NO20101743L

NO20101743L - Multiopplosning for borehullsprofiler

Info

Publication number: NO20101743L
Application number: NO20101743A
Authority: NO
Inventors: Philip Kurkoski; Gamal A Hassan; James V Leggett; Gavin Lindsay
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2008-06-11
Filing date: 2010-12-14
Publication date: 2010-12-20
Also published as: US20080307875A1; CA2727542A1; US7966874B2; CA2727542C; GB2473561A; WO2009152337A2; GB201020832D0; WO2009152337A3; GB2473561B

Abstract

Harmoniske overtoner og subharmoniske overtoner i akustiske målinger gjort under rotasjon av en føler på en nedihullsenhet blir behandlet for å estimere posisjonen til avbilderen samt borehullets størrelse og form. En stykkevis elliptisk tilpasningsprosess kan bli anvendt. Disse estimatene kan bli anvendt for å korrigere målinger gjort av en standoff-følsom formasjonsevalueringsføler, så som et nøytronporøsitetsverktøy.

Description

TEKNISK OMRÅDE FOR FORELIGGENDE OPPFINNELSE

[0001] Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt anordninger, systemer og fremgangsmåter for geologisk utforsking i brønnhull. Mer spesifikt beskrives her en anordning, et system og en fremgangsmåte som er nyttig for å anvende harmoniske overtoner og subharmoniske overtoner av et signal generert av en akustisk signalomformer for å bestemme posisjonen til et nedihulls formasjonsevalueringsverktøy og borehullsgeometri i et borehull under boring.

BAKGRUNN FOR FORELIGGENDE OPPFINNELSE

[0002] En rekke forskjellige metoder anvendes i dag for å fastslå tilstedeværelse og estimere mengder av hydrokarboner (olje og gass) i jordformasjoner. Disse metodene er innrettet for å bestemme formasjonsparametere, omfattende blant annet resistiviteten, porøsiteten og permeabiliteten til bergartsformasjonen rundt brønnhullet boret for å utvinne hydrokarbonene. Verktøyene konstruert for å frembringe den ønskede informasjonen anvendes typisk for å logge brønnhullet. Mye av loggingen blir gjort etter at brønnhullene er boret. I den senere tid har brønnhull blitt logget under boring, noe som omtales som måling-under-boring (MWD - Measurement-While-Drilling) eller logging-under-boring (LWD - Logging-While-Drilling). Én fordel med MWD-metoder er at informasjonen om bergartsformasjonen blir tilgjengelig på et tidligere tidspunkt når formasjonen enda ikke har blitt skadet som følge av inntrengning av boreslammet. MWD-logging kan således ofte gi formasjonsevaluerings-(FE)-data av bedre kvalitet. I tillegg kan det å ha FE-data tilgjengelig allerede under boring muliggjøre bruk av FE-dataene for å påvirke beslutninger vedrørende den pågående boreoperasjonen (for eksempel geostyring). Nok en annen fordel er tidsbesparelsen og således kostnadsbesparelsen dersom en separat kabelloggekjøring kan unngås.

[0003] For en nøyaktig analyse av noen FE-målinger, for eksempel nøytronporøsitets-(NP)-målinger og/eller nøytrondensitets-(ND)-målinger og liknende, er det viktig å kjenne den faktiske posisjonen til FE-verktøyet nede i et borehull under boring. Som et eksempel gjør en 8-sektor asimutisk caliper-anordning med 16 radier det mulig å bestemme det eksakte senteret til formasjonsevaluerings-(FE)-verktøyet nedihulls under boring, og et magnetometer gjør det mulig å bestemme den eksakte orienteringen til detektorflaten. Disse to parametrene gjør det mulig å optimalisere de miljømessige

borehullsinnvirkningene, for eksempel korrigere for borehullets størrelse og slam.

[0004] Tradisjonelle korrigeringer antar imidlertid typisk én av to tilstander. Enten (1) FE-verktøyet er usentrert (senteret til FE-verktøyet er eksentrisk posisjonert i forhold til borehullets "sanne" senter og FE-verktøyets senter sammenfaller ikke med borehullets sanne senter), og passende korrigeringer for et usentrert FE-verktøyet blir anvendt, eller (2) FE-verktøyet er sentrert (senteret til FE-verktøyet er ikke eksentrisk posisjonert i forhold til borehullets sanne senter og FE-verktøyets senter sammenfaller med borehullets sanne senter) og passende korrigeringer for et sentrert FE-verktøy blir anvendt.

[0005] For et usentrert verktøy antas tradisjonelt en gjennomsnittlig eksenterkorrigering for konstant rotasjon av FE-verktøyet, hvorved FE-verktøyet antas å være vendt mot formasjonen omtrent 50% av tiden og være vendt inn i borehullet omtrent 50% av tiden. De tradisjonelle metodene er imidlertid ikke i stand til å muliggjøre valg av passende miljøkorrigeringer for bruk generelt, idet de mangler en måte å spore FE-verktøyets senter og retning i forhold til borehullets senter. For et ikke-asimutisk FE-verktøy, for eksempel, mangler de tradisjonelle metodene en måte å ekstrapolere mellom (1) det usentrerte og (2) det sentrerte tilfellet beskrevet over, selv om det antas konstant rotasjon av FE-verktøyet.

[0006] Selv om det lenge har vært kjent at toveis gangtid for et akustisk signal gjennom et borehull inneholder geometrisk informasjon om borehullet, er det fortsatt behov for forbedring av metodene for effektivt å frembringe denne geometriske informasjonen akustisk. Spesielt er det behov for effektive måter å oppnå slik geometrisk informasjon om et borehull for å løse, eller i hvert fall betydelig redusere ett eller flere av problemene beskrevet over. US-patentsøknaden 12/051,696 til Hassan m.fl. viser en fremgangsmåte og et apparat for å evaluere en jordformasjon. Fremgangsmåten omfatter det å frakte en loggestreng inn i et borehull, gjøre rotasjonsmålinger med bruk av et avbildningsinstrument for en avstand til en vegg i borehullet, behandle målingene av avstanden for å estimere geometrien til borehullsveggen og posisjonen til avbildningsinstrumentet i borehullet. Fremgangsmåten omfatter videre det å estimere en verdi for en egenskap ved jordformasjonen ved hjelp av en formasjonsevalueringsføler, den estimerte geometrien og den estimerte posisjonen til avbildningsinstrumentet. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å måle amplituden til et akustisk signal reflektert fra borehullsveggen. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å estimere en standoff-avstand for formasjonsevalueringsføleren og estimere verdien til egenskapen ved jordformasjonen ved hjelp av den estimerte standoff-avstanden. Det å estimere geometrien til borehullet kan videre omfatte det å utføre en minste kvadrattilpasning til avstandsmålingene. Det å estimere borehullets geometri kan videre omfatte det å forkaste en sterkt avvikende måling og/eller definere et bildepunkt når avstandsmålingene har et begrenset mellomrom. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å tilveiebringe et bilde av avstanden til borehullsveggen. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å tilveiebringe en 3D-betraktning av borehullet, identifisere en utvasking og/eller identifisere en defekt i foringsrøret. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å anvende den estimerte geometrien til borehullet for å bestemme kompresjonsbølgehastighet i et fluid i borehullet. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å lagre eller dele inn (binning) målingene gjort med formasjonsevalueringsføleren.

[0007] Ett problem som ikke er omtalt i Hassan er det å bedre signal/støy-forholdet til de reflekterte akustiske signalene. Det er velkjent at borehullsslammet er dempende og dispersivt. Som følge av dette kan de reflekterte signalene være forholdsvis svake og nokså smalbåndede, noe som resulterer i en dårlig oppløsning. I tillegg kan borespon være tilstede i slammet og gi falske refleksjoner. Hassan anvender en statistisk metode for å identifisere og fjerne disse falske refleksjonene. Det ville være ønskelig å ha en fremgangsmåte for å avbilde borehullsvegger og generere et borehullsprofil som kan oppnå en god oppløsning og et godt signal/støy-forhold over et bredt spekter av avstander. Foreliggende oppfinnelse er rettet mot dette behovet.

OPPSUMMERING AV FORELIGGENDE OPPFINNELSE

[0008] Én utførelsesform av oppfinnelsen er en fremgangsmåte for å evaluere en jordformasjon. Fremgangsmåten omfatter det å frakte en akustisk føler på en nedihullsenhet inn i et borehull, innhente målinger ved flere asimutvinkler av avstanden til en vegg i borehullet, der målingene omfatter målinger av minst én av: (I) en harmonisk overtone av en grunnfrekvens for den akustiske føleren, og (II) en subharmonisk av en grunnfrekvens for den akustiske føleren, og behandle målingene for å estimere borehullets geometri. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å anvende en måling av avstanden til borehullsveggen og den estimerte geometrien til borehullet for å estimere posisjonen til nedihullsenheten i et tverrsnitt i borehullet. Det å innhente målinger ved de flere asimutvinklene kan gjøres ved å rotere den akustiske føleren og/eller anvende strålestyring av den akustiske føleren. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å estimere en standoff-avstand for en formasjonsevaluerings-(FE)-føler på nedihullsenheten, innhente målinger av en egenskap ved formasjonen med FE-føleren på nedihullsenheten, og estimere en verdi for egenskapen ved jordformasjonen med bruk av den estimerte standoff-avstanden og målingene gjort av FE-føleren. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å anvende målingene for å identifisere borespon i et fluid i borehullet. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å tilveiebringe et bilde av borehullsveggen. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å tilveiebringe en 3D-betraktning av borehullet og/eller identifisere en utvasking. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å velge grunnfrekvensen til den akustiske føleren basert i hvert fall delvis på tettheten til et fluid i borehullet.

[0009] En annen utførelsesform av oppfinnelsen er et apparat for å evaluere en jordformasjon. Apparatet omfatter en nedihullsenhet innrettet for å bli fraktet inn i et borehull, en akustisk føler som har flere lag med forskjellig akustisk impedans på nedihullsenheten, der den akustiske føleren er innrettet for å innhente målinger ved flere asimutvinkler av avstanden til en vegg i borehullet. Apparatet omfatter også minst én prosessor innrettet for å trekke ut fra målingene et signal omfattende minst én av: (A) en harmonisk overtone av grunnfrekvensen til den akustiske føleren, og (B) en subovertone av grunnfrekvensen til den akustiske føleren, og anvende de uttrukkede signalene for å estimere borehullets geometri. Den minst ene prosessoren kan videre være innrettet for å anvende en måling av avstanden til borehullsveggen og den estimerte geometrien til borehullet for å estimere posisjonen til nedihullsenheten i et tverrsnitt i borehullet. Apparatet kan videre omfatte en formasjonsevaluerings-(FE)-føler på nedihullsenheten innrettet for å innhente målinger av en egenskap ved formasjonen ved de flere asimutvinklene, der den minst ene prosessoren videre er innrettet for å estimere en standoff-avstand forformasjonsevaluerings-(FE)-føleren og estimere en verdi for egenskapen ved jordformasjonen med bruk av den estimerte standoff-avstanden og målingene gjort av FE-føleren. Den minst ene prosessoren kan videre være innrettet for å anvende målingene for å identifisere borekaks i et fluid i borehullet. Den minst ene prosessoren kan videre være innrettet for å tilveiebringe et bilde av avstanden til borehullsveggen. Den minst ene prosessoren kan videre være innrettet for å tilveiebringe en 3D-betraktning av borehullet og/eller identifisere en utvasking. Nedihullsenheten kan være en bunnhullsenhet innrettet for å bli fraktet på en borerørdel og/eller en loggestreng innrettet for å bli fraktet på en kabel. Den akustiske føleren kan være innrettet for å innhente målinger ved de flere asimutvinklene gjennom rotasjon av føleren og/eller strålestyring av føleren.

[0010] En annen utførelsesform av oppfinnelsen er et datamaskinlesbart medium for bruk med et apparat for å evaluere en jordformasjon. Apparatet omfatter en nedihullsenhet innrettet for å bli fraktet inn i et borehull og en akustisk føler på nedihullsenheten, der den akustiske føleren omfatter flere lag med forskjellig akustisk impedans og der den akustiske føleren er innrettet for å innhente målinger ved flere asimutvinkler av avstanden til en vegg i borehullet. Mediet omfatter instruksjoner som setter minst én prosessor i stand til å trekke ut fra målingene et signal omfattende en harmonisk overtone av grunnfrekvensen til den akustiske føleren og/eller en subharmonisk overtone av grunnfrekvensen til den akustiske føleren, og anvende de uttrukkede signalene for å estimere borehullets geometri. Mediet kan omfatte et ROM, et EPROM, et EEPROM, etflashminne og/eller et optisk platelager.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

[0011] Foreliggende oppfinnelse vil forstås best ved å henvise til de vedlagte figurene, der like referansenummer refererer til like elementer og der: Figur 1 skjematisk illustrerer et boresystem egnet for bruk med foreliggende oppfinnelse, Figur 2 skjematisk illustrerer nøytronporøsitet-(NP)-baserte målemetoder, i samsvar med foreliggende oppfinnelse,

Figur 3 illustrerer stykkevis elliptisk tilpasning til borehullsveggen,

Figur 4 illustrerer en fremvisning av et tredimensjonalt profil av borehullet oppnådd med bruk av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse, Figur 5 viser et avbildende brønnloggingsinstrument plassert i et brønnhull boret gjennom jordformasjoner,

Figur 6 A viser rotasjonsenheten, og

Figur 6B viser signalomformerenheten,

Figur 7 viser et illustrerende eksempel på en refleksjon fra borekaks, Figurene 8A, 8B (kjent teknikk) viser lydhastighetens avhengighet av slamvekt og innvirkningen av slamvekt på dempning ved forskjellige frekvenser, Figur 9 viser harmoniske overtoner av signaler innenfor en lagdelt signalomformer, og Figur 10 illustrerer forskjellene i strålebredde og oppløsning for grunnfrekvensen og andre harmoniske overtone, Figur 11 (kjent teknikk) viser et blokkdiagram av én utførelsesform av et medisinsk diagnostisk ultralyd-omformersystem.

DETALJERT BESKRIVELSE AV ILLUSTRERENDE UTFØRELSESFORMER

[0012] Eksempler på utførelser av foreliggende oppfinnelse er beskrevet i detalj nedenfor. For å bedre oversikten er ikke alle trekk ved en faktisk utførelse beskrevet her. Det vil selvfølgelig forstås at det i utviklingen av enhver slik faktisk utførelsesform må tas en rekke utførelsesspesifikke beslutninger for å oppnå utviklerens spesifikke mål, så som overholdelse av systemrelaterte og forretningerrelaterte føringer, som vil variere fra én utførelse til en annen. Videre vil det forstås at en slik utviklingsjobb kan være komplisert og tidkrevende, men likevel vil være et rutinemessig foretagende for fagmannen på bakgrunn av foreliggende oppfinnelse.

[0013] Figur 1 viser et skjematisk diagram av et boresystem 100 nyttig i forskjellige illustrerende utførelsesformer, der boresystemet 100 innbefatter en borestreng 120 som fører en boreenhet 190 (også omtalt som en bunnhullsenhet, eller "BHA

- Bottom Hole Assembly") som fraktes i et "brønnhull" eller "borehull" 126 for å bore brønnhullet 126 inn i geologiske formasjoner 195. Boresystemet 100 kan omfatte et tradisjonelt boretårn 111 oppstilt på et gulv 112 som kan støtte et rotasjonsbord 114 som kan bli rotert av en hoveddrivkraft så som en elektrisk motor (ikke vist) med en ønsket rotasjonshastighet. Borestrengen 120 kan omfatte rør, så som et borerør 122 eller kveilrør som er ført nedover fra overflaten og inn i

borehullet 126. Borestrengen 120 kan bli drevet inn i brønnhullet 126 når borerør 122 anvendes som rør. For anvendelser med kveilrør kan imidlertid en rørinjektor (ikke vist) bli anvendt for å føre kveilrøret fra en kilde for dette, så som en trommel (ikke vist), til brønnhullet 126. En borkrone 150 kan være festet til enden av borestrengen 120, i det borkronen 150 bryter opp de geologiske formasjonene 195 når borkronen 150 blir rotert for å bore borehullet 126. Dersom borerør 122 blir anvendt, kan borestrengen 120 være koblet til et heiseverk 130 via et kelly-rør 121, en svivel 128 og en line 129 gjennom en trinse 123. Under boreoperasjoner kan heiseverket 130 bli aktivert for å styre vekten på borkronen 150 eller "borkronetrykket", som er en viktig parameter som påvirker borehastigheten (ROP

- Rate Of Penetration) inn i de geologiske formasjonene 195. Virkemåten til

heiseverket 130 er velkjent for fagmannen, og er derfor ikke beskrevet i detalj her.

[0014] Under boreoperasjoner, i forskjellige utførelseseksempler, kan et passende borefluid 131 (også kjent og/eller noen ganger omtalt som "slam" eller "boreslam") fra en slamtank (kilde) 132 bli sirkulert undertrykk gjennom en kanal i borestrengen 120 av en slampumpe 134. Borefluidet 131 kan bli ført fra slampumpen 134 inn i borestrengen 120 via en støtbølgeavlaster (desurger) (ikke vist), en fluidlinje 138 og kelly-røret 121. Borefluidet 131 kan strømme ut nedihulls ved bunnen 151 av borehullet gjennom en åpning (ikke vist) i borkronen 150. Borefluidet 131 kan sirkulere oppihulls gjennom et ringrom 127 mellom borestrengen 120 og borehullet 126, og kan returnere til slamtanken 132 via en returlinje 135. Borefluidet 131 kan tjene til å smøre borkronen 150 og/eller til å føre borespon eller kaks fra borehullet 126 vekk fra borkronen 150. En strømningsmengdeføler og/eller en dynamisk trykkføler Si for slammet 131 kan typisk være anordnet i fluidrøret 138 og kan gi informasjon henholdsvis om strømningsmengden av og/eller det dynamiske trykket i borefluidet 131. En dreiemomentføler S2på overflaten og en rotasjonshastighetsføler S3på overflaten tilknyttet borestrengen 120 kan gi informasjon henholdsvis om dreiemomentet på og rotasjonshastigheten til borestrengen 120.1 tillegg og/eller alternativt kan minst én føler (ikke vist) være tilknyttet linen 129 og kan bli anvendt for å måle kroklasten fra borestrengen 120.

[0015] Borkronen 150 kan bli rotert ved kun å rotere borerøret 122.1 forskjellige andre illustrerende utførelsesformer kan en nedihullsmotor 155 (slammotor) være anordnet i bunnhullsenheten (BHA) 190 for å rotere borkronen 150, og borerøret 122 kan bli rotert vanligvis for å supplere rotasjonskraften fra slammotoren 155, dersom det er nødvendig, og/eller for å bevirke endringer i boreretningen. I forskjellige utførelseseksempler kan elektrisk kraft bli forsynt av en kraftenhet 178, som kan omfatte en batterikomponent og/eller en elektrisk generator og/eller en vekselstrømgenerator som genererer elektrisk kraft ved hjelp av en slamturbin som er koblet til og/eller driver den elektriske generatoren og/eller vekselstrømgeneratoren. Måling og/eller overvåkning av mengden av elektrisk kraft som mates utfra en slamgenerator innlemmet i kraftenheten 178 kan gi informasjon om strømningsmengden av borefluidet (slam) 131.

[0016] Slammotoren 155 kan være koblet til borkronen 150 via en drivaksel (ikke vist) anordnet i en opplagringsenhet 157. Slammotoren 155 kan rotere borkronen 150 når borefluidet 131 passerer gjennom slammotoren 155 undertrykk. Opplagringsenheten 157 kan understøtte de radielle og/eller aksielle kreftene fra borkronen 150. En stabilisator 158 kan være koblet til opplagringsenheten 157 og kan tjene som en sentreringsanordning for den nederste delen av slammotoren 155 og/eller bunnhullsenheten (BHA) 190.

[0017] En borefølermodul 159 kan være plassert nær borkronen 150. Borefølermodulen 159 kan inneholde følere, kretser og/eller prosesseringsprogramvare og/eller -algoritmer vedrørende dynamiske boreparametre. Slike dynamiske boreparametre kan typisk omfatte hopping av borkronen 150, rykkvis gange av bunnhullsenheten (BHA) 190, bakoverrotasjon, dreiemoment, støt, borehulls- og/eller ringromstrykk, akselerasjonsmålinger og/eller andre målinger av forhold vedrørende borkronen 150. En passende telemetri- og/eller kommunikasjonskomponent 172, som for eksempel anvender toveis telemetri, kan også være tilveiebragt, for eksempel som illustrert i bunnhullsenheten (BHA) 190 i figur 1. Borefølermodulen 159 kan behandle den ubehandlede følerinformasjonen og/eller kan sende den ubehandlede og/eller behandlede følerinformasjonen til en styringsenhet og/eller prosessor 140 på overflaten via telemetrisystemet 172 og/eller en signalomformer 143 koblet til fluidrøret 138, som vist for eksempel ved 145.

[0018] Kommunikasjonskomponenten 172, kraftenheten 178 og/eller et formasjonsevaluerings-(FE)-verktøy 179, så som et passende måling-under- boring-verktøy, kan for eksempel alle være koblet etter hverandre langs borestrengen 120. Bøyestykker kan for eksempel bli anvendt for å koble FE-verktøyet 179 i bunnhullsenheten (BHA) 190. Slike bøyestykker og/eller FE-verktøy 179 kan danne bunnhullsenheten (BHA) 190 mellom borestrengen 120 og borkronen 150. Bunnhullsenheten (BHA) 190 kan innhente forskjellige målinger, så som pulserte kjernemagnetisk resonans-(NMR)-målinger og/eller kjernedensitets-(ND)-målinger, foreksempel, mens borehullet 126 blir boret. I forskjellige utførelseseksempler kan bunnhullsenheten (BHA) 190 omfatte ett eller flere formasjonsevalueringsverktøy og/eller andre verktøy og/eller følere 177, så som én eller flere akustiske signalomformere og/eller akustiske detektorer og/eller akustiske mottakere 177a, som er i stand til å innhente målinger av avstanden fra senteret av FE-verktøyet 179 nedihulls fra flere posisjoner på overflaten av borehullet 126, over tid under boring, og/eller ett eller flere mekaniske eller akustiske caliper-instrumenter 177b.

[0019] En mekanisk caliper-anordning kan omfatte flere radielt spredte fingre, der hver av de flere radielt spredte fingrene er i stand til å innhente målinger av avstanden til senteret av FE-verktøyet 179 fra flere posisjoner på borehullsveggen 126, over tid under boring, for eksempel. En akustisk caliper-anordning kan omfatte én eller flere akustiske signalomformere som sender akustiske signaler inn i borehullsfluidet og måler gangtiden før akustisk energi returnerer fra borehullsveggen. I én utførelsesform av oppfinnelsen genererer signalomformeren en kollimert akustisk stråle, slik at det mottatte signalet kan representere spredt energi fra det stedet på borehullsveggen strålen treffer. I denne henseende er de akustiske diametermålingene tilsvarende som målinger gjort av en mekanisk caliper-anordning. Beskrivelsen av oppfinnelsen nedenfor er basert på en slik utførelse

[0020] I en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen kan den akustiske signalomformeren sende ut en stråle med bred vinkeldekning. I et slikt tilfelle kan signalet som mottas av signalomformeren være et signal som er et resultat av speilrefleksjon av den akustiske strålen ved borehullsveggen. Analysemetoden beskrevet nedenfor vil måtte modifiseres for en slik caliper-anordning.

[0021] Fortsatt med henvisning til figur 1 kan kommunikasjonskomponenten 172 innhente signalene og/eller målingene og kan overføre signalene, for eksempel med bruk av toveis telemetri, til behandling på overflaten, enten i styringsenheten og/eller-prosessoren 140 på overflaten og/eller i en annen overflateprosessor (ikke vist). Alternativt og/eller i tillegg kan signalene bli behandlet nedihulls, for eksempel med bruk av en nedihullsprosessor 177c i bunnhullsenheten (BHA) 190.

[0022] Overflatestyringsenheten og/eller -prosessoren 140 kan også motta signaler fra én eller flere andre nedihulls følere og/eller anordninger og/eller signaler fra strømningsmengdeføleren S-i, dreiemomentføleren S2på overflaten og/eller rotasjonshastighetsføleren S3på overflaten og/eller andre følere som anvendes i boresystemet 100, og/eller kan behandle disse signalene i henhold til programmerte instruksjoner forsynt til overflatestyringsenheten og/eller - prosessoren 140. Overflatestyringsenheten og/eller-prosessoren 140 kan vise ønskede boreparametre og/eller annen informasjon på en fremvisningsanordning/monitor 142 som kan bli anvendt av en operatør (ikke vist) for å styre boreoperasjonene. Overflatestyringsenheten og/eller-prosessoren 140 kan typisk omfatte en datamaskin og/eller et mikroprosessorbasert prosesseringssystem, minst ett minne for å lagre programmer og/eller modeller og/eller data, en opptaker for lagring av data og/eller annet periferisk utstyr. Overflatestyringsenheten og/eller -prosessoren 140 kan typisk være innrettet for å aktivere én eller flere alarmer 144 når bestemte usikre og/eller uønskede driftsforhold oppstår.

[0023] I henhold til foreliggende oppfinnelse beskrives en anordning, et system og en fremgangsmåte nyttig for å bestemme posisjonen til et nedihulls formasjonsevaluerings-(FE)-verktøy 179 i borehullet 126 under boring. Kunnskapen om posisjonen til dette nedihulls FE-verktøyet 179 i borehullet 126 kan anvendes for å bedre visse formasjonsevaluerings-(FE)-metoder, så som metoder for måling av nøytronporøsitet (NP) og/eller metoder for å måle nøytrondensitet (ND), og liknende. I figur 2 er for eksempel metoder for måling av nøytronporøsitet (NP) illustrert skjematisk, som vist generelt ved 200. Et nøytronporøsitetbasert FE-verktøy 179, skjematisk illustrert ved 210, kan være plassert nede i borehullet 126, som for eksempel kan være et åpent borehull som illustrert skjematisk ved 250. NP-verktøyet 210 kan omfatte en nøytronkilde 220, en nær nøytrondetektor 230, nærmere nøytronkilden 220, og en fjern nøytrondetektor 240, lengre vekk fra nøytronkilden 220. Nøytronkilden 220, den nære nøytrondetektoren 230 og den fjerne nøytrondetektoren 240 kan være anordnet langs senteraksen til borehullet 250.

[0024] Nøytronkilden 220 kan være innrettet for å generere nøytroner som trenger inn i en formasjon 260 nær det åpne borehullet 250, som kan være omgitt av boreslam 270, for eksempel, idet en andel av nøytronene vekselvirker med formasjonen 260 og deretter blir detektert av enten den nære nøytrondetektoren 230 eller den fjerne nøytrondetektoren 240. Nøytrontellingsratene detektert ved den nære nøytrondetektoren 230 kan bli sammenliknet med nøytrontellingsratene detektert ved den fjerne nøytrondetektoren 240, for eksempel ved å danne et passende tellerateforhold. Deretter kan det passende tellerateforholdet oppnådd av NP-verktøyet 210 bli sammenliknet med et respektivt tellerateforhold oppnådd av hovedsakelig det samme NP-verktøyet 210 (eller et som er hovedsakelig likt som dette) under en rekke forskjellige kalibreringsmålinger tatt ved et stort antall miljøforhold som forventes og/eller trolig vil opptre nedihulls i et slikt åpent borehull 250 (som beskrevet nærmere nedenfor).

[0025] Den grunnleggende fremgangsmåten som anvendes i foreliggende oppfinnelse antar at borehullet har en irregulær overflate, og tilnærmer den med en stykkevis elliptisk overflate. Dette er vist generelt av overflaten 300 i figur 3. Senteret til verktøyet befinner seg i posisjonen angitt som 255. Avstanden 350 fra senteret av verktøyet til borehullsveggen blir målt av en caliper-anordning mens verktøyet roterer. I det viste eksempelet kan borehullsveggen tilnærmes med to ellipser angitt som 310 og 320. Hovedaksene til de to ellipsene er angitt henholdsvis som 355 og 365. Punktene 300a, 300b er eksempler på punkter på borehullsveggen der det gjøres avstandsmålinger.

[0026] Som beskrevet i Hassan '696 blir borehullets geometri og posisjonen til verktøyet i borehullet estimert med bruk av en stykkevis elliptisk tilpasning. Det å estimere borehullets geometri kan videre omfatte det å forkaste en sterkt avvikende måling og/eller definere et bildepunkt når målingene av avstanden har begrenset mellomrom. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å frembringe et bilde av avstanden til borehullsveggen. Fremgangsmåten kan videre omfatte det å tilveiebringe en 3D-betraktning av borehullet ("borehullsprofil"), identifisere en utvasking og/eller identifisere en defekt i foringsrøret. Figur 4 viser et borehullsprofil konstruert fra de individuelle avsøkningene. Vertikalaksen er her boredypet. Det høyre sporet i figuren viser en serie av tverrsnitt av borehullet. Det midtre sporet viser den tredimensjonale betraktningen, og soner med utvasking, så som 401, er lett identifiserbare.

[0027] Figur 5 viser et alternativt system for borehullsprofilering. Brønnloggeinstrumentet 510 er vist senket inn i et brønnhull 502 som går gjennom jordformasjoner 513. Instrumentet 510 kan bli senket inn i brønnhullet 502 og trukket ut fra dette av en armert elektrisk kabel 514. Kabelen 514 kan være oppkveilet på en vinsj 507 eller en tilsvarende anordning kjent for fagmannen. Kabelen 514 er elektrisk koblet til et registreringssystem 508 på overflaten av en type kjent for fagmannen, som kan omfatte en signaldekodings- og tolkningsenhet 506 og en opptakerenhet 512. Signaler sendt ut av loggeinstrumentet 510 langs kabelen 514 kan bli dekodet, tolket, loggført og behandlet av de respektive enhetene i overflatesystemet 508.

[0028] Figur 6A viser en stammeandel 601 av et eksempel på avbilderinstrument (imager instrument) med et Teflon-vindu 603. Vist i figur 6B er en roterende plattform 605 med en ultrasonisk omformerenhet 609. Den roterende plattformen er også forsynt med et magnetometer 611 for å gjøre målinger av orienteringen av plattformen og den ultrasoniske signalomformeren. Plattformen er forsynt med spoler 607, som er de sekundære spolene til en transformator som anvendes for å kommunisere signaler fra signalomformeren og magnetometeret til den ikke-roterende delen av verktøyet.

[0029] Anordningen vist i figurene 6A-6B kalles vanligvis en borehullsavsøker (borehole televiewer). Den fungerer på en tilsvarende måte som caliper-anordningen omtalt over ved å måle gangtider fra signalomformeren til borehullsveggen og tilbake, og ved å måle amplituden til de mottatte signalene. For formålet med denne beskrivelsen anvender vi betegnelsen "nedihullsenhet" om både BHA-enheter som fraktes på en borerørdel og kabelførte loggeinstrumenter eller strenger av loggeinstrumenter. Selv om mange kabelførte loggestrenger omfatter en sentreringsanordning, er ikke dette alltid tilfelle, slik at avsøkersignalene kan være beheftet med de samme problemene som diametermålingene på en BHA.

[0030] Ett problem som møtes i dataene er illustrert i figur 7. Vist i figur 7 er et sett av datapunkter av avstander og en elliptisk tilpasning 710 til hele settet av punkter. Punktene merket som 751 og 752 vil gjenkjennes som uteliggere av fagmannen. I foreliggende oppfinnelse er uteliggere definert som de punktene som har en residualfeil på mer enn to ganger tilpasningens standardavvik, selv om andre kriterier vil kunne anvendes. Når uteliggerene 851 og 852 fjernes fra kurvetilpasningen, antas den tilpassede ellipsen å være en bedre representasjon av borehullsveggens form. Dette er redegjort for i Hassan. Årsaken til refleksjonene som gir opphav til uteliggerene er vanligvis borespon. Dette er forholdsvis store deler av jordformasjonen som har blitt fjernet av borkronen og skylles opp borehullet av boreslam. Boresponets størrelse har stor innvirkning på kvaliteten til de akustiske avbildningsdataene og på valget av bølgelengde for de akustiske signalene.

[0031] Fagmannen vil vite at dersom den akustiske bølgelengden er mindre enn boresponets størrelse, vil boresponet hindre at det akustiske signalet kommer til borehullsveggen og blir reflektert tilbake fra boresponet mot signalomformeren. Dersom derimot den akustiske bølgelengden er større enn boresponets størrelse, vil bølgene "bøyes" av rundt det blokkerende boresponet og komme til borehullsveggen. Imidlertid vil valg av et signal med lengre bølgelengde (lavere frekvens) ha den ugunstige effekten at det reduserer oppløsningen til bildet av borehullsveggen.

[0032] Slamvekt har også en betydelig innvirkning på forplantningen av lydbølger og den oppnåelige oppløsningen for bildene. Figurene 8A og 8B viser lydhastighetens avhengighet av slamvekt og innvirkningen av slamvekt på dempning ved forskjellige frekvenser. Basert på slamvekten som forventes anvendt under boring og borehullets nominelle størrelse velger foreliggende oppfinnelse en passende frekvens for signalomformeren for å sørge for den nødvendige oppløsningen av trekk på borehullsveggen.

[0033] Et annet aspekt ved foreliggende oppfinnelse er bruken av harmonisk signalbehandling ved hjelp av passende innrettede signalomformere for å innhente målinger ved flere frekvenser. Idéen er illustrert i figur 9, der et eksempel på signalomformer med to lag, 903, 907, er vist. Antallet lag skal ikke forstås som en begrensning. De to lagene utviser en betydelig forskjell i akustisk impedans. Metoden baserer seg på det faktum at reflektert akustisk energi fra borehullsveggen (og enhver annen reflektor) i borehullet omfatter energi ved frekvensen til den genererte akustiske bølgen (grunnfrekvensen) og ved harmoniske overtoner av grunnfrekvensen og subharmoniske overtoner av grunnfrekvensen. I figur 9 er en andre harmonisk overtone 905 vist i laget 903 som er et resultat av andreharmoniske komponenter i den innkommende bølgen 901. Gjennom korrekt valg av signaler fra de individuelle lagene og deres polariteter er det mulig å oppnå signaler ved harmoniske overtoner så vel som subharmoniske overtoner av grunnfrekvensen. Se for eksempel US-patentet 6,673,016 til Bolorforosh m.fl.

[0034] Foreliggende oppfinnelse utnytter også det faktum at oppløsningen og strålebredden ved grunnfrekvensen er forskjellig fra den for de harmoniske overtonene og de subharmoniske overtonene. Figur 10 illustrerer idéen. En kildesignalomformer 1001 sender ut et signal ved en grunnfrekvens med en karakteristisk strålebredde 1005. Ved refleksjon fra et punkt, så som 1011, på en reflektor 1003 har strålen reflektert ved grunnfrekvensen 1007 samme strålebredde (og oppløsning) som det genererte signalet. Imidlertid har refleksjonen av den andre harmoniske overtonen en høyere oppløsning og mindre strålestørrelse angitt ved 1009. Dette betyr at punktet 1011 vil være lettere å detektere (avbilde) ved den harmoniske frekvensen i tilstedeværelse av en hindring 1013 som befinner seg innenfor strålen 1009 (så som borespon) enn ved grunnfrekvensen.

[0035] Tilsvarende kan det finnes tilfeller der deler av borehullsveggen ligger fullstendig i skyggen av stort borespon ved grunnfrekvensen, men likevel kan avbildes ved en subharmonisk frekvens, dog med en forholdsvis dårlig oppløsning.

[0036] Foreliggende oppfinnelse ser således for seg bruk av multifrekvens datafangst. Bruk av flere frekvenser gjør det mulig å oppnå et borehullsprofil med flere oppløsninger. Lav frekvens vil bli anvendt for lengre hold, og høyere frekvens vil bli anvendt for kortere hold. I tillegg vil de harmoniske komponentene av den utsendte frekvensen bli anvendt ved mottakeren for å oppnå borehullsprofiler med høyere oppløsning med bruk av et lavfrekvent utsendt signal. En ultrasonisk puls består av en gruppe av frekvenser som definerer deres spektralinnhold. Harmoniske frekvenser forekommer ved heltallsmultipler av grunnfrekvensen, og den andre harmoniske overtonen opptrer for eksempel ved to ganger grunnfrekvensen. De andreharmoniske signalene har smalere strålebredde og lavere nivåer av sidelober enn grunnsignalet. Videre utviser det tredjeharmoniske signalet smalere og lavere sidelobenivåer enn de til det andre-harmoniske signalet. Høy båndbredde ved den utsendte grunnfrekvensen og samtidig høy båndbredde ved den harmoniske frekvensen under mottaksoperasjonen kan oppnås ved hjelp av et tolags signalomformersystem der den effektive polariteten til de to lagene skiftes mellom utsending og mottak. En enkeltfrekvens signalomformer vil bli eksitert med dens grunnfrekvens og dens harmoniske overtoner (tredje og femte), eller en bredbåndet signalomformer vil bli eksitert med flere frekvenser. Signalomformeren vil motta alle utsendte frekvenser og deres harmoniske overtoner og subharmoniske overtoner.

[0037] Med foreliggende oppfinnelse er det således mulig å estimere en standoff-avstand for FE-føleren ved hvert dyp og ved hver rotasjonsvinkel for føleren under boring av borehullet. Dette kan anvendes for å oppnå mer nøyaktige estimater av formasjonens egenskaper med bruk av kjente korrigeringsmetoder. Disse omfatter for eksempel "spine"- og "rib"-korrigeringer gjort med kjernemåling, justering av NMR-datafangstsekvenser basert på standoff-målinger (se US-patentet 7,301,338 til Gillen m. fl.), fotoelektrisk faktor (se US 2008/0083872 til Huiszoon). Som angitt over estimerer fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse begge disse størrelsene som funksjon av dyp og verktøyets rotasjonsvinkler.

[0038] Toolfacevinkelmålinger kan gjøres med bruk av et magnetometer på bunnhullsenheten. Siden FE-føleren og magnetometeret i mange tilfeller kan jobbe hovedsakelig uavhengig av hverandre, behandler én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse magnetometermålingene og målingene fra FE-føleren med bruk av fremgangsmåten beskrevet i US-patentet 7,000,700 til Cairns m.fl., som er overdratt til samme som foreliggende oppfinnelse og som inntas her som referanse i sin helhet.

[0039] Fagmannen vil med bakgrunn i foreliggende oppfinnelse se at mange aspekter ved fremgangsmåten kan praktiseres uten at det er nødvendig med en roterende akustisk signalomformer. US-patentet 5,640,371 til Schmidt m.fl., som er overdratt til samme som foreliggende oppfinnelse og som inntas her som referanse i sin helhet, beskriver en fremgangsmåte og et apparat for akustisk logging av jordformasjoner rundt et borehull som inneholder et fluid med bruk av et nedihulls loggeinstrument innrettet for aksiell bevegelse langs borehullet. En akustisk signalomformerenhet er anordnet inne i loggeinstrumentet og innlemmer en sylindrisk oppstilling av piezoelektriske elementer, der oppstillingen er fastholdt inne i hus-strukturen. Fremgangsmåten ifølge den foretrukne utførelsesformen av denne oppfinnelsen anvender mekanisk og elektronisk strålefokusering, elektronisk strålestyring og amplitudedekking for å øke oppløsningen og overvinne sidelobeeffekter. Fremgangsmåten presenterer en hittil ukjent signalrekonstrueringsmetode som anvender uavhengig utsending og mottak for elementer i oppstillingen, med tilhørende fokusering og strålestyring. Signalomformerne omtalt i Schmidt kan erstattes av de harmoniske signalomformerne omtalt over. Strålestyringen kan anvendes for å tilveiebringe akustiske målinger ved flere asimutvinkler som så kan bli behandlet på tilsvarende måte som målinger gjort med en roterende signalomformer.

[0040] Prosesseringen av dataene kan bli utført av en nedihullsprosessor og/eller en overflateprosessor for å frembringe korrigerte målinger hovedsakelig i sanntid. Underforstått i styring og behandling av dataene er bruk av et dataprogram på et passende maskinlesbart medium som setter prosessoren i stand til å bevirke styringen og behandlingen. Det maskinlesbare mediet kan omfatte ROM, EPROM, EEPROM, flashminne og optisk platelager. Slike medier kan også bli anvendt for å lagre resultater av behandlingen angitt over.

Claims

1. Fremgangsmåte for å evaluere en jordformasjon, der fremgangsmåten omfatter det å: frakte en akustisk føler på en nedihullsenhet inn i et borehull, innhente målinger ved flere asimutvinkler av avstanden til en vegg i borehullet, der målingene omfatter målinger av minst én av: (I) en harmonisk overtone av grunnfrekvensen til den akustiske føleren, og (II) en subharmonisk overtone av grunnfrekvensen til den akustiske føleren, og behandle målingene for å estimere borehullets geometri.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å anvende en måling av avstanden til borehullsveggen og den estimerte geometrien til borehullet for å estimere posisjonen til nedihullsenheten i et tverrsnitt av borehullet.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det å innhente målinger ved de flere asimutvinklene videre omfatter minst én av å: (i) rotere den akustiske føleren, og (ii) anvende strålestyring av den akustiske føleren.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å: (i) estimere en standoff-avstand for en formasjonsevaluerings-(FE)-føler på nedihullsenheten, (ii) gjøre målinger av en egenskap ved formasjonen med FE-føleren på nedihullsenheten, og (iii) estimere en verdi for egenskapen ved jordformasjonen med bruk av den estimerte standoff-avstanden og målingene gjort av FE-føleren.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å anvende målingene for å identifisere borespon i borehullet.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å tilveiebringe et bilde av borehullsveggen.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende minst én av å: (i) tilveiebringe en 3D-betraktning av borehullet, og (ii) identifisere en utvasking.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å velge grunnfrekvensen til den akustiske føleren basert i hvert fall delvis på tettheten til et fluid i borehullet.

9. Apparat for å evaluere en jordformasjon, der apparatet omfatter: en nedihullsenhet innrettet for å bli fraktet inn i et borehull, en akustisk føler på nedihullsenheten, der den akustiske føleren omfatter flere lag med forskjellig akustisk impedans, og den akustiske føleren er innrettet for å gjøre målinger ved flere asimutvinkler av avstanden til en vegg i borehullet, minst én prosessor innrettet for å: (I) trekke ut fra målingene et signal omfattende minst én av: (A) en harmonisk overtone av grunnfrekvensen til den akustiske føleren, og (B) en subharmonisk overtone av grunnfrekvensen til den akustiske føleren, og (II) anvende de uttrukkede signalene for å estimere borehullets geometri.

10. Apparat ifølge krav 9, der den minst ene prosessoren videre er innrettet for å anvende en måling av avstanden til borehullsveggen og den estimerte geometrien til borehullet for å estimere posisjonen til nedihullsenheten i et tverrsnitt i borehullet.

11. Apparat ifølge krav 9, videre omfattende en formasjonsevaluerings-(FE)-føler på nedihullsenheten innrettet for å gjøre målinger av en egenskap ved formasjonen ved de flere asimutvinklene, der en minst ene prosessoren videre er innrettet for å: (i) estimere en standoff-avstand for formasjonsevaluerings-(FE)-føleren, og (ii) estimere en verdi for egenskapen ved jordformasjonen med bruk av den estimerte standoff-avstanden og målingene gjort av FE-føleren.

12. Apparat ifølge krav 9, der den minst ene prosessoren videre er innrettet for å anvende målingene for å identifisere borespon i et fluid i borehullet.

13. Apparat ifølge krav 9, der den minst ene prosessoren videre er innrettet for å tilveiebringe et bilde av avstanden til borehullsveggen.

14. Apparat ifølge krav 9, der den minst ene prosessoren videre er innrettet for minst én av å: (i) tilveiebringe en 3D-betraktning av borehullet, og (ii) identifisere en utvasking.

15. Apparat ifølge krav 9, der nedihullsenheten er valgt fra: (i) en bunnhullsenhet innrettet for å bli fraktet på en borerørdel, og (ii) en loggestreng innrettet for å bli fraktet på en kabel.

16. Apparat ifølge krav 9, der den akustiske føleren er innrettet for å gjøre målinger ved de flere asimutvinklene ved minst én av: (i) rotasjon av føleren, og (ii) strålestyring av føleren.

17. Datamaskinlesbart mediumprodukt som lagrer instruksjoner som når de blir lest av en prosessor bevirker prosessoren til å utføre en fremgangsmåte, der fremgangsmåten omfatter det å: trekke ut, fra målinger gjort av en akustisk føler på en nedihullsenhet i et borehull, et signal omfattende minst én av: (A) en harmonisk overtone av grunnfrekvensen til den akustiske føleren, og (B) en subharmonisk overtone av grunnfrekvensen til den akustiske føleren, og anvende de uttrukkede signalene for å estimere borehullets geometri.

18. Medium ifølge krav 17, videre omfattende minst én av: (i) et ROM, (ii) et EPROM, (iii) et EEPROM, (iv) et flashminne og (v) et optisk platelager.