NO20110865A1 - Stedsbestemmelse av fôringsror i sanntid og avstand fra tiltede antennemalinger - Google Patents
Stedsbestemmelse av fôringsror i sanntid og avstand fra tiltede antennemalinger Download PDFInfo
- Publication number
- NO20110865A1 NO20110865A1 NO20110865A NO20110865A NO20110865A1 NO 20110865 A1 NO20110865 A1 NO 20110865A1 NO 20110865 A NO20110865 A NO 20110865A NO 20110865 A NO20110865 A NO 20110865A NO 20110865 A1 NO20110865 A1 NO 20110865A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- box
- azimuth
- tool
- antenna
- component
- Prior art date
Links
- 239000003973 paint Substances 0.000 title 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 36
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 9
- 239000000284 extract Substances 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 230000006870 function Effects 0.000 description 7
- 101150118300 cos gene Proteins 0.000 description 5
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000013598 vector Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 101100234408 Danio rerio kif7 gene Proteins 0.000 description 1
- 101100221620 Drosophila melanogaster cos gene Proteins 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 101100398237 Xenopus tropicalis kif11 gene Proteins 0.000 description 1
- 230000001594 aberrant effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000003360 curve fit method Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 230000008450 motivation Effects 0.000 description 1
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
- E21B47/0228—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism using electromagnetic energy or detectors therefor
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/30—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electromagnetic waves
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Radar Systems Or Details Thereof (AREA)
- Details Of Aerials (AREA)
Description
KRYSSREFERANSE TIL BESLEKTEDE SØKNADER
[0001] Denne søknaden tar prioritet fra den foreløpige US-søknaden 61/357,324 med tittelen "Real time determination of casing location and distance with tilted antenna measurement", innlevert 22. juni 2010 av M. Bittar, S. Li og H. Wu, som med dette inntas som referanse her.
BAKGRUNN
[0002] Verden er avhengig av hydrokarboner for å dekke mange av sine energibehov. Følgelig jobber oljefeltoperatører for å produsere og selge hydrokarboner så effektivt som mulig. Mye av den enkelt utvinnbare oljen har allerede blitt produsert, så nye metoder er under utvikling for å utvinne mindre tilgjengelige hydrokarboner. Disse metodene omfatter ofte boring av et borehull nær ved én eller flere eksisterende brønner. Én slik metode er SAGD (Steam-Assisted Gravity Drainage), som beskrevet i US-patentet 6,257,334 med tittelen "Steam-Assisted Gravity Drainage Heavy Oil Recovery Process". I SAGD anvendes et par av vertikalt atskilte, horisontale brønner som ligger mindre enn 10 meter fra hverandre, og nøye styring av avstanden er viktig for metodens effektivitet. Andre eksempler på retningsboring nær en eksisterende brønn omfatter brønnkryssing for utblåsningskontroll, flere brønner som bores fra en offshoreplattform samt tett plasserte brønner for geotermisk energigjenvinning.
[0003] Én måte å styre retningen til et borehull nær ved en eksisterende brønn er "aktiv avstandsmåling", der en elektromagnetisk kilde er anordnet i den eksisterende brønnen og overvåkes ved hjelp av følere på borestrengen. Til forskjell kalles metoder der både kilden og følerne er anordnet på borestrengen ofte "passiv avstandsmåling". Passiv avstandsmåling kan være å foretrekke fremfor aktiv avstandsmåling fordi denne metoden ikke krever at operasjoner på den eksisterende brønnen avbrytes. Eksisterende metoder for passiv avstandsmåling baserer seg på magnetiske "hot spots" i foringsrøret i den eksisterende brønnen, noe som begrenser bruken av disse metodene til å identifisere områder hvor det er en betydelig og brå endring i foringsrørets diameter eller hvor foringsrøret utviser et avvikende magnetisk moment, enten som følge av prepolarisering av foringsrøret før det blir satt inn i brønnhullet eller som en tilfeldig hendelse. Se f.eks. US 5,541,517, "A method for drilling a borehole from one cased borehole to another cased borehole". For å få til en slik polarisering uten å avbryte produksjonen har det vært ansett som nødvendig å polarisere foringsrøret på et eller annet tidspunkt under konstruksjonen av brønnen. Denne løsningen kan ikke anvendes på brønner som allerede er i kommersiell drift uten avbryte denne driften.
OPPSUMMERING
[0004] Et første aspekt ved oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for å detektere et elektrisk ledende trekk fra inne i et borehull, der fremgangsmåten omfatter det å: sende ut et elektromagnetisk signal fra en første antenne på et nedihulls loggeverktøy; måle et responssignal med en andre antenne på nevnte nedihulls loggeverktøy; gjenta nevnte utsending og måling for å bestemme en asimutavhengighet i nevnte responssignal; bestemme en diagonalkomponent av nevnte asimutavhengighet; og anvende nevnte diagonalkomponent for å estimere en avstand til en foringsrørstreng.
[0005] Et andre aspekt ved oppfinnelsen tilveiebringer et nedihulls avstandsmålerverktøy som omfatter: en rotasjonsposisjonsføler; minst én senderantenne for å sende ut elektromagnetiske signaler inn i en omkringliggende formasjon; minst én mottakerantenne for å motta responssignaler fra den omkringliggende formasjonen; og minst én prosessor, som: bestemmer midlere responssignaler for hver av flere rotasjonsposisjoner; trekker ut en diagonalkomponent fra nevnte midlere responssignaler; og estimerer en avstand til en foringsrørstreng basert i hvert fall delvis på nevnte diagonalkomponent.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0006] En bedre forståelse av de forskjellige viste utførelsesformene vil oppnås når den følgende detaljerte beskrivelsen leses sammen med de vedlagte tegningene, der:
[0007] Figur 1 viser et eksempel på boremiljø der elektromagnetisk styrt boring kan bli anvendt;
[0008] Figur 2 viser et eksempel på utførelse av et avstandsmålerverktøy;
[0009] Figurene 3A-3B illustrerer variablene som anvendes ved analyse av verktøyets operasjon;
[0010] Figur 4 viser et koordinatsystem for å spesifisere retning og avstand til et nærliggende foringsrør;
[0011] Figur 5 er et flytdiagram av et eksempel på fremgangsmåte ved avstandsmåling;
[0012] Figur 6 viser en alternativ utførelse av et avstandsmålerverktøy;
[0013] Figurene 7A-7D er grafer som viser målte responssignaler;
[0014] Figurene 8A-8D er grafer som viser en målt diagonalkomponent;
[0015] Figurene 9A-9D er grafer som viser en målt krysskomponent;
[0016] Figurene 10A-10B er grafer som viser en første modellert avstandsavhengighet;
[0017] Figurene 11A-11B er grafer som viser en andre modellert avstandsavhengighet.
[0018] Selv om oppfinnelsen kan realiseres med forskjellige endringer og i alternative former, er konkrete utførelsesformer av denne vist som et eksempel i tegningene og vil bli beskrevet i detalj her. Det må imidlertid forstås at tegningene og den detaljerte beskrivelsen ikke er ment å begrense oppfinnelsen til disse konkrete utførelsesformene, men tvert imot er hensikten å dekke alle endringer, ekvivalenter og alternativer som faller innenfor rammen til de vedføyde kravene.
[0019] Problemene angitt i bakgrunnskapittelet er i hvert fall delvis løst av de viste fremgangsmåter og anordninger for å detektere nærliggende elektriske ledere, så som rør, brønnfdringer etc. fra inne i et borehull. I hvert fall i noen fremgangsmåteutførelser kan et elektrisk ledende trekk detekteres ved å sende ut et elektromagnetisk signal fra en første antenne på et nedihulls loggeverktøy og måle et responssignal med en andre antenne på nevnte nedihulls loggeverktøy. Mens verktøyet roterer blir utsendings- og måletrinnene gjentatt for å bestemme responssignalets asimutavhengighet. Asimutavhengigheten blir analysert for å bestemme en diagonalkomponent og eventuelt en krysskomponent. Amplituden til diagonalkomponenten angir avstand til det elektrisk ledende trekket. Retning kan bestemmes basert på diagonalkomponenten alene, eller, for å fjerne flertydighet, basert på diagonalkomponenten sammen med krysskomponenten. Kurvetilpasning med sinusfunksjoner kan bli anvendt for å øke avstands- og retningsestimatenes nøyaktighet. Fortrinnsvis er minst én av antennene skråstilt. Måleresultater blir presentert for parallelle skråstilte og innbyrdes ortogonale skråstilte antenner.
[0020] De viste systemene og fremgangsmåtene vil best forstås i forbindelse med et passende brukseksempel. Figur 1 viser derfor et eksempel på geostyringsmiljø. En boreplattform 2 understøtter et boretårn 4 med en løpeblokk 6 for å heve og senke en borestreng 8. Ettoppdrevet rotasjonssystem 10 holder og roterer borestrengen 8 mens den senkes gjennom brønnhodet 12. En borkrone 14 drives av en motor nede i hullet og/eller gjennom rotasjon av borestrengen 8. Når borkronen 14 roterer, skaper den et borehull 16 som passerer gjennom forskjellige formasjoner. En pumpe 20 sirkulerer borefluid gjennom et tilførselsrør 22 til det toppdrevne rotasjonssystemet 10, ned i hullet gjennom det indre av borestrengen 8, ut gjennom åpninger i borkronen 14, tilbake til overflaten gjennom ringrommet rundt borestrengen 8, og inn i en lagringstank 24. Borefluidet frakter borekaks fra borehullet inn i tanken 24 og bidrar til å bevare borehullets integritet.
[0021] Borkronen 14 er kun én del av en bunnhullsenhet, som omfatter ett eller flere vektrør (tykkveggede stålrør) som gir økt vekt og stivhet for å lette boreoperasjonen. Noen av vektrørene omfatter loggeinstrumenter for å innhente målinger av forskjellige borerelaterte parametere, så som posisjon, orientering, borkronetrykk, borehullsdiameter osv. Verktøyorienteringen kan være uttrykt ved en oppside-ftool face")-vinkel (også kjent som rotasjons- eller asimutorientering), en hellingsvinkel (skråstillingen) og en kompassretning, som alle kan avledes fra målinger gjort av magnetometere, inklinometere og/eller akselerometre, selv om andre typer følere, så som gyroskoper, vil kunne anvendes i stedet. I én konkret utførelsesform omfatter verktøyet et treakset "fluxgate"-magnetometer og et treakset akselerometer. Som fagmannen vil vite muliggjør kombinasjonen av disse to følersystemene måling av oppsidevinkel, hellingsvinkel og kompassretning. I noen utførelsesformer blir oppsidevinkelen og hullinklinasjonsvinkelen beregnet fra utmatingen fra akselerometerføleren. Utmatingene fra magnetometerføleren blir anvendt for å beregne kompassretningen.
[0022] Bunnhullsenheten omfatter videre et avstandsmålerverktøy 26 for å indusere en strøm i nærliggende elektriske ledere, så som rør, foringsrørstrenger og elektrisk ledende formasjoner, og for å innhente målinger av det resulterende feltet for å bestemme avstand og retning. Ved hjelp av disse målingene, sammen med verktøyorienteringsmålinger, kan boreoperatøren for eksempel styre borkronen 14 langs en ønsket bane 18 i forhold til den eksisterende brønnen 19 i formasjonen 46 med bruk av et hvilket som helst av en rekke forskjellige passende retningsboringssystemer, omfattende styrevinger, et "bøyd rørstykke" og et roterbart styrbart system. For presisjonsstyring kan styrevinger være den mest foretrukne retningsstyringsmekanisme. Retningsstyringsmekanismen kan alternativt være styrt nede i hullet av en nedihulls styringsenhet som er programmert til å følge det eksisterende borehullet 19 i en forbestemt avstand 48 og posisjon (f.eks. rett over eller under det eksisterende borehullet).
[0023] En telemetrikomponent 28 koblet til nedihullsverktøyene (omfattende avstandsmålerverktøyet 26) kan sende telemetridata til overflaten ved hjelp av slampulstelemetri. En sender i telemetrikomponenten 28 modulerer strømningsmotstanden for borefluid for å generere trykkpulser som forplanter seg langs fluidstrømmen til overflaten med lydhastigheten. Én eller flere trykkomsettere 30, 32 gjør om trykksignalet til ett eller flere elektriske signaler for en signaldigitaliseringsenhet 34. Merk at det finnes andre former for telemetri som kan bli anvendt for å kommunisere signaler fra nede i hullet til digitaliseringsenheten. Slik telemetri kan anvende akustisk telemetri, elektromagnetisk telemetri eller telemetri gjennom kablet borerør.
[0024] Digitaliseringsenheten 34 sender en digital form av telemetrisignalene over en kommunikasjonsforbindelse 36 til en datamaskin 38 eller en annen form for databehandlingsanordning. Datamaskinen 38 kjører under styring av programvare (som kan være lagret i informasjonslagringsmedier 40) og i henhold til brukerinnmating gjennom en innmatingsanordning 42 for å behandle og dekode de mottatte signalene. De resulterende telemetridataene kan bli ytterligere analysert og behandlet av datamaskinen 38 for å generere en fremvisning av nyttig informasjon på en dataskjerm 44 eller en annen form for fremvisningsanordning. For eksempel vil en boreoperatør kunne bruke dette systemet til å innhente og overvåke borerelaterte parametere, formasjonsparametere og borehullets bane i forhold til det eksisterende borehullet 19 og eventuelle oppdagede grenser i formasjonen. En nedkanal kan så bli anvendt for å sende retningsstyringskommandoer fra overflaten til bunnhullsenheten.
[0025] Figur 2 viser et eksempel på avstandsmålerverktøy 202 mer detaljert. Det omfatter en senderantennespole 204 innsatt i en fordypning 206 rundt verktøyets periferi. Den viste senderantennen 204 er anordnet med en skråstillingsvinkel på 45° for å skape en asimutisk asymmetri i det utsendte elektromagnetiske signalet. Verktøyet omfatter videre to skråstilte mottakerantennespoler 210, 212 i en andre fordypning rundt verktøyets periferi. Antennen 212 er parallell med senderantennen 204, mens antennen 210 står vinkelrett på senderantennen. Antennene 210 og 212 er vist anordnet på samme sted, men dette er ikke noe krav. Fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen kan bli anvendt med ett enkelt sender/mottaker-antennepar, som om ønsket kan være anordnet på samme sted, selv om det forventes at bruk av ytterligere paroppstillinger av sender/mottaker-antenner vil gi en mer nøyaktig avstandsmåling. Som en vil forstå kan de innbyrdes avstandene og de relative skråstillingsvinklene varieres som ønsket, så lenge minst én av sender- eller mottakerantennene gir asimutsensitivitet. Et elektrisk isolerende fyllmateriale kan bli anvendt for å fylle fordypningene for å forsegle og beskytte antennespolene.
[0026] Figur 3A viser et eksempel på en verktøymodell med en lengdeakse som sammenfaller med en z-koordinatakse. En senderantennespole T1 er anordnet med en skråstillingsvinkel Øn i forhold til z-aksen, og en mottakerantennespole R er anordnet med en skråstilingsvinkel Ør i forhold til z-aksen, normalt med sin normalvektor i planet definert av z-aksen og senderantennespolens normalvektor. Sender- og mottakerantennespolene er sentrert om z-aksen, med sine senterpunkter atskilt med en avstand d. x- og y-aksene er som vist i figur 3B. x-aksen peker fra z-aksen mot den høye siden av borehullet. (For vertikale borehull anses ofte nord-siden av borehullet som den "høye" siden.) y-aksen er tegnet vertikalt på x- og z-aksen og følger høyrehåndsregelen. Asimutvinkelen (3 måles fra x-aksen med start i retning av y-aksen. Målingene som innhentes rundt periferien av borehullet blir ofte gruppert i asimutbokser. Som vist i figur 3B kan hver boks/ha en tilhørende asimutvinkel fr. Målingene kan naturligvis også bli delt inn i bokser langs z-aksen.
[0027] I de følgende likninger anvendes notasjonen VR T for å representere signalet målt av en mottakerantennespole R som reaksjon på aktivering av en senderantennespole T. Dersom T er x, y eller z, angir VR T en hypotetisk senderantennespole rettet henholdsvis langs x-, y- eller z-aksen. Det samme gjelder dersom R er x, y eller z. Når normalvektorene til sender- og mottakerantennespolene ligger i samme plan, er mottakersignalet, som funksjon av asimutvinkel p, lik:
der matriseelementene V/ er komplekse verdier som representerer signalamplitude og faseskift målt av en hypotetisk mottaker med en dipolkomponent langs l-aksen som reaksjon på aktivering av en hypotetisk sender med en dipolkomponent langs J-aksen.
[0028] Likning (1) kan også skrives ut for å vise avhengigheten av asimutvinkel:
der:
a* x<=>K<*>sin<9>t sin 9r \ axy = V* sin 9t sin 9r ; a„ = V<*>sin 9t cos 9f ayx = V? sin Bt sin Øf\ayy = Vyy sin 9, sin 0, ; a„ = V/ sin 0, cos 9r .
tf„ = r/ cos 9t sm9r; = Vy cos 9t sinØ, ; aa = V* cosØ, cosØr
Merk at koeffisientene a,y er bestemt av utformingen av antennesystemet og miljøpåvirkninger, og de varierer ikke med asimutvinkelen. Ytterligere omskriving gir:
[0029]Typiske loggeanvendelser bruker oppdelingen i asimutvinkelbokser som beskrevet over, slik at alle forekomster av asimutvinkelen p i likning (3) må erstattes med den representative asimutboksvinkelen /3,.
[0030] Venstresiden av figur 4 viser et standard x-y-z-koordinatsystem for verktøyet 402, med et eksisterende brønnforingsrør 404 liggende parallelt med z- aksen med en avstand L og en asimutvinkel cp. Likning (3) antar et vilkårlig koordinatsystem og vil således være gyldig. Dersom imidlertid standard-koordinatsystemet roteres som vist på høyre side i figur 4, dvs. slik at asimutvinkelen i forhold til foringsrøret, cp, er lik 0, vil koeffisientene axy, ayx, ayzog azy i det roterte koordinatsystemet forventes å være null. Følgelig vil de målte spenningene forventes å ha en forenklet representasjon:
der a'u er verktøykoeffisienten og /3' er verktøyets asimutvinkel i det roterte koordinatsystemet.
[0031] For å oppnå forenklingen gitt i likning (4) kan en kurvetilpasningsfunksjon bli anvendt for å bestemme en passende koordinatrotasjonsvinkel cpt, som også svarer til asimutvinkelen for retningsvektoren til foringsrøret. Denne observasjonen er motivasjonen for avstandsmålingsmetodene representert ved flytdiagrammet i figur 5.
[0032] Med start i blokk 502 begynner verktøyet sin målesyklus ved å velge en første senderantenne. I blokk 504 sender verktøyet ut et elektromagnetisk signal med den valgte senderantennen og måler responsen til hver av mottakerantennene. Verktøyet bestemmer også sin posisjon og orientering på utsendingstidspunktet. I blokk 506 oppdaterer verktøyet de målte gjennomsnittsverdiene for boksen som svarer til denne verktøyposisjonen og - orienteringen. I blokk 508 bestemmer verktøyet om en målesyklus er fullført (dvs. om alle senderantennene har vært anvendt), og hvis ikke blir blokkene 504-508 gjentatt inntil målesyklusen er ferdig.
[0033] I blokk 510 blir målingenes asimutavhengighet analysert for å finne tre komponenter: diagonalkomponenten, Vdiag, krysskomponenten, Vcc, og den konstante komponenten, Vconst. Disse komponentene er definert som: der N er antallet asimutbokser (fig 3B) og boks i±N/ 2 er boksen motsatt for boks /'. Likning (7) svarer til det tredje leddet i likning (4), likning (6) svarer til det andre leddet i likning (4), og likning (5) svarer til summen av det første og tredje leddet i likning (4). Likningene (5)-(7) omfatter ikke rotasjonsvinkelen cp, men systemet bestemmer denne vinkelen i blokk 512 ved for eksempel å tilpasse sinuskurver til diagonalkomponenten og krysskomponenten. Kurvetilpasningene kan bli utført separat på hver komponent, eller, om ønsket, direkte på målingene. Kurvetilpasningene gir parametrene A, B, C og cp i funksjonen: En kurvetilpasning basert på en minste middelkvadratmetode er anvendt, men andre kurvetilpasningsmetoder kan også være egnet.
[0034] I et homogent medium er de tre komponentene over kun sensitive for et nærliggende foringsrør, spesielt diagonalkomponenten Vdiag. Diagonalkomponenten forventes å utvise bedre sensitivitet overfor et nærliggende foringsrør og bedre støyufølsomhet, men vil som følge av sin doble periode (cos2(j8- cp)) også ha en tvetydighet på 180° for måling av foringsrørets asimutvinkel cp. Siden krysskomponenten Vcc kun har én periode (cos(/3- cp)), kan denne anvendes for å løse denne tvetydigheten for å gi en entydig bestemmelse av asimutvinkelen cp. Avstander kan da bli estimert basert på komponentenes amplitude. Et eksempel på denne retnings- og bestemmelsesprosessen er beskrevet nærmere nedenfor.
[0035] Når systemet har gjort en måling av retningen og avstanden til foringsrøret i blokk 512, kan den nye målingen bli brukt i blokk 514 til å oppdatere en fremvisning for boreoperatøren og/eller til automatisk å justere styringsretningen for boreenheten. I blokk 516 avgjør verktøyet om operasjonen er ferdig, og hvis ikke, gjentar prosessen.
[0036] Figur 6 viser en utførelse av et avstandsmålerverktøy som ble testet i en vanntank som inneholdt vann med en resistivitet på 1 Q m. Det testede verktøyet omfattet to sender/mottaker-antennepar, der det første paret var parallelle (Tup-Rx i fig. 6) med begge skråstilt med en vinkel på -45°, og det andre paret var innbyrdes ortogonalt (Tdn-Rx i fig. 6) med senderantennespolen skråstilt med en vinkel på 45° og mottakerantennespolen skråstilt med en vinkel på -45°. Den innbyrdes avstanden i det første sender/mottaker-antenneparet var d1 og den innbyrdes avstanden i det andre sender/mottaker-antenneparet var c/2. Målinger ble gjort med c/7=c/2=121,92 cm (48") og en signalfrekvens på 125Hz. Foringsrøret var anordnet parallelt med verktøyet som vist i figur 4.
[0037] De målte responssignalene er vist i grafer i figurene 7A-7D. Figurene 7A og 7B viser realdelen og imaginærdelen av responssignalet for det parallelle sender/mottaker-antenneparet, mens figurene 7C og 7D viser realdelen og imaginærdelen av responssignalet for det innbyrdes ortogonale sender/mottaker-antenneparet. I alle de fire figurene kan en tydelig se en sterk asimutavhengighet.
[0038] Diagonalkomponenten Vdiag er beregnet for disse målingene og er vist i figurene 8A-8D. Som over viser figurene 8A og 8B realdelen og imaginærdelen av responssignalet for det parallelle paret, mens figurene 8C og 8D viser realdelen og imaginærdelen av responssignalet for det innbyrdes ortogonale paret. I tillegg er sinuskurvene som har blitt tilpasset til diagonalkomponentene vist med stiplede linjer, og fra disse kan parametrene cp (med en viss tvetydighet), A og C bestemmes.
[0039] Tilsvarende er krysskomponenten Vcc beregnet for disse målingene og er vist i figurene 9A-9D. Realdelen og imaginærdelen for de parallelle og innbyrdes ortogonale antenneparene er vist som over. De stiplede linjene representerer de sinuskurvene som sammenfaller best med disse komponentene, og gjør det dermed mulig å bestemme parameteren B og løse tvetydigheten i cp. Fra diagonalkomponenten kan en bestemme planet forden roterte x-aksen. Med et vilkårlig valg av x-aksens retning i dette planet kan krysskomponenten bli anvendt for å bestemme om x-aksens retning må reverseres eller ikke. Én måte å løse denne tvetydigheten på er ved å sammenlikne imaginærdelen og realdelen av B som bestemt av det parallelle sender/mottaker-antenneparet. Nærmere bestemt, dersom imaginærdelen av B er større enn realdelen, må x-aksens retning reverseres.
[0040] Merk at amplituden til krysskomponentsignalet er betydelig mindre enn den til diagonalkomponenten. Som følge av dette er diagonalkomponenten foretrukket som grunnlag for å estimere avstanden til et foringsrør. Spesifikt kan parameteren A eller forholdet A/C bli anvendt. Figurene 10A-10B er grafer av logaritmen til A/C som funksjon av foringsrøravstand henholdsvis for det parallelle og det innbyrdes ortogonale sender/mottaker-antenneparet. Figurene 11A-11B er grafer av logaritmen til A som funksjon av foringsrøravstand henholdsvis for det parallelle og det innbyrdes ortogonale sender/mottaker-antenneparet. En kan tydelig se en klar avhengighet, noe som muliggjør enkel estimering av avstanden til foringsrør basert på verktøyets målinger.
[0041] Det forventes at systemets rekkevidde og ytelse kan bedres med bruk av flere mottakerantennestasjoner og/eller flere senderantennestasjoner. I mange tilfeller kan det være unødvendig å utføre eksplisitte avstands- og retningsberegninger. For eksempel kan signalkomponentene bli trukket ut og gjort om til pikselfarger og vist som funksjon av verktøyets posisjon og asimut. Forutsatt at foringsrørstrengen er innenfor deteksjonsrekkevidde vil det vises som et lyst (eller, om foretrukket, mørkt) bånd i bildet. Fargen eller lysheten til båndet angir avstanden til foringsrøret, og båndets posisjon angir retningen til foringsrørstrengen. Ved å betrakte et slikt bilde kan således en boreoperatør på en veldig intuitiv måte avgjøre om det nye borehullet fjerner seg fra den ønskede kursen, og han eller hun kan raskt iverksette korrigerende tiltak. Dersom for eksempel båndet blir mørkere, kan boreoperatøren styre mot foringsrørstrengen. I motsatt fall, dersom båndet blir lysere, kan boreoperatøren styre vekk fra foringsrørstrengen. Dersom båndet avviker fra sin ønskede posisjon rett over eller rett under foringsrørstrengen, kan boreoperatøren styre sideveis for å gjenopprette den ønskede retningsrelasjonen mellom borehullene.
[0042] En rekke andre variasjoner og modifikasjoner vil sees av fagmannen når beskrivelsen over er fullt forstått. For eksempel har beskrivelsen over fokusert på en LWD-(Logging-While-Drilling)-utførelse, men teknikkene ifølge foreliggende oppfinnelse vil også være egnet for utførelser basert på kabelverktøy. Beskrivelsen viser rotasjon av verktøyet (og dets antenner), men antennemålinger med flere komponenter kan anvendes for å frembringe virtuelt styrte antennemålinger uten å kreve rotasjon av verktøyet eller antennene. Det er meningen at de følgende kravene skal forstås å omfatte alle slike variasjoner og modifikasjoner.
Claims (20)
1. Fremgangsmåte for å detektere et elektrisk ledende trekk fra inne i et borehull, der fremgangsmåten omfatter det å: sende ut et elektromagnetisk signal fra en første antenne på et nedihulls loggeverktøy; måle et responssignal med en andre antenne på nevnte nedihulls loggeverktøy; gjenta nevnte utsending og måling for å bestemme en asimutavhengighet i nevnte responssignal; bestemme en diagonalkomponent av nevnte asimutavhengighet; og anvende nevnte diagonalkomponent for å estimere en avstand til en foringsrørstreng.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende det å bestemme en foringsrørstreng-retning fra nevnte nedihulls loggeverktøy.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, der det å bestemme en foringsrørstreng-retning omfatter det å tilpasse en sinuskurve til diagonalkomponenten.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, der det å bestemme en foringsrørstreng-retning videre omfatter det å bestemme en krysskomponent av nevnte asimutavhengighet.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, der det å bestemme en foringsrørstreng-retning enda videre omfatter det å tilpasse en sinuskurve til krysskomponenten.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, der nevnte sinuskurvetilpasning til krysskomponenten har en kompleks amplitude, og der det å bestemme en foringsrørstreng-retning omfatter det å sammenlikne en reell del av nevnte amplitude med en kompleks del av nevnte amplitude.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der diagonalkomponenten i boks /3, er proporsjonal med
der Vg( fii) representerer en midlere signalmåling for en asimutboks /3, og VRT( 0 N) representerer en signalmåling for en boks som ligger 180° vekk fra 2
asimutboks /3,.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 4, der krysskomponenten i boks /3, er proporsjonal med
der Vg (/?,) representerer en midlere signalmåling for en asimutboks /3, og VR{/ 3N) representerer en signalmåling for en boks som ligger 180° vekk fra asimutboks jS,-.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der både den første og den andre antennen er skråstilt i forhold til en verktøyakse.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der den første og den andre antennen er parallelle.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der den første og den andre antennen er innbyrdes ortogonale.
12. Nedihulls avstandsmålerverktøy som omfatter: en rotasjonsposisjonsføler; minst én senderantenne for å sende ut elektromagnetiske signaler inn i en omkringliggende formasjon; minst én mottakerantenne for å motta responssignaler fra den omkringliggende formasjonen; og minst én prosessor, som: bestemmer midlere responssignaler for hver av flere rotasjonsposisjoner; trekker ut en diagonalkomponent fra nevnte midlere responssignaler;
og estimerer en avstand til en foringsrørstreng basert i hvert fall delvis på nevnte diagonalkomponent.
13. Verktøy ifølge krav 12, der den minst ene prosessoren videre finner en retning til foringsrørstrengen basert i hvert fall delvis på nevnte diagonalkomponent.
14. Verktøy ifølge krav 13, der, som del av det å finne retningen til foringsrørstrengen, den minst ene prosessoren trekker ut en krysskomponent fra nevnte midlere responssignaler.
15. Verktøy ifølge krav 14, der, som del av det å finne retningen, den minst ene prosessoren tilpasser en kompleks sinusfunksjon til krysskomponenten og sammenlikner realdelen av amplituden til den komplekse sinusfunksjonen med imaginærdelen.
16. Verktøy ifølge krav 12, der diagonalkomponenten i boks /3, er proporsjonal med
der Vg( fii) representerer en midlere signalmåling for en asimutboks /3, og vr( 0n) representerer en signalmåling for en boks som ligger 180° vekk fra 2
asimutboks /3,.
17. Verktøy ifølge krav 14, der krysskomponenten i boks /3, er proporsjonal med der Vlifif) representerer en midlere signalmåling for en asimutboks /3, og vr( Pn) representerer en signalmåling for en boks som ligger 180° vekk fra 2
asimutboks /3,.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 12, der minst én av sender- og mottakerantennene er skråstilt i forhold til en verktøyakse.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der sender- og mottakerantennene er parallelle.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der sender- og mottakerantennene er innbyrdes ortogonale.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US35732410P | 2010-06-22 | 2010-06-22 | |
US13/116,150 US8749243B2 (en) | 2010-06-22 | 2011-05-26 | Real time determination of casing location and distance with tilted antenna measurement |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20110865A1 true NO20110865A1 (no) | 2011-12-23 |
NO342561B1 NO342561B1 (no) | 2018-06-18 |
Family
ID=45327651
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20110865A NO342561B1 (no) | 2010-06-22 | 2011-06-16 | Stedsbestemmelse av fôringsrør i sanntid og avstand fra tiltede antennemålinger |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8749243B2 (no) |
AU (1) | AU2011202518B2 (no) |
GB (1) | GB2481495B (no) |
NO (1) | NO342561B1 (no) |
Families Citing this family (51)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2008021868A2 (en) | 2006-08-08 | 2008-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resistivty logging with reduced dip artifacts |
WO2008076130A1 (en) | 2006-12-15 | 2008-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Antenna coupling component measurement tool having rotating antenna configuration |
GB2468734B (en) | 2008-01-18 | 2012-08-08 | Halliburton Energy Serv Inc | Em-guided drilling relative to an existing borehole |
WO2011123379A1 (en) | 2010-03-31 | 2011-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-step borehole correction scheme for multi-component induction tools |
US8844648B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for EM ranging in oil-based mud |
US9115569B2 (en) | 2010-06-22 | 2015-08-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time casing detection using tilted and crossed antenna measurement |
US8749243B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time determination of casing location and distance with tilted antenna measurement |
CA2800148C (en) | 2010-06-29 | 2015-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for sensing elongated subterranean anomalies |
US9360582B2 (en) | 2010-07-02 | 2016-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Correcting for magnetic interference in azimuthal tool measurements |
WO2012008965A1 (en) | 2010-07-16 | 2012-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Efficient inversion systems and methods for directionally-sensitive resistivity logging tools |
EP2616638A4 (en) * | 2010-09-17 | 2015-12-02 | Baker Hughes Inc | APPARATUS AND METHODS FOR DRILL BOREHOLE WELL DRILLING OF EXISTING DRILLING HOLES USING INDUCTION DEVICES |
US9810805B2 (en) | 2011-08-03 | 2017-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus to detect a conductive body |
CA2844111C (en) | 2011-08-18 | 2016-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Improved casing detection tools and methods |
BR112014009638A2 (pt) | 2011-10-31 | 2017-04-18 | Halliburton Energy Services Inc | método de perfilagem e sistema de perfilagem |
EP2836860A4 (en) | 2012-06-25 | 2015-11-11 | Halliburton Energy Services Inc | TIP ANTENNA MEASURING SYSTEMS AND METHOD FOR GENERATING ROBUST MEASUREMENT SIGNALS |
AU2012383576B2 (en) * | 2012-06-25 | 2015-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resistivity logging systems and methods employing ratio signal set for inversion |
US11480705B2 (en) * | 2013-04-01 | 2022-10-25 | Oliden Technology, Llc | Antenna, tool, and methods for directional electromagnetic well logging |
WO2014201297A2 (en) * | 2013-06-12 | 2014-12-18 | Well Resolutions Technology | Apparatus and methods for making azimuthal resistivity measurements |
US11326437B2 (en) * | 2013-06-12 | 2022-05-10 | Well Resolutions Technology | Universal bottomhole assembly node (UBHAN) providing communications to and from rotary steerable systems (RSS) and real time azimuthal resistivity imaging for geosteering and pressure while drilling (FWD) for well control |
AU2013395641B2 (en) * | 2013-07-31 | 2016-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotational wellbore ranging |
DE112014004491T5 (de) * | 2013-09-30 | 2016-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gradiometrische Bohrlochtelemetrie unter Verwendung von Sendern und Empfängern mit magnetischen Dipolen |
CN105637173B (zh) * | 2013-11-21 | 2018-10-19 | 哈利伯顿能源服务公司 | 基于交叉耦合的流体前缘监测 |
US9714563B2 (en) * | 2013-12-05 | 2017-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole triaxial electromagnetic ranging |
RU2649994C9 (ru) | 2014-05-01 | 2018-06-25 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Способ межскважинной томографии и системы, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных |
CN106232936B (zh) | 2014-05-01 | 2020-03-24 | 哈里伯顿能源服务公司 | 采用具有至少一个传输交叉布置的套管段的导向钻井方法和系统 |
AU2015253516B2 (en) | 2014-05-01 | 2018-02-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing segment having at least one transmission crossover arrangement |
BR112016025543B1 (pt) | 2014-05-01 | 2022-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc | Método para controlar produção multilateral e sistema de controle de produção multilateral |
US10539004B2 (en) | 2014-08-11 | 2020-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well ranging apparatus, systems, and methods |
US10267945B2 (en) | 2014-10-20 | 2019-04-23 | Schlumberger Technology Corporation | Use of transverse antenna measurements for casing and pipe detection |
GB2545356B (en) * | 2014-11-18 | 2021-01-20 | Halliburton Energy Services Inc | Methods and apparatus for multi-well ranging determination |
CA2967932C (en) | 2014-12-30 | 2020-10-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic ranging with azimuthal electromagnetic logging tool |
AU2014415617B2 (en) * | 2014-12-31 | 2018-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetic sensor rotation and orientation about drill |
WO2016108905A1 (en) | 2014-12-31 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing fiber optic sensors for ranging |
WO2016144348A1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Antenna for downhole communication using surface waves |
CA2976352C (en) | 2015-03-25 | 2019-12-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface excitation ranging methods and systems employing a customized grounding arrangement |
US10677955B2 (en) | 2015-10-12 | 2020-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Two part magnetic field gradient sensor calibration |
CA2997113C (en) | 2015-10-29 | 2021-01-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing a rotating magnet and fiber optic sensors for ranging |
US10858929B2 (en) * | 2015-11-16 | 2020-12-08 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods for drilling multiple parallel wells with passive magnetic ranging |
US10520633B2 (en) | 2015-12-10 | 2019-12-31 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Dual-transmitter with short shields for transient MWD resistivity measurements |
CA3001300C (en) | 2015-12-18 | 2021-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods to calibrate individual component measurement |
US10655451B2 (en) | 2016-01-22 | 2020-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing a gradient sensor arrangement for ranging |
EA201891846A1 (ru) * | 2016-04-21 | 2019-04-30 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Способ электромагнитной дальнометрии с использованием прибора с вращающейся рамочной антенной |
WO2018067112A1 (en) | 2016-10-03 | 2018-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modeled transmitter and receiver coils with variable tilt angles for formation scanning |
WO2018067154A1 (en) * | 2016-10-06 | 2018-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modular electromagnetic ranging system for determining location of a target well |
WO2018075045A1 (en) * | 2016-10-20 | 2018-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ranging measurements in a non-linear wellbore |
WO2018118055A1 (en) | 2016-12-21 | 2018-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of gap subs behind a coil antenna in electromagnetic induction tools |
CA3046775C (en) | 2017-01-27 | 2021-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Eccentric ferrite coils for ranging applications |
WO2018140038A1 (en) | 2017-01-27 | 2018-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid axial and radial receiver configurations for electromagnetic ranging systems |
CA3046919C (en) | 2017-01-31 | 2023-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimization of ranging measurements |
GB2580244B (en) | 2017-10-26 | 2022-03-09 | Halliburton Energy Services Inc | Determination on casing and formation properties using electromagnetic measurements |
US11970929B2 (en) * | 2022-03-02 | 2024-04-30 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Methods and apparatus to create and implement a steering command for a rotary steerable system |
Family Cites Families (95)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3406766A (en) | 1966-07-07 | 1968-10-22 | Henderson John Keller | Method and devices for interconnecting subterranean boreholes |
US4072200A (en) | 1976-05-12 | 1978-02-07 | Morris Fred J | Surveying of subterranean magnetic bodies from an adjacent off-vertical borehole |
US4224989A (en) | 1978-10-30 | 1980-09-30 | Mobil Oil Corporation | Method of dynamically killing a well blowout |
US4502010A (en) | 1980-03-17 | 1985-02-26 | Gearhart Industries, Inc. | Apparatus including a magnetometer having a pair of U-shaped cores for extended lateral range electrical conductivity logging |
US4443762A (en) | 1981-06-12 | 1984-04-17 | Cornell Research Foundation, Inc. | Method and apparatus for detecting the direction and distance to a target well casing |
US4458767A (en) | 1982-09-28 | 1984-07-10 | Mobil Oil Corporation | Method for directionally drilling a first well to intersect a second well |
US4593770A (en) | 1984-11-06 | 1986-06-10 | Mobil Oil Corporation | Method for preventing the drilling of a new well into one of a plurality of production wells |
US4700142A (en) | 1986-04-04 | 1987-10-13 | Vector Magnetics, Inc. | Method for determining the location of a deep-well casing by magnetic field sensing |
US4791373A (en) | 1986-10-08 | 1988-12-13 | Kuckes Arthur F | Subterranean target location by measurement of time-varying magnetic field vector in borehole |
US4845434A (en) | 1988-01-22 | 1989-07-04 | Vector Magnetics | Magnetometer circuitry for use in bore hole detection of AC magnetic fields |
US5138313A (en) | 1990-11-15 | 1992-08-11 | Halliburton Company | Electrically insulative gap sub assembly for tubular goods |
US5235285A (en) | 1991-10-31 | 1993-08-10 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus having toroidal induction antenna for measuring, while drilling, resistivity of earth formations |
US5200705A (en) | 1991-10-31 | 1993-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Dipmeter apparatus and method using transducer array having longitudinally spaced transducers |
US5389881A (en) | 1992-07-22 | 1995-02-14 | Baroid Technology, Inc. | Well logging method and apparatus involving electromagnetic wave propagation providing variable depth of investigation by combining phase angle and amplitude attenuation |
US5343152A (en) | 1992-11-02 | 1994-08-30 | Vector Magnetics | Electromagnetic homing system using MWD and current having a funamental wave component and an even harmonic wave component being injected at a target well |
US5358050A (en) | 1993-03-18 | 1994-10-25 | Atlantic Richfield Company | Method for killing a gas blowout of a well |
US5720355A (en) | 1993-07-20 | 1998-02-24 | Baroid Technology, Inc. | Drill bit instrumentation and method for controlling drilling or core-drilling |
MY112792A (en) | 1994-01-13 | 2001-09-29 | Shell Int Research | Method of creating a borehole in an earth formation |
US5676212A (en) | 1996-04-17 | 1997-10-14 | Vector Magnetics, Inc. | Downhole electrode for well guidance system |
US6098727A (en) | 1998-03-05 | 2000-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically insulating gap subassembly for downhole electromagnetic transmission |
US6191586B1 (en) | 1998-06-10 | 2001-02-20 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for azimuthal electromagnetic well logging using shielded antennas |
US7659722B2 (en) | 1999-01-28 | 2010-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for azimuthal resistivity measurement and bed boundary detection |
US6163155A (en) | 1999-01-28 | 2000-12-19 | Dresser Industries, Inc. | Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for determining the horizontal and vertical resistivities and relative dip angle in anisotropic earth formations |
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 |
US6257334B1 (en) | 1999-07-22 | 2001-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process |
US6218842B1 (en) | 1999-08-04 | 2001-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-frequency electromagnetic wave resistivity tool with improved calibration measurement |
US6405136B1 (en) | 1999-10-15 | 2002-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Data compression method for use in wellbore and formation characterization |
US6353321B1 (en) | 2000-01-27 | 2002-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Uncompensated electromagnetic wave resistivity tool for bed boundary detection and invasion profiling |
US6359438B1 (en) | 2000-01-28 | 2002-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-depth focused resistivity imaging tool for logging while drilling applications |
US7363159B2 (en) | 2002-02-28 | 2008-04-22 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Method of determining resistivity and/or dielectric values of an earth formation as a function of position within the earth formation |
US6538447B2 (en) | 2000-12-13 | 2003-03-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compensated multi-mode elctromagnetic wave resistivity tool |
US7227363B2 (en) | 2001-06-03 | 2007-06-05 | Gianzero Stanley C | Determining formation anisotropy based in part on lateral current flow measurements |
US6584837B2 (en) * | 2001-12-04 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining oriented density measurements including stand-off corrections |
US20040019427A1 (en) | 2002-07-29 | 2004-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for determining parameters of earth formations surrounding a well bore using neural network inversion |
US6885943B2 (en) | 2002-09-20 | 2005-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Simultaneous resolution enhancement and dip correction of resistivity logs through nonlinear iterative deconvolution |
US7345487B2 (en) | 2002-09-25 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system of controlling drilling direction using directionally sensitive resistivity readings |
US6810331B2 (en) | 2002-09-25 | 2004-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fixed-depth of investigation log for multi-spacing multi-frequency LWD resistivity tools |
US7098858B2 (en) | 2002-09-25 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ruggedized multi-layer printed circuit board based downhole antenna |
US7382135B2 (en) * | 2003-05-22 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Directional electromagnetic wave resistivity apparatus and method |
GB0313281D0 (en) | 2003-06-09 | 2003-07-16 | Pathfinder Energy Services Inc | Well twinning techniques in borehole surveying |
US7038455B2 (en) | 2003-08-05 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic wave resistivity tool |
US6944546B2 (en) | 2003-10-01 | 2005-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for inversion processing of well logging data in a selected pattern space |
GB2425177B (en) | 2003-11-18 | 2009-03-18 | Halliburton Energy Serv Inc | High temperature imaging device |
US7098664B2 (en) | 2003-12-22 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-mode oil base mud imager |
US7046010B2 (en) | 2003-12-22 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-mode microresistivity tool in boreholes drilled with conductive mud |
US7825664B2 (en) | 2004-07-14 | 2010-11-02 | Schlumberger Technology Corporation | Resistivity tool with selectable depths of investigation |
US7268019B2 (en) | 2004-09-22 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for high temperature operation of electronics |
US7228908B2 (en) | 2004-12-02 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon sweep into horizontal transverse fractured wells |
US8026722B2 (en) * | 2004-12-20 | 2011-09-27 | Smith International, Inc. | Method of magnetizing casing string tubulars for enhanced passive ranging |
US7812610B2 (en) | 2005-11-04 | 2010-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for locating well casings from an adjacent wellbore |
WO2007070777A2 (en) | 2005-12-13 | 2007-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple frequency based leakage current correction for imaging in oil-based muds |
US7839148B2 (en) | 2006-04-03 | 2010-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for calibrating downhole tools for drift |
AU2006344741B2 (en) | 2006-06-19 | 2011-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Antenna cutout in a downhole tubular |
WO2008008386A2 (en) * | 2006-07-11 | 2008-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modular geosteering tool assembly |
US8264228B2 (en) | 2006-07-12 | 2012-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for building a tilted antenna |
US7703548B2 (en) | 2006-08-16 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic ranging while drilling parallel wells |
EP2824760A1 (en) | 2006-09-15 | 2015-01-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-axial antenna and method for use in downhole tools |
WO2008076130A1 (en) | 2006-12-15 | 2008-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Antenna coupling component measurement tool having rotating antenna configuration |
US8016053B2 (en) | 2007-01-19 | 2011-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill bit configurations for parked-bit or through-the-bit-logging |
EP1970733B1 (en) * | 2007-03-13 | 2010-07-07 | Services Pétroliers Schlumberger | An apparatus and method for electrically investigating borehole |
AU2007349251B2 (en) | 2007-03-16 | 2011-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Robust inversion systems and methods for azimuthally sensitive resistivity logging tools |
WO2008118735A1 (en) | 2007-03-27 | 2008-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for displaying logging data |
US8316936B2 (en) | 2007-04-02 | 2012-11-27 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US8291975B2 (en) | 2007-04-02 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
US9732584B2 (en) | 2007-04-02 | 2017-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
WO2008136789A1 (en) | 2007-05-01 | 2008-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Look-ahead boundary detection and distance measurement |
US7962287B2 (en) * | 2007-07-23 | 2011-06-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for optimizing magnetic signals and detecting casing and resistivity |
GB2468734B (en) | 2008-01-18 | 2012-08-08 | Halliburton Energy Serv Inc | Em-guided drilling relative to an existing borehole |
US8347985B2 (en) * | 2008-04-25 | 2013-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mulitmodal geosteering systems and methods |
US8193813B2 (en) * | 2008-06-11 | 2012-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement of formation parameters using rotating directional EM antenna |
US8499830B2 (en) | 2008-07-07 | 2013-08-06 | Bp Corporation North America Inc. | Method to detect casing point in a well from resistivity ahead of the bit |
US8478530B2 (en) | 2008-07-07 | 2013-07-02 | Baker Hughes Incorporated | Using multicomponent induction data to identify drilling induced fractures while drilling |
MY160258A (en) | 2008-11-24 | 2017-02-28 | Halliburton Energy Services Inc | A high frequency dielectric measurement tool |
WO2010065208A1 (en) | 2008-12-02 | 2010-06-10 | Schlumberger Canada Limited | Electromagnetic survey using metallic well casings as electrodes |
US8113298B2 (en) | 2008-12-22 | 2012-02-14 | Vector Magnetics Llc | Wireline communication system for deep wells |
WO2011022012A1 (en) | 2009-08-20 | 2011-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture characterization using directional electromagnetic resistivity measurements |
US8860416B2 (en) | 2009-10-05 | 2014-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensing in borehole environments |
GB2486759B (en) | 2010-01-22 | 2014-09-03 | Halliburton Energy Serv Inc | Method and apparatus for resistivity measurements |
US8299946B2 (en) | 2010-02-03 | 2012-10-30 | Taiwan Semiconductor Manufacturing Company, Ltd. | Noise shaping for digital pulse-width modulators |
BRPI1014819A2 (pt) | 2010-04-15 | 2016-04-05 | Halliburton Energy Services Inc | método para determinar propriedades associadas com a operação em um furo de sondagem de um poço, meio legível por máquina, e, aparelho. |
US8844648B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for EM ranging in oil-based mud |
GB2481506B (en) | 2010-06-22 | 2012-09-12 | Halliburton Energy Serv Inc | Systems and methods for EM ranging in oil-based mud |
GB2481493B (en) | 2010-06-22 | 2013-01-23 | Halliburton Energy Serv Inc | Methods and apparatus for detecting deep conductive pipe |
US8749243B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time determination of casing location and distance with tilted antenna measurement |
US9933541B2 (en) | 2010-06-22 | 2018-04-03 | Schlumberger Technology Corporation | Determining resistivity anisotropy and formation structure for vertical wellbore sections |
US8917094B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for detecting deep conductive pipe |
US9115569B2 (en) | 2010-06-22 | 2015-08-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time casing detection using tilted and crossed antenna measurement |
CA2800148C (en) | 2010-06-29 | 2015-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for sensing elongated subterranean anomalies |
US8558548B2 (en) | 2010-07-28 | 2013-10-15 | Schlumberger Technology Corporation | Determining anisotropic resistivity |
US9360582B2 (en) | 2010-07-02 | 2016-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Correcting for magnetic interference in azimuthal tool measurements |
BR112013000526A2 (pt) | 2010-07-09 | 2016-05-17 | Halliburton Energy Services Inc | aparelho, método, meio de armazenagem legível por máquina, e, método de analisar um reservatório subterrâneo |
WO2012008965A1 (en) | 2010-07-16 | 2012-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Efficient inversion systems and methods for directionally-sensitive resistivity logging tools |
US9846253B2 (en) | 2010-11-12 | 2017-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method of making environmental measurements |
WO2012121697A1 (en) | 2011-03-07 | 2012-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Signal processing methods for steering to an underground target |
EP2836860A4 (en) | 2012-06-25 | 2015-11-11 | Halliburton Energy Services Inc | TIP ANTENNA MEASURING SYSTEMS AND METHOD FOR GENERATING ROBUST MEASUREMENT SIGNALS |
-
2011
- 2011-05-26 US US13/116,150 patent/US8749243B2/en active Active
- 2011-05-30 AU AU2011202518A patent/AU2011202518B2/en active Active
- 2011-06-03 GB GB1109401.8A patent/GB2481495B/en active Active
- 2011-06-16 NO NO20110865A patent/NO342561B1/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO342561B1 (no) | 2018-06-18 |
GB2481495B (en) | 2012-11-21 |
AU2011202518B2 (en) | 2013-03-21 |
US20110308794A1 (en) | 2011-12-22 |
US8749243B2 (en) | 2014-06-10 |
GB2481495A (en) | 2011-12-28 |
GB201109401D0 (en) | 2011-07-20 |
AU2011202518A1 (en) | 2012-01-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20110865A1 (no) | Stedsbestemmelse av fôringsror i sanntid og avstand fra tiltede antennemalinger | |
US9115569B2 (en) | Real-time casing detection using tilted and crossed antenna measurement | |
CA2954301C (en) | Well ranging apparatus, systems, and methods | |
CA2957435C (en) | Ranging measurement apparatus, methods, and systems | |
US10145232B2 (en) | Methods and apparatus for multi-well ranging determination | |
NO20110878A1 (no) | Fremgangsmate og apparat for a detektere et undergrunns, elektrisk ledende ror | |
NO335626B1 (no) | Apparat, fremgangsmåter og systemer for unngåelse av borekollisjon | |
NO335681B1 (no) | Elektromagnetisk fremgangsmåte for bestemmelse av fallvinkler uavhengig av slamtype og borehullmiljø, og loggeanordning | |
WO2016069851A1 (en) | Inversion technique for fracture characterization in highly inclined wells using multiaxial induction measurements | |
EP3523503B1 (en) | Tunable dipole moment for formation measurements | |
US9354349B2 (en) | Systems and methodology for detecting a conductive structure | |
WO2016064953A1 (en) | Method for formation fracture characterization in highly inclined wells using multiaxial induction well logging instruments | |
AU2013206535B2 (en) | Real-time casing detection using tilted and crossed antenna measurement | |
WO2017065731A1 (en) | Magnetic field gradient sensor calibration | |
US10508535B2 (en) | Method for steering a well path perpendicular to vertical fractures for enhanced production efficiency |