NO20120537A1

NO20120537A1 - Integration of multiple data sources for drilling applications

Info

Publication number: NO20120537A1
Application number: NO20120537A
Authority: NO
Inventors: Christian Fulda; Douglas J Patterson; Andreas Hartmann; Mark Jenkins; Stefan Wessling; Ulrich Michael
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2009-11-11
Filing date: 2012-05-10
Publication date: 2012-05-24
Also published as: WO2011059959A3; US20110108325A1; BR112012011092A2; GB2487337A; WO2011059959A2; GB201208067D0

Abstract

Et boresystem (20) tar målinger av minst en boreparameter, slik som vekten på borkronen (56), dreiemomentet på borkronen, borkronens omdreininger, gjennomtrengningshastighet og aksial borkroneakselerasjon nede i hullet, og minst en måling som reaksjon på egenskaper ved formasjonen (14). En eller flere prosessorer (64, 70) bruker målingene av boreparametrene og formasjonsegenskapene til å justere boreparametrene.A drilling system (20) takes measurements of at least one drilling parameter, such as the weight of the drill bit (56), the torque of the drill bit, the drill bit rotations, penetration rate and downhole axial acceleration, and at least one measurement in response to properties of the formation (14). One or more processors (64, 70) use the measurements of the drilling parameters and the formation properties to adjust the drilling parameters.

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN BACKGROUND OF THE INVENTION

1. Teknisk område 1. Technical area

[0001]Foreliggende oppfinnelse angår systemer, anordninger og fremgangsmåter som anvender dynamiske målinger av valgte boreparametere og målinger som indikerer litologien til en formasjon som bores, for å styre boreoperasjonene. [0001] The present invention relates to systems, devices and methods that use dynamic measurements of selected drilling parameters and measurements that indicate the lithology of a formation being drilled, in order to control the drilling operations.

2. Beslektet teknikk 2. Related technology

[0002]For å fremskaffe hydrokarboner, slik som olje og gass, blir borehull boret ved å rotere en borkrone festet til enden av en borestreng. En stor andel av den nåværende boreaktivitet innebærer retningsboring, dvs. boring av avvikshull og horisontale borehull for å øke hydrokarbonproduksjonen og/eller for å utvinne ytterligere hydrokarboner fra jordas formasjoner. Moderne retningsboringsystemer anvender vanligvis en borestreng som har en bunnhullsanordning (BHA) og en borkrone ved dennes ende som blir rotert av en boremotor (slammotor) og/eller borestrengen. Et antall brønnhullsanordninger plassert nær borkronen måler visse driftsparametere nede i borehullet i forbindelse med borestrengen. Slike anordninger omfatter typisk følere for måling av brønnhullstemperatur og trykk, asimut- og inklinasjonsmålingsanordninger og følere som måler akselerasjonen til bunnhullsanordningen i forskjellige retninger og bøyningsmoment. De sistnevnte data blir brukt til å karakterisere boredynamikken til bunnhullsanordningen, som avhenger av formasjonsegenskaper, borkronen og utformingen av bunnhullsanordningen. [0002] To obtain hydrocarbons, such as oil and gas, wells are drilled by rotating a drill bit attached to the end of a drill string. A large proportion of the current drilling activity involves directional drilling, i.e. drilling deviation holes and horizontal boreholes to increase hydrocarbon production and/or to extract additional hydrocarbons from the earth's formations. Modern directional drilling systems typically use a drill string that has a bottom hole assembly (BHA) and a drill bit at its end that is rotated by a drill motor (mud motor) and/or the drill string. A number of downhole devices located near the drill bit measure certain operating parameters down the borehole in connection with the drill string. Such devices typically include sensors for measuring wellbore temperature and pressure, azimuth and inclination measuring devices and sensors that measure the acceleration of the downhole device in different directions and bending moment. The latter data is used to characterize the drilling dynamics of the downhole assembly, which depends on formation properties, the drill bit and the design of the downhole assembly.

[0003]Ytterligere brønnhullsinstrumenter, kjent som verktøy for logging-under-boring ("LWD"), blir ofte festet til borestrengen for å bestemme formasjons-geologien og formasjonsfluid-tilstander under boreoperasjonene. Systemer for logging-under-boring (LWD-systemer) eller systemer for måling-under-boring (MWD-systemer) er kjent for å identifisere og evaluere bergartsformasjoner og overvåke borehullets bane i sanntid. En resistivitetsmåleanordning er for eksempel tilknyttet for å bestemme forekomsten av hydrokarboner og vann. Et MWD-sett med verktøy er vanligvis plassert i den nedre del av borestrengen nær kronen. Verktøyene befinner seg enten i en seksjon av vektrøret eller de er utformet for å være kompatible med vektrøret. Det er ønskelig å tilveiebringe informasjon om formasjonen så nær borkronen som praktisk mulig. Flere fremgangsmåter for evaluering av formasjonen ved bruk av følere nær borkronen er blitt anvendt. Disse fremgangsmåtene reduserer tidsforsinkelsen mellom det tidspunkt hvor kronen trenger inn i formasjonen og det tidspunkt hvor MWD-verktøyet avføler vedkommende område av formasjonen. En annen løsning for å bestemme forma-sjons- eller litologiendringer har vært å bruke de mekaniske målinger som er tilgjengelige nede i hullet og på overflaten, slik som målt inntrengningshastighet (Rate of Penetration, ROP) og borkroneomdreininger pr. minutt (RPM) og gjennomsnittlig eller middels vekt på borkronen (WOB) nede i hullet, og gjennomsnittlig eller middels dreiemoment på borkronen (TOR) nede i hullet, som er utledet fra sanntidsmålinger på stedet tatt ved hjelp av et MWD-verktøy. [0003] Additional downhole instruments, known as logging-while-drilling ("LWD") tools, are often attached to the drill string to determine formation geology and formation fluid conditions during drilling operations. Logging-while-drilling (LWD) systems or measuring-while-drilling (MWD) systems are known to identify and evaluate rock formations and monitor borehole trajectory in real time. A resistivity measuring device is connected, for example, to determine the presence of hydrocarbons and water. An MWD set of tools is usually located in the lower part of the drill string near the bit. The tools are either located in a section of the collar or they are designed to be compatible with the collar. It is desirable to provide information about the formation as close to the drill bit as practically possible. Several methods for evaluating the formation using sensors near the drill bit have been used. These methods reduce the time delay between the time the bit penetrates the formation and the time the MWD tool senses that area of the formation. Another solution to determine formation or lithology changes has been to use the mechanical measurements that are available downhole and on the surface, such as measured rate of penetration (ROP) and drill bit revolutions per per minute (RPM) and average or mean downhole weight of the bit (WOB) and average or mean downhole bit torque (TOR) derived from real-time on-site measurements taken using an MWD tool.

[0004]Foreliggende oppfinnelse er rettet på bruk av målinger av boredynamikk og målinger som indikerer formasjonslitologi for styring av boreoperasjonen. [0004] The present invention is directed to the use of measurements of drilling dynamics and measurements that indicate formation lithology for controlling the drilling operation.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION

[0005]En utførelsesform av oppfinnelsen er en fremgangsmåte for å utføre boreoperasjoner. Fremgangsmåten omfatter å transportere en bunnhullsanordning inn i et borehull i en grunnformasjon, å ta dynamiske målinger av minst en boreparameter, å bruke en formasjonsevalueringsføler (FE-føler) til å ta minst én FE-måling som indikerer en egenskap ved formasjonen, og å styre en boreoperasjon ved å bruke den minst ene boreparameter og den minst ene FE-måling. [0005] An embodiment of the invention is a method for performing drilling operations. The method includes transporting a downhole device into a borehole in a foundation formation, taking dynamic measurements of at least one drilling parameter, using a formation evaluation probe (FE probe) to take at least one FE measurement indicative of a property of the formation, and controlling a drilling operation using the at least one drilling parameter and the at least one FE measurement.

[0006]En annen utførelsesform av oppfinnelsen er en anordning for å utføre boreoperasjoner. Anordningen omfatter en bunnhullsanordning innrettet for å bli transportert inn i et borehull i grunnformasjonen, minst én første føler innrettet for dynamisk å måle minst én boreparameter ved en brønnhullsposisjon, minst én formasjonsevalueringsføler (FE-føler) innrettet for å ta minst én FE-måling som indikerer en egenskap ved formasjonen, og minst én prosessor utformet for å styre en boreoperasjon ved å bruke målingen av den minst ene boreparameter og den minst ene FE-måling. [0006] Another embodiment of the invention is a device for performing drilling operations. The device comprises a downhole device arranged to be transported into a borehole in the underlying formation, at least one first sensor arranged to dynamically measure at least one drilling parameter at a wellbore position, at least one formation evaluation sensor (FE sensor) arranged to take at least one FE measurement which indicates a property of the formation, and at least one processor designed to control a drilling operation using the measurement of the at least one drilling parameter and the at least one FE measurement.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0007]For å få en detaljert forståelse av foreliggende oppfinnelse skal det vises til den følgende detaljerte beskrivelse av den foretrukne utførelsesform, sett i forbindelse med de vedføyde tegninger: Figur 1 er et oppriss av et eksempel på et boresystem egnet for bruk med foreliggende oppfinnelse, Figur 2 er et blokkskjema som viser et eksempel på et system i henhold til foreliggende oppfinnelse for å bestemme litologien til en formasjon under boring, Figur 3a og 3b viser eksempler på resistivitetsmålinger som kan brukes til "geostopping", Figur 4 viser et eksempel på en kryssplotting av brønnhullsdreiemoment mot resistivitet, [0007] To obtain a detailed understanding of the present invention, reference should be made to the following detailed description of the preferred embodiment, seen in connection with the attached drawings: Figure 1 is an elevation of an example of a drilling system suitable for use with the present invention , Figure 2 is a block diagram showing an example of a system according to the present invention for determining the lithology of a formation during drilling, Figures 3a and 3b show examples of resistivity measurements that can be used for "geostopping", Figure 4 shows an example of a cross-plot of wellbore torque against resistivity,

Figur 5 viser et eksempel på et hierarkisk "clustering tree", Figure 5 shows an example of a hierarchical "clustering tree",

Figur 6 illustrerer identifikasjonen av tyvsoner fra resistivitetslogger sammen med registrerte ringromstrykk, de kumulative grop- og tankvolumer og gammastrålingsloggen, Figur 7a viser et eksempel på et datasett registrert ved å bruke et kvadrupol loggeverktøy i et transversalt isotropisk medium, Figur 7b viser et resultat av likhetsanalysen for dataene i fig. 7a for å identifisere de langsomme og hurtige modi, Figur 8 viser en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse som benytter en gammastråle-føler nær borkronen, og Figur 9 viser en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse som benytter en gammastråle-føler nær borkronen og en resistivitetsføler. Figure 6 illustrates the identification of thief zones from resistivity logs together with recorded annulus pressures, the cumulative pit and tank volumes and the gamma radiation log, Figure 7a shows an example of a data set recorded using a quadrupole logging tool in a transversely isotropic medium, Figure 7b shows a result of the similarity analysis for the data in fig. 7a to identify the slow and fast modes, Figure 8 shows an embodiment of the present invention that uses a gamma ray sensor near the drill bit, and Figure 9 shows another embodiment of the present invention that uses a gamma ray sensor near the drill bit and a resistivity sensor.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

[0008]Læren i denne beskrivelsen kan anvendes i mange arrangementer for generelt å forbedre boreprosessen ved å utnytte indikasjoner på litologien til formasjonen som det bores i. Som kjent sikter formasjonslitologi generelt til en jord- eller bergartskarakteristikk slik, som beskaffenheten av mineralinnhold, kornstørrelse, tekstur og farge. Slike forbedringer kan omfatte redusert boretid og tilhørende kostnader, tryggere boreoperasjoner, mer nøyaktig boring, forbedring i ROP, forlenget borestrengliv, forbedret krone- og kutterlevetid, reduksjon av vanlig slitasje på bunnhullsanordningen, og en forbedring av borehullskvaliteten. Foreliggende oppfinnelse kan utføres i forskjellige former. Disse er vist på tegningene og vil her bli beskrevet i detalj med den forståelse at spesifikke utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse skal betraktes som eksemplifisering av prinsippene bak oppfinnelsen og ikke er ment å begrense oppfinnelsen til det som er illustrert og beskrevet her. [0008] The teaching in this description can be applied in many arrangements to generally improve the drilling process by utilizing indications of the lithology of the formation in which it is being drilled. As is known, formation lithology generally refers to a soil or rock characteristic such as the nature of mineral content, grain size, texture and color. Such improvements may include reduced drilling time and associated costs, safer drilling operations, more accurate drilling, improvement in ROP, extended drill string life, improved bit and cutter life, reduction of normal wear and tear on downhole equipment, and an improvement in wellbore quality. The present invention can be implemented in different forms. These are shown in the drawings and will be described in detail here with the understanding that specific embodiments of the present invention are to be considered as exemplifying the principles behind the invention and are not intended to limit the invention to what is illustrated and described here.

[0009]Det henvises nå til fig. 1 hvor det er vist et eksempel på et boresystem 20 egnet for bruk sammen med foreliggende oppfinnelse. Som vist omfatter en konvensjonell rigg 22 et boretårn 24, et boredekk 26, et heiseverk 28, en krok 30 og en svivel 32. En borestreng 38 som omfatter en borerørseksjon 40 og en vekt-rørseksjon 42 strekker seg nedover fra riggen 22 inn i et brønnhull 44. Vektrørsek-sjonen 42 omfatter fortrinnsvis et antall rørformede vektrørelementer som er forbundet med hverandre og som innbefatter en delenhet for måling-under-boring (MWD) som har et antall følere og en samvirkende delenhet for overføring av telemetridata, og som i det etterfølgende kollektivt blir betegnet "MWD-system 46". Borestrengen 38 omfatter videre en borkrone 56 innrettet for å bryte opp en geo-logisk formasjon og kjente komponenter, slik som skyveanordninger, slammotorer, styringsenheter, stabilisatorer og andre slike komponenter for å lage et brønnhull gjennom undergrunnsformasjonen 14. Andre beslektede komponenter og utstyr i systemet 20 er velkjent på området og blir ikke beskrevet i detalj her. [0009] Reference is now made to fig. 1, where an example of a drilling system 20 suitable for use with the present invention is shown. As shown, a conventional rig 22 comprises a derrick 24, a drill deck 26, a hoist 28, a hook 30 and a swivel 32. A drill string 38 comprising a drill pipe section 40 and a weight pipe section 42 extends downward from the rig 22 into a wellbore 44. The weight tube section 42 preferably comprises a number of tubular weight tube elements which are connected to each other and which include a sub-unit for measuring-while-drilling (MWD) which has a number of sensors and a cooperating sub-unit for transmitting telemetry data, and which in hereinafter collectively referred to as "MWD system 46". The drill string 38 further comprises a drill bit 56 arranged to break up a geological formation and known components, such as pushers, mud motors, control units, stabilizers and other such components to make a well hole through the subsurface formation 14. Other related components and equipment in the system 20 is well known in the field and will not be described in detail here.

[0010]Det skal også bemerkes at andre anvendelser enn rotasjonsdrivere (f.eks. anvendelse av oppkveilingsrør) kan benytte annet utstyr slik som injektorer, opp-kveilingsrør, en boremotor, trykksylindere, osv. Boresystemene som benytter oppkveilingsrør som borestreng, ligger innenfor rammen for foreliggende oppfinnelse. [0010] It should also be noted that applications other than rotary drivers (e.g. use of wind-up pipe) may use other equipment such as injectors, wind-up pipe, a drilling motor, pressure cylinders, etc. The drilling systems that use wind-up pipe as a drill string are within the scope for the present invention.

[0011]MWD-systemet 46 omfatter følere, kretser og fastvare og programvare for databehandling og algoritmer for å tilveiebringe informasjon om ønskede dynamiske boreparametere relatert til BHA, borestrengen, borkronen og brønnhulls-utstyr, slik som en boremotor, styringsenhet, trykksylindere, osv. (kollektivt betegnet en bunnhullsanordning eller BHA). Eksempler på følere omfatter, men er ikke begrenset til, borkrone-følere, en RPM-føler, en føler for vekt på borkronen, følere for måling av slammotorparametere (f.eks. slammotor/stator-temperatur, differensialtrykk over en slammotor og fluidstrømningsmengde gjennom en slammotor), og følere for måling av akselerasjon, vibrasjon, virvler, radial forskyv-ning, lugging, dreiemoment, støt, vibrasjon, strekk, deformasjon, bøyemoment, borkronesprett, aksial skyvekraft, friksjon, bakover-rotasjon, BHA-utbøyning og radial skyvekraft. Følere fordelt langs borestrengen kan måle fysiske størrelser slik som borestreng-akselerasjon og -deformasjon, indre trykk i borestrengen, ytre trykk i ringrommet, vibrasjon, temperatur, elektriske og magnetiske feltintensiteter inne i borestrengen, borestrengens boring, osv. Egnede systemer for å ta dynamiske brønnhullsmålinger omfatter COPILOT, et brønnhullsmålesystem produsert av Baker Hughes Incorporated. Egnede systemer er også diskutert i "Downhole Diagnosis of Drilling Dynamics Data Provides New Level Drilling Process Control to Driller", SPE 49206, av G. Heisig og J.D. Macpherson, 1998. [0011] The MWD system 46 includes sensors, circuitry and firmware and software for data processing and algorithms to provide information about desired dynamic drilling parameters related to the BHA, the drill string, the drill bit and downhole equipment, such as a drill motor, control unit, pressure cylinders, etc. (collectively referred to as a bottom hole assembly or BHA). Examples of sensors include, but are not limited to, bit sensors, an RPM sensor, a bit weight sensor, sensors for measuring mud motor parameters (eg mud motor/stator temperature, differential pressure across a mud motor and fluid flow rate through a mud motor), and sensors for measuring acceleration, vibration, vortices, radial displacement, lugging, torque, impact, vibration, tension, deformation, bending moment, bit bounce, axial thrust, friction, back rotation, BHA deflection and radial thrust. Sensors distributed along the drill string can measure physical quantities such as drill string acceleration and deformation, internal pressure in the drill string, external pressure in the annulus, vibration, temperature, electric and magnetic field intensities inside the drill string, the bore of the drill string, etc. Suitable systems for taking dynamic wellbore measurements include COPILOT, a wellbore measurement system manufactured by Baker Hughes Incorporated. Suitable systems are also discussed in "Downhole Diagnosis of Drilling Dynamics Data Provides New Level Drilling Process Control to Driller", SPE 49206, by G. Heisig and J.D. McPherson, 1998.

[0012]MWD-systemet 46 kan omfatte én eller flere brønnhullsprosessorer 70. Prosessoren eller prosessorene 70 kan omfatte en mikroprosessor som benytter et dataprogram implementert på et passende maskinlesbart medium som setter prosessoren i stand til å utføre styringen og behandlingen. Det maskinlesbare mediet kan omfatte ROM, EPROM, EAROM, flash-lagre og optiske plater. Annet utstyr slik som kraft- og databusser, kraftforsyninger og lignende vil være opplagt for vanlig fagkyndige på området. I én utførelsesform benytter MWD-systemet slampuls-telemetri til å kommunisere data fra en brønnhullsposisjon til overflaten mens boreoperasjonene finner sted. For å motta dataene på overflaten er en transduser 60 anordnet i kommunikasjon med slamforsyningsledningen 54. Denne transduser genererer elektriske signaler som reaksjon på trykkvariasjoner i bore-slammet. Disse elektriske signaler blir overført ved hjelp av en overflateleder 62 til en overflateprosessor 64 som fortrinnsvis er et databehandlingssystem med en sentralenhet for å utføre programinstruksjoner og for å reagere på brukerkom-mandoer. For systemer som bruker slampuls-telemetri eller andre systemer med begrenset dataoverføringskapasitet (f.eks. båndbredde), kan systemet benytte brønnhullsprosessoren 70 i forbindelse med overflateprosessoren 64. Brønn- hullsprosessoren 70 kan for eksempel behandle brønnhullsmålte data og overføre reduserte data og/eller signaler som indikasjon på den litologi som bores, til overflaten. Overflateprosessoren 64 kan behandle overflatemålte data sammen med de data som er overført fra brønnhullsprosessoren 70 for å evaluere formasjonslitologien. [0012] The MWD system 46 may comprise one or more well-hole processors 70. The processor or processors 70 may comprise a microprocessor that uses a computer program implemented on a suitable machine-readable medium that enables the processor to perform the control and processing. The machine-readable medium may include ROM, EPROM, EAROM, flash memory and optical discs. Other equipment such as power and data buses, power supplies and the like will be obvious to ordinary experts in the area. In one embodiment, the MWD system uses mud pulse telemetry to communicate data from a wellbore position to the surface while drilling operations are taking place. To receive the data at the surface, a transducer 60 is arranged in communication with the mud supply line 54. This transducer generates electrical signals in response to pressure variations in the drilling mud. These electrical signals are transmitted by means of a surface conductor 62 to a surface processor 64 which is preferably a data processing system with a central unit for executing program instructions and for responding to user commands. For systems using mud pulse telemetry or other systems with limited data transmission capacity (e.g. bandwidth), the system may use the wellbore processor 70 in conjunction with the surface processor 64. The wellbore processor 70 may, for example, process wellbore measured data and transmit reduced data and/or signals as an indication of the lithology being drilled, to the surface. The surface processor 64 can process surface measured data together with the data transmitted from the wellbore processor 70 to evaluate the formation lithology.

[0013]I en annen utførelsesform benytter MWD-systemet 46 et telemetrisystem forsynt med relativ høy båndbredde, f.eks. ledende tråder eller kabler anordnet i eller langs borestrengen, radiofrekvensbaserte (HF) eller elektromagnetisk (EM) baserte systemer eller andre systemer. I slike systemer kan "rådata" eller ube-handlede data, i tillegg til eller i stedet for behandlede data, overføres til overflateprosessoren 64 for behandling. I et slikt arrangement er en brønnhullsproses- sor 70 ikke nødvendig. I et annet arrangement blir overflatemålinger overført ned i hullet, og brønnhullsprosessoren 70 behandler overflate- og brønnhullsdataene. I dette arrangementet blir bare brønnhullsprosessoren 70 brukt til å fremskaffe litologiske indikasjoner. Man vil derfor forstå at et antall arrangementer kan brukes i stedet for prosessoren 205 i fig. 2, f.eks. en overflateprosessor som behandler brønnhulls- og overflatemålinger, en brønnhullsprosessor som behandler brønn-hulls- og overflatemålinger, og en overflate- og brønnhullsprosessor som på samvirkende måte behandler brønnhulls- og overflatemålinger. [0013] In another embodiment, the MWD system 46 uses a telemetry system provided with relatively high bandwidth, e.g. conductive wires or cables arranged in or along the drill string, radio frequency (HF) or electromagnetic (EM) based systems or other systems. In such systems, "raw data" or unprocessed data, in addition to or instead of processed data, may be transmitted to the surface processor 64 for processing. In such an arrangement, a wellbore proces- sor 70 not necessary. In another arrangement, surface measurements are transmitted downhole, and the wellbore processor 70 processes the surface and wellbore data. In this arrangement, only the wellbore processor 70 is used to provide lithological indications. It will therefore be understood that a number of arrangements can be used instead of the processor 205 in fig. 2, e.g. a surface processor that processes wellbore and surface measurements, a wellbore processor that processes wellbore and surface measurements, and a surface and wellbore processor that cooperatively processes wellbore and surface measurements.

[0014]Det henvises nå til fig. 2, hvor det i form av et blokkskjema er vist et eksempel på et system laget i overensstemmelse med foreliggende oppfinnelse for styring av boreoperasjoner ved å bruke målinger som indikerer en litologi for en formasjon som det bores i. Systemet omfatter én eller flere prosessorer 205 som kommuniserer med brønnhulls- og overflatefølere. Brønnhullsfølerne omfatter to typer følere. Overflatefølerne omfatter én eller flere følere som dynamisk kan måle boreparametere, slik som øyeblikksdreiemoment, vekt på borkronen og omdreininger pr. minutt (RPM) for borkronen. For formålene for foreliggende oppfinnelse blir styringskraft, ekvivalent sirkulasjonsdensitet (ECD) og inklinasjon nær borkronen også boreparametere som det tas hensyn til. Dynamiske målinger kan derfor gi større detaljer med hensyn til oppførselen av en borkrone, en borestreng eller en BHA under boring. [0014] Reference is now made to fig. 2, where in the form of a block diagram is shown an example of a system made in accordance with the present invention for controlling drilling operations by using measurements that indicate a lithology for a formation being drilled in. The system comprises one or more processors 205 which communicates with downhole and surface sensors. The borehole sensors include two types of sensors. The surface sensors include one or more sensors that can dynamically measure drilling parameters, such as instantaneous torque, weight of the drill bit and revolutions per minute. minute (RPM) for the drill bit. For the purposes of the present invention, steering force, equivalent circulation density (ECD) and inclination near the drill bit also become drilling parameters that are taken into account. Dynamic measurements can therefore provide greater detail regarding the behavior of a drill bit, a drill string or a BHA during drilling.

[0015]Prosessoren 205 benytter målinger av boredynamikken 201.1 tillegg bruker prosessoren også målinger av formasjonsegenskaper 203. Disse kan omfatte nøytronporøsitetsmålinger og/eller volumdensitetsmålinger. For gammastråle-målinger kan det følerarrangementet brukes, som er beskrevet i publikasjonen US 20100089645 i navnet Trinh m. fl. som har samme eier som foreliggende oppfinnelse og hvis innhold herved tas med som referanse. Det er der beskrevet en borkrone som omfatter et kronelegeme og en gammastråle-føler i kronelegemet. En fordel ved dette følerarrangement er at gammastråle-målingene som gir indikasjoner på formasjonslitologien, blir tatt hovedsakelig samtidig ved borkronens posisjon. Bruken av anordningen til Trinh skal ikke anses som en begrensning og andre arrangementer kan brukes til å fremskaffe gammastråle-målinger. [0015] The processor 205 uses measurements of the drilling dynamics 201. In addition, the processor also uses measurements of formation properties 203. These may include neutron porosity measurements and/or volume density measurements. For gamma ray measurements, the sensor arrangement can be used, which is described in the publication US 20100089645 in the name of Trinh et al. which has the same owner as the present invention and whose contents are hereby included as a reference. There is described a drill bit which comprises a bit body and a gamma ray sensor in the bit body. An advantage of this sensor arrangement is that the gamma ray measurements, which give indications of the formation lithology, are taken mainly at the same time at the position of the drill bit. The use of the device of Trinh should not be considered a limitation and other arrangements can be used to obtain gamma ray measurements.

[0016]For resistivitetsmålinger kan det følerarrangementet brukes, som er beskrevet i US-patent nr. 7 554 329 i navnet Gorek m. fl. som har samme eier som foreliggende oppfinnelse og hvis innhold herved tas med som referanse. Som beskrevet der blir borkronen og den nærliggende del av vektrøret brukt som en fokuseringselektrode for å fokusere målestrømmen fra en måleelektrode på fronten eller siden av borkronen. Dette tilveiebringer evnen til å se foran og asimutalt omkring borkronen. Bruken av anordningen til Gorek er ikke å betrakte som en begrensning og andre arrangementer kan brukes til å frembringe gammastråle-målinger. Som et eksempel kan også den anordning brukes, som er beskrevet i US-patent nr. 6 850 068 i navnet Chemali m. fl. som har samme eier som foreliggende oppfinnelse og hvis innhold herved tas med som referanse. [0016] For resistivity measurements, the sensor arrangement can be used, which is described in US patent no. 7,554,329 in the name of Gorek et al. which has the same owner as the present invention and whose contents are hereby included as a reference. As described there, the drill bit and the adjacent part of the collar are used as a focusing electrode to focus the measurement current from a measurement electrode on the front or side of the drill bit. This provides the ability to see ahead and azimuthally around the bit. The use of Gorek's device is not to be considered a limitation and other arrangements may be used to produce gamma ray measurements. As an example, the device described in US patent no. 6,850,068 in the name of Chemali et al. can also be used. which has the same owner as the present invention and whose contents are hereby included as a reference.

[0017]En utførelsesform av oppfinnelsen bruker som en akustisk føler det akustiske kvadrupol-verktøy som er beskrevet i US-patent nr. 6 857 168 til Tang m. fl., [0017] An embodiment of the invention uses as an acoustic sensor the acoustic quadrupole tool described in US patent no. 6,857,168 to Tang et al.,

som har samme eier som foreliggende oppfinnelse og hvis innhold herved tas med som referanse. Loggeverktøyet i denne oppfinnelse omfatter en sender transportert på et vektrør for å eksitere et kvadrupol-signal i et borehull som bores ved hjelp av en borkrone, og en mottaker for å motta signalet. Senderen blir drevet ved en frekvens under grensefrekvensen for kvadrupol-modusen. Det mottatte signalet består primært av formasjonskvadrupol-modusen som ved lave frekvenser har en hastighet som nærmer seg formasjonens skjærhastighet. Senderen består i én which has the same owner as the present invention and whose contents are hereby included as a reference. The logging tool of this invention comprises a transmitter transported on a weight tube to excite a quadrupole signal in a borehole which is drilled by means of a drill bit, and a receiver to receive the signal. The transmitter is operated at a frequency below the cut-off frequency for the quadrupole mode. The received signal consists primarily of the formation quadrupole mode, which at low frequencies has a speed that approaches the formation's shear speed. The transmitter consists of one

utførelsesform av åtte like sektorer av en piezo-elektrisk sylinder montert på kanten av vektrøret. Verdien av grensefrekvensen er hovedsakelig avhengig av tykkelsen på vektrøret. Alternativt kan senderen drives for å frembringe både vektrør-modusen og formasjonsmodusen, og en prosessor kan brukes til å filtrere ut vektrør-modusen. US-patentsøknad med serie nr. 11/502792 (US-patentpublikasjon nr. 2007/0127314, nå henlagt) i navnet Georgi beskriver en fremgangsmåte ved bruk av resistivitetsmålinger for å forutsi overtrykk i formasjoner foran borkronen. embodiment of eight equal sectors of a piezo-electric cylinder mounted on the edge of the neck tube. The value of the cut-off frequency is mainly dependent on the thickness of the throat tube. Alternatively, the transmitter can be driven to produce both the throat mode and the formation mode, and a processor can be used to filter out the throat mode. US Patent Application Serial No. 11/502792 (US Patent Publication No. 2007/0127314, now withdrawn) in the name of Georgi describes a method using resistivity measurements to predict overpressure in formations ahead of the drill bit.

[0018]US-patent nr. 7 650 241 i navnet Jogi m. fl. som har samme eier som foreliggende oppfinnelse og hvis innhold herved tas med som referanse, beskriver bestemmelse av formasjonslitologi ved å bruke dynamiske boremålinger. Ved å bruke en database avgir den ene eller de flere prosessorene 205 en indikasjon på litologien som kan tjene et antall formål, slik som optimalisering eller justering av boreparametere, utstedelse av borevarsler vedrørende forkastninger, høytrykk-ssoner, geostyring av BHA, osv. I foreliggende oppfinnelse som bruker litologi-målinger og boreparameter-målinger, blir litologien identifisert 207. Hvis litologi-følerne er i stand til å se foran føleren eller også foran borkronen, kan spesielt endringer i litologien forutses og boreparametrene kan justeres 209. [0018] US patent no. 7,650,241 in the name of Jogi et al. which has the same owner as the present invention and whose content is hereby incorporated by reference, describes the determination of formation lithology using dynamic borehole measurements. Using a database, the one or more processors 205 provide an indication of the lithology that can serve a number of purposes, such as optimizing or adjusting drilling parameters, issuing drilling alerts regarding faults, high pressure zones, geosteering of the BHA, etc. In the present invention that uses lithology measurements and drilling parameter measurements, the lithology is identified 207. If the lithology sensors are able to see in front of the sensor or also in front of the drill bit, especially changes in the lithology can be predicted and the drilling parameters can be adjusted 209.

[0019]Det henvises til fig. 3b hvor det er vist et eksempel på en resistivitetsmåling nær borkronen. Ved den dybde som er indikert ved 305, er det en endring i litologi som indikert av resistivitetskurven 301.1 dette spesielle tilfelle var det ønsket å stoppe boringen ("geostopping") forut for inntrengning i formasjonen under dybden 305. Dette betyr hovedsakelig å utføre geostopping basert på kurven 303. Som man kan se, er identifikasjonen av bøyningen av resistivitetskurven fra en basislinje definert av målinger over dybden 305, ikke noen enkel oppgave. Anordningen til Gore/c ville ha større sensitivitet for en kommende laggrense, spesielt hvis det ble brukt inklinasjons- og asimutmålinger tatt under rotasjonen. [0019] Reference is made to fig. 3b, where an example of a resistivity measurement near the drill bit is shown. At the depth indicated at 305, there is a change in lithology as indicated by the resistivity curve 301. In this particular case, it was desired to stop drilling ("geostopping") prior to penetration of the formation below depth 305. This essentially means performing geostopping based on curve 303. As can be seen, the identification of the bend of the resistivity curve from a baseline defined by measurements over depth 305 is no simple task. Gore/c's device would have greater sensitivity to an upcoming layer boundary, especially if inclination and azimuth measurements taken during the rotation were used.

[0020] Formasjonsevalueringsmålinger kan, men behøver ikke, ha en "forover-seende" evne. Graden av forover-seingen bestemmer referansepunktet for føleren. For en måling ved borkronen, slik som boredynamikk-målinger, bør dette være kronefronten. FE-målinger er sensitive for bergartsvolumet nær deres føler. Boredynamikk-målinger er relatert til den dynamiske tilstanden av BHA. Én viktig faktor som bestemmer denne tilstanden er borkrone/bergart-interaksjonen. Det kan derfor sies at boreparametrene er sensitive for bergartsformasjonen ved borkronen. Ved bruk av målinger med en "forover-seende" evne, dvs. som er føl-somme nær borkronen eller foran borkronen, kan de kombineres med boredynamikk-målinger. Dette kan gjøres ved å kombinere flere målinger for å utlede en enkelt (eller flere) indikatorer. Formasjonsevalueringsmålinger og bore-dynamikkdata kan for eksempel kombinert brukes til å bestemme en litologi-indikator. Algoritmer som kan brukes, omfatter deterministisk inversjon, neurale nettverk, eventuell statistisk klassifikasjon, multippel regresjon, osv. US-patent nr. 7 193 414 i navet Kruspe som har samme eier som foreliggende oppfinnelse og hvis innhold herved tas med som referanse, beskriver for eksempel bruk av et ekspertsystem for å benytte formasjonsevalueringsmålinger til bestemmelse av formasjonslitologi. I én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse omfatter innmatingen til ekspertsystemet boredynamikk-målinger. Ekspertsystemet som er beskrevet i Kruspe, kan implementeres som et neuralt nett som er blitt trenet og validert. De samme fremgangsmåter kan brukes hvis det blir benyttet FE-følere som ikke er sensitive ved borkronen. I dette tilfelle kan de forskjellige datakilder behøve å bli dybdetilpasset basert på tid/dybde-tildelingen. [0020] Formation evaluation measurements may, but need not, have a "forward-looking" capability. The degree of forward vision determines the reference point for the sensor. For a measurement at the bit, such as drilling dynamics measurements, this should be the bit front. FE measurements are sensitive to the volume of rock near their sensor. Drilling dynamics measurements are related to the dynamic state of the BHA. One important factor that determines this condition is the bit/rock interaction. It can therefore be said that the drilling parameters are sensitive to the rock formation at the bit. When using measurements with a "forward-looking" capability, i.e. which are sensitive near the drill bit or in front of the drill bit, they can be combined with drilling dynamics measurements. This can be done by combining several measurements to derive a single (or several) indicators. For example, formation evaluation measurements and drilling dynamics data can be combined to determine a lithology indicator. Algorithms that can be used include deterministic inversion, neural networks, possible statistical classification, multiple regression, etc. US patent no. 7,193,414 in the hub Kruspe, which has the same owner as the present invention and whose content is hereby included as a reference, describes for example use of an expert system to use formation evaluation measurements to determine formation lithology. In one embodiment of the present invention, the input to the expert system comprises drilling dynamics measurements. The expert system described in Kruspe can be implemented as a neural network that has been trained and validated. The same procedures can be used if FE sensors are used which are not sensitive at the drill bit. In this case, the different data sources may need to be depth matched based on the time/depth allocation.

[0021]Et eksempel på en fremgangsmåte for å kombinere en formasjonsevalu-eringsmåling og en boredynamikk-måling er å bruke kryssplottinger. I fig. 4 er det vist kryssplottinger av nylig resistivitet (abscissen 401) mot dreiemoment i brønn-hullet (ordinat 403). Målingene i en tidligere periode er vist i gruppen 405 og er forholdsvis stabile. De nyere målingene 407 viser en merkbar forskjell fra de tidligere målingene og er diagnostiske for en litologiendring. Identifikasjon av en slik endring i karakter kan gjøres med større pålitelighet ved å bruke flere målinger enn med en enkelt måling, som i fig. 3. [0021] An example of a method for combining a formation evaluation measurement and a drilling dynamics measurement is to use cross plots. In fig. 4 shows cross-plots of recent resistivity (abscissa 401) versus torque in the wellbore (ordinate 403). The measurements in an earlier period are shown in group 405 and are relatively stable. The newer measurements 407 show a noticeable difference from the earlier measurements and are diagnostic of a lithology change. Identification of such a change in character can be done with greater reliability by using several measurements than with a single measurement, as in fig. 3.

[0022]En slik endring i oppførselen kan identifiseres ved å bruke statistiske standardteknikker. For en enkelt måling, slik som resistivitet ved kronen, kan en enkel implementering være som følger: [0022] Such a change in behavior can be identified using standard statistical techniques. For a single measurement, such as resistivity at the crown, a simple implementation might be as follows:

• Ta en basisstikkprøve, for eksempel data fra de siste 10 min. • Take a basic random sample, for example data from the last 10 min.

• Ta den aktuelle stikkprøve, for eksempel data fra de siste 2 min. • Take the appropriate random sample, for example data from the last 2 min.

• Beregn middelverdi og standardavvik for begge stikkprøvene • Calculate the mean and standard deviation for both samples

• Test hypoteser om begge stikkprøvene tilhører den samme populasjonen, for eksempel ved å bruke student f-testen • Test hypotheses about whether both samples belong to the same population, for example by using the student f-test

o Beregn testmålet T fra middelverdien og standardavviket o Beregn signifikansnivået ta,kfor definert signifikansnivå a o Calculate the test measure T from the mean value and the standard deviation o Calculate the significance level ta,kfor defined significance level a

(vanligvis 0,05) og antall datapunkter (typically 0.05) and the number of data points

o Hvis T > ta,k, med (l-a)-konfidens (dvs. 95% for a=0,05), er stikkprøvene ikke fra den samme populasjonen, dvs. at formasjonen endrer seg o If T > ta,k, with (l-a) confidence (i.e. 95% for a=0.05), the samples are not from the same population, i.e. the formation changes

o Sett formasjonsendringsflagg o Set formation change flag

• Hvis flagget er satt, vis en advarsel. • If the flag is set, display a warning.

[0023]Når flere datamålinger blir brukt, er problemet noe mer komplisert. Med totalt n- i dynamiske boremålinger og n2formasjonsevalueringsmålinger, er det i prinsippet mulig å definere en multivariabel fordeling av n1+n2dimensjoner som karakteriserer målingene og gjøres det da en statistisk test for å se om fordelingen over et første tidsintervall er forskjellig fra fordelingen over et annet tidsintervall, oppstår det et problem med hensyn til å ha et tilstrekkelig antall stikkprøver til å få et meningsfylt estimat av de multivariable fordelinger. I en utførelsesform av oppfinnelsen blir det følgelig foretatt en gruppering av dataene i klasser ( clustering). Dette kan være en hierarkisk gruppering, slik som illustrert i fig. 5. Hver datastikk-prøve representerer boredynamikk og formasjonsevalueringsmålinger. På venstre side av plottingen startes det med hver enkelt datastikkprøve som om den er i en klasse for seg selv. Stikkprøver blir så forbundet i større og større grupper ved å bruke et mål på avstand, slik som en euklidisk avstand. I én utførelsesform av oppfinnelsen blir avstander mellom grupper bestemt av den største avstand mellom to vilkårlige stikkprøver i to grupper. Denne fremgangsmåte passer når stikkprøvene slik som i dette tilfelle, naturlig danner distinkte grupper (f.eks. Litologi A og Litologi B, eller "fortsett boring" ( continue drilling) og "stopp boring" [0023] When several data measurements are used, the problem is somewhat more complicated. With a total of n- in dynamic drilling measurements and n2 formation evaluation measurements, it is in principle possible to define a multivariable distribution of n1+n2 dimensions that characterizes the measurements and a statistical test is then performed to see if the distribution over a first time interval is different from the distribution over another time interval, a problem arises with regard to having a sufficient number of random samples to obtain a meaningful estimate of the multivariable distributions. In one embodiment of the invention, the data is therefore grouped into classes (clustering). This can be a hierarchical grouping, as illustrated in fig. 5. Each data stick sample represents drilling dynamics and formation evaluation measurements. On the left side of the plot, each individual data sample is started as if it were in a class by itself. Samples are then joined into larger and larger groups using a measure of distance, such as a Euclidean distance. In one embodiment of the invention, distances between groups are determined by the largest distance between two random samples in two groups. This procedure is suitable when, as in this case, the random samples naturally form distinct groups (e.g. Lithology A and Lithology B, or "continue drilling" and "stop drilling"

( stop drilling)). Valget av den spesielle fremgangsmåte for gruppering skal ikke (stop drilling)). The choice of the particular procedure for grouping shall not

anses som en begrensning, og andre metoder som er kjent på området kan benyttes. is considered a limitation, and other methods known in the field can be used.

[0024]En annen utførelsesform av oppfinnelsen er rettet mot bruk av dynamiske brønnborings- og formasjonsevalueringsdata til å teste en strategi for bruk av tap for frakturgradient-kalibrering. Strategien omfatter bestemmelse av tap for identifikasjon av soner hvor tapene fant sted (tyvsoner) og karakterisering av tyvsonene. Tap kan være et resultat av innledende sprekkdannelser i borehullsveggen når ringromstrykket overskrider den belastning som borehullsveggen kan bære. For uskadede borehullsvegger er den maksimale belastning før sprekk-dannelse innledes, den i prinsippet minste nærfeltspenning (som blir omfordelt) omkring borehullet med tillegg av bergartens strekkfasthet (som må neglisjeres når borehullsveggen er skadet eller hvis sprekker allerede finnes). Selv om sprekkinnledning ikke nødvendigvis behøver å resultere i betydelige tap, kan forplantning av sprekken inn i fjernfeltsformasjonene være viktig. Tap forårsaket av forplantning av sprekker blir derfor påtruffet når ringromstrykket overskrider de minste hovedspenninger i fjernfeltet (forekomst av sprekker blir antatt). Obser-vasjonen av slamtap kan derfor brukes til å kalibrere sprekkgradienten. Tapene indikerer at ringromstrykket overskred den minste hovedspenningen i fjernfeltet forutsatt at andre årsaker, slik som forkastninger eller naturlig oppsprukne formasjoner, kan utelukkes. [0024] Another embodiment of the invention is directed to the use of dynamic well drilling and formation evaluation data to test a strategy for using losses for fracture gradient calibration. The strategy includes the determination of losses for the identification of zones where the losses took place (theft zones) and the characterization of the theft zones. Losses can be a result of initial cracking in the borehole wall when the annulus pressure exceeds the load that the borehole wall can carry. For undamaged borehole walls, the maximum load before crack formation is initiated is, in principle, the smallest near-field stress (which is redistributed) around the borehole with the addition of the rock's tensile strength (which must be neglected when the borehole wall is damaged or if cracks already exist). Although crack initiation may not necessarily result in significant losses, propagation of the crack into the far field formations can be important. Losses caused by crack propagation are therefore encountered when the annulus pressure exceeds the smallest principal stresses in the far field (occurrence of cracks is assumed). The observation of mud loss can therefore be used to calibrate the fracture gradient. The losses indicate that the annulus pressure exceeded the least principal stress in the far field provided that other causes, such as faults or naturally fractured formations, can be ruled out.

[0025]Fig. 6 viser en opptegning 601 av boredybde (ordinat i det øvre diagram) mot tid. Det er også vist flere resistivitetslogger, kollektivt betegnet med 603, og gammastråle-loggen 605. Den andre opptegning viser de kumulative slamtap i borehullet 607 som en funksjon av tiden, mens den tredje opptegning viser ECD 609. ECD (ekvivalent sirkulasjonstetthet) er i Schlumberger Oilfield Glossary definert som: Den effektive tetthet som utøves av et sirkulerende fluid mot formasjonen og som tar i betraktning trykkfallet i ringrommet over det betraktede punkt. Det vises til tidsintervallene 611, 613 og de tilsvarende dybdeintervaller i dette intervall, spesielt i det dypeste intervall hvor det er betydelig lekkasje av slam inn i formasjonen, slik som indikert med kurven 607. ECD-verdien faller også i disse intervaller, slik som indikert ved 609.1 disse intervaller er det en separasjon av resistivitetsloggene 603. Spesielt de høyfrekvente resistivitetsmålinger er større enn de lavfrekvente resistivitetsmålinger. Dette er i overensstemmelse med invasjon i formasjonen av det ikke-konduktive borehullsslam som vil ha en større effekt på grunne (høyfrekvente) målinger enn på de dype (lavfrekvente) målinger. [0025] Fig. 6 shows a plot 601 of drilling depth (ordinate in the upper diagram) versus time. Also shown are several resistivity logs, collectively designated 603, and the gamma ray log 605. The second plot shows the cumulative mud losses in borehole 607 as a function of time, while the third plot shows the ECD 609. The ECD (equivalent circulation density) is in Schlumberger Oilfield Glossary defined as: The effective density exerted by a circulating fluid against the formation and which takes into account the pressure drop in the annulus above the considered point. Reference is made to the time intervals 611, 613 and the corresponding depth intervals in this interval, especially in the deepest interval where there is significant leakage of mud into the formation, as indicated by the curve 607. The ECD value also falls in these intervals, as indicated at 609.1 these intervals there is a separation of the resistivity logs 603. In particular, the high-frequency resistivity measurements are greater than the low-frequency resistivity measurements. This is consistent with invasion of the formation by the non-conductive borehole mud, which will have a greater effect on shallow (high-frequency) measurements than on the deep (low-frequency) measurements.

[0026]Et formål i forbindelse med boreoperasjoner er å vedlikeholde ECD-verdien under borehullsveggens belastningskapasitet. Dette blir gjort ved å justere gjen-nomstrømningsmengden og/eller slamvekten ved overflaten mens det samtidig unngås en utblåsning i brønnen på grunn av utilstrekkelig borehullstrykk. Identifikasjon av svakhetssoner spiller en viktig rolle i dette. Hurtig identifikasjon av disse sonene vil bli lettet ved å ha resistivitetsmåling ved borkronen samtidig med ECD-informasjonen. I et annet oppsett blir en endring i de dynamiske krefter på bunnhullsanordningen observert ved boring inn i den svake sone. Dette gir en ytterligere indikator på den sone som nærmer seg. [0026]One purpose in connection with drilling operations is to maintain the ECD value below the load capacity of the borehole wall. This is done by adjusting the amount of flow through and/or the mud weight at the surface while at the same time avoiding a blowout in the well due to insufficient borehole pressure. Identification of areas of weakness plays an important role in this. Rapid identification of these zones will be facilitated by having resistivity measurement at the drill bit at the same time as the ECD information. In another setup, a change in the dynamic forces on the downhole assembly is observed when drilling into the weak zone. This provides a further indicator of the approaching zone.

[0027]For denne spesielle brønn ble skjærhastighetslogger ikke behandlet for spesielt å identifisere sprekker. For MWD-målinger blir kvadrupol-loggeverktøyet til Tang, som er drøftet ovenfor, brukt. Det er velkjent på området at effekten av innrettede sprekker i undergrunnen, er å frembringe en transversal isotropi i forplantningshastigheten til skjærbølger. Dette kan manifestere seg på to måter. Én er en variasjon i forplantningshastigheten med forplantningsretningen. Den andre er en splitting av skjærbølger i en "hurtig modus" og en "langsom modus" avhengig av polariseringsretningen. Skjærbølgeforplantning med en polarisering parallelt med sprekkplanene har særlig en høyere hastighet enn skjærbølger som forplanter seg med en polarisering med rette vinkler på sprekkplanene. [0027] For this particular well, shear rate logs were not processed to specifically identify fractures. For MWD measurements, the quadrupole logging tool of Tang, discussed above, is used. It is well known in the field that the effect of aligned cracks in the subsoil is to produce a transverse isotropy in the propagation speed of shear waves. This can manifest itself in two ways. One is a variation in propagation speed with propagation direction. The second is a splitting of shear waves into a "fast mode" and a "slow mode" depending on the direction of polarization. Shear wave propagation with a polarization parallel to the crack planes has a particularly higher speed than shear waves that propagate with a polarization at right angles to the crack planes.

[0028]Fig. 7a viser en avbildning registrert med et kvadrupol-loggeverktøy i et transversalt isotropt medium. I dette spesielle eksempel skyldes den transversale isotropi lagdeling og ikke sprekkdannelser, men matematikken for bølgeforplant-ningen er den samme. Fig. 7b viser et resultat av en likhetsanalyse av dataene i fig. 7a, hvor en hurtig modus og langsom modus tydelig kan sees. [0028] Fig. 7a shows an image recorded with a quadrupole logging tool in a transversely isotropic medium. In this particular example, the transverse isotropy is due to layering and not crack formations, but the mathematics of wave propagation is the same. Fig. 7b shows a result of a similarity analysis of the data in fig. 7a, where a fast mode and slow mode can be clearly seen.

[0029]I en utførelse av oppfinnelsen kan seismiske følere brukes til å utføre en vertikal seismisk profil (VSP). VSP'en har en evne til å se foran borkronen, og VSP-dataene kan behandles ved å bruke kjente metoder for å estimere skjærhastigheter foran borkronen. Disse skjærhastigheter er diagnostiske for oppsprekking i formasjonen. Skjærhastigheter foran borkronen kan også estimeres ved å bruke en fremgangsmåte beskrevet i US-patentsøknad med serie nr. 12/139179 i navnet Mathiszik m. fl., (US-patentpublikasjon nr. 2008/312839) som har samme eier som foreliggende oppfinnelse og hvis innhold herved tas med som referanse. I den fremgangsmåte som er beskrevet av Mathiszik, blir et akustisk brønnhullsloggeverktøy brukt til å generere en ledet borehullsbølge som forplanter seg inn i formasjonen som en materialbølge og reflekteres fra en grenseflate for å bli omformet tilbake til en ledet borehullsbølge. Ledede borehullsbølger som er et resultat av refleksjon av materialbølgen, blir brukt til å avbilde en reflektor. [0029] In one embodiment of the invention, seismic sensors can be used to perform a vertical seismic profile (VSP). The VSP has an ability to see ahead of the bit, and the VSP data can be processed using known methods to estimate shear rates ahead of the bit. These shear rates are diagnostic of fracturing in the formation. Cutting speeds in front of the drill bit can also be estimated by using a method described in US patent application series no. 12/139179 in the name of Mathiszik et al., (US patent publication no. 2008/312839) which has the same owner as the present invention and if content is hereby included as a reference. In the method described by Mathiszik, an acoustic downhole logging tool is used to generate a guided borehole wave that propagates into the formation as a material wave and is reflected from an interface to be transformed back into a guided borehole wave. Guided borehole waves resulting from reflection of the material wave are used to image a reflector.

[0030] Oppsprekking av formasjoner kan også detekteres ved å benytte vanlig brukte avbildningsinstrumenter, slik som resistivitetsbilder, og nukleære og akustiske avbildninger av borehullet, ved å bruke kjente anordning og metoder. [0030] Fracturing of formations can also be detected by using commonly used imaging instruments, such as resistivity images, and nuclear and acoustic images of the borehole, using known devices and methods.

[0031]Estimater på bergartsstyrken kan finnes ved å anvende volumdensitetsmålinger og/eller porøsitetsmålinger. Porøsitetsmålingene kan være fremskaffet ved å bruke en nukleær kilde eller ved hjelp av kjernemagnetiske resonans-målinger. [0031] Estimates of the rock strength can be found by using volume density measurements and/or porosity measurements. The porosity measurements can be obtained by using a nuclear source or by means of nuclear magnetic resonance measurements.

[0032]Det henvises nå til fig. 8, som viser en nedre ende av en modulær borings-enhet. Den modulære boremotoren er opphengt ved 801. En modulær gjenge-forbindelse er angitt ved 803. En modulær gammastråle-føler er angitt ved 805, og styringsenheten er angitt ved 807. Dette arrangementet av gammastråle-føleren er bare vist som eksempel. I én utførelsesform av oppfinnelsen kan gammastråle-føleren nær borkronen 805 kjøres uten en modulær boremotor 801.1 en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen kan gammastråle-føleren være nærmere borkronen, dvs. i kronekassen 809. En detektor egnet for høy temperatur benytter en fotodiode med bredbåndsgap, slik som beskrevet i US-patentsøknad med serie nr. [0032] Reference is now made to fig. 8, showing a lower end of a modular drilling unit. The modular drill motor is mounted at 801. A modular threaded connection is indicated at 803. A modular gamma ray sensor is indicated at 805, and the control unit is indicated at 807. This arrangement of the gamma ray sensor is shown by way of example only. In one embodiment of the invention, the gamma ray sensor near the drill bit 805 can be run without a modular drill motor 801. In an alternative embodiment of the invention, the gamma ray sensor can be closer to the drill bit, i.e. in the bit box 809. A detector suitable for high temperature uses a broadband gap photodiode, such as described in US patent application serial no.

12/694993 i navnet Nikitin m. fl. som har samme eier som foreliggende oppfinnelse og hvis innhold herved tas med som referanse. 12/694993 in the name Nikitin et al. which has the same owner as the present invention and whose contents are hereby included as a reference.

[0033]Fig. 9 viser en annen utforming av den nedre ende av boringsenheten. En resistivitetsføler 904 ved borkronen er anbrakt like over gammastråle-modulen 805 ved borkronen. Den modulære gjengeovergang 803 er vist med gjengene ekspo-nert. Plasseringen av resistivitetsføleren 904 ved borkronen i forhold til gammastråle-modulen 805 ved borkronen er ikke ment som noen begrensning. Føleren 904 kan være posisjonert under gammastråle-modulen 805. [0033] Fig. 9 shows another design of the lower end of the drilling unit. A resistivity sensor 904 at the drill bit is placed just above the gamma ray module 805 at the drill bit. The modular thread transition 803 is shown with the threads exposed. The location of the resistivity sensor 904 at the drill bit in relation to the gamma ray module 805 at the drill bit is not intended as a limitation. The sensor 904 may be positioned below the gamma ray module 805.

[0034]Det arrangement som er vist i fig. 9 kan brukes til å ta gammastråle-målingene og resistivitetsmålingene som beskrevet ovenfor og som brukes til å styre boreoperasjonene. [0034] The arrangement shown in fig. 9 can be used to take the gamma ray measurements and the resistivity measurements as described above and which are used to control the drilling operations.

[0035]Behandlingen av målingene som er tatt kan gjøres av overflateprosessoren 64, av en brønnhullsprosessor eller på et fjerntliggende sted. Datainnsam-lingen kan styres i det minste delvis av brønnhullselektronikken. Implisitt i styring og behandling av dataene er bruken av et dataprogram på et egnet maskinlesbart medium som setter prosessorene i stand til å utføre styring og behandling. Det maskinlesbare mediet kan omfatte ROM, EPROM, EEPROM, flash-lagre og optiske plater. Uttrykket prosessor er ment å omfatte anordninger, slik som en feltprogrammerbar portgruppe (FPGA - Field Programmable Gate Array). [0035] The processing of the measurements taken may be done by the surface processor 64, by a downhole processor or at a remote location. The data collection can be controlled at least partially by the wellbore electronics. Implicit in managing and processing the data is the use of a computer program on a suitable machine-readable medium that enables the processors to carry out management and processing. The machine-readable medium may include ROM, EPROM, EEPROM, flash memory and optical discs. The term processor is intended to include devices such as a field programmable gate array (FPGA - Field Programmable Gate Array).

Claims

1. Procedure for carrying out drilling operations, the procedure comprising: a downhole device is transported into a borehole in a basic formation, dynamic measurements are taken of at least one drilling parameter at a well-hole position, a formation evaluation sensor (FE sensor) is used to take at least one FE measurement indicative of a property of the formation, and a drilling operation is controlled using the at least one drilling parameter and the at least one FE measurement.

2. Method according to claim 1, and where the at least one drilling parameter is selected from a group consisting of: (i) wellbore weight on the drill bit, (ii) torque on the drill bit down in the well, (iii) drill bit rotation, (iv) drill string revolution, (v) axial acceleration, (vi) tangential acceleration, (vii) lateral acceleration, (viii) torsional acceleration, (ix) borehole pressure, (x) lateral vibration, (xi) a bending moment and (xii) an equivalent circulation density.

3. Method according to claim 1, and where the at least one FE measurement is selected from: (i) a resistivity measurement, (ii) a gamma ray measurement, (iii) a shear velocity measurement taken using a logging tool, (iv) a shear wave velocity estimated using a vertical seismic profile, (v) a borehole image, (vi) a porosity measurement and (vii) a density measurement.

4. Method according to claim 1, and where the at least one FE measurement gives an indication of a property of the formation in front of the drill bit.

5. Method according to claim 1, and where the control of the drilling operation further comprises that further penetration of the bottom hole device into the formation is stopped.

6. Method according to claim 1, and where the control of the drilling operation further comprises at least one of: (i) a mud weight is selected, and (ii) a flow-through quantity of mud is adjusted.

7. Method according to claim 1, and where the control of the drilling operation further comprises at least one of: (i) a drilling direction is controlled, (ii) a casing point is selected and (iii) a core drilling point is selected.

8. Method according to claim 1, and where use of the at least one drilling parameter and the at least one FE measurement for controlling the drilling operation further comprises that measurements taken over a first time interval and measurements taken over a second time interval of the at least one drilling parameter and the at least one FE measurement is compared.

9. Method according to claim 8, and where the comparison of the measurements taken over the first time interval and the measurements taken over the second time interval further comprises that a statistical analysis of the measurements is carried out.

10. Method according to claim 8, and where the statistical analysis is selected from: (i) an f-test, and (ii) a group analysis.

11. Method according to claim 1, and which further comprises that the at least one drilling parameter and the at least one FE measurement are used to characterize a thief zone where loss of drilling fluid is encountered.

12. Method according to claim 11, and which further comprises that an annulus pressure in the borehole is used as an indication of a minimum far-field principal voltage in the thief zone.

13. Method according to claim 12, and which further comprises that the modular pressure is used to calibrate a fracture gradient in the borehole.

14. Device for performing drilling operations, the device comprising: a downhole device designed to be transported into a borehole in a basic formation, at least one first sensor arranged for dynamic measurement of at least one drilling parameter at a wellbore position, at least one formation evaluation sensor (FE sensor ) arranged to take at least one FE measurement indicative of a property of the formation, and at least one processor arranged to control a drilling operation using the measurement of the at least one drilling parameter and the at least one FE measurement.

15. Device according to claim 14, and where the at least one drilling parameter is selected from a group consisting of: (i) wellbore weight on the drill bit, (ii) torque on the drill bit down in the well, (iii) drill bit rotation, (iv) drill string -revolution, (v) axial acceleration, (vi) tangential acceleration, (vii) lateral acceleration, (viii) torsional acceleration, (ix) borehole pressure, (x) lateral vibration, (xi) a bending moment and (xii) a equivalent circulation density.

16. Device according to claim 14, and where the at least one FE sensor is selected from: (i) a resistivity measurement, (ii) a gamma ray measurement, (iii) a shear velocity measurement taken using a logging tool, (iv) a shear wave velocity estimated using a vertical seismic profile, (v) a borehole image, (vi) a porosity measurement and (vii) a density measurement.

17. Device according to claim 14, and where the drilling operation which the at least one processor is arranged to control, further comprises stopping further penetration of the bottom hole device into the formation.

18. Device according to claim 14, and where the drilling operation that the at least one processor is designed to control, further comprises at least one of: (i) selection of a mud weight, (ii) control of a direction of the drilling, (iii) selection of a casing point and (iv) selection of a coring point.

19. Device according to claim 14, and where the at least one processor is further arranged to control the drilling operation by further comparing measurements taken over a first time interval and measurements taken over a second time interval of the at least one drilling parameter and the at least one FE measurement.

20. Device according to claim 19, and where the at least one processor is further arranged to compare the measurements taken over the first time interval and the measurements taken over the second time interval by further performing a statistical analysis of the measurements.

21. Device according to claim 20, and where the statistical analysis performed by the at least one processor is selected from: (i) a Mest, and (ii) a group analysis.

22. Device according to claim 14, and where the at least one formation evaluation sensor further comprises a gamma steel sensor placed above a control unit.

23. Device according to claim 22, and where the at least one formation evaluation sensor further comprises a broadband gap photodiode positioned in a drill bit cavity.