NO20130118A1 - System og fremgangsmåte for estimering av retningsegenskaper basert på bøyemomentmålinger - Google Patents

Abstract

Et system for å måle retningsegenskaper for et nedihullsverktøy innbefatter: minst en bøyemoment-(BM)- måleanordning anbragt på en nedihullskomponent, der den minst ene BM-måleanordningen er innrettet for å generere bøyemomentdata ved minst ett dyp i borehullet, der bøyemomentdataene inkluderer en bøyevektor for nedihullsverktøyet, et bøyemoment som representerer bøyevektorens amplitude, og en bøyning-toolface-(BTF)- vinkel som representerer bøyevektorens orientering; og en prosessor i funksjonell kommunikasjon med BM-måleanordningen og innrettet for å motta bøyemomentdata fra BM-måleanordningen, beregne en hullretningsendring (DLS - Dogleg Severity) fra bøyemomentet og en brønntoolface-(WTF)-vinkel fra BTF-vinkelen, og beregne minst en aven endring i helling og en endring i asimut basert på DLS og WTF-vinkelen.

Description

KRYSSREFERANSE TIL BESLEKTEDE SØKNADER

Denne søknaden krever fordelen av en tidligere innleveringsdato fra den ugranskede US-søknaden 61/374,795, innlevert 18. august 2010, som inntas her som referanse i sin helhet.

BAKGRUNN

[0001] Ved retningsboring blir banen til et brønnhull bestemt ved å måle nedihulls retningen til brønnhullet med inklinometere og magnetometere i diskrete undersøkelsespunkter, oftest tatt etter boring av én rørlengde og sammenstilling av en rørkobling. Retningsfølerne bestemmer en hellingsvinkel a i forhold til vertikalen og en asimutvinkel (3 i forhold til magnetisk nord. Supplert med det målte dypet ved undersøkelsespunktene kan det oppnås en sekvens av undersøkelsesstasjoner. I de fleste anvendelser av retningsboring blir minstekrumningsmetoden anvendt for å beregne brønnhullets bane fra undersøkelsesstasjonene. Minstekrumningsmetoden antar en sirkulær bue mellom undersøkelsesstasjonene med konstant krumning eller konstant hullretningsendring (DLS - Dogleg Severity). Andre effekter, så som lokale krumningsvariasjoner, kan resultere i betydelige dybdefeil, spesielt med retningsstyrbare motorsystemer dersom de blir drevet vekselvis i glide- og rotasjonsmodus mellom undersøkelsesstasjoner. I tillegg kan standard retningsfølere påvirkes av magnetisk støy, enten fra nærliggende brønner eller i foringsrørpenetreringsoperasjoner (casing exit operations).

SAMMENFATNING

[0002] Et system for måling av retningsegenskaper for et nedihullsverktøy innbefatter: minst én bøyemoment-(BM)-måleanordning anbragt på en nedihullskomponent som er innrettet for å kunne beveges inne i et borehull, der den minst ene BM-måleanordningen er innrettet for å generere bøyemomentdata ved minst ett dyp i borehullet, der bøyemomentdataene omfatter en bøyevektor for nedihullsverktøyet, et bøyemoment som representerer bøyevektorens amplitude, og en bøyning-toolface-(BTF)-vinkel som representerer bøyevektorens orientering; og en prosessor i funksjonell kommunikasjon med BM-måleanordningen og innrettet for å motta bøyemomentdata fra BM-måleanordningen, beregne en hullretningsendring (DLS) fra bøyemomentet og en brønn-toolface-(WTF)-vinkel fra BTF-vinkelen, og beregne minst én av en endring i helling og en endring i asimut basert på DLS og WTF-vinkelen.

[0003] En fremgangsmåte for måling av retningsegenskaper for et nedihullsverktøy omfatter å: anbringe en nedihullskomponent i et borehull i en grunnformasjon, der nedihullskomponenten er funksjonelt koblet til minst én bøyemoment-(BM)-måleanordning; generere bøyemomentdata gjennom den minst ene BM-måleanordningen ved minst ett dyp i borehullet, der bøyemomentdataene omfatter en bøyevektor for nedihullsverktøyet, et bøyemoment som representerer bøyevektorens amplitude, og en bøyning-toolface-(BTF)-vinkel som representerer bøyevektorens orientering; motta bøyemomentdata fra BM-måleanordningen ved en prosessor; beregne en hullretningsendring (DLS) fra bøyemomentet og en brønn-toolface-(WTF)-vinkel fra BTF-vinkelen; og beregne minst én av en endring i helling og en endring i asimut basert på DLS og WTF-vinkelen.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

[0004] Den følgende beskrivelsen er ikke å anse som begrensende på noen som helst måte. Det henvises nå til de vedlagte tegningene, der like elementer er gitt like henvisningstall og der:

[0005] Figur 1 er en tverrsnittsbetraktning av en utførelsesform av et bore- og/eller geosty ringssystem;

[0006] Figur 2 er en perspektivbetraktning av et nedihullsverktøy for å måle bøyemoment på et sted i en borestreng;

[0007] Figurene 3A og 3B er perspektivbetraktninger av en nedihullskomponent som viser en bøyning-toolface-(BTF)-vinkel;

[0008] Figur 4 illustrerer et eksempel på en brønn-toolface-(WTF)-vinkel;

[0009] Figur 5 er et flytdiagram som viser et eksempel på en fremgangsmåte for estimering av en helling og/eller asimut for en nedihullskomponent.

[0010] Figur 6 er en perspektivbetraktning av en nedihulls retningssonde;

[0011 ] Figur 7 er et nærbilde av retningssonden i figur 6;

[0012] Figur 8 illustrerer et eksempel på en sensor- eller følerforskyvningsvinkel; og

[0013] Figur 9 er en illustrasjon av et regnearkprogram som anvendes for å estimere BTF-vinkler.

DETALJERT BESKRIVELSE

[0014] Systemene og fremgangsmåtene som beskrives her muliggjør estimering eller beregning av forskjellige retningsegenskaper fra bøyemomentmålinger i en nedihullskomponent. I én utførelsesform blir en brønn-toolface-(WTF)-vinkel og/eller en bøyning-toolface-(BTF)-vinkel avledet fra bøyemomentfølere eller -sensorer i et nedihullsverktøy. For eksempel kan BTF-vinkelen bli estimert fra ortogonale bøyemomentmålinger, og WTF-vinkelen bli estimert fra BTF-vinkelen. I én utførelsesform blir endringer i helling og/eller asimutvinkel i et borehull estimert basert på hullretningsendring (DLS - Dogleg Severity) avledet fra bøyemomentmålinger og WTF-vinkelen. Både DLS og WTF-vinlkel kan estimeres ved hjelp av målinger fra et par av ortogonale bøyemomentfølere eller

-sensorer som står vinkelrett på både en borehullsakse og på hverandre.

[0015] Med henvisning til figur 1 innbefatter et eksempel på utførelse av et system 10 for boring, logging og/eller geostyring i en brønn en borestreng 11 som er vist anbragt i et brønnhull eller borehull 12 som gjennomskjærer minst én grunnformasjon 13 under en boreoperasjon og innhenter målinger av egenskaper ved formasjonen 13 og/eller borehullet 12 nedihulls. Med et "borehull" eller "brønnhull" menes her ett enkelt hull som utgjør hele eller en del av en boret brønn. Med "formasjoner" menes her de forskjellige trekk og materialer som kan møtes i et undergrunnsmiljø og som omgir borehullet.

[0016] I én utførelsesform innbefatter systemet 10 et tradisjonelt boretårn 14 som støtter et rotasjonsbord 16 som roteres av en kraftkilde med en ønsket rotasjonshastighet. Borestrengen 11 omfatter én eller flere borerørlengder 18 som strekker seg nedover og inn i borehullet 12 fra rotasjonsbordet 16, og er koblet til en boreenhet 20. Borefluid eller boreslam 22 blir pumpet gjennom borestrengen 11 og/eller borehullet 12. Brønnboringssystemet 10 innbefatter også en bunnhullsenhet (BHA) 24.

[0017] Boreenheten 20 drives av en rotasjonskraft på overflaten, en motor som anvender trykksatt fluid (f.eks. en slammotor), en elektrisk drevet motor og/eller en annen passende mekanisme. I én utførelsesform er en boremotor eller slammotor 26 koblet til boreenheten 20 via en drivaksel anordnet i en lagerenhet 28 som roterer boreenheten 20 når borefluidet 22 føres gjennom slammotoren 26 under trykk.

[0018] I én utførelsesform innbefatter boreenheten 20 en retningsstyringsenhet som innbefatter en aksel 30 koblet til en borkrone 32. Akselen 30, som i én utførelsesform er koblet til slammotoren, anvendes i geostyringsoperasjoner for å styre retningen til borkronen 32 og borestrengen 11 gjennom formasjonen.

[0019] I én utførelsesform er boreenheten 20 innlemmet i bunnhullsenheten (BHA) 24, som kan plasseres innenfor systemet 10 på eller nærved nedihullsandelen av borestrengen 11. Systemet 10 kan innbefatte et hvilket som helst antall nedihullsverktøy 34 for forskjellige prosesser, herunder formasjonsboring, geostyring og formasjonsevaluering (FE) for å måle som funksjon av dyp og/eller tid én eller flere fysiske størrelser i eller rundt et borehull. Verktøyet 34 kan være innlemmet i eller realisert som en bunnhullsenhet, borestrengkomponent eller en annen passende bærer. Med en "bærer" menes her en hvilken som helst anordning, anordningskomponent, kombinasjon av anordninger, medier og/eller elementer som kan bli anvendt for å frakte, inneholde, støtte eller på annen måte lette bruk av andre anordninger, anordningskomponenter, kombinasjoner av anordninger, medier og/eller elementer. Ikke-begrensende eksempler på bærere omfatter borestrenger av kveilrørtypen, av skjøterørtypen og en hvilken som helst kombinasjon eller andel av dette. Andre eksempler på bærere omfatter foringsrør, kabler, kabelsonder, glattvaiersonder, "drop shots", nedihullskomponenter, bunnhullsenheter og borestrenger.

[0020] I én utførelsesform innbefatter verktøyet 34 sensor- eller føleranordninger innrettet for å måle retningsegenskaper på forskjellige steder langs borehullet 12. Eksempler på slike retningsegenskaper omfatter helling og asimut, fra hvilke en hullretningsendring (DLS - Dogleg Severity) kan bli avledet. Verktøyet 34, eller et annet verktøy, kan innbefatte følere / sensorer for å måle bøyemomentet (BM), bøyning-toolface-(BTF)-vinkelen og brønn-toolface-(WTF)-vinkelen. For eksempel kan verktøyet 34 innbefatte én eller flere følere eller sensorer 36, 38 for å måle bøyemomenter, så som tøyningsmålere eller tøyningsmålerenheter (f.eks. en Wheatstone Bridge-krets). Andre følere eller sensorer kan omfatte et inklinometer 40 innrettet for å frembringe hellingsdata. Selv om sensor- eller føleranordningene er vist sammen med verktøyet 34 i figur 1, er ikke føleranordningene begrenset til dette, men kan være innlemmet med hvilke som helst ønskede nedihullskomponenter, så som borestrengen 11 eller en annen borehullsstreng, bunnhullsenheten 24 og boreenheten 20.

[0021] Et eksempel på verktøyet 34 er vist i figur 2. Et eksempel på et ortogonalt koordinatsystem omfatter en z-akse som svarer til lengdeaksen til verktøyet 34, og perpendikulære x- og y-akser. I én utførelsesform er føleranordningene innrettet for å innhente to uavhengige, perpendikulære bøyemomentmålinger i valgte tverrsnittsposisjoner på verktøyet 34. Verktøyet 34 kan omfatte bøyemålingsfølere eller -sensorer 36, 38 (f.eks. strekklapper) i en bunnhullsenhet eller en annen borestrengkomponent, eller en bøyemålingssonde anbragt i verktøyet 34. Posisjonen til bøyemålingsfølerne er vist på verktøyet 34 av markeringer, hakk eller andre angivelser "X" og "Y" som angir vinkelposisjonene til målefølerne 36, 38 beliggende henholdsvis på x-aksen og y-aksen. For eksempel viser X-markeringen vinkelposisjonen til en tøyningsmåler 36 og Y-markeringen viser vinkelposisjonen til en tøyningsmåler 38.

[0022] Igjen med henvisning til figur 1 kan verktøyet 34, i én utførelsesform, innbefatte og/eller være innrettet for å kommunisere med en prosessor for å motta, måle og/eller estimere bøyemomentmålinger. For eksempel er verktøyet 34 utstyrt med overføringsutstyr for å kommunisere, eventuelt via mellomledd, til en prosesseringsenhet 42 på overflaten. I én utførelsesform er overflateprosesseringsenheten 42 i form av en borestyringsenhet på overflaten som styrer forskjellige boreparametre, så som rotasjonshastighet, borkronetrykk, borefluidstrømningsrelaterte parametere og annet, og lagrer og viser sanntids formasjonsevalueringsdata. Slikt overføringsutstyr kan være av en hvilken som helst type, og forskjellige overføringsmedier og -forbindelser kan bli anvendt. Eksempler på forbindelser omfatter kabelbaserte, fiberoptiske, akustiske, trådløse forbindelser og slampulstelemetri.

[0023] I én utførelsesform innbefatter overflateprosesseringsenheten 42 og/eller verktøyet 34 komponenter som nødvendig for å muliggjøre lagring og/eller prosessering av data innhentet fra forskjellige følere / sensorer. Eksempler på slike komponenter omfatter, uten begrensning, minst én prosessor, lager, minne, innmatingsanordninger, utmatingsanordninger og liknende. Overflateprosesseringsenheten 42 kan eventuelt være innrettet for å styre verktøyet 34.

[0024] Verktøyet 34 og/eller overflateprosesseringsenheten 42 er innrettet for å estimere forskjellige retningsegenskaper basert på målinger av bøyemoment (BM), som er avledet for eksempel fra ortogonale tøyningsmålere. De ortogonale bøyemomentmålingene omtales som "BM_x" og "BM_y". Det totale bøyemomentet kan enkelt bestemmes som vektorsummen av disse to målingene:

Total BM = ((BM_x)<2>+ (BM_y)2)1/2.(1)

[0025] I én utførelsesform er verktøyet 34 og/eller overflateprosesseringsenheten 42 innrettet for å estimere forskjellige retningsegenskaper, så som en helling, en endring i helling, en asimut og en endring i asimut. For eksempel kan en helling og en asimut bli estimert basert på målinger av brønn-toolface-(WTF)-vinkel og hullretningsendring (DLS - Dogleg Severity).

[0026] DLS kan estimeres fra det totale bøyemomentet avledet fra to perpendikulære bøyemomentmålinger. DLS kan regnes ut ved hjelp av passende modeller basert på tidligere borehullsmålinger som beskriver sammenhengen mellom bøyemoment og DLS. Sammenhengen mellom bøyemoment og DLS predikeres med bruk for eksempel av en endelig elementmodell av verktøyet 34 som tar hensyn til innvirkningen av bøyelige verktøyelementer og stabilisatorer i umiddelbar nærhet av et målepunkt. Slike modeller tar hensyn til disse innvirkningene slik at avvik mellom verktøykrumning, som beregnes basert på BM-målinger av verktøyet 34, og borehullskrumning kan bli ihensyntatt.

[0027] WTF-vinkel kan også estimeres basert på perpendikulære BM-målinger. Forskjellige matematiske modeller avledet fra borehullsmålinger kan bli anvendt for å estimere WTF. I én utførelsesform blir WTF estimert fra en bøyning-toolface-(BTF)-vinkel som også kan være avledet fra to perpendikulære bøyemomentmålinger.

[0028] I figurene 3A og 3B er en bøyning-toolface-vinkel BTF vist med hensyn til negativ tyngderetning "gravity high side" (retningen motsatt for tyngdekraftvektoren). BTF-vinkelen er definert som vinkelen mellom negativ tyngderetning og bøyevektorer (som illustrert for eksempel i figur 3A). BTF-vinkelen kan anta verdier i området fra -180 grader til +180 grader, som vist i figur 3B. BTF-vinkelen kan beregnes uansett om borestrengen 11 drives i rotasjonsmodus, hvor både borkronen og borestrengen roterer, eller i glidemodus, hvor bare borkronen roterer. I glidemodus blir for eksempel BTF-vinkelen beregnet fra de individuelle sensor- eller følermålingene BM_y og BM_x som følger:

BTF = GTF + TF_offset - arctan (BM_y/BM_x), (2)

hvor "TF_offset" er forskyvningsvinkelen mellom koordinatsystemene til retningsfølerne og bøyefølerne 36, 38 og "GTF" angir verktøyets vinkelorientering rundt lengdeaksen i forhold til negativ tyngderetning.

[0029] I rotasjonsmodus kan BTF-vinkelen beregnes ved hjelp av en algoritme som omfatter sampling av signaler med høy hastighet fra ortogonale par av magnetometer, akselerometer og bøyefølere 36, 38 i det roterende verktøyet 34 som har de samme ortogonale x-, y- og z-akser, eller som kan bli matematisk rotert og translatert til en felles ortogonal referanse. Magnetometerdataene blir behandlet for å frembringe en asimutreferanse, og både akselerometer- og bøyesignalene blir samplet på nytt mot denne asimutreferansen. Filtrering og behandling av akselerometer- og bøyesignalene gir to fasevinkler "cpaccel" og "c<p>bend" i forhold til asimutposisjonen. BTF-vinkelen finnes da som differansen mellom de to fasevinklene:

[0030] I én utførelsesform blir BTF-beregninger utført periodisk. Foreksempel kan hvert femte sekund en ny BTF-oppdatering bli innhentet og tilgjengelig for overføring oppihulls sammen med det totale bøyemomentet BM. En nærmere omtale av BTF-vinkelen er innlemmet i Heisig m.fl., "Bending Tool Face Measurements While Drilling Delivers New Directional Informasjon, Improved Directional Control", IADC/SPE 128789, 2. februar 2010, som med dette inntas som referanse her i sin helhet.

[0031] Siden verktøyet 34 i et borehull 12 i alminnelighet følger banen til borehullet 12, kan WTF-vinkelen avledes ved å anta at BTF-vinkelen er lik WTF-vinkelen. I én utførelsesform anvendes en matematisk modell, så som endelig elementmodellen beskrevet over, for å justere WTF-beregningen basert på en forskyvningsvinkel mellom BTF og WTF som kan være et resultat av mulige små forskyvninger mellom verktøyet 34 og borehullet 12.

[0032] Basert på WTF og DLS-målingene kan hellings- og asimutinformasjon beregnes basert på følgende relasjoner:

der a' og (3' er de førstederiverte av hellingen a og asimutvinkelen p med hensyn til et målt dyp.

[0033] Estimering av helling og asimut basert på WTF og DLS i henhold til sammenhengen over kan vises basert på avledning av forskjellige likninger ved hjelp av differensialgeometri. Avledningen begynner med innføring av en vektor "R" som beskriver senterlinjen til et retningsbestemt brønnhull som funksjon av en buelengde "s" i midten av borehulIsaksen:

hvor buelengden s er det målte dypet i borehullet, Ri(s) er avviket fra nord, R2(s) er avviket fra øst, R3(s) er sann vertikal dybde (TVD - True Vertical Depth), og j\, ^ og l3er enhetsvektorer i en fast ramme "I" i starten av borehullet, med I3pekende i retning av tyngdekraften.

[0034] Et koordinatsystem "b" som beskriver bevegelse langs senterlinjen eller buelengden, også kjent som Frenet-triederet, kan bli beregnet. En borehullstangent-enhetsvektor b3 i posisjonen s bestemmes som den førstederiverte av R ("R'(s)") med hensyn til buelengden s:

[0035] Enhetstangentvektoren b_3kan også uttrykkes ved en hellingsvinkel "a" og en asimutvinkel "P" for borehullet i posisjonen s:

[0036] Både helling a og asimut p er funksjoner av buelengden s. En enhetsnormalvektor b_2 vinkelrett på borehullsaksen og i krumningsplanet finnes ved:

der R"(s) er den andrederiverte av R og IR"(s)l er absoluttverdien til R"(s).

[0037] Den tredje enhetsvektoren, eller binormalvektoren, bj(s) (dvs. bi normalvektoren) til den bevegelige rammen b finnes da som kryssproduktet av b_2og £3:

Frenets formel beskriver endringen av koordinatsystemet b når en beveger seg langs borehullsaksen:

hvor "k" er brønnhullets krumning definert som: og "t" er vridningen av brønnhullet definert som:

[0038] Med Frenets formel i likningene (10) er banen til et tredimensjonalt brønnhull entydig beskrevet av dets startkoordinater og retning og parametrene krumningk(s) og vridning t(s). Innenfor retningsboring er krumningenk(s) kjent som hullretningsendring (DLS - Dogleg Severity). Vridningen t(s) beskriver rotasjonen av aksene bi og b2til det bevegelige koordinatsystemet b men det beveger seg langs borehullsaksen.

[0039] Med henvisning til figur 4 kan borehullsaksen uttrykkes i et koordinatsystem "u" basert på tyngdekraftens retning, som haren enhetsvektor ui pekende i negativ tyngderetning for verktøyet 34 i et tverrsnitt gjennom et brønnhull ved det målte dypet s. En enhetsvektor U3 er en tangentvektor til borehullet som peker nedover og er identisk med enhetsvektoren b_3. Enhetsvektoren U2 er da en vektor som er vinkelrett på ujog peker mot høyre sett nedover i brønnhullet. Ved å beregne krumningsvektoren R"(s) ved anvendelse av uttrykket for b3(s) = R'(s) i likning (6) og uttrykke resultatene i det nye koordinatsystemet u oppnås etter noen koordinattransformasjoner det enkle uttrykket:

[0040] der" a'" og " (3'" er de førstederiverte av hellingen a og asimutvinkelen (3 med hensyn til målt dyp. Størrelsene a' og (3' kan betraktes henholdsvis som den momentane "build rate" og "walk"-rate. Med likning (11) kan da krumningen, definert som hullretningsendringen DLS (Dogleg Severity), til brønnbanen bestemmes som:

[0041] Som en ekvivalent til vridningen t i likning (12) defineres en brønn-toolface-(WTF)-vinkel som vinkelen mellom krumningsvektoren og negativ tyngderetning, som vist i figur 4:

[0042] a' og (3' kan da uttrykkes ved DLS og WTF som følger:

[0043] Likningene (4) gjør det mulig å beregne endringsraten til helling og asimut ved et målt dyp dersom hellingen a, DLS og WTF-vinkelen er kjent. Spesifikt for asimutvinkelen, med start fra en posisjon med kjent asimut, kan fremtidige asimutverdier bestemmes utelukkende på grunnlag av helling, hullretningsendring og brønn-toolface.

[0044] Generelt reduserer noen av idéene her seg til en algoritme som lagres på maskinlesbare medier. Algoritmen blir utført av en datamaskin eller prosessor, så som overflateprosesseringsenheten 42 eller verktøyet 34, og gir operatører ønsket utmating. For eksempel kan elektronikk i verktøyet 34 lagre og behandle data nedihulls, eller sende data i sann tid til overflateprosesseringsenheten 42 gjennom kabel, eller med en hvilken som helst form for telemetri, så som slampulstelemetri eller kabeltrukne rør, under en boreoperasjon eller måling-under-boring-(MWD)-operasjon.

[0045] Figur 5 illustrerer en fremgangsmåte 60 for å måle helling og/eller asimut for en nedihullskomponent. Fremgangsmåten 60 omfatter ett eller flere av trinn 61-68 som vil bli beskrevet her. Fremgangsmåten kan bli utført gjentatte ganger og/eller regelmessig som ønsket, og kan bli utført for flere dyp over en valgt lengde av borehullet 12. Fremgangsmåten vil bli beskrevet her i forbindelse med nedihullsverktøyet 34, selv om fremgangsmåten kan bli utført i forbindelse med hvilke som helst antall og utførelser av prosessorer, følere og verktøy. Fremgangsmåten kan bli utført av én eller flere prosessorer eller andre anordninger i stand til å motta og behandle måledata, så som overflateprosesseringsenheten 42 eller nedihulls elektronikkenheter. I én utførelsesform omfatter fremgangsmåten utførelse av alle trinnene 61-68 i den beskrevne rekkefølgen. Imidlertid kan noen av trinnene 61-68 utelates, trinn kan bli lagt til, eller trinnenes rekkefølge kan bli endret.

[0046] I det første trinnet 61 blir nedihullsverktøyet 34, bunnhullsenheten 24 og/eller boreenheten 20 senket inn i borehullet 12 under en borings- og/eller retningsboringsoperasjon.

[0047] I det andre trinnet 62 blir en hellingsvinkel "Hell_gammel" og en asimutvinkel "Asi_gammel" bestemt i en startposisjon med et kjent målt dyp (MD) omtalt som "MD_gammel". MD er en målt lengde fra overflaten av borehullet langs borehullbanen til et valgt sted i borehullet.

[0048] I det tredje trinnet 63 blir bøyemomentet BM ved ett eller flere andre målte dyp i forhold til MD_gammel målt eller beregnet. Differansen mellom MD_gammel og det ene eller de flere andre målte dypene ("MD_ny") definerer et målt dybdeintervall ("AMD"). I én utførelsesform blir BM avledet fra perpendikulært anordnede tøyningsmålere 36 og 38, omtalt som "BM_x" og "BM_y". Én enkelt BM-måling kan bli gjort i dybdeintervallet, eller flere BM-målinger kan bli gjort på flere steder langs borehullsaksen innenfor dybdeintervallet for å avlede et gjennomsnittlig bøyemoment.

[0049] I det fjerde trinnet 64, i én utførelsesform, blir bøyning-toolface-(BTF)-vinkelen ved MD_ny eller en gjennomsnittlig BTF over intervallet AMD estimert eller beregnet basert på BM-målingene. For eksempel, for en boreoperasjon i glidemodus, blir BTF for hvert sett av BM-målinger BM_x og BM_y beregnet basert på likning (2) beskrevet over:

I et annet eksempel, for en boreoperasjon i rotasjonsmodus, blir BTF for hvert sett av BM-målinger BM_x og BM_y beregnet basert på likning (3) beskrevet over:

[0050] I det femte trinnet 65 blir WTF og DLS estimert basert på beregningene av BM og/eller BTF. I én utførelsesform blir WTF og/eller DLS estimert basert på en matematisk modell så som en endelig elementmodell basert på tidligere målinger av verktøyet 34 og/eller borehullet 12. I en annen utførelsesform antas WTF-vinkelen å være den samme som BTF-vinkelen. I nok en annen utførelsesform blir BTF-vinkelen justert basert på avvik mellom verktøyet 34 og borehullet 12 for å bestemme WTF-vinkelen. DLS kan også estimeres basert på BM-målinger med bruk av en passende modell.

[0051] I det sjette trinnet 66 blir hellingen og/eller asimuten ved det andre målte dypet, MD_ny, hvor MD_ny = MD_gammel + AMD, beregnet basert på likningene (4). For eksempel blir hellingen ved MD_ny beregnet basert på følgende likning:

[0052] Videre blir asimuten ved MD_ny beregnet basert på følgende likning:

[0053] I det syvende trinnet 67 kan trinnene 62-66 bli gjentatt for ytterligere dyp som definerer ytterligere målte dybdeintervaller langs borehullsaksen fra startdypet. For å beregne asimuten og/eller hellingen ved et tredje dyp nedihulls anvendes for eksempel likningene (16) og (17), med Hell_gammel som den nye hellingen estimert for det andre dypet, Asi_gammel som den nye asimuten estimert for det andre dypet. På denne måten kan én eller flere asimut- og eller hellingsmålinger bli beregnet over en valgt lengde av borehullet (f.eks. 30 cm - 3 meter) innover fra startdypet. I én utførelsesform blir asimut- og/eller hellingsmålingene ved hvert intervall eller dyp integrert for å bestemme en asimut-og/eller hellingsverdi for en valgt lengde av verktøyet 34.

[0054] I det åttende trinnet 68 blir hellings- og/eller asimutdataene gitt til en bruker og kan bli anvendt for å registrere og/eller overvåke verktøyet 34 og/eller boreprosessen eller andre nedihullsoperasjoner. I én utførelsesform blir dataene lagret i verktøyet 34 og/eller sendt til en prosessor, så som overflateprosesseringsenheten 42, og kan bli hentet utfra denne og/eller fremvist for analyse. En "bruker" kan her omfatte en borestreng- eller loggeoperatør, en prosesseringsenhet og/eller en hvilken som helst annen entitet valgt for å hente ut dataene og/eller styre borestrengen 11 eller andre systemer for å senke verktøy inn i et borehull. Brukeren kan iverksette hvilke som helst passende tiltak basert på hellings- og/eller asimutdataene, for eksempel for å endre styringskurs eller boreparametre.

[0055] Et eksempel på en BTF-beregning er vist i figurene 6-9. En ikke-roterende retningssonde 80 vist i figurene 6 og 7 omfatter en risselinje (scribeline) 82 og en utlesningsport 84. Risselinjen 82 gir en referanse for bruk til bestemmelse av vinkelposisjonene til BM-måleanordningene i sonden 80 eller andre komponenter nedihulls. Sonden 80 omfatter en føler for å måle bøyemoment langs x-aksen 86 (BMx-føler) og en perpendikulær føler for å måle bøyemoment langs y-aksen 88

(BMy-føler). BMx-føleren har en vinkelposisjon vist av en markering 90 på sondelegemet.

[0056] I dette eksempelet, før måling av BTF, blir en forskyvning (offset) av BMx-føleren bestemt. Forskyvningen er vinkelen mellom BMx-føleren 86 og scribeline 82 i forhold til lengdeaksen 92 til sonden 80. For eksempel kan forskyvningen bestemmes ved å måle vinkelen i retning med klokken sett i nedihulls retning.

[0057] Forskyvningen blir bestemt og matet inn til et prosesseringsprogram vist av regnearket i figur 9. I dette eksempelet blir forskyvningen bestemt å være 135 grader, som blir lagt inn i regnearket. For hvert dyp blir tiden, målt dyp, bøyemoment om x-aksen (DBMXAX), bøyemoment om y-aksen (DBMYAX) og høy-side toolface (HTFX) lagt inn og programmet beregner automatisk BTF for sonden 80 ved det målte dypet basert på likning (2). I eksempelet vist i figur 9 er den innmatede DBMXAX 5000 ft-lbs, den innmatede DBMYAX er -3000 ft-lbs, HTFX er 87 grader og beregnet BTF er omtrent -107 grader, som angir en bøyning mot venstre med en lett fallende tendens.

[0058] Nye bøyemomentdata kan regelmessig (f.eks. hvert 5. minutt) bli matet inn til prosesseringsprogrammet, for eksempel ved å legge inn dataene i en ny rad i regnearket. Programmet kan da automatisk beregne BTF for data innlagt for hvert målte dyp. BTF-dataene kan bli anvendt for en rekke forskjellige formål, så som overvåkning av toolface (verktøyflate) for nedihullskomponenter. For eksempel, for en boreenhet som omfatter en ledekile, kan beregnede BTF-verdier som er tilsvarende ledekilens toolface-vinkel bli anvendt for å verifisere at ledekilen er orientert som forventet. Dersom de beregnede BTF-verdiene avviker fra de forventede vinklene, kan ledekilens orientering ha endret seg i forhold til det som var forventet.

[0059] Systemene og fremgangsmåtene beskrevet her gir forskjellige fordeler fremfor kjent teknikk. For eksempel muliggjør systemene og fremgangsmåtene nøyaktig beregning av diskrete lokale endringer i helling og asimut for nedihullsverktøy. Dette kan resultere i mer nøyaktige retningsboringsoperasjoner og forbedret modellering som fører til reduksjon av usikkerhetsellipsoidene. I tillegg er ikke magnetometere påkrevet, i hvert fall ikke i de ikke-roterende systemene beskrevet her, noe som gjør at verktøy kan lages fra et utvidet sett av materialer, så som standard stål, og gjør det mulig å frembringe asimutdata av god kvalitet i tilfeller med magnetisk støy.

[0060] I støtte for idéene her kan forskjellige analyser og/eller analysekomponenter bli anvendt, herunder digitale og/eller analoge systemer. Systemet kan ha komponenter så som en prosessor, lagringsmedier, minne, innmating, utmating, kommunikasjonsforbindelser (kabelbaserte, trådløse, pulset slam, optiske eller annet), brukergrensesnitt, dataprogrammer, signalprosessorer (digitale eller analoge) og andre slike komponenter (så som resistorer, kondensatorer, induktorer og annet) for å muliggjøre bruk av og analyse med anordningene og fremgangsmåtene vist her på en hvilken som helst av flere mulige måter velkjent for fagmannen. Det anses at disse idéene kan, men ikke trenger å bli, realisert i forbindelse med et sett av datamaskineksekverbare instruksjoner lagret på et datamaskinlesbart medium, herunder minne (ROM, RAM), optiske (CD-ROM), eller magnetiske (platelagre, harddisker), eller en hvilken som helst annen type som når de blir eksekvert, bevirker en datamaskin til å utføre fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. Disse instruksjonene kan sørge for aktivering av utstyr, styring, innsamling og analyse av data og andre funksjoner anses som relevant av en utvikler, eier eller bruker av systemet og annet slikt personell, i tillegg til funksjonene beskrevet i denne beskrivelsen.

[0061] Videre kan forskjellige andre komponenter innlemmes og bli anvendt for å muliggjøre aspekter ved idéene her. For eksempel kan en prøvetakingslinje, prøvelager, prøvekammer, prøveutmating, pumpe, stempel, kraftforsyning (f.eks. minst én av en generator, en fjernforsyning og et batteri), vakuumforsyning, trykkforsyning, kjøleenhet eller -forsyning, oppvarmingskomponent, drivkraft (så som en translatorisk kraft, fremdriftskraft eller en rotasjonskraft), magnet, elektromagnet, føler, elektrode, sender, mottaker, sender/mottaker-enhet, styringsenhet, optisk enhet, elektrisk enhet eller elektromekanisk enhet innlemmes i støtte for de forskjellige aspekter omtalt her eller i støtte for andre funksjoner utover denne beskrivelsen.

[0062] Fagmannen vil forstå at de forskjellige komponenter eller teknologier kan tilveiebringe bestemte nødvendige eller nyttige funksjoner eller trekk. Disse funksjonene og trekkene, som kan være nødvendige i støtte for de vedføyde kravene og variasjoner av disse, skal såldes forstås som naturlig innlemmet som en del av idéene her og en del av den viste oppfinnelsen.

[0063] Selv om oppfinnelsen har blitt beskrevet med støtte i eksempler på utførelser, vil det forstås av fagmannen at forskjellige endringer kan gjøres og at ekvivalenter kan bli anvendt i stedet for elementer i disse uten å fjerne seg fra oppfinnelsens ramme. I tillegg vil mange modifikasjoner sees av fagmannen for å tilpasse et gitt instrument, scenario eller materiale til idéene i oppfinnelsen uten å fjerne seg fra dennes ramme. Det er derfor meningen at oppfinnelsen ikke skal begrenses til den konkrete utførelsesformen omtalt som den forventet beste måte å realisere denne oppfinnelsen, men at oppfinnelsen skal omfatte alle utførelsesformer som faller innenfor rammen til de vedføyde kravene.

Claims (20)

1. System for måling av retningsegenskaper for et nedihullsverktøy, systemet omfattende: minst én bøyemoment-(BM)-måleanordning anbragt på en nedihullskomponent som er innrettet for å kunne beveges inne i et borehull, der den minst ene BM-måleanordningen er innrettet for å generere bøyemomentdata ved minst ett dyp i borehullet, der bøyemomentdataene omfatter en bøyevektor for nedihulls-verktøyet, et bøyemoment som representerer bøyevektorens amplitude, og en bøyning-toolface-(BTF)-vinkel som representerer bøyevektorens orientering; og en prosessor i funksjonell kommunikasjon med BM-måleanordningen og innrettet for å motta bøyemomentdata fra BM-måleanordningen, beregne en hullretningsendring (DLS - Dogleg Severity) fra bøyemomentet og en brønn-toolface-(WTF)-vinkel fra BTF-vinkelen, og beregne minst én av: en endring i helling og en endring i asimut basert på DLS og WTF-vinkelen.

2. System ifølge krav 1, der prosessoren er innrettet for å beregne endringen i helling ved hjelp av følgende likning: a' = DLS cos(WTF), der a' er en første-derivert av en hellingsvinkel a ved et målt dyp.

3. System ifølge krav 1, der prosessoren er innrettet for å beregne endringen i asimut ved hjelp av følgende likning: P" = DLS sin(WTF) / sin a, der P' er en første-derivert av en asimutvinkel p ved et målt dyp, og a er en hellingsvinkel ved det målte dypet.

4. System ifølge krav 1, der nedihullskomponenten er en borestreng.

5. System ifølge krav 1, der BM-måleanordningen innbefatter et flertall ortogonale tøyningsmålere.

6. System ifølge krav 5, der DLS blir beregnet basert på et totalt bøyemoment, og det totale bøyemomentet blir beregnet som en vektorsum basert på følgende likning: Total BM = ((BM_x)<2>+ (BM_y)2)1/2, der "Total BM" er det totale bøyemomentet, "BM_x" er et første bøyemoment avledet fra en første tøyningsmåler, og "BM_y" er et andre bøyemoment avledet fra en andre tøyningsmåler orientert ortogonalt på den første tøyningsmåleren.

7. System ifølge krav 1, der BTF-vinkelen er en vinkel mellom negativ tyngderetning og bøyevektoren.

8. System ifølge krav 1, der endringen i helling blir beregnet i forhold til en kjent hellingsvinkel "Hell_gammel" ved et kjent målt dyp "MD_gammel" og endringen i asimut blir beregnet i forhold til en kjent asimut "Asi_gammel" ved MD_gammel.

9. System ifølge krav 8, der beregningen av endringen i helling omfatter beregning av en helling "Hell_ny" ved et andre målt dyp "MD_ny" basert på følgende likning: Hell_ny = Hell_gammel + AMD DLS cos(WTF), der "AMD" er en differanse mellom MD_ny og MD_gammel.

10. System ifølge krav 8, der beregningen av endringen i asimut omfatter beregning av en asimut "Asi_ny" ved et andre målt dyp "MD_ny" basert på følgende likning: Asi_ny = Asi_gammel + AMD DLS sin(WTF) / sin(Hell_gammel), der "AMD" er en differanse mellom MD_ny og MD_gammel.

11. Fremgangsmåte for å måle retningsegenskaper for et nedihullsverktøy, fremgangsmåten omfattende trinnene med å: anbringe en nedihullskomponent i et borehull i en grunnformasjon, der nedihullskomponenten er funksjonelt koblet til minst én bøyemoment-(BM)-måleanordning; generere bøyemomentdata ved hjelp av den minst ene BM-måleanordningen ved minst ett dyp i borehullet, der bøyemomentdataene omfatter en bøyevektor for nedihullsverktøyet, et bøyemoment som representerer bøye-vektorens amplitude, og en bøyning-toolface-(BTF)-vinkel som representerer bøyevektorens orientering; motta bøyemomentdata fra BM-måleanordningen ved en prosessor; beregne en hullretningsendring (DLS - Dogleg Severity) fra bøyemomentet og en brønn-toolface-(WTF)-vinkel fra BTF-vinkelen; og beregne minst én av: en endring i helling og en endring i asimut basert på DLS og WTF-vinkelen.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, der endringen i helling beregnes ved hjelp av følgende likning: a' = DLS cos(WTF), der a' er en første-derivert av en hellingsvinkel a ved et målt dyp.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 11, der endringen i asimut beregnes ved hjelp av følgende likning: P" = DLS sin(WTF) / sin a, der P' er en første-derivert av en asimutvinkel p ved et målt dyp, og a er en hellingsvinkel ved det målte dypet.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 11, der nedihullskomponenten er en borestreng.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 11, der BM-måleanordningen innbefatter et flertall ortogonale tøyningsmålere.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, der DLS beregnes basert på et totalt bøye-moment, og det totale bøyemomentet beregnes som en vektorsum basert på følgende likning: Total BM = ((BM_x)<2>+ (BM_y)2)1/2, der "Total BM" er det totale bøyemomentet, "BM_x" er et første bøyemoment avledet fra en første tøyningsmåler, og "BM_y" er et andre bøyemoment avledet fra en andre tøyningsmåler orientert ortogonalt på den første tøyningsmåleren.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 11, der BTF-vinkelen er en vinkel mellom negativ tyngderetning og bøyevektoren.

18. Fremgangsmåte ifølge krav 11, der endringen i helling beregnes i forhold til en kjent hellingsvinkel "Hell_gammel" ved et kjent, målt dyp "MD_gammel" og endringen i asimut beregnes i forhold til en kjent asimut "Asi_gammel" ved MD_gammel.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, der trinnet med å beregne endringen i helling omfatter trinnet med å beregne en helling "Hell_ny" ved et andre målt dyp "MD_ny" basert på følgende likning: Hell_ny = Hell_gammel + AMD DLS cos(WTF), der "AMD" er en differanse mellom MD_ny og MD_gammel.

20. Fremgangsmåte ifølge krav 18, der trinnet med å beregne endringen i asimut omfatter trinnet med å beregne en asimut "Asi_ny" ved et andre målt dyp "MD_ny" basert på følgende likning: Asi_ny = Asi_gammel + AMD DLS sin(WTF) / sin(Hell_gammel), der "AMD" er en differanse mellom MD_ny og MD_gammel.