буровому раствору протекать через устройство. Нейтронные устройства измерения пористости включают импульсный нейтронный источник 503 и нейтронные датчики 504. Сторона устройства, на которой расположен нейтронный источник 503, типично находится вверх по стволу скважины, когда инструмент вставлен в буровую скважину, чтобы датчики 504 находились впереди источника при бурении скважины.
Вольфрамовый блок 505, расположенный вблизи источника 503, т.е. с правой стороны источника
- 6 010781
503 на фиг. 5, предотвращает прохождение гамма-излучения и уменьшает прямой поток нейтрона из источника 503 к датчикам 504.
Нейтронный датчик 504, самый близкий к источнику 503, в нейтральном положении измерения плотности может фактически быть набором нейтронных датчиков, включая надтепловой нейтронный датчик и тепловой нейтронный датчик, и может использоваться для приблизительного определения уровня радиоактивности для получения прямого измерения водородного индекса. Понятие нейтральной плотности указывает, что в этом положении нейтронный уровень радиоактивности - функция водородного индекса породы и переменных окружающей среды. Однако нейтронный уровень радиоактивности не влияет на изменения объемной плотности пород, которые не сопровождаются изменением водородного индекса. Нейтронный датчик 504, находящийся дальше всего от источника 503, может фактически быть набором тепловых нейтронных датчиков и может использоваться для выполнения измерений со значительным уровнем радиоактивности. Нейтронное определение пористости базируется на отношении низкого и значительного уровня радиоактивности.
Нейтронные датчики экранированы, используя нейтронное экранирование, например защиту из 10В, для уменьшения сигнала от нейтронов, проходящих через буровую скважину или через растворопровод.
Первый датчик 507 гамма-излучения расположен между 2 наборами нейтронных датчиков 506. Первый датчик 507 гамма-излучения может главным образом использоваться для измерения спектра поглощения гамма-излучения и определения сигмы; сигма - макроскопическое сечение поглощения породы; сигма обратно пропорционально связана со временем затухания тепловых нейтронов.
Второй датчик 508 гамма-излучения может производить измерения, которые могут быть проанализированы совместно с измерениями от первого датчика 507 гамма-излучения, чтобы получить импульсные нейтронные измерения плотности. В дополнение к датчику может использоваться измерение сигмы с большей глубиной исследования.
Экраны 509, расположенные на поверхности воротника 500, ограждают воротник от воздействия тепловых нейтронов, которые могут поглощаться в воротнике и являются причиной сильного фонового гамма-излучения, которое добавляется к сигналу от буровой скважины и породы. Экран 509 уменьшает фоновый сигнал в датчиках 507 и 508 гамма-излучения, следующий из поглощения нейтронов в воротнике 500 и шасси 501.
Антенны 510 удельного сопротивления установлены во внешней периферии устройства. Положение антенн 510 удельного сопротивления может быть оптимизировано в соответствии с отношением к датчикам 506, чтобы улучшить обнаружение нейтронов. Альтернативно, антенны могут быть установлены как составная часть воротника или могут быть установлены внутри воротника или на шасси, в этом случае должны быть выполнены щели в воротнике для гарантии достаточной прозрачности по отношению к электромагнитному полю.
Выходная реакция от нейтронных датчиков 504 может быть зарегистрирована как функция времени относительно нейтронного всплеска, произведенного импульсным нейтронным источником 503, и в течение каждого раза сохраняться в дополнении как функция азимута. Более точно, время выходной реакции от надтеплового датчика может составлять порядок 10 мкс после нейтронного всплеска для определения явления затухания надтепловых нейтронов, например время замедления 8ΌΤ. Использования выходного отклика от теплового нейтронного датчика, происходящего из затухания теплового нейтрона, делает возможным сделать вывод о сечении поглощения (сигма).
Выходная реакция от первого датчика 507 гамма-излучения регистрируется как функция следующих параметров: время, энергия гамма-излучения, отложенная в датчике и азимуте. Последние реакции могут использоваться для определения неупругих реакций и спектра поглощения гамма-излучения и сигмы.
Выходная реакция от второго датчика гамма-излучения 508 регистрируется подобным образом датчику 507 гамма-излучения и может использоваться вообще для определения плотности по вызванному нейтронами гамма-излучению, спектроскопии, сигме, если статистическая точность является достаточной.
Как предварительно заявлено относительно фиг. 3, выходная реакция, т.е. уровень радиоактивности, полученный в датчиках, нормализуется делением на уровень радиоактивности нейтронов, испускаемых источником 503, как измерено нейтронным монитором 600. Следовательно, становится возможным определить пористость по сигналу нейтронных датчиков 506. Различие в надтепловом отклике и тепловом отклике в отдельном наборе датчиков 506 может использоваться как признак наличия теплового нейтронного поглощения и коррелируется с сигмой.
Дополнительные датчики могут быть добавлены на воротник без увеличения его длины. Это могут быть ультразвуковые устройства, позволяющие измерять удаление устройства, датчики давления для определения давления в буровой скважине или дополнительные небольшие устройства для определения свойств бурового раствора. Это может также включать прямое локальное измерение удельного сопротивления.
Ультразвуковые измерения известны в промышленности как средство определения положения устройства по отношению к стенке буровой скважины. Устройство для измерения удаления измеряет удале
- 7 010781 ние, испуская сверхзвуковой импульс от устройства и определяя временную задержку между излучением и обнаружением отраженного сигнала (эхо). Если скорость распространения в буровом растворе известна, удаление устройства от толщи пород может быть вычислено.
Датчики давления часто используются на Ь^И и ΜΨΌ инструментах. Типично датчики давления это датчики деформаций. Измерение давления имеет многочисленные применения при бурении. Измерение давления может, например, использоваться, чтобы удостовериться, что давление в скважине ни слишком низко, ни слишком высоко, или для раннего обнаружения проблем при бурении, подобно нарушению циркуляции бурового раствора. Измерение давления также позволяет оценить удельный вес бурового раствора и таким образом получить лучшую оценку скорости распространения звука в растворе.
Локальное измерение удельного сопротивления может быть добавлено к устройству, используя гальванические датчики, измеряющие удельное сопротивление пород. Такие гальванические датчики измеряют удельное сопротивление, используя разность потенциалов поперек частей устройства, которые вызывают протекание тока от устройства в породу. Разность потенциалов может, например, быть произведена индуктивным способом, например, при помощи тороидальных катушек или при помощи электродов. Результирующий ток может быть измерен соответствующими средствами.
В предпочтительном варианте осуществления секция удельного сопротивления, кроме того, включает качающиеся антенны. Это позволяет осуществлять азимутально-направленное измерение удельного сопротивления. Азимутальная чувствительность важна в применениях подобно управлению пространственным положением, но также и для лучшей геологической оценки, определяя угол падения слоев в толще пород.
Обработка данных
На фиг. 6 схематично показан процесс получения данных от устройства, показанного на фиг. 5, как функции времени, азимута и энергии.
Сигналы приходят от каждого датчика 506, 507 и 508. На фиг. 6 показано, что датчики 506Ν1 и 506Ν2 соответствуют набору нейтронных датчиков, расположенных ближе к нейтронному источнику 503. Датчики 506Е1 и 506Е2 соответствуют набору нейтронных датчиков, расположенных дальше всего от нейтронного источника 503.
Нейтронный монитор 600 представлен в непосредственной близости с нейтронным источником 503, чтобы показать, что импульсный всплеск нейтрона контролируется.
Сигналы датчиков 506, 507 и 508 регистрируются как функция азимута устройства в буровой скважине в секции 601, степень детализации секторов азимута может измениться в зависимости от азимутальной разрешающей способности измерения. Например, может быть выбрана степень детализации 4 секторов.
В секции 603 измеренные отсчеты дискретизируются как функция регулировки вступления нейтронов или гамма-излучения в датчики. Время вступления может быть измерено относительно нейтронного импульсного цикла, произведенного импульсным нейтронным источником 503.
Ширина временных дискретов и число временных дискретов могут изменяться от одного датчика до другого датчика и могут даже изменяться для одного датчика.
В секции 604 спектральные данные могут быть получены от датчиков гамма-излучения 507 и 508. Сигналы дискретизируются в зависимости от амплитуды импульса измеряемых сигналов на выходе датчиков.
Выход нейтронного источника 503 используется для измерений нейтронным монитором 600 и оборудованием подсчета 602, чтобы получить абсолютный отсчет нейтронов, которые могут использоваться в дальнейшей обработке данных, полученных от датчиков 506, 507 и 508.
Для того чтобы избежать изменения результатов от одного устройства до другого устройства, возможно калибровать уровень радиоактивности, используя калибровку 605.
Данные, полученные в секциях 601, 602 и 603, нормализованы (606) и сделаны доступными для обработки 607. Обработка 607 может быть выполнена в режиме реального времени, например, данные могут быть направлены вверх по стволу в режиме реального времени, или данные могут быть сохранены в памяти устройства для дальнейшей обработки, например для обработки, когда устройство возвращено на поверхность.
Фиг. 7 иллюстрирует дополнительный предпочтительный вариант осуществления устройства согласно изобретению. Устройство на фиг. 7 включает секцию 204 удельного сопротивления, расположенную сверху над нейтронной секцией 301, 303, 202, 302 измерения пористости и датчиком 206 естественного гамма-излучения, подобную устройству, показанному на фиг. 3. В отличие от устройства на фиг. 3 устройство на фиг. 7 не содержит секцию измерения плотности с помощью гамма-излучения. Расстояние, отделяющее естественный датчик 206 гамма-излучения от импульсного нейтронного источника 301, может в основном превышать 1,2 м.
В результате исключения секции измерения плотности с помощью гамма-излучения устройство на фиг. 7 стало значительно короче, чем устройство на фиг. 3.
- 8 010781
Различные преимущества, вытекающие из устройства согласно изобретению
Первое преимущество заключается в уменьшенной длине устройства согласно изобретению. Длина трехкомпонентного зонда согласно изобретению уменьшена менее чем до 10 м. Длина уменьшена еще значительнее в варианте осуществления, показанном на фиг. 7. Более короткая длина открывает возможность использования устройства согласно изобретению в сложных окружающих средах, которые были не доступны трехкомпонентному зонду из предшествующего уровня техники, где измерения осуществлялись с использованием множества инструментов и, возможно, с использованием многократных проходов по скважине. Устройство (инструмент) согласно изобретению объединяет возможность осуществления множества измерений, которые выполнялись с использованием 2-4 различных инструментов в предшествующем уровне техники. Устройство согласно изобретению объединяет возможность выполнения всех измерений в единственном устройстве (инструменте), которое короче и более высоко интегрировано, чем устройство из предшествующего уровня техники.
Второе преимущество заявленного изобретения заключается в уменьшении затрат на изготовление устройства (инструмента) согласно изобретению. Из этого следует, что устройство согласно изобретению более дешево в производстве, чем трехкомпонентный зонд из предшествующего уровня техники.
Третье преимущество заключается в том, что более короткая длина трехкомпонентного зонда согласно изобретению позволяет применять более простую и более точную интерпретацию измерений от измеряющих устройств. Более подробно, расположенные сверху устройства измерения удельного сопротивления и нейтронных измерений позволяют получать одновременные или квазиодновременные измерения для обоих измерителей, точки измерений находятся относительно близко друг к другу или являются теми же самыми. Следовательно, удельное сопротивление и нейтронные измерения могут легко быть коррелированными, допуская более точную интерпретацию измерений и более точное понимание строения толщи пород.
Дополнительное преимущество интеграции может состоять в том, что датчики устройства согласно изобретению расположены ближе к головке бура, чем в устройствах, известных из предшествующего уровня техники, что позволяет получать опережающие измерения после проникновения в толщу пород. Это может иметь важные применения, например, при управлении пространственным положением.
Различные примеры вариантов осуществления изобретения были описаны, используя Б\УЭ устройства. Подразумевается, что изобретение может также использоваться в кабельном варианте, который традиционно используется для исследования скважины после бурения.
В качестве альтернативы предпочтительного варианта осуществления имеется возможность чередовать антенны удельного сопротивления с измерением плотности.
В следующем предпочтительном варианте осуществления антенны могут быть наложены на части нейтронных устройств и измерения плотности.
В то время как изобретение было описано в отношении ограниченного числа вариантов осуществления, квалифицированные специалисты, обнаружившие преимущества этого описания, оценят, что могут быть предложены другие варианты осуществления, которые не отклоняются от объема изобретения, как было показано. Соответственно, объем изобретения ограничивается только приложенной формулой изобретения.
Claims (9)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Устройство для измерения характеристик толщи пород, окружающих буровую скважину, содержащее устройство измерения удельного сопротивления, имеющее набор антенн, разнесенных друг от друга в продольном направлении устройства;нейтронное устройство измерения, содержащее по меньшей мере один нейтронный источник и по меньшей мере один нейтронный детектор, при этом каждый из нейтронных детекторов находится на расстоянии от нейтронного источника в продольном направлении устройства;при этом набор антенн чередуется с нейтронным устройством измерения таким образом, что по меньшей мере одна антенна устройства измерения удельного сопротивления частично перекрывается по меньшей мере с одним нейтронным источником и по меньшей мере другая антенна устройства измерения удельного сопротивления частично перекрывается по меньшей мере с одним нейтронным детектором.
- 2. Устройство по п.1, в котором по меньшей мере между одним нейтронным источником и по меньшей мере одним нейтронным детектором расположено экранирующее устройство.
- 3. Устройство по п.1, кроме того, содержащее устройство измерения рентгеновского излучения, при этом устройство измерения рентгеновского излучения содержит по меньшей мере один источник рентгеновского излучения и детектор рентгеновского излучения, при этом детектор рентгеновского излучения расположен на расстоянии от источника рентгеновского излучения в продольном направлении устройства.
- 4. Устройство по п.1, кроме того, содержащее ультразвуковое устройство измерения.
- 5. Устройство по п.1, кроме того, содержащее датчик давления бурового раствора.
- 6. Устройство по п.1, кроме того, содержащее по меньшей мере один гальванический датчик удель- 9 010781 ного сопротивления.
- 7. Устройство по п.1, кроме того, содержащее качающуюся рамочную антенну для осуществления электромагнитных измерений с направленной чувствительностью.
- 8. Устройство по п.1, в котором устройство смонтировано в устройство проведения каротажа во время бурения.
- 9. Устройство по п.1, в котором устройство смонтировано в кабельном каротажном устройстве.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/636,297 US7073378B2 (en) | 2003-08-07 | 2003-08-07 | Integrated logging tool for borehole |
| PCT/EP2004/008667 WO2005015265A1 (en) | 2003-08-07 | 2004-08-02 | Integrated logging tool for borehole |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200600379A1 EA200600379A1 (ru) | 2006-10-27 |
| EA010781B1 true EA010781B1 (ru) | 2008-10-30 |
Family
ID=34116400
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200600379A EA010781B1 (ru) | 2003-08-07 | 2004-08-02 | Комплексное каротажное устройство для буровой скважины |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7073378B2 (ru) |
| EP (1) | EP1651985B1 (ru) |
| CN (1) | CN100399055C (ru) |
| CA (1) | CA2534304C (ru) |
| EA (1) | EA010781B1 (ru) |
| MX (1) | MXPA06001345A (ru) |
| NO (1) | NO338273B1 (ru) |
| WO (1) | WO2005015265A1 (ru) |
Families Citing this family (79)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7285772B2 (en) * | 2000-04-07 | 2007-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Logging tool with a parasitic radiation shield and method of logging with such a tool |
| GB2399111B (en) * | 2003-03-07 | 2005-10-05 | Schlumberger Holdings | Methods for detecting while drilling underbalanced the presence and depth of water produced from the formation and for measuring parameters related thereto |
| US7365307B2 (en) * | 2005-02-28 | 2008-04-29 | Schlumberger Technology Corporation | Sigma/porosity tools with neutron monitors |
| US8730877B2 (en) * | 2005-06-16 | 2014-05-20 | Qualcomm Incorporated | Pilot and data transmission in a quasi-orthogonal single-carrier frequency division multiple access system |
| US7491929B2 (en) * | 2006-05-01 | 2009-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and related system of pulsed neutron logging |
| US7793712B2 (en) * | 2006-08-24 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool |
| US7573027B2 (en) * | 2006-10-04 | 2009-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Measurement of standoff corrected photoelectric factor |
| US7564948B2 (en) * | 2006-12-15 | 2009-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | High voltage x-ray generator and related oil well formation analysis apparatus and method |
| US20080156532A1 (en) * | 2006-12-15 | 2008-07-03 | Zamfes Konstandinos S | Flow density tool |
| US7782060B2 (en) * | 2006-12-28 | 2010-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated electrode resistivity and EM telemetry tool |
| EP1953571B1 (en) * | 2007-02-05 | 2015-06-03 | Services Pétroliers Schlumberger | Nuclear tool used in a borehole to determine a property of the formation |
| US8049508B2 (en) * | 2007-03-16 | 2011-11-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining formation boundary near the bit for conductive mud |
| US7408150B1 (en) | 2007-06-25 | 2008-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging method for determining formation characteristics using pulsed neutron capture measurements |
| MX2010001461A (es) | 2007-08-10 | 2010-03-15 | Schlumberger Technology Bv | Escudos reforzados contra neutrones. |
| WO2009023009A1 (en) | 2007-08-14 | 2009-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining formation characteristics |
| US20090045329A1 (en) * | 2007-08-16 | 2009-02-19 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole Tools Having Combined D-D and D-T Neutron Generators |
| US8550184B2 (en) * | 2007-11-02 | 2013-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Formation coring apparatus and methods |
| US7880134B2 (en) * | 2007-11-07 | 2011-02-01 | Baker Hughes Incorporated | Azimuthal elemental imaging |
| US8269162B2 (en) * | 2007-11-07 | 2012-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Azimuthal elemental imaging |
| US7660671B2 (en) * | 2007-12-06 | 2010-02-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for electromagnetic logging of a formation |
| US7978804B2 (en) * | 2007-12-10 | 2011-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Low power neutron generators |
| US9008969B2 (en) * | 2007-12-10 | 2015-04-14 | Schlumberger Technology Corporation | Pulsed x-ray signal processing |
| US8311186B2 (en) * | 2007-12-14 | 2012-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | Bi-directional dispenser cathode |
| US8005618B2 (en) * | 2008-01-09 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Logging while drilling system |
| US9179535B2 (en) | 2008-02-04 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Neutron generator |
| EP2101198B1 (en) * | 2008-03-11 | 2015-05-27 | Services Pétroliers Schlumberger | A downhole tool for determining formation properties |
| CN104020500A (zh) * | 2008-03-31 | 2014-09-03 | 南方创新国际股份有限公司 | 用于钻孔测井的方法和装置 |
| BRPI0822878A2 (pt) * | 2008-06-11 | 2015-06-30 | Prad Res & Dev Ltd | Sistema de detecção de falha em poço e método de detecção de falha em poço |
| US7818128B2 (en) * | 2008-07-01 | 2010-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | Forward models for gamma ray measurement analysis of subterranean formations |
| US7897915B2 (en) * | 2008-12-19 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Segmented tubular body |
| US9357629B2 (en) | 2009-01-21 | 2016-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Neutron generator |
| BRPI1015206A2 (pt) * | 2009-04-07 | 2016-04-26 | Baker Hughes Inc | gerador de raios gama |
| US8436294B2 (en) * | 2009-04-07 | 2013-05-07 | Baker Hughes Incorporated | Method for taking gamma-gamma density measurements |
| EP2241906B1 (en) * | 2009-04-17 | 2015-04-01 | Services Pétroliers Schlumberger | Method of determining density of underground formations using neutron-gamma ray measurements |
| US20100295548A1 (en) * | 2009-05-20 | 2010-11-25 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatus for providing complimentary resistivity and standoff image |
| WO2010135618A2 (en) | 2009-05-22 | 2010-11-25 | Schlumberger Canada Limited | Optimization of neutron-gamma tools for inelastic gamma-ray logging |
| EP2275840B1 (en) * | 2009-07-16 | 2013-09-25 | Services Pétroliers Schlumberger | Apparatus and methods for measuring formation characteristics |
| US8907269B2 (en) * | 2010-01-29 | 2014-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for pulsed neutron generation including a high voltage power supply |
| CN102206996A (zh) * | 2010-03-31 | 2011-10-05 | 西安思坦仪器股份有限公司 | 微弱信号检测仪 |
| GB2493653A (en) * | 2010-04-07 | 2013-02-13 | Baker Hughes Inc | Refined lithology curve |
| US8907270B2 (en) | 2010-06-30 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for gain regulation in a gamma detector |
| US9004174B2 (en) | 2010-07-01 | 2015-04-14 | Chevron U.S.A. Inc. | System, apparatus, and method for monitoring a subsea flow device |
| US9602045B2 (en) | 2010-07-01 | 2017-03-21 | Chevron U.S.A. Inc. | System, apparatus, and method for monitoring a subsea flow device |
| WO2012027106A2 (en) * | 2010-08-26 | 2012-03-01 | Smith International, Inc. | Method for measuring subterranean formation density using a neutron generator |
| US8742328B2 (en) * | 2010-12-03 | 2014-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Logging-while-drilling tool incorporating electronic radiation generator and method for using same |
| US8686348B2 (en) | 2011-02-08 | 2014-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | High voltage insulating sleeve for nuclear well logging |
| WO2013040525A1 (en) | 2011-09-15 | 2013-03-21 | Schlumberger Canada Limited | Target extender in radiation generator |
| US9261623B2 (en) | 2011-09-15 | 2016-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Target assembly including temperature activated coupler and related methods |
| US10429540B2 (en) | 2011-12-15 | 2019-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Combining inelastic and capture gamma ray spectroscopy for determining formation elemental |
| CN102518431B (zh) * | 2011-12-26 | 2015-04-22 | 中国石油大学(华东) | 基于可控中子源的随钻多参数测井方法 |
| CN102536221A (zh) * | 2011-12-31 | 2012-07-04 | 山东荣兴石油工程有限公司 | Pnt井内流体时间谱评价方法 |
| CN102707325B (zh) * | 2012-05-28 | 2014-10-15 | 中国石油大学(华东) | 一种方位伽马测量方法及设备 |
| EP2749731A1 (en) | 2012-12-28 | 2014-07-02 | Services Pétroliers Schlumberger | Integrated wellbore caliper |
| MX361750B (es) | 2013-02-20 | 2018-11-23 | Roke Tech Ltd | Medicion direccional usando fuentes de neutrones. |
| MX350572B (es) | 2013-03-13 | 2017-09-11 | Halliburton Energy Services Inc | Calibración de herramientas de resistividad en entornos con ruido de radiofrecuencia. |
| CN103174413B (zh) * | 2013-04-19 | 2017-08-08 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 一种钻具以及井下随钻探测储层界面和厚度的方法 |
| US10564311B2 (en) | 2013-09-30 | 2020-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Formation imaging using neutron activation |
| WO2015095714A1 (en) | 2013-12-19 | 2015-06-25 | Schlumberger Canada Limited | Electrically operated radiation source operating power, reliability and life management systems and methods |
| US9417355B2 (en) | 2013-12-31 | 2016-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Composition-matched inelastic or capture spectroscopy tool |
| US9341737B2 (en) | 2014-02-11 | 2016-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Measuring total, epithermal and thermal neutron formation porosities with one single set of neutron detectors and a pulsed neutron generator |
| CN103967476B (zh) * | 2014-04-25 | 2016-08-17 | 武汉长盛煤安科技有限公司 | 随钻钻孔物探超前探测装置及探测方法 |
| US9897556B2 (en) * | 2014-05-08 | 2018-02-20 | National Technology & Engineering Solutions Of Sandia, Llc | Elemental analysis using temporal gating of a pulsed neutron generator |
| US10074407B2 (en) * | 2014-06-05 | 2018-09-11 | Micron Technology, Inc. | Apparatuses and methods for performing invert operations using sensing circuitry |
| US9746583B2 (en) | 2014-08-27 | 2017-08-29 | General Electric Company | Gas well integrity inspection system |
| KR102214028B1 (ko) * | 2014-09-22 | 2021-02-09 | 삼성전자주식회사 | 가변구조형 스케일러를 포함하는 애플리케이션 프로세서와 이를 포함하는 장치들 |
| CN105986812A (zh) * | 2015-02-13 | 2016-10-05 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 电缆测井用氘-氘可控源补偿中子测井仪器及相应方法 |
| EP3274554A4 (en) | 2015-03-26 | 2018-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid property determination |
| US9599743B2 (en) * | 2015-04-29 | 2017-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Density measurements using detectors on a pulsed neutron measurement platform |
| WO2017058239A1 (en) | 2015-10-02 | 2017-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Logging-while-drilling tool with interleaved instruments |
| EP3337952A4 (en) * | 2015-11-05 | 2018-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Combined radioactive source for gamma-neutron tool |
| CN105672981A (zh) * | 2016-01-11 | 2016-06-15 | 沈阳弗雷泽物探技术有限公司 | 基于可控源技术的高精度油井剩余油气测井仪器和方法 |
| US10392919B2 (en) * | 2016-03-23 | 2019-08-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Simulated core sample estimated from composite borehole measurement |
| US10139518B2 (en) | 2016-06-09 | 2018-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Neutron gamma density correction using elemental spectroscopy |
| CN107505661B (zh) * | 2017-07-25 | 2019-06-04 | 中国石油大学(华东) | 一种可控中子三探测器元素测井装置及方法 |
| US11163089B2 (en) * | 2019-07-26 | 2021-11-02 | Schlumberger Technology Corporation | Neutron imaging devices for cased wells and open boreholes |
| US11098574B2 (en) | 2019-11-25 | 2021-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensor with integrated window |
| CN112147163B (zh) * | 2020-08-20 | 2021-11-02 | 中国原子能科学研究院 | 一种用于多点测量脉冲萃取柱钚浓度的串联探测装置 |
| CN116771329A (zh) * | 2021-07-12 | 2023-09-19 | 华北科技学院(中国煤矿安全技术培训中心) | 一种煤层气钻探的随钻仪器 |
| CN113653483B (zh) * | 2021-07-30 | 2023-02-24 | 电子科技大学 | 一种基于x射线反向散射的多探测器多功能混合测井装置 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1071416A (en) * | 1963-01-10 | 1967-06-07 | British Petroleum Co | Method of and apparatus for logging boreholes |
| GB1405299A (en) * | 1971-11-03 | 1975-09-10 | Schlumberger Inland Service | Techniques for evaluating the porosity of earth formations |
| US5508514A (en) * | 1993-10-06 | 1996-04-16 | Sallwasser; Alan J. | Well logging device with a pad |
| US20030101806A1 (en) * | 2001-12-04 | 2003-06-05 | Baker Hughes, Inc. | Method and apparatus for determining oriented density measurements including stand-off corrections |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3558888A (en) * | 1967-05-12 | 1971-01-26 | Dresser Ind | Neutron well logging method and apparatus |
| US3780303A (en) * | 1971-09-20 | 1973-12-18 | Texaco Inc | Pulsed neutron logging with background compensation |
| US3849646A (en) * | 1973-06-05 | 1974-11-19 | Texaco Inc | Inelastic neutron scattering methods to locate coal and oil shale zones |
| US4169979A (en) * | 1977-07-15 | 1979-10-02 | Texaco Inc. | Method and apparatus for measuring azimuth and speed of horizontal fluid flow by a borehole |
| US4464930A (en) * | 1982-08-25 | 1984-08-14 | Mobil Oil Corporation | Method for identifying complex lithologies in a subsurface formation |
| US5250806A (en) * | 1991-03-18 | 1993-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Stand-off compensated formation measurements apparatus and method |
| US5326970A (en) * | 1991-11-12 | 1994-07-05 | Bayless John R | Method and apparatus for logging media of a borehole |
| FR2710987B1 (fr) * | 1993-10-06 | 1996-01-05 | Schlumberger Services Petrol | Dispositif de diagraphie combiné. |
| US6376838B1 (en) * | 1998-03-06 | 2002-04-23 | Computalog Usa, Inc. | Formation evaluation combination system for petrophysical well log analysis |
| US6476609B1 (en) * | 1999-01-28 | 2002-11-05 | Dresser Industries, Inc. | Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for geosteering within a desired payzone |
| US6577244B1 (en) * | 2000-05-22 | 2003-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downhole signal communication and measurement through a metal tubular |
| US6781115B2 (en) * | 2001-03-30 | 2004-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface radiation phenomena detection with combined and azimuthally sensitive detectors |
| US7148471B2 (en) * | 2001-05-18 | 2006-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus and method for measuring formation properties |
| US6768106B2 (en) * | 2001-09-21 | 2004-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method of kick detection and cuttings bed buildup detection using a drilling tool |
| US6839000B2 (en) * | 2001-10-29 | 2005-01-04 | Baker Hughes Incorporated | Integrated, single collar measurement while drilling tool |
| US6766855B2 (en) * | 2002-07-31 | 2004-07-27 | Ivan Snoga | Apparatus and method for determining the dip of an underground formation in a cased or uncased borehole |
| US6944548B2 (en) * | 2002-12-30 | 2005-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation through azimuthal measurements |
-
2003
- 2003-08-07 US US10/636,297 patent/US7073378B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-08-02 EA EA200600379A patent/EA010781B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-08-02 CN CNB2004800286569A patent/CN100399055C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-08-02 CA CA2534304A patent/CA2534304C/en active Active
- 2004-08-02 MX MXPA06001345A patent/MXPA06001345A/es active IP Right Grant
- 2004-08-02 EP EP04763729.3A patent/EP1651985B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-08-02 WO PCT/EP2004/008667 patent/WO2005015265A1/en active Application Filing
-
2006
- 2006-02-09 NO NO20060652A patent/NO338273B1/no not_active IP Right Cessation
- 2006-05-22 US US11/438,638 patent/US7334465B2/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1071416A (en) * | 1963-01-10 | 1967-06-07 | British Petroleum Co | Method of and apparatus for logging boreholes |
| GB1405299A (en) * | 1971-11-03 | 1975-09-10 | Schlumberger Inland Service | Techniques for evaluating the porosity of earth formations |
| US5508514A (en) * | 1993-10-06 | 1996-04-16 | Sallwasser; Alan J. | Well logging device with a pad |
| US20030101806A1 (en) * | 2001-12-04 | 2003-06-05 | Baker Hughes, Inc. | Method and apparatus for determining oriented density measurements including stand-off corrections |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MXPA06001345A (es) | 2006-05-15 |
| CA2534304A1 (en) | 2005-02-17 |
| US7334465B2 (en) | 2008-02-26 |
| EP1651985A1 (en) | 2006-05-03 |
| NO20060652L (no) | 2006-05-05 |
| CN1864081A (zh) | 2006-11-15 |
| EA200600379A1 (ru) | 2006-10-27 |
| US7073378B2 (en) | 2006-07-11 |
| EP1651985B1 (en) | 2015-12-02 |
| CN100399055C (zh) | 2008-07-02 |
| WO2005015265A1 (en) | 2005-02-17 |
| CA2534304C (en) | 2013-02-19 |
| US20070119243A1 (en) | 2007-05-31 |
| US20050028586A1 (en) | 2005-02-10 |
| NO338273B1 (no) | 2016-08-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1651985B1 (en) | Integrated logging tool for borehole | |
| US8803078B2 (en) | Method and apparatus for neutron logging using a position sensitive neutron detector | |
| US10197701B2 (en) | Logging tool for determination of formation density and methods of use | |
| US6944548B2 (en) | Formation evaluation through azimuthal measurements | |
| AU762368B2 (en) | Neutron burst timing method and system for multiple measurement pulsed neutron formation evaluation | |
| US10185053B2 (en) | Radiation generator and power supply configuration for well logging instruments | |
| US8969792B2 (en) | Apparatus and methods for measuring formation characteristics | |
| US10451766B2 (en) | Methods of elemental imaging of formations and systems for producing the same | |
| WO2012068057A2 (en) | Neutron wellbore imaging tool | |
| US9052404B2 (en) | Well-logging apparatus including azimuthally-spaced, noble gas-based detectors | |
| EP3455461B1 (en) | Method for wellbore ranging and proximity detection |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ TM RU |