NO20131695A1 - Apparat og fremgangsmåte for bestemmelse av formasjonsdensitet fra kjernedensitetsmålinger utført ved bruk av sensorer på mer enn ett sted - Google Patents
Apparat og fremgangsmåte for bestemmelse av formasjonsdensitet fra kjernedensitetsmålinger utført ved bruk av sensorer på mer enn ett sted Download PDFInfo
- Publication number
- NO20131695A1 NO20131695A1 NO20131695A NO20131695A NO20131695A1 NO 20131695 A1 NO20131695 A1 NO 20131695A1 NO 20131695 A NO20131695 A NO 20131695A NO 20131695 A NO20131695 A NO 20131695A NO 20131695 A1 NO20131695 A1 NO 20131695A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- formation
- density
- determining
- sensor
- drill bit
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 136
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 30
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 title description 8
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 41
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 25
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 23
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 5
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 3
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 77
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- TVFDJXOCXUVLDH-RNFDNDRNSA-N cesium-137 Chemical compound [137Cs] TVFDJXOCXUVLDH-RNFDNDRNSA-N 0.000 description 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 3
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- FVAUCKIRQBBSSJ-UHFFFAOYSA-M sodium iodide Chemical compound [Na+].[I-] FVAUCKIRQBBSSJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- LXQXZNRPTYVCNG-YPZZEJLDSA-N americium-241 Chemical compound [241Am] LXQXZNRPTYVCNG-YPZZEJLDSA-N 0.000 description 1
- 229910052790 beryllium Inorganic materials 0.000 description 1
- ATBAMAFKBVZNFJ-UHFFFAOYSA-N beryllium atom Chemical compound [Be] ATBAMAFKBVZNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 1
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 235000009518 sodium iodide Nutrition 0.000 description 1
- 230000005641 tunneling Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
- G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/003—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by analysing drilling variables or conditions
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Measurement Of Radiation (AREA)
- Monitoring And Testing Of Nuclear Reactors (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Description
KRYSSREFERANSE TIL BESLEKTEDE SØKNADER
Denne søknaden tar prioritet fra US-patentsøknaden 13/186086, innlevert den 19. juli 2011, som inntas her som referanse i sin helhet.
BAKGRUNNSINFORMASJON
1. Oppfinnelsens område
[0001] Denne beskrivelsen vedrører generelt bestemmelse av formasjonsdensitet ved bruk av flere kjernedensitetsmålinger.
2. Kort beskrivelse av beslektet teknikk
[0002] Oljebrønner (brønnhull) blir vanligvis boret med en borestreng som omfatter en rørstruktur som har en boreenhet (også omtalt som en bunnhullsenhet eller "BHA") med en borkrone festet til sin nedre ende. Borkronen blir rotert for å male opp grunnformasjonene for å bore brønnhullet. Bunnhullsenheten innbefatter anordninger og sensorer for å fremskaffe informasjon om en rekke forskjellige parametere vedrørende formasjonen. Formasjonsdensitet er én slik parameter. En tradisjonell metode ved bestemmelse av formasjonsdensitet anvender en nukleær sensor som innbefatter en nukleær kilde (så som en kjemisk kilde eller en nøytrongenerator) og et par av innbyrdes atskilte nukleære detektorer. Nøyaktigheten til formasjonsdensitetsmålinger bestemt med en slik tradisjonell metode er forholdsvis høy, men den romlige oppløsningen kan være lav siden den romlige oppløsningen er en funksjon av avstanden mellom kilden og detektorene og deres avstand fra borkronen. Romlig oppløsning er nyttig for å skille laggrensene mellom vekslende formasjoner. Selv om den romlige oppløsningen kan økes ved å plassere kilden og en detektor tett, gir slik plassering mindre nøyaktige målinger.
[0003] Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer forbedrede apparater og fremgangsmåter for bestemmelse av formasjonsdensitet ved hjelp av minst to kjernemålinger.
SAMMENFATNING
[0004] I et aspekt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et apparat for bestemmelse av formasjonsdensitet. En utførelsesform av apparatet omfatter en bunnhullsenhet som har en borkrone festet til sin ende for å bore gjennom en formasjon, en første sensor i borkronen innrettet for å tilveiebringe første signaler for bestemmelse av en første densitet for formasjonen nærved borkronen, en andre sensor fjernt fra den første sensoren innrettet for å tilveiebringe signaler for bestemmelse av en andre densitet for formasjonen, og en prosessor innrettet for å bestemme formasjonsdensiteten fra den første densiteten og den andre densiteten.
[0005] I et annet aspekt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for bestemmelse av formasjonsdensitet. I en utførelsesform omfatter fremgangsmåten å frakte inn i et brønnhull en bunnhullsenhet som har en borkrone i sin ende, hvor borkronen innbefatter en første sensor innrettet for å tilveiebringe første signaler for bestemmelse av en første densitet for formasjonen nær ved borkronen og en andre sensor fjernt fra den første sensoren innrettet for å tilveiebringe signaler for bestemmelse av en andre densitet for formasjonen; aktivere den første sensoren og bestemme den første densiteten for formasjonen ved anvendelse av signaler fra den første sensoren; aktivere den andre sensoren og bestemme den andre densiteten for formasjonen ved anvendelse av signaler fra den andre sensoren; og bestemme en tredje densitet for formasjonen fra den første densiteten for formasjonen og den andre densiteten for formasjonen.
[0006] Eksempler på utvalgte trekk ved apparatet og fremgangsmåten som beskrives her er oppsummert nokså generelt for at den detaljerte beskrivelsen av disse som følger skal kunne forstås bedre. Apparatet og fremgangsmåten som vil bli beskrevet i det følgende besitter naturligvis ytterligere trekk, som vil danne gjenstand for de vedføyde kravene.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0007] For en detaljert forståelse av foreliggende oppfinnelse henvises til den følgende detaljerte beskrivelsen, sett sammen med de vedlagte tegningene, hvor like elementer stort sett er angitt med like henvisningstall og hvor: Figur 1 er et skjematisk diagram av et eksempel på et boresystem som omfatter en boreenhet som innbefatter en første nukleær sensorenhet i boreenheten og en andre nukleær sensorenhet i borkronen for bestemmelse av formasjonsdensitet under boring av et brønnhull, ifølge en utførelsesform av oppfinnelsen; Figur 2 er et isometrisk riss av et eksempel på en borkrone med en nukleær sensorenhet som innbefatter en strålingskilde og en strålingsdetektor innrettet for å bestemme formasjonsdensiteten under boring av brønnhullet; Figur 3 viser en syntetisk logg av formasjonsdensitet bestemt ved anvendelse av en nukleær sensor i bunnhullsenheten og en syntetisk formasjonsdensitetslogg bestemt ved anvendelse av en nukleær sensor i borkronen sammenliknet med en faktisk eller sann formasjonsdensitet; og Figur 4 viser en syntetisk logg av formasjonsdensiteten bestemt ved å kombinere formasjonsdensitetloggene fra loggene til de nukleære sensorene i bunnhullsenheten og borkronen sammenliknet med den sanne formasjonsdensitetsloggen.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0008] Foreliggende oppfinnelse vedrører apparater og fremgangsmåter for bestemmelse av formasjonsdensitet under boring av et brønnhull ved anvendelse av en nukleær sensor i bunnhullsenheten og en annen nukleær sensor i borkronen. Foreliggende oppfinnelse kan realiseres i utførelser av forskjellige former. Tegningene viser og den skriftlige beskrivelsen beskriver konkrete utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse, men det er underforstått at foreliggende oppfinnelse er å anse som en illustrasjon av prinsippene i oppfinnelsen og ikke er ment å begrense oppfinnelsen til det som er illustrert og beskrevet her.
[0009] Figur 1 er et skjematisk diagram av et eksempel på boresystem 100 som viser et brønnhull 110 som omfatter et øvre parti 111 med et foringsrør 112 installert deri og et nedre parti 114 som blir boret med en borestreng 118. Borestrengen 118 omfatter en rørstruktur 116 som støtter en boreenhet 130 (også omtalt som en bunnhullsenhet eller "BHA") ved sin nedre ende. Rørstrukturen 116 kan være dannet ved å sammenføye borerørdeler eller den kan være kveilrør. En borkrone 150 er festet til den nedre enden av BHA 130 for å male opp bergartsformasjonen for å bore brønnhullet 110 med en valgt diameter i formasjonen 119. Betegnelsene brønnhull og borehull anvendes her synonymt.
[0010] Borestrengen 118 er vist innført i brønnhullet 110 fra et eksempel på en rigg 180 på overflaten 167. Riggen 180 vist i figur 1 er en landbasert rigg for å lette forklaringen. Apparatene og fremgangsmåtene som vises her kan også brukes med rigger som anvendes for boring av undersjøiske brønnhull. Et rotasjonsbord 169 eller et toppdrevet rotasjonssystem (ikke vist) koblet til borestrengen 118 på overflaten kan bli anvendt for å rotere borestrengen 118 og således boreenheten 130 og borkronen 150 for å bore brønnhullet 110. En boremotor 155 (også omtalt som en "slammotor") kan også være innlemmet for å rotere borkronen. En styreenhet (eller kontroller) 190, som kan være en datamaskin-basert enhet, kan være plassert på overflaten 167 for å motta og behandle data utsendt av sensorene i borkronen og andre sensorer i boreenheten 130 og for å styre valgte operasjoner for de forskjellige anordningene og sensorene i boreenheten 130. Overflatestyreenheten 190 kan i en utførelsesform innbefatte en prosessor 192 og en datalagringsanordning (også omtalt som et datamaskinlesbart medium) 194 for lagring av data og dataprogrammer 196 tilgjengelig for prosessoren for utførelse av forskjellige funksjoner omtalt her. Datalagringsanordningen 194 kan være en hvilken som helst passende anordning, inkludert, men ikke begrenset til et leseminne (ROM), et direkteaksessminne (RAM), et flashminne, et magnetbånd, en harddisk og et optisk platelager. For å bore brønnhullet 110 blir et borefluid fra en kilde 179 pumpet undertrykk inn i rørstrukturen 116. Borefluidetføres ut i bunnen av borkronen 150 og returnerer til overflaten gjennom det ringformede rommet (også omtalt som "ringrommet") 117 mellom borestrengen 118 og den innvendige veggen i brønnhullet 110.
[0011] Fortsatt med henvisning til figur 1 innbefatter borkronen 150 en nukleær sensor som i en utførelse innbefatter en strålingskilde 160, så som Cesium-137 (CS-137) utformet for å indusere gammastråler inn i formasjonen 119. De induserte gammastrålene vekselvirker med formasjonen og sprer seg. En strålingsdetektor 162 detekterer de spredte gammastrålene. En slik detektor kan også detektere naturlig forekommende gammastråler i formasjonen. Naturlig forekommende gammastråler er gammastråler som frembringes av formasjonen i fravær av induserte gammastråler fra en strålingskilde. Slike naturlig forekommende gammastråler omtales her som passive gammastråler og driftsmodusen hvor passive gammastråler detekteres omtales som passiv modus. I et annet aspekt kan kilden 160 være en nøytronkilde, så som en kilde for Americium-241 /Beryllium (AmBe). Når nøytronstråling induseres i formasjonen 119 vil nøytroner spre seg i formasjonen. I et slikt tilfelle detekterer detektoren 162 i borkronen spredte nøytroner fra formasjonen. Noen ganger kan den induserte strålingen forårsake avgivelse av sekundær stråling i formasjonen. Både den spredte og den sekundære strålingen omtales her som sekundær stråling, og driftsmodusen hvor sekundær stråling detekteres omtales som aktiv modus. I et annet aspekt kan borkronen omfatte kilder og sensorer for både nøytroner og gammastråling for å detektere både gammastrålene og nøytronene fra formasjonen. I nok et annet aspekt kan strålingen fra kilden 160 bli selektivt eksponert for formasjonen 119 slik at detektoren 160 detekterer sekundær stråling under spesifikke tidsperioder etter at formasjonen har blitt bestrålt med slik stråling. De passive gammastrålene kan bli detektert under tidsperioder når strålingen fra kilden ikke bestråler formasjonen. Boreenheten 130 kan videre omfatte én eller flere nedihullssensorer (også omtalt som måling-under-boring-(MWD)-sensorer (kollektivt angitt med henvisningstall 175) og minst én styreenhet (eller kontroller) 170 for å behandle data mottatt fra MWD-sensorene 175 og borkronen 150. Kontrolleren 170 kan innbefatte en prosessor 172, så som en mikroprosessor, en datalagringsanordning 174 og et program 176 for bruk av prosessoren til å behandle nedihullsdata. I et aspekt behandler styreenheten 170 og/eller 190 signaler fra detektoren 162 og bestemmer formasjonens densitet med metoder kjent for fagmannen, hvilken densitet kan bli formidlet i form av en logg. Loggen viser formasjonsdensiteten svarende til brønnhullsdyp. Styreenhetene 170 og 190 kommuniserer informasjon med hverandre gjennom en toveis telemetrienhet 188. Kommunikasjonsmetoden eller-mekanismen kan omfatte slampulstelemetri, akustisk telemetri, elektromagnetisk telemetri og én eller flere ledere (ikke vist) anbragt langs borestrengen 118 (også omtalt som et kablet rør). Datakommunikasjonsforbindelsene kan omfatte metalledninger, fiberoptiske kabler eller andre passende databærere. En kraftenhet 178 tilfører kraft til de elektriske sensorene og kretsene i borkronen og bunnhullsenheten. I en utførelsesform kan kraftenheten 178 omfatte en turbin drevet av borefluidet samt en elektrisk generator.
[0012] Fortsatt med henvisning til figur 1 innbefatter bunnhullsenheten 130 en nukleær sensor 180 i bunnhullsenheten for bestemmelse av formasjonsdensitet. I en utførelsesform kan sensoren 180 innbefatte en nukleær kilde 182, en nær detektor (også omtalt her som en strålingssensor) 184 og en fjern detektor 186. I et aspekt kan kilden 182 og detektorene 184 og 186 være plassert på en sideveggpute 179 som strekkes utfra bunnhullsenhetens legeme for å bringe kilden og detektorene i kontakt med brønnhullsveggen. Slike nukleære sensorer er velkjente for fagmannen og vil således ikke bli beskrevet i detalj. Under boring av brønnhullet 110 blir kilden 182 aktivert og spredte gammastråler som reaksjon eller respons på den induserte strålingen detekteres av detektorene 184 og 186. Styreenheten 170 og/eller 190 behandler signaler fra detektorene 184 og 186 for å bestemme en formasjonsdensitet og genererer en formasjonsdensitetslogg. En slik logg vil bli beskrevet nærmere med støtte i figurene 3 og 4.
[0013] Figur 2 viser et isometrisk riss av et eksempel på en borkrone 150 som kan innbefatte en nukleær sensor som omfatter en detektor eller strålingssensor (angitt generelt med henvisningstall 240) og en kilde (angitt generelt med henvisningstall 270) anordnet på passende steder i borkronen. En PDC-(Polycrystallline Diamond Compact)-borkrone ervistforforklaringsformål. En hvilken som helst annen type borkrone kan bli anvendt for formålet med denne beskrivelsen. Borkronen 150 er vist å innbefatte et borkronelegeme 212 omfattende en kjegle 212a og en stamme 212b. Kjeglen 212a håret antall knivprofiler (eller profiler) 214a, 214b,... 214n. Et antall kniver er plassert langs hvert profil. For eksempel er profilet 214a vist å inneholde kniver 216a-216m. Alle profilene er vist å ende ved bunnen eller flaten 215 av borkronen 150. Hver kniv har en skjæreflate eller et skjæreelement, så som elementet 216a' på kniven 216a, som går i kontakt med bergartsformasjon når borkronen 150 roteres under boring av brønnhullet.
[0014] Figur 2 illustrerer en rekke forskjellige posisjoner eller beliggenheter for strålingssensoren 240.1 en utførelse kan en strålingssensor 240a være plassert i stammen 212b. I en annen utførelsesform kan en strålingssensor 240b være integrert i en kniv. Slike sensorer kan plasseres på hvilke som helst andre passende steder i borkronen 150, inkludert, men ikke begrenset til kjeglen 212a, så som en strålingssensoren 240c. Strålingssensorene 240a, b, c kan være innrettet for å motta naturlig stråling og/eller sekundær stråling fra formasjonen aksialt foran borkronen eller fra asimutretninger. Ledere 242 forsyner signaler fra sensorpakken 240 til en krets 250 for behandling av sensorsignaler. Kretsen 250 eller en del av denne kan være plassert i borkronen 150 eller utenfor borkronen. Kretsen 250, i et aspekt, forsterker signaler fra sensoren 240 og behandler disse signalene for å bestemme en ønsket egenskap av interesse ved formasjonen.
[0015] I et aspekt kan en gammastrålesensor anvende et sensorelement, så som et scintillasjonskrystall, for eksempel et natriumjodid-(Nal)-krystall, optisk koblet til et fotomultiplikatorrør. Utgangssignaler fra fotomultiplikatorrøret kan bli sendt til en passende elektronikkpakke, som kan omfatte forforsterknings- og forsterkningskretser. De forsterkede sensorsignalene kan bli sendt til prosessoren 172. I noen anvendelser kan scintillasjons-gammastrålingsdetektorer, så som de som innlemmer Nal-krystall, være uegnet som følge av deres størrelse og bruk av fotomultiplikatorrør. I enkelte andre utførelsesformer av oppfinnelsen kan "solid state"-gammastråledetektorer bli anvendt. Solid state-detektorer er forholdsvis små og kan orienteres i en hvilken som helst retning i borkronen. En annen utførelsesform av oppfinnelsen kan anvende en fotodiodedetektor hvis lengste grensebølgelengde er innenfor kortbølgeområdet og har redusert temperaturfølsomhet. Fotodioden kan bli matchet med scintillasjonsanordninger som har en utmating som matcher fotodiodens responskurve for bruk med kjerneloggingsanordninger. I noen utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan en nedihulls kjøleanordning være innlemmet for sensoren, for eksempel en anordning som anvender termisk kvantetunnelering av elektroner. Et eksempel på en kjøleprosess er omtalt i US-patentet 7,571,770 til DiFoggio m.fl., som er overdratt til samme som foreliggende oppfinnelse og som inntas her som referanse i sin helhet.
[0016] Fortsatt med henvisning til figur 2 kan en strålingskilde bli plassert på et hvilket som helst passende sted i borkronen 150. Som et eksempel viser figur 2 en kilde 270a plassert i kjeglen 212a eller en kilde 270b i stammen 212b. Som angitt over kan kilden 270a være en hvilken som helst passende kilde, så som en cesiumkilde, inkludert, men ikke begrenset til CS-137, eller en annen gammakilde, så som AmBe, eller en nøytronkilde. I et aspekt kan kilden 270a eller 270b omfatte et kildeelement 276 innkapslet i et hus 272 med et vindu 274 som selektivt kan åpnes og lukkes for valgte tidsperioder (også omtalt som tidsvinduer). På denne måten kan stråling fra kilden bli indusert inn i formasjonen i valgte tidsperioder. Sensorene 240a, b, c detekterer stråling spredt fra formasjonen som reaksjon eller respons på den induserte strålingen og/eller detekterer naturlig forekommende gammastråler, som tilfellet kan være. Kildene 270a og 270b kan videre innbefatte en styreenhet 278 for selektivt å åpne og lukke vinduet 274 for selektivt å aktivere og deaktivere kildene 276a og 276b, som tilfellet kan være. I et aspekt kan styreenheten 278 være en hydraulisk betjent anordning, så som et bevegelig element (for eksempel en lukker) drevet av strømning av borefluidet, eller en elektrisk betjent anordning, så som en elektrisk motor. Fluid kan tilføres i motsatte retninger for å åpne og lukke vinduet 274.
[0017] I aspekter, under boring, bestemmer styringskretsen 250 og/eller styreenheten 170 og/eller styreenheten 190 formasjonsdensiteten til formasjonen 119 med hjelp av signaler mottatt fra en strålingsdetektor i borkronen, og kan også være innrettet for å tilveiebringe en formasjonsdensitetslogg, så som vist i figur 3. Styreenheten 170 og/eller 190 anvender formasjonsdensitetsmålingene fra den nukleære sensoren i borkronen og den nukleære sensoren i bunnhullsenheten for å bestemme en korrigert formasjonsdensitet, som vil bli beskrevet i forbindelse med figurene 3 og 4.
[0018] Figur 3 viser en logg 310 av et eksempel på en faktisk eller sann formasjonsdensitet som funksjon av dyp, en syntetisk logg 340 av formasjonsdensiteten bestemt ved anvendelse av en nukleær sensor i bunnhullsenheten og en syntetisk logg 360 av formasjonsdensiteten bestemt ved anvendelse av en nukleær sensor i borkronen. I de konkrete eksemplene på logger i figur 3 har den faktiske formasjonsdensiteten Rho(a) en hovedsakelig konstant verdi 310a fra et dyp 311 (omtrent 304,8 m (1000 fot)) til et dyp 313 (omtrent 306,3 m (1005 fot)). Rho(a) endrer seg fra 310a til 310b etter hvert som bergartsformasjonen endrer seg i overgangssonen eller laggrensen Tb (omkring et dyp 313). Rho(a) holder seg så tilnærmet konstant lik 310b fra overgangssonen Tb til den neste overgangssonen Tc nær ved dypet 315. Rho(a) endrer seg deretter i senere overgangssoner Tc, Td, Te og Tf fra densiteter 310b til 310c til 31 Od til 31 Oe og endelig til 31 Of, som vist i figur 3.
[0019] Fortsatt med henvisning til figur 3 følger loggen 340 av formasjonsdensiteten Rho(b) bestemt fra den nukleære sensoren i bunnhullsenheten den faktiske formasjonsdensiteten forholdsvis tett, bortsett fra i nærheten av overgangssonene. For eksempel endrer formasjonsdensiteten 340c seg til en densitet 340d over et dyp Ds1 (Td) i overgangssonen Td. Det er kjent at jo større overgangsdyp, jo lavere er sensorens romlige oppløsning.
[0020] Fortsatt med henvisning til figur 3 følger ikke loggen 360 av formasjonsdensiteten Rho(d) bestemt fra den nukleære sensoren i borkronen den faktiske formasjonsdensitetsloggen 310 like tett som loggen 340. Imidlertid er overgangsdypene for sensoren i borkronen mindre enn de tilsvarende overgangsdypene for densitetsloggen 360 for sensoren i bunnhullsenheten. For eksempel er overgangsdypet Ds2(Td) for sensoren i borkronen mindre enn overgangsdypet Ds1(Td) for sensoren i bunnhullsenheten i overgangssonen Td. Overgangsdypet for sensoren i borkronen for overgangssonene Tb, Td, Te og Tf er også mindre enn de tilsvarende overgangsdypene for sensoren i bunnhullsenheten.
[0021] Figur 4 viser loggen 310 av den faktiske eller sanne formasjonsdensiteten som funksjon av dyp vist i figur 3 og en logg 450 av formasjonsdensiteten Rho(c) bestemt ved å kombinere formasjonsdensitetsmålingene vist i loggene 340 og 360 i figur 3. I et aspekt kan formasjonsdensitetsloggen 450 oppnås ved å anvende formasjonsdensitetsmålingene fra loggen 340 og loggen 360, for eksempel ved å kombinere disse to loggene. I et aspekt kan den kombinerte loggen 450 omfatte formasjonsdensitetsmålingene med høy presisjon i de homogene sonene (konstante formasjonsdensitetsverdier) fra sensoren i bunnhullsenheten og formasjonsdensitetsmålinger med høy romlig oppløsning fra sensoren i borkronen for overgangssonene. Loggen 450 er en slik kombinasjonslogg. Som et eksempel viser en sammenlikning av den kombinerte loggen 450 med loggene 340 og 360 at logg 450 er den samme som logg 340 for dypet 420 og den samme som logg 360 for overgangsdypet Ds2(c).
[0022] Beskrivelsen over er rettet mot spesifikke utførelsesformer for illustrasjons-og forklaringsformål. Det vil imidlertid være klart for fagmannen at mange modifikasjoner og endringer i utførelsesformene vist over kan gjøres uten å fjerne seg fra rammen og idéen til konseptene og utførelsesformene beskrevet her. Det er meningen at de følgende kravene skal forstås å omfatte alle slike modifikasjoner og endringer.
Claims (20)
1. Apparat for bestemmelse av formasjonsdensitet, omfattende: en bunnhullsenhet med en borkrone festet til sin ende for å bore gjennom en formasjon; en første sensor i borkronen innrettet for å tilveiebringe første signaler for bestemmelse av en første densitet for formasjonen nær ved borkronen; en andre sensor fjernt fra den første sensoren innrettet for å tilveiebringe signaler for bestemmelse av en andre densitet for formasjonen; og en prosessor innrettet for å bestemme en tredje densitet for formasjonen fra den første densiteten og den andre densiteten.
2. Apparat ifølge krav 1, hvor: den første sensoren innbefatter en første kilde og en første detektor i borkronen; og den andre sensoren innbefatter en andre kilde og minst én andre detektor i bunnhullsenheten.
3. Apparat ifølge krav 2, hvor både den første kilden og den andre kilden er en nukleær kilde, og hver av den første detektoren og den minst ene andre detektoren er en gammastråledetektor.
4. Apparat ifølge krav 1, hvor den første kilden er en kjemisk kilde, og den andre kilde er en kjernekjemisk kilde eller en nøytronkilde.
5. Apparat ifølge krav 1, hvor prosessoren er innrettet for å kombinere den første densiteten for formasjonen og den andre densiteten for formasjonen for å bestemme den tredje densiteten for formasjonen.
6. Apparat ifølge krav 5, hvor den første formasjonsdensiteten omfatter en første logg av formasjonsdensiteten svarende til brønnhullsdypet, og den andre densiteten for formasjonen omfatter en andre logg av formasjonsdensiteten svarende til brønnhullsdypet.
7. Apparat ifølge krav 6, hvor prosessoren er innrettet for å bestemme den tredje densiteten for formasjonen ved å anvende formasjonsdensitet svarende til en overgangssone fra den første densitetsloggen og densiteten i en ikke-overgangssone fra den andre densitetsloggen.
8. Apparat ifølge krav 1, hvor prosessoren er innrettet for å bestemme et formasjonstrekk fra den tredje densiteten for formasjonen.
9. Apparat ifølge krav 8, hvor formasjonstrekket er en laggrensebetingelse bestemt fra en endring i formasjonsdensiteten.
10. Fremgangsmåte for bestemmelse av en formasjonsdensitet, omfattende trinn med å: frakte inn i et brønnhull en bunnhullsenhet med en borkrone i sin ende, hvor borkronen innbefatter en første sensor innrettet for å tilveiebringe første signaler for bestemmelse av en første densitet for formasjonen nærved borkronen, og bunnhullsenheten innbefatter en andre sensor fjernt fra den første sensoren innrettet for å tilveiebringe signaler for bestemmelse av en andre densitet for formasjonen; aktivere den første sensoren og bestemme den første densiteten for formasjonen ved anvendelse av signaler fra den første sensoren; aktivere den andre sensoren og bestemme den andre densiteten for formasjonen ved anvendelse av signaler fra den andre sensoren; og bestemme en tredje densitet for formasjonen fra den første densiteten for formasjonen og den andre densiteten for formasjonen.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor hver av den første sensoren og den andre sensoren er en nukleær sensor.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor trinnet med å bestemme den tredje densiteten for formasjonen omfatter trinn med å kombinere den første densiteten for formasjonen og den andre densiteten for formasjonen.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor trinnet med å bestemme den første densiteten for formasjonen omfatter trinn med å bestemme en første logg av formasjonsdensiteten svarende til brønnhullsdypet og trinnet med å bestemme den andre densiteten for formasjonen omfatter en andre logg av formasjonsdensiteten svarende til brønnhullsdypet.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvor trinnet med å bestemme den tredje densiteten for formasjonen fra den første densiteten for formasjonen og den andre densiteten for formasjonen omfatter trinn med å kombinere den første densiteten for formasjonen og den andre densiteten for formasjonen.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvor trinnet med å kombinere den første densiteten for formasjonen og den andre densiteten for formasjonen videre omfatter trinn med å anvende formasjonsdensiteten svarende til en overgangssone fra den første densiteten og densiteten i en ikke-overgangssone fra den andre densiteten.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 10, videre omfattende trinn med å bestemme et formasjonstrekk fra den tredje densiteten for formasjonen.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 15, videre omfattende trinn med å bestemme en laggrensebetingelse fra den tredje densiteten for formasjonen.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor den første sensoren innbefatter en nukleær kilde og en strålingsdetektor på overflaten eller siden av borkronen.
19. Fremgangsmåte for bestemmelse av en formasjonsdensitet under boring av et brønnhull, omfattende trinn med å: bore brønnhullet med en bunnhullsenhet med en borkrone i sin ende; indusere i formasjonen stråling fra en første kilde i borkronen; detektere første stråling fra formasjonen som reaksjon eller respons på den induserte strålingen fra den første kilden ved en første detektor i borkronen og tilveiebringe første signaler som representerer den detekterte første strålingen; indusere i formasjonen stråling fra en andre kilde fjernt fra borkronen; detektere andre stråling fra formasjonen som reaksjon eller respons på den induserte strålingen fra den andre kilden ved en andre detektor fjernt fra borkronen og tilveiebringe andre signaler som representerer den detekterte andre strålingen; bestemme en første formasjonsdensitet fra de første signalene og en andre formasjonsdensitet fra de andre signalene; og bestemme en tredje formasjonsdensitet fra de første og andre bestemte formasjonsdensitetene.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, hvor trinn med å kombinere den første formasjonsdensiteten og den andre formasjonsdensiteten videre omfatter trinn med å anvende formasjonsdensiteten svarende til en overgangssone fra den første densiteten for formasjonen og densiteten i en ikke-overgangssone fra den andre formasjonsdensiteten.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/186,086 US8481920B2 (en) | 2011-07-19 | 2011-07-19 | Apparatus and method for determining formation density from nuclear density measurements made using sensors at more than one location |
PCT/US2012/046181 WO2013012629A1 (en) | 2011-07-19 | 2012-07-11 | Apparatus and method for determining formation density from nuclear density measurements made using sensors at more than one location |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20131695A1 true NO20131695A1 (no) | 2014-01-13 |
NO346238B1 NO346238B1 (no) | 2022-05-02 |
Family
ID=47555138
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20131695A NO346238B1 (no) | 2011-07-19 | 2012-07-11 | Apparat og fremgangsmåte for bestemmelse av undergrunnens densitet utført ved bruk av radioaktive kilder og sensorer på mer enn ett sted |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8481920B2 (no) |
BR (1) | BR112014000450B1 (no) |
GB (1) | GB2506775B (no) |
NO (1) | NO346238B1 (no) |
WO (1) | WO2013012629A1 (no) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10209396B2 (en) | 2015-11-05 | 2019-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Combined radioactive source for gamma-neutron tool |
US11320563B2 (en) * | 2020-05-28 | 2022-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Layer density measurement using a narrow energy attenuation track |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4596926A (en) * | 1983-03-11 | 1986-06-24 | Nl Industries, Inc. | Formation density logging using multiple detectors and sources |
US4698501A (en) * | 1985-05-16 | 1987-10-06 | Nl Industries, Inc. | System for simultaneous gamma-gamma formation density logging while drilling |
US20070114062A1 (en) * | 2005-11-21 | 2007-05-24 | Hall David R | Drill Bit Assembly with a Logging Device |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4705944A (en) | 1983-03-25 | 1987-11-10 | Nl Industries, Inc. | Formation density logging while drilling |
US5451779A (en) | 1993-12-15 | 1995-09-19 | Baroid Corporation | Formation density measurement apparatus and method |
US5475309A (en) * | 1994-01-21 | 1995-12-12 | Atlantic Richfield Company | Sensor in bit for measuring formation properties while drilling including a drilling fluid ejection nozzle for ejecting a uniform layer of fluid over the sensor |
US5581024A (en) | 1994-10-20 | 1996-12-03 | Baker Hughes Incorporated | Downhole depth correlation and computation apparatus and methods for combining multiple borehole measurements |
US6307199B1 (en) | 1999-05-12 | 2001-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Compensation of errors in logging-while-drilling density measurements |
US6918293B2 (en) | 2003-04-09 | 2005-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method having radiation intensity measurements with standoff correction |
US7207215B2 (en) * | 2003-12-22 | 2007-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | System, method and apparatus for petrophysical and geophysical measurements at the drilling bit |
US7282704B2 (en) | 2004-05-28 | 2007-10-16 | Baker Hughes Incorporated | Method for determining formation porosity and gas saturation in a gas reservoir |
WO2006047295A1 (en) | 2004-10-21 | 2006-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Enhancing the quality and resolution of an image generated from single or multiple sources |
ATE434197T1 (de) | 2005-01-31 | 2009-07-15 | Prad Res & Dev Nv | Methode für eine bohrlochinvariante porösitätsmessung |
US7571770B2 (en) | 2005-03-23 | 2009-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Downhole cooling based on thermo-tunneling of electrons |
NO20070628L (no) | 2007-02-02 | 2008-08-04 | Statoil Asa | Measurement of rock parameters |
US7818128B2 (en) | 2008-07-01 | 2010-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | Forward models for gamma ray measurement analysis of subterranean formations |
US8695728B2 (en) * | 2010-04-19 | 2014-04-15 | Baker Hughes Incorporated | Formation evaluation using a bit-based active radiation source and a gamma ray detector |
-
2011
- 2011-07-19 US US13/186,086 patent/US8481920B2/en active Active
-
2012
- 2012-07-11 NO NO20131695A patent/NO346238B1/no unknown
- 2012-07-11 WO PCT/US2012/046181 patent/WO2013012629A1/en active Application Filing
- 2012-07-11 GB GB1322262.5A patent/GB2506775B/en active Active
- 2012-07-11 BR BR112014000450-1A patent/BR112014000450B1/pt active IP Right Grant
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4596926A (en) * | 1983-03-11 | 1986-06-24 | Nl Industries, Inc. | Formation density logging using multiple detectors and sources |
US4698501A (en) * | 1985-05-16 | 1987-10-06 | Nl Industries, Inc. | System for simultaneous gamma-gamma formation density logging while drilling |
US20070114062A1 (en) * | 2005-11-21 | 2007-05-24 | Hall David R | Drill Bit Assembly with a Logging Device |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB201322262D0 (en) | 2014-01-29 |
US8481920B2 (en) | 2013-07-09 |
NO346238B1 (no) | 2022-05-02 |
BR112014000450B1 (pt) | 2020-12-15 |
WO2013012629A1 (en) | 2013-01-24 |
US20130020479A1 (en) | 2013-01-24 |
BR112014000450A2 (pt) | 2017-02-14 |
GB2506775A (en) | 2014-04-09 |
GB2506775B (en) | 2018-05-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP2561182B1 (en) | Formation evaluation using a bit-based active radiation source and a gamma ray detector | |
US8210280B2 (en) | Bit based formation evaluation using a gamma ray sensor | |
US9238958B2 (en) | Drill bit with rate of penetration sensor | |
US9328561B2 (en) | Drill bits with sensors for formation evaluation | |
EP2959100B1 (en) | Directional measurements using neutron sources | |
NO336384B1 (no) | Gammastråledetektor til bruk ved måling under boring | |
NO342382B1 (no) | Fremgangsmåte for logging av jordformasjoner under boring av et brønnborehull | |
US9261612B2 (en) | Nuclear radiation detector calibration downhole | |
NO336624B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for å minimalisere slitasje og slitasjerelaterte målefeil i et logging-under-boring-verktøy | |
NO335728B1 (no) | Fremgangsmåte og utstyr for bestemmelse av porøsitet for formasjonen rundt et borehull | |
WO2014186222A1 (en) | Sourceless density measurements with neutro induced gamma normalization | |
NO20131695A1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for bestemmelse av formasjonsdensitet fra kjernedensitetsmålinger utført ved bruk av sensorer på mer enn ett sted | |
RU2325522C2 (ru) | Измерение скорости потока бурового раствора при помощи импульсных нейтронов | |
EP2539747B1 (en) | Method for hydrocarbon saturation and hydraulic frac placement | |
US10209394B2 (en) | Multi-tool analysis of annuluses in cased holes | |
US20160047941A1 (en) | Gamma ray measurement quality control | |
NO20111694A1 (no) | Bruk av massive krystaller som kontinuerlige lysledere som trakter for a slippe lys inn i et PMT-vindu | |
Degrange et al. | Formation Evaluation-While-Drilling Technology Improves Data Delivery |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES HOLDINGS LLC, US |