NO324295B1 - Fremgangsmate for nedihulls maling av boreslamegenskaper - Google Patents
Fremgangsmate for nedihulls maling av boreslamegenskaper Download PDFInfo
- Publication number
- NO324295B1 NO324295B1 NO20031975A NO20031975A NO324295B1 NO 324295 B1 NO324295 B1 NO 324295B1 NO 20031975 A NO20031975 A NO 20031975A NO 20031975 A NO20031975 A NO 20031975A NO 324295 B1 NO324295 B1 NO 324295B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- borehole
- tool
- sector
- detector
- mud
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 38
- 238000010422 painting Methods 0.000 title 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 84
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 60
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims description 23
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 17
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 17
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 14
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 12
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 10
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 9
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 8
- 238000001730 gamma-ray spectroscopy Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 83
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 32
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 8
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 1
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 210000003679 cervix uteri Anatomy 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000013210 evaluation model Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 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
-
- 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
-
- 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
- G01V5/10—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 using neutron sources
-
- 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
- G01V5/12—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 using gamma or X-ray sources
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
Description
Denne søknaden krever prioritet fra US foreløpig søknad nr 60/245.335, innlevert 2. november 2000.
Oppfinnelsen vedrører generelt leting og produksjon, og mer bestemt en fremgangsmåte og en anordning til overvåking av egenskapene ved et borehullsfluid.
Karakteristika til geologiske formasjoner er av betydelig interesse ved leting etter og produksjon av undergrunns mineralforekomster, så som olje og gass. Mange karakteristika, såsom hydrokarbonvolum, porøsitet, litology og permeabili-tet til en formasjon, kan utledes fra visse målbare størrelser. Blant disse størrelse-ne er tetthet, neutronporøsitet, fotoelektrisk faktor, hydrogenindeks, saltinnhold og tverrsnitt av termisk neturoninnfanging (sigma). Størrelsene blir typisk målt ved hjelp av logging-under-boring (logging-while-drilling, "LWD-") verktøy og kabelverk-tøy. Verktøyene fører én eller flere kilder som stråler energi inn i formasjonen, og detektorer som sanser resultatet av strålingen. Disse detektorene sender enten dataene tilbake oppover i hullet eller lagrer dem midlertidig nedihulls. Så snart de er oppe fra hullet, blir dataene typisk matet inn i én eller flere formasjonsevalue-ringsmodeller, som typisk er datamaskinprogrammer som brukes til å evaluere den geologiske formasjon som dataene er innsamlet fra.
I tillegg til formasjonen, er fluidene i borehullet også av interesse, både for sin egen del og for deres påvirkning på målingene som er rettet mot formasjons-evalueringen. Pr. i dag blir borehullsfluid ("boreslam" eller "slam") typisk karakterisert ved overflaten, og dets egenskaper ekstrapoleres til tilstander nedihulls. Fak-torer så som temperatur, trykk og slamsammensetning kan variere i både rom og tid langs borehullet. I tillegg blir nye slamformuleringer kontinuerlig utviklet innen industrien.
US patent nr. 3.688.115, utstedt til Antkiw, beskriver en fluidtetthetsmåle-innretning til bruk i produserende oljebrønner. Tetthet bestemmes ved å tvinge brønnfluid til å passere gjennom et kammer i innretningen. Fluidet demper en gammastråle som går gjennom kammeret, og de relative endringer i strålens in-tensitet gir et mål på den aktuelle tetthet.
US patent nr. 4.12.130, utstedt til Winters, beskriver en anordning til bruk i en brønn for angivelse av differeransen i tettheter mellom to brønnfluider. Anordningen, til bruk sammen med måling-under-boring (MWD-) systemer er tildannet innenfor et vektrør med en strålingskilde som er uttagbart anordnet i en vegg i vektrøret. Minst to strålingsdetektorer er lokalisert i lik avstand fra strålingskilden, med en detektor tilstøtende en innvendig sentral boring gjennom vektrøret, og en annen detektor tilstøtende vektrørets utside. To fluidprøvkammere er anordnet i en avstand mellom strålingskilden og detektorene; det ene kammeret for å avlede fluid fra boringen og det andre kammeret for å avlede fluid fra ringrommet mellom borehullet og vektrøret. Egnede kretser er forbundet til detektorene for å frem-bringe et differensialsignal som er hovedsakelig proporsjonalt med differansen i stråling som mottas ved de to detektorene. Differansen i stråling mellom fluid som passerer gjennom vektrøret og returnerer gjennom ringrommet detekteres, og in-dikeres av anordningen for tidlig detektering og forhindring av utblåsinger.
US patent nr. 4.492.865, utstedt til Murphy et al., beskriver et system for detektering av endringer i borefluidtetthet nedihulls under en boreoperasjon, hvilket inkluderer en strålingskilde og en detektor som er anordnet i den ytre vegg av et borestrengrørstykke for å måle tettheten til borefluider som passerer mellom kilden og detektoren. Strålingstellinger som detekteres nedihulls overføres til overflaten ved hjelp av telemetrimetoder eller registreres nede i hullet, hvor slike tel-linger analyseres for å bestemme forekomsten av fluidinnstrømning inn i borefluidet fra formasjoner i grunnen. Endringer i slammets tetthet nedihulls kan indikere innstrømming av formasjonsfluider inn i borehullet. Slike endringer i innstrømming er bestemmende for formasjonsparametere inkludert overtrykk som kan føre til at man påtreffer gass-spark i borehullet. Gasspark kan potensielt resultere i utblåsinger, hvilket selvsagt må unngås hvis det er mulig. Hydrokarbontilsynskomster kan også være indikative for produserbare formasjonsfluider. Strålingskilden og detektoren er i en utførelse av systemet anordnet i veggen til et borestreng-rørstykke for å tilveiebringe en direkte inline-overføring av gammastråler gjennom borefluidet.
US patent nr 4.698.501, utstedt til Påske et al., beskriver et system for logging av undergrunnsformasjoner for bestemmelse av formasjonstetthet ved bruk av gammastråling. En gammastrålekilde og detekteringsmidler er anordnet inne i et hus som er tilpasset til posisjonering inne i et borehull for emisjon og deteksjon av gammastråler som brer seg gjennom formasjoner i grunnen og borefluid i borehullet. Midlene for gammastråledetektering omfatter første og andre gammastrå-lesensorer som er geometrisk anordnet inne i huset i den samme avstand i leng-deretningen fra gammastrålekilde og diametralt motsatt i et felles plan. Et ut-gangssignal for tetthet i formasjonsmatriks produseres i forhold til utgangssignalet fra hver av gammastrålesensorene, og sammen med visse konstanter som er etablert av den geometriske konfigurasjon av sensorene relativt til gammastråle-kilden og borehullsdiameteren. Formasjonstetthet bestemmes uten hensyn til den radiale posisjon av loggesonden innenfor borehullet i en måling-under-boring-modus.
US patent nr 5.144.126, utstedt til Perry et al., beskriver en anordning for nukleær loggin. Nukleære detektorer og elektroniske komponenter er alle sammen montert i kammere innenfor delveggen, hvor deksler er avtagbart festet til kam-merne. En enkelt buss for levering av både kraft og signaler strekker seg gjennom delveggen mellom hver ende av verktøyet. Denne bussen er avsluttet ved en mo-dulær ringkonnektor som er posisjonert på hver verktøyende. Denne verktøykonst-ruksjonen (inkludert sensorer og elektronikk som er montert på delveggen, en enkelt kraft- og signalbuss, og ringkonnektorer) er også velegnet for andre forma-sjonsevalueringsverktøy som brukes ved måling-under-boring-anvendelser.
US patent nr 5.469.736, utstedt til Moake et al., beskriver en klaveanord-ning og en fremgangsmåte til måling av diameteren i et borehull, og avstanden til et boreverktøy fra veggene i et borehull under en boreoperasjon. Anordningen inkluderer tre eller flere sensorer, så som akustiske transdusere anordnet langs omkretsen rundt et nedihullsverktøy eller et vektrør. Transduserne sender ultrasoniske signaler til borehullets vegg gjennom borefluidet som omgir borestrengen, og mottar reflekterte signaler tilbake fra veggen. Gangtider for disse signalene brukes til å beregne avstandsdata for hver transduser. Avstandsmålingene kan brukes til å beregne diameteren av borehullet, eksentrisiteten til verktøyet i borehullet, og eksentrisitetsvinkelen med hensyn til transduserens posisjon. Bereg-ningene av eksentrisitet og vinkel kan brukes til å detektere uvanlige bevegelser av borestrengen i borehullet, så som fastsetting, banking og virvling.
US patent nr 5.473.158, utstedt til Holenka et al., beskriver en fremgangsmåte og en anordning til måling av formasjonskarakteristika som en funksjon av vinkelavstandssektorer omkring borehullet. Måleanordningen inkluderer et logging-under-boringsverktøy som dreier seg i borehullet under boring. Slike karakteristika som bulktetthet, fotoelektrisk effekt (photoelectric effect (PEF)), neutron porøsitet og ultransonisk avstand blir alle målt som funksjon av slike vinkelavstandssektorer, hvor en slik sektor er avgrenset til å inkludere den del av en "nedoverrettet" vektor eller jordens gravitasjonsvektor som befinner seg i et radialt tverrsnittsplan gjennom verktøyet. Målingen utføres enten med et generelt sylind-risk verktøy som generelt berører et nedre parti eller et bunnparti av borehullet mens verktøyet roterer i et skråstilt borehull, eller mer et verktøy som er sentrali-sert av stabilisatorblader i borehullet.
US patent nr 6.032.102, utstedt til Wijeyesekera et al., beskriver en fremgangsmåte og en anordning tii bestemmelse av porøsiteten til en geologisk formasjon som omgir en brønn som har foringsrør. Fremgangsmåten omfatter videre generering av neutronpulser som bestråler et område tilstøtende brønnen, hvor neutroner sanses av en flerhet av detektorer som aksialt er plassert i en avstand fra hverandre, og det innsamles en flerhet av neutrondetektor-telelverdier. En tidsmåling foretas ved én av avstandene for å måle en første undersøkelsesdyb-de. Et forholdstall for neutrondetektorens telleverdier fremskaffes for å måle en annen undersøkelsesdybde. En tilsynelatende porøsitet beregnes ved bruk av tidsmålingen og forholdstallet for neutrontelleverdiene. Effekten av et brønn-foringsrør på den beregnede tilsynelatende porøsitet bestemmes som respons på minst det éne av forholdstallet for neutrondetektor-telleverdiene og tidsmålingen. Et sementringrom beregnes basert på forholdstallene for neutrontelleverdiene og tidsmålingen. En formasjonsporøsitet beregnes ved å utføre en korreksjon av den tilsynelatende porøsitet for foringsrøret og sementringrommet.
US patent nr 6.176.323, utstedt til Weirich et al., beskriver et boresystem for boring av borehull eller brønnboringer i oljefelt ved bruk av en borestreng som har en boresammenstilling som transporteres ned i hullet ved hjelp av et rør (vanligvis et borerør eller kveilerør). Boresammenstillingen inkluderer en bunnhulls-sammenstilling (bottom hole assembly, BHA) og en borkrone. Bunnhullssammenstillingen inneholder fortrinnsvis vanlig brukte sensorer for måling-under-boring. Borestrengen inneholder også et mangfold av sensorer for bestemmelse av forskjellige nedihullsegenskaper for borefluidet. Det er tilveiebrakt sensorer for å bestemme tetthet, viskositet, strømningsmengde, klarhet, kompressibilitet, trykk og temperatur til borefluidet på ett eller flere steder nedihulls. Sensorer for kjemisk detektering av tilstedeværelse av gass (metan) og H2S er anordnet i boresammenstillingen. Sensorer for å bestemme fluidtetthet, viskositet, pH, faststoffinn-hold, fluidklarhet, fluidkompressibilitet og en spektroskopisensor er også anordnet i BHAen. Data fra slike sensorer kan prosesseres nedihulls og/eller ved overflaten. Korrektive handlinger tas ved overflaten basert på nedihullsmålingene, hvilket kan kreve endring av borefluidets sammensetning, endring av borefluidets pumpe-mengde eller nedstenging av operasjonen for å rengjøre brønnhullet. Boresyste-met inneholder én eller flere modeller, som kan være lagret i et minne nedihulls eller ved overflaten. Disse modellene brukes av nedihulls prosessoren og overfla-tedatamaskinen for å bestemme ønskede fluidparametere for fortsatt boring. Bo-resystemet er dynamisk, ved at data fra fluidsensoren nede i hullet brukes til å oppdatere modeller og algoritmer under boring av brønnhullet, og de oppdaterte modellene blir deretter brukt ved fortsatte boreoperasjoner.
Fra EP A2 663551 fremgår det en fremgangsmåte og anordning for måling av formasjonskarakteristikk som funksjon av vinkelposisjon omkring et borehull.
Det gjenstår et behov for en teknikk for å måle egenskapene til formasjonen og borehullsfluidet nede i hullet. Som anvendt ved LWD, trekker en slik teknikk fortrinnsvis fordel av verktøyets rotasjon under boring for å skanne forma-sjons/slam-omgivelsen.
Det er beskrevet en fremgangsmåte til å bestemme en karakteristikk ved en slamblanding som omgir et boreverktøy inne i et borehull hvor det er mottatt et boreverktøy. Fremgangsmåten inkluderer dreiing av verktøyet i borehullet. Energi påføres i borehullet fra en energikilde som er anordnet i verktøyet. Målesignaler mottas ved en sensor som er anordnet i verktøyet fra en lokalisering rundt borehullet. Borehullets tverrsnitt separeres i det minste i en første sektor og en annen sektor. Et første målesignal fra den første sektor er hovedsakelig en respons på returnert energi som er et resultat fra interaksjonen mellom den påførte energi og slamblandingen. Et annet målesignal fra en annen sektor er hovedsakelig en respons på returnert energi som er et resultat fra interaksjonen mellom den påfør-te energi og formasjonen. En indikasjon på en intrinsikk karakteristikk ved slamblandingen utledes fra de første målesignaler som er assosiert med den første sektor i borehullet.
Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den følgende beskrivelse og de vedføyde krav.
Oppfinnelsen kan forstås med henvisning til den følgende beskrivelse sett i sammenheng med de ledsagende tegninger, hvor like henvisningstall identifiserer like elementer, og hvor: Fig. 1 er en skjematisk illustrasjon av et nedihulls logging-under-boring (logging while drilling (LWD) verktøy som er forbundet i rekke med andre måling-under-boring (MWD) verktøy ovenfor en borkrone ved enden av borestreng i en olje- og gassbrønn i en seksjon av brønnen som hovedsakelig er horisontal; Fig. 2 er et skjematisk lengdesnitt gjennom LWD-verktøyet som kan brukes en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen, og illustrerer en neutronkilde og neutrondetektorer, en gammastrålekilde og gammastråledetektorer og en ultrasonisk detektor, som frembringer henholdsvis slam- eller formasjonsneutrondata, slam- eller formasjonsgammastråledata og ultrasoniske signaldata; Fig. 3 viser et snittriss gjennom et verktøy i et borehull med slam; Fig. 4A viser et snittriss gjennom et verktøy i et borehull med nære detektorer som peker inn i slammet; Fig. 4B viser et snittriss gjennom et verktøy i et borehull med fjerne detektorer som peker inn i slammet; Fig. 5A viser et snittriss gjennom et verktøy i et borehull med nære detektorer som peker inn i formasjonen; Fig. 5B viser et snittriss gjennom et verktøy i et borehull med fjerne detektorer som peker inn i formasjonen; Fig. 6A viser et snittriss gjennom et verktøy i et borehull hvor detektoren peker inn i formasjonen; Fig. 6B viser et snittriss gjennom et verktøy i et borehull hvor detektoren peker inn i slammet; og Fig. 7 viser et snittriss gjennom et verktøy i et borehull hvor en detektor peker inn i slammet, og en annen detektor peker inn i formasjonen.
Generelt bygger utførelser av en fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen på den kjensgjerning at et brønnloggingsinstrument, inkludert instrumenter for logging under boring, har en tilbøyelighet til å hvile på bunnen av et hellende (ikke verti-kalt) brønnhull på grunn av jordens gravitasjon. Fordi diameteren av brønnhullet typisk er mye større enn diameteren av brønnloggeinstrumentet, er det typisk en betydelig avstand mellom den øvre veggen i brønnhullet og utsiden av loggein-strumentet. Valgte typer av brønnloggesensorer har en respons som er azimutalt retningsavhengig, primært på grunn av plasseringen av sensorene og den eller de ledsagende energikilder. Enkelte av sensorene har en radial eller sideveis rettet undersøkelsesdybde som er tilstrekkelig liten til at når sensorene er orientert mot den øvre veggen i brønnhullet, er sensorresponsen primært relatert til egenskapene ved boreslammet som fyller rommet mellom instrumentet og brønnhullets vegg. Når de samme sensorene er orientert mot bunnen av brønnhullet, er deres respons primært relatert til egenskapene i formasjonene i grunnen ved brønnhul-let. Den retningsavhengige karakter av responsen til disse sensorene kan brukes i forskjellige utførelser av oppfinnelsen for å bestemme egenskapene til slammet i brønnhullet, ved å bruke sensormålinger som er foretatt når sensorene er orientert mot den øvre veggen i brønnhullet. Som det her vil bli ytterligere forklart, kan instrumenter som er kjent innen faget brukes til å bestemme den gravitasjonsav-hengige orientering av sensorene.
For å oppsummere enkelte fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen, blir en gravitasjonsavhengig orientering av sensorer i et brønnloggeinstrument bestemt i et brønnhull. Brønnhullet er azimutalt oppdelt i minst to sektorer, hvorav den ene inkluderer bunnen i brønnhullet. Den andre sektoren inkluderer ikke bunnen i brønnhullet. Når et logging-under-boringinstrument roteres inne i brønnhullet, emiterer energikilden(e) energi som gjensidig påvirker boreslammet og formasjonene. Detektorrespons registreres med hensyn til rotasjonsorientering. En egenskap ved boreslammet bestemmes fra sensorresponsen i den sektor som ikke inkluderer bunnen i brønnhullet. En egenskap ved formasjonen i grunnen kan bestemmes fra sensorrespons i den sektor som inkluderer bunnen i brønnhullet. Antallet sektorer og vinkelstørrelser av hver sektor kan velges for å passe til en den bestemte type sensor.
Fig. 1 viser et logging-under-boring (logging while drilling, LWD-) verktøy 100 som er tilkoplet i en rekke med en boresammenstilling som inkluderer en borkrone 50. En tilhørende nedihulls elektronikkmodul 300 og et MWD-verktøy 200, som inkluderer magnetometere og akselerometere, er også tilkoplet i rekke med LWD-verktøyet 100. Modulen 300 kan være et separat "rørstykke", eller det kan være anordnet i hoveddelen av LWD-verktøyet 100. Et kommunikasjonsrørstykke 400 kan også være anordnet som vist i boresammenstilling.
LWD-verktøyet 100 er av illustrative formål vist i et hellende parti av et borehull med enden av en borestreng 6 som dreies i et borehull 12 som er dannet i formasjonen ved penetrering av borkronen 50. En borerigg 5 dreier borestrengen 6. Boreriggen 5 inkluderer en motor 2 som dreier en kelly 3 ved hjelp av et rota-sjonsbord 4. Borestrengen 6 inkluderer seksjoner av borerør som er forbundet ende-mot-ende til kellyen 3 og dreies ved hjelp av denne. MWD-verktøyet 200, elektronikkmodulen 300, og LWD-verktøyet 100 og kommunikasjonsrørstykket 400 er alle sammenkoplet i rekke med borestrengen 6. Slike rørstykker og verktøy danner en bunnhullsboresammenstilling mellom borestrengen 6 av borerør og borkronen 50.
Når borestrengen 6 og bunnhullssammenstillingen dreies, danner borkronen 50 borehullet 12 gjennom formasjoner 8 i grunnen. I en utførelse blir borefluid eller "slam" ved hjelp av pumpen 11 presset fra slamtanken 13 via slamrøret 15 og det roterende injektorhode 7, gjennom det hule senter i kellyen 3 og borestrengen 6, og bunnhullsbore-sammenstillingen til borkronen 50. Slikt slam virker slik at det smører borkronen 50 og fører borekaks fra borehullet eller biter oppover til overflaten via ringrommet 10.1 en annen utførelse blir borefluid eller "slam" ved hjelp av pumpen 11 presset fra slamtanken 13, via slamrøret 15 og det roterende injektorhode 7, gjennom ringrommet 10, til borkronen 50, og slammet returnerer gjennom borkronen 50, bunnhullsbore-sammenstilingen, gjennom borestrengen 6, og det hule senter i kellyen 3. Slammet returneres til slamtanken 13 hvor det separeres fra borekaks fra borehullet og lignende, avgasses, og returneres til borestrengen 6 for ny anvendelse.
Kommunikasjonsrørstykket 400 kan motta utgangssignaler fra sensorer på LWD-verktøyet 100 og fra datamaskiner i nedihulls elektronikkmoduler 300 og MWD-verktøyet 200. Et slikt kommunikasjonsrørstykke 400 er konstruert til å sen-de kodede akustiske signaler som er representative for slike utgangssignaler til overflaten gjennom slamløpet i borestrengen 6 og nedihulls boresammenstillingen. Slike akustiske signaler sanses av transduseren 21 i slamrøret 15, hvor slike akustiske signaler detekteres i overflateinstrumentering 14. Kommunikasjons-rørstykket 400, inkludert den overflateinstrumentering som er nødvendig for å kommunisere med det, kan være anordnet som de nedihullsanordninger og over-flateanordninger som er beskrevet i US patent nr 4.479.564 og US patent nr 4.637.479. Kommunikasjonsrørstykket 400 kan inkludere den kommunikasjons-anordning som er beskrevet i US patent nr 5.237.540.
Verktøy for logging under boring (LWD):
Fig. 2 er et skjematisk riss av LWD-verktøyet 100. Den fysiske konstruksjon av LWD-verktøyets hoveddel og tilhørende sensorer kan være som det som er beskrevet i US patent nr 4.879.463 tilhørende Wraight, et al., US patent nr 5.017.778 tilhørende Wraight, og US patent nr 5.473.158 tilhørende Holenka et al. Disse patentene beskriver et verktøy for logging under boring, spesifikt et kompensert verktøy for neutrontetthet som brukes i målinger av formasjonskarakteristika ved logging under boring. Annet valgfritt utstyr i LWD-verktøyet 100 kan inkludere: (1) en ultransonisk sensor 112 som er tilføyd til sammenstillingen, og (2) stabilisatorblader. Tillegget av én eller flere stabilisatorblader (ikke vist) er enn alternativ utførelse av LWD-verktøyet 100 som er vist på fig. 4B, hvor verktøyet er sideforskjøvet fra borehullets vegg, men ikke sentrert i borehullet, og brukes med fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen, som beskrevet nedenfor.
LWD-verktøyet 100 kan inkludere en neutronkilde 104, og neutrondetektorer 101, 102 i en nær og/eller fjern avstand, på lokaliseringer som befinner seg i en aksial avstand fra kilden 104. Det kan også inkludere en kilde for gammastråler 106 og gammastråledetektorer 108, 110 i en kort og/eller lang avstand. LWD-verktøyet 100 kan også inkludere en ultransonisk transduser 112 for måling av verktøyavstand fra borehullets vegg. En ultrasonisk transduser og et ultrasonisk system er beskrevet i US patent nr 5.130.950, utstedt til Orban et al.
I en utførelse kan antallet kilder (neutron, gammastråle og/eller ultrasonisk) varieres i henhold til den operative omgivelse. I en alternativ utførelse behøver LWD-verktøyet 100 ikke nødvendigvis være montert på borestrengen 6, og det kan simpelten senkes inn i brønnhullet 12 under en stans i boreaktivitetene. I en utførelse er det tilveiebrakt en enkelt kilde og en enkelt detektor på LWD-verktøyet 100, slik at målinger av forskjellige deler av borehullet kan utføres etter at verktøy-et er hevet, senket, dreiet og/eller rotert. I en annen utførelse er det tilveiebrakt en flerhet av kilde - detektorsett på LWD-verktøyet 100, slik at målinger av forskjellige deler av borehullet kan utføres etter at verktøyet er hevet, senket, dreiet og/eller rotert. I en annen utførelse kan LWD-verktøyet 100 være en flerhet av hver type av detektor anordnet azimutalt rundt LWD-verktøyet 100, slik at det kan være at det ikke er nødvendig å rotere LWD-verktøyet 100 for å foreta målinger av forskjellige deler av borehullet. I en annen utførelse er det tilveiebrakt flere, separate verktøy (ikke vist) som hvert bærer kun en type kilde med passende detektorer, hvilke kan anvendes isteden for et enkelt LWD-verktøy 100 som bærer alle kildene og mottakerne.
I en annen utførelse har LWD-verktøyet 100 en plassering av detektorer og evnen til å bestemme verktøyets orientering, slik at det for eksempel kan fremskaffes målinger av telleverdier, spektra og verktøyvinkel med hensyn til gravitasjon og/eller vertikalen, hvilket kan analyseres for å gi slam- og formasjonsegenskaper. I en annen utførelse er det tilveiebrakt et kabel (wireline WL-) eller LWD-verktøy som foretar minst én måling med en undersøkelsesdybde som er sam-menlignbar med eller mindre enn differansen mellom den nominelle borehullsdiameter og verktøyets utvendige diameter. Denne målingen kan også fokuseres azimutalt, for eksempel til innenfor maksimalt ca 180°. I en annen utførelse kan verktøyet kjøres eksentrisk inne i borehullet og ha en kjent orientering, bestemt enten ved måling av dets orientering dynamisk eller med andre midler som er kjent innen faget, for eksempel på bunnen av borehullet, eller roteres litt opp fra bunnen i den éne eller andre retningen. Rotasjonen fra bunnen kan forårsakes av friksjon mellom verktøyet og borehullet når verktøyet roteres.
I en utførelse kan LWD-verktøyet 100 foreta en grunn, fokusert måling som innsamles når det rommelige område som målingen er sensitiv overfor hovedsakelig overlapper slamhalvmånen. (Slamhalvmånen 62 har fått denne betegnelsen på grunn av det halvmåneformede ringrom som dannes i brønnhullet 12 på grunn av LWD-verktøyets 100 sideforskjøvne lokalisering). Denne målingen er i hoved-sak korrulert med slamegenskapene. I en annen utførelse kan data innsamles når det sensitive område hovedsakelig overlapper formasjonen og hovedsakelig vil bli korrulert med formasjonsegenskapene. I en annen utførelse kan LWD-verktøyet
100 foreta begge typer målinger. Dataene som innsamles fra disse målingene kan fremskaffes simultant fra forskjellige detektorer eller sekvensielt ved tilsiktet å end-re orienteringen av verktøyet, eller som et biprodukt av rotasjonen. Verktøyet kan utføre ekstra målinger som ikke nødvendigvis er grunne eller fokuserte. Dataene
fra alle målingene kan deretter kombineres med kunnskap om verktøyets respons for å gi nøyaktig egenskapene til både slammet og formasjonen. Egenskaper ved slammet eller formasjonen som kan måles inkluderer tetthet, fotoelektrisk faktor, hydrogenindeks, saltholdighet, neutronporøsitet og tverrsnitt av termisk neutro-ninnfanging (sigma).
I en utførelse er LWD-verktøyet 100 er et Azimuthal Density Neutron Tool, for eksempel Vision 825 ADN-verktøy (varemerke tilhørende Schlumberger). Dette verktøyet er et nukleært LWD-verktøy med glatt krage som vanligvis brukes i avviksborehull som bores med store borkroner. Neutroner produseres fra en sentralt montert kjemisk AmBe-kilde, og diffunderer inn i det omgivende slammet og den omgivende formasjon. En viss fraksjon av disse neutronene returnerer og detekteres i den ene eller begge av to rekker, som skjelnes fra hverandre ved sin avstand til kilden langs verktøyets akse ("nær" og "fjern") og av detektorkonfigurasjonen i hver rekke. Den nære rekken omfatter to uavskjermede <3>He-detektorer som hovedsakelig er sensitive overfor termiske neutroner. Disse detektorene flankerer en <3>He-detektor som er avskjermet med kadmium, hvilket gjør den sensitiv primært overfor epitermiske neutroner. Den fjerne rekken omfatter fem uavskjermede <3>He termiske neutron detektorer. De tre sentrale fjerne detektorer kan være koaksiale med de tre nære detektorer. Andre materialer kan brukes for avskjerming av én eller flere av detektorene, hvilket er kjent innen faget. I en annen utførelse kan avskjermingen utelates under visse avstander og konfigurasjoner mellom kilde og detektor. Neutrondata som innsamles når verktøyet er i den oppovervendende og nedovervendende sektor kan brukes til å bestemme hydrogenindeksen og saltholdigheten i slammet og neutronporøsiteten og saltholdigheten i formasjonen. Vision 825 ADN-verktøyet 100 inneholder også en gammastråleseksjon, som generelt består av en gammastrålekilde og to gammastråledetektorer som befinner seg nært (detektor i kort avstand) og lenger fra (detektor i lang avstand) kilden. Undersøkelsesdybden for den korresponderende målingen er grunn sammenlig-net med dybden av slamhalvmånen, og er enda mer fokusert enn neutronmålingen. Gammastråledata som innsamles når verktøyet er i den oppovervendende og nedovervendende sektor kan brukes til å bestemme tetthet og fotoelektrisk faktor for både formasjon og slam. I en annen utførelse muliggjør teknikker for bruk av LWD-verktøyet 100 økonomisk bruk av et enkelt sett av detektorer for å måle både slam- og formasjonsegenskaper.
MWD-verktøy:
Et MWD-verktøy 200 kan være anordnet i bunnhullsbore-sammenstillingen, som skjematisk vist på fig. 1.
I en utførelse er borehullet delt i to sektorer. I en utførelse er borehullet delt i fire sektorer. I en annen utførelse er borehullet delt i åtte sektorer. I en annen utførelse er borehullet delt i seksten sektorer. I en annen utførelse kan en enkelt sektor være delt i to eller flere delsektorer. I en annen utførelse kan to eller flere sektorer være kombinert til en stor-sektor.
I en utførelse er verktøyet 100 eksentrisk i borehullet, slik at en måling er konsentrert på slammet og en annen måling er konsentrert på formasjonen.
I en utførelse inkluderer en fremgangsmåte først bestemmelse av en gravitasjonsvektor, hvilket er kjent innen faget, deretter avgrenses en bunnvinkelsektor, benevnt SEKTOR BUNN, i borehullet. Denne sektoren inkluderer gravitasjonsvek-toren.
Med den ultrasoniske sensor 112, kan BUNNAVSTANDEN (størrelsen av verktøyets avstand fra bunnen i brønnhullet) fremskaffes fra ultrasoniske målinger mens verktøyet er i bunnsektoren. Deretter kan en neutronporøsitet, tetthet, og/eller fotoelektrisk effekt bestemmes som en funksjon av den nære neutrontelleverdi og den fjerne neutrontelleverdi målt i bunnsektoren og korrigert av BUNNAVSTANDEN bestemt ovenfor.
Prosedyren beskrevet ovenfor kan gjentas respektivt for de andre sektorene. Bestemmelse av slamegenskaper: Med henvisning til fig. 3 til 7, i en annen utførelse, kan en "slammåling"
(måling hvor størstedelen av eller hele sensorens respons er relatert til interaksjonen mellom emittert energi og slammet) foretas når verktøyet roterer, slik at verk-tøyet samler inn data i den øverste (topp) sektoren 810. På grunn av sin nærhet til kilden 506, kan undersøkelsesdybden for de nære sektorene 508, 509, 510 være i størrelsesorden 50,8 mm. Denne avstanden er mindre enn avstanden på ca 101,6 mm mellom verktøyets overflate og toppen av borehullet. I en utførelse kan en-hver kombinasjon av kilde og detektor som kan foreta grunne og noenlunde fokuserte målinger brukes til å foreta slammålinger. Verktøyets hoveddel bak den næ-
re detektorrekken 508, 509, 510 begrenser også disse detektorenes sensitivitet til den side av verktøyet hvor de befinner seg. Kombinasjonen av disse effektene gir en tilstrekkelig grunn og fokusert respons til å muliggjøre en slammåling. Samtidig som verktøyet roteres slik at detektorene er i toppsektoren 810, responderer de nære detektorer 508, 509, 510 hovedsakelig på slammet. Særlig er telleverdien til den nære epitermiske detektoren i toppsektoren 810 sensitiv overfor den relative konsentrasjon av hydrogen i slammet (slamhydrogenindeksen), og forholdet mellom telleverdien i denne detektoren og den samlede telleverdi i de nære termiske detektorene svarer hovedsakelig til slammets saltholdighet.
I en annen utførelse, samtidig som detektorene (508, 509, 510, 512, 514, 515, 516 og/eller 518 på fig. 5A og 5B) i verktøyet 100 er i bunnsektoren 820, kommer størstedelen av responsen fra formasjonen. Særlig er telleverdien for den nære epitermiske detektoren i bunnsektoren 820 sensitiv overfor den relative konsentrasjon av hydrogen i formasjonen (formasjonens hydrogenindeks), og forholdet mellom telleverdien i denne detektoren og den samlede telleverdi i de nære termiske detektorer korresponderer hovedsakelig til formasjonens saltholdighet. Ved registrering av sektorbaserte telleverdier bevares de separate slam- og for-masjonsutledede responser. I en annen utførelse kan disse målingene komple-mentere den standard neutronporøsitetsmåling som er utledet fra forholdet mellom den samlede telleverdi for den nære termiske detektor og den samlede telleverdi for den fjerne detektor i bunnsektoren 820.1 kontrast til de nære detektorer er undersøkelsesdybden for den fjerne detektor for dyp til å respondere hovedsakelig på borehullseffekter eller formasjonseffekter, men er sensitiv overfor begge. Ved å ta nær/fjern-forholdet, reduserer man, men eliminerer ikke denne bore-hullsavhengigheten. I en utførelse blir slammålingene invertert og/eller kompensert for av formasjonsmålingene, og formasjonsmålingene blir invertert og/eller kompensert for av slammålingene, d.v.s. når man er interessert i å få slammålingene korrekt for formasjonsmålingene, eller når man er interessert i å får formasjonsegenskapene korrekt for slammålingene.
Fig. 3 representerer en illustrasjon som kan identifiseres ved bruk av en ut-førelse av oppfinnelsen, hvor verktøyet 100 er i et borehull 12, nær bunnsiden 66 i borehullet 12, og/eller eksentrisk i borehullet, på grunn av gravitasjonen. Ringrommet 60 er det halvmåneformede område i borehullet 12 som ikke er opptatt av verktøyet 100. Ringrommet 60 i borehullet 12 er opptatt av slammet 61. Borehullet er oppdelt i to sektorer, en toppsektor 810 og en bunnsektor 820. Toppsektoren 810 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 801, 802, 803 og 804. Bunnsektoren 820 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 805, 806, 807 og 808. Verktøyet kan foreta en første måling, en formasjonsmåling 502, når det peker nedover og/eller peker inn i bunnsektoren 820, og en annen måling, en slammåling 504, når det peker oppover og/eller peker innover i toppsektoren 810. Et valgt sett av toppsektorer brukes for slammålingen, mens et valgt sett av bunnsektorer brukes for formasjonsmålingen.
Fig. 4A representerer en annen utførelse av oppfinnelsen hvor verktøyet 100 er i et borehull 12, nær bunnsiden 66 i borehullet 12, og/eller eksentrisk i borehullet. Verktøyet 100 vil typisk ha en tilbøyelighet til å bevege seg mot bunnsiden 66 på grunn av gravitasjonen (i et awiks-borehull). Ringrommet 60 er slamhalvmånen 62 eller det halvmåneformede område av borehullet 12 som ikke er
opptatt av verktøyet 100. Ringrommet 60 i borehullet 12 er opptatt av slammet 61. I denne utførelse har verktøyet 100 en kilde 506 (under planet på figuren), en førs-te nær detektor 508, en annen nær detektor 510, og en tredje nær detektor 509.1 en utførelse er den første nære detektor 508 og den andre nære detektor 510 termiske neutrondetektorer, og den tredje nære detektor 509 er en epitermisk neutrondetektor. Borehullet er oppdelt i to sektorer, en toppsektor 810 og en bunnsektor 820. Toppsektoren 810 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 801, 802, 803 og 804. Bunnsektoren 820 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 805, 806, 807 og 808.1 denne utførelse detekterer den første nære detektor 808, en
andre nær detektor 510 og den tredje nære detektor 509 hovedsakelig slamegenskapene, siden detektorene er i toppsektoren 810.1 en første utførelse produserer kilden 506 neutroner, og detektorene 508, 509 og/eller 510 detekterer de returnerende neutroner etter at neutronene har blitt reflektert av formasjonen (ikke vist) og/eiier slammet 61.
Fig. 4B representerer annen utførelse av oppfinnelsen hvor verktøyet 100
er i et borehull 12, nær bunnsiden 66 i borehullet 12, og/eller eksentrisk i borehullet. Verktøyet 100 vil typisk ha en tilbøyelighet til å bevege seg mot bunnsiden 66 på grunn av gravitasjonen (i et awiksborehull). Ringrommet 60 er slamhalvmånen 62 eller det halvmåneformede område i borehullet 12 som ikke er opptatt av verk-
tøyet 100. Ringrommet 60 i borehullet 12 er opptatt av slammet 61.1 denne utfø-relse har verktøyet 100 en kilde 506, en første fjern detektor 512, en annen fjern detektor 514, en tredje fjern detektor 516, en fjerde fjær detektor 518, og en femte fjern detektor 515. Den første fjerne detektor 512, den annen fjerne detektor 514, den tredje fjerne detektor 516, den fjerde fjerne detektor 518 og den femte fjerne detektor 515 kan være azimutalt fordelt rundt verktøyet 100.1 en utførelse er den første fjerne detektor 512, den annen fjerne detektor 514, den tredje fjerne detektor 516, den fjerde fjerne detektor 518, og den femte fjerne detektor 515 termiske neutron detektorer. Borehullet er oppdelt i to sektorer, en toppsektor 810 og en bunnsektor 820. Toppsektoren 810 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 801, 802, 803 og 804. Bunnsektoren 820 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 805, 806, 807 og 808.1 denne utførelsen detekterer kilden 506 (nedenfor planet på figuren), den første fjerne detektor 512, den annen fjerne detektor 514, den tredje fjerne detektor 516, den fjerde fjerne detektor 518 og den femte fjerne detektor 515 hovedsakelig slamegenskapene, siden detektorene er i toppsektoren 810.1 en første utførelse produserer kilden 506 neutroner, og detektorene 512, 514, 515, 516 og/eller 518 detekterer de returnerende neutronene etter at neutronene og formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61 har gjensidig påvirket hverandre. I en annen utførelse er det en flerhet av detektorer (ikke vist) azimutalt fordelt rundt verktøyet 100, og med denne utførelsen er det mulig å foreta azimutale målinger omkring borehullet uten at det er nødvendig å rotere verktøyet 100.
Fig. 5A representerer en annen utførelse av oppfinnelsen hvor verktøyet 100 er i et borehull 12, nær bunnsiden 66 i borehullet 12, og/eller eksentrisk i borehullet. Verktøyet 100 vil typisk ha en tilbøyelighet til å bevege seg mot bunnsiden 66 på grunn av gravitasjonen (i et avviksborehull). Ringrommet 60 er slamhalvmånen 62 eller det halvmåneformede område i borehullet 12 som ikke er opptatt av verktøyet 100. Ringrommet 60 i borehullet 12 er opptatt av slammet 61.1 denne utførelse har verktøyet 100 en kilde 506, en første nær detektor 508, en annen nær detektor 510, og en tredje nær detektor 509.1 en utførelse er den førs-te nære detektor 508 og den andre nære detektor 510 termiske neutrondetektorer, og den tredje nære detektor 509 er en epitermisk neutrondetektor. Borehullet er delt i to sektorer, en toppsektor 810 og en bunnsektor 820. Toppsektoren 810 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 801, 802, 803 og 804. Bunnsektoren 820 har igjen blitt delt i fire delsektorer 805, 806, 807 og 808.1 denne utførelse detekterer den første nære detektor 508, den annen nære detektor 510 og den tredje nære
detektor 509 hovedsakelig formasjonsegenskapene, siden detektorene er i bunnsektoren 820.1 en første utførelse produserer kilden 506 neutroner, og detektorene 508, 509 og/eller 510 detekterer de returnerende neutroner etter at neutronene har returnert fra formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61.1 en annen utførelse produserer kilden 506 gammastråler, og detektorene 508, 509 og/eller 510 detekterer de returnerende gammastrålene etter at gammastrålene har blitt returnert av formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61.1 en tredje utførelse produserer kilden 560 akustiske bølger, og detektorene 508, 509 og/eller 510 detekterer de returnerende akustiske bølgene etter at de akustiske bølgene har blitt reflektert av formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61.1 en fjerde utførelse produserer kilden 506 neutroner, og detektorene 508, 509 og/eller 510 detekterer de returnerende gammastrålene etter at neutronene eksiterer formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61 for å produsere gammastråler. I en annen utførelse kan verktøyet 100 roteres for å måle egenskaper i én eller flere andre sektorer.
Fig. 5B representerer en annen utførelse av oppfinnelsen hvor verktøyet 100 er i et borehull 12, nær bunnsiden 66 i borehullet 12, og/eller eksentrisk i borehullet. Verktøyet 100 vil typisk migrere mot bunnsiden 66 på grunn av gravitasjonen (i et avviksborehull). Ringrommet 60 er slamhalvmånen 62 eller det halvmåneformede område av borehullet 12 som ikke er opptatt verktøyet 100. Ringrommet 60 i borehullet 12 er opptatt av slammet 61.1 denne utførelse har verktøyet 100 en kilde 506, en første fjern detektor 12, en annen fjern detektor 514, en tredje fjern detektor 516, en fjerde fjern detektor 518, og en femte fjern detektor 515. Den første fjerne detektor 512, den annen fjerne detektor 514, den tredje fjerne detektor 516, den fjerde fjerne detektor 518 og den femte fjerne detektor 515 kan være azimutalt fordelt rundt verktøyet 100.1 en utførelse er den
første fjerne detektor 512, den annen fjerne detektor 514, den tredje fjerne detektor 516, og den fjerde fjerne detektor 518 og den femte fjerne detektor 515 termiske neutrondetektorer. Borehullet er oppdelt i to sektorer, en toppsektor 810 og en bunnsektor 820. Toppsektoren 810 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 801, 802, 803 og 804. Bunnsektoren 820 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 805, 806, 807 og 808.1 denne utførelse detekterer kilden 506 (nedenfor figurens plan),
den første fjerne detektor 512, den annen fjerne detektor 514, den tredje fjerne detektor 516, den fjerde fjerne detektor 518 og den femte fjerne detektor 515 hovedsakelig formasjonsegenskapene, siden detektorene er i bunnsektoren 820.1 en første utførelse produserer kilden 506 neutroner, og detektorene 512, 514, 515, 516 og/eller 518 detekterer de returnerende neutronene etter at neutronene og formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61 har påvirket hverandre gjensidig. I en annen utførelse er det en flerhet av detektorer (ikke vist) azimutalt fordelt rundt verktøyet 100, og med denne utførelsen kan det være mulig å foreta azimutale målinger omkring borehullet uten at det er nødvendig å rotere verktøyet 100. Fig. 6A representerer en annen utførelse av oppfinnelsen hvor verktøyet 100 er i et borehull 12, nær bunnsiden 66 i borehullet 12, og/eller eksentrisk i borehullet. Verktøyet 100 vil typisk migrere mot bunnsiden 66 på grunn av gravitasjonen (i et avviksborehull). Ringrommet 60 er slamhalvmånen 62 eller det halvmåneformede område av borehullet 12 som ikke er opptatt av verktøyet 100. Ringrommet 60 i borehullet 12 er opptatt av slammet 61. Området rundt kilden og detektorene kan inkludere avskjerming, hvilket er kjent innen faget. Borehullet er oppdelt i to sektorer, en toppsektor 810 og en bunnsektor 820. Toppsektoren 810 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 801, 802, 803 og 804. Bunnsektoren 820 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 805, 806, 807 og 808.1 denne utførelsen detekterer detektoren 508 hovedsakelig formasjonsegenskapene, siden detekterer i bunnsektoren 820.1 en første utførelse produserer kilden (ikke vist) neutroner, og detektoren 508 detekterer de returnerende neutroner etter at neutronene har blitt reflektert av formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61.1 en annen utførelse produserer kilden 506 gammastråler, og detektoren 508 detekterer de returnerende gammastråler etter at gammastrålene har blitt reflektert av formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61. I en tredje utførelse produserer kilden akustiske bølger, og detektoren 508 reflekterer de returnerende akustiske bølger etter at de akustiske bølger har blitt reflektert av formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61.1 en fjerde utførelse produserer kilden neutroner, og detektoren 508 detekterer de returnerende gammastrålene etter at neutronene eksiterer formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61 for å produsere gammastråler. I en annen utførelse kan verktøyet 100 roteres for å måle egenskaper i én eller flere andre sektorer. Fig. 6B representerer en annen utførelse av oppfinnelsen når verktøyet 100 er i et borehull 12, nær bunnsiden 66 i borehullet 12, og/eller eksentrisk i borehullet. Verktøyet 100 vil typisk migrere mot bunnsiden 66 på grunn av gravitasjonen (i et avviksborehull). Ringrommet 60 er slamhalvmånen 62 eller det halvmåneformede område av borehullet 12 som ikke er opptatt av verktøyet 100. Ringrommet 60 i borehullet 12 er opptatt av slammet 61.1 en utførelse er detektoren 508 en termisk neutrondetektor, og i en annen utførelse er detektoren 508 en epitermisk neutrondetektor. Borehullet er delt i to sektorer, en toppsektor 810 og en bunnsektor 820. Toppsektoren 810 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 801, 802, 803 og 804. Bunnsektoren 820 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 805, 806, 807 og 808.1 denne utførelse detekterer detektoren 508 hovedsakelig slamegenskapene, siden detektoren er i toppsektoren 810.1 en første utførelse produserer kilden neutroner, og detektoren 508 detekterer de returnerende neutronene etter at neutronene har blitt reflektert av formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61.1 en annen utførelse produserer kilden (ikke vist) gammastråler, og detektoren 508 detekterer de returnerende gammastrålene etter at gammastrålene og formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61 har påvirket hverandre gjensidig. I en tredje utførelse produserer kilden akustiske bølger, og detektoren 508 detekterer de returnerende akustiske bølger etter at de akustiske bølger har blitt reflektert av formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61.1 en fjerde utførelse produserer kilden neutroner, og detektoren 508 detekterer de returnerende gammastråler etter at neutronene eksiterer formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61 til å produsere gammastråler. I en annen utførelse kan verktøyet 100 roteres for å måle egenskaper i én eller flere ytterligere sektorer. Fig. 7 representerer en annen utførelse av oppfinnelsen hvor verktøyet 100 er i et borehull 12, nær bunnsiden 66 i borehullet 12, og/eller eksentrisk i borehullet. Verktøyet 100 vil typisk migrere mot bunnsiden 66 på grunn av gravitasjonen (i et avviksborehull), som i de tidligere utførelser. Ringrommet 60 er slamhalvmånen 62 eller det halvmåneformede område av borehullet 12 som ikke er opptatt verk-tøyet 100. Ringrommet 60 i borehullet 12 er opptatt av slammet 61.1 denne utfø-relse har verktøyet 100 en kilde (ikke vist), en første detektor 508 på en side av verktøyet, og en annen detektor 510 på en annen side av verktøyet. I en utførelse er den første detektor 508 og/eller den annen detektor 510 termiske neutrondetektorer, og i en annen utførelse er den første detektor 508 og/eller den annen detektor 510 epitermiske neutrondetektorer. Borehullet er oppdelt i to sektorer, en toppsektor 810 og en bunnsektor 820. Toppsektoren 810 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 801, 802, 803 og 804. Bunnsektoren 820 har igjen blitt oppdelt i fire delsektorer 805, 806, 807 og 808.1 denne utførelse detekterer den første detektor 508 hovedsakelig formasjonsegenskapene, siden den første detektor 508 er i bunnsektoren 820, og den annen detektor 510 detekterer hovedsakelig slamegenskapene, siden annen detektor 510 er i toppsektoren 810.1 en første utførel-se produserer kilden neutroner, og detektorene 508, 510 detekterer de returnerende neutroner etter at neutronene har blitt reflektert av formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61.1 en annen utførelse produserer kilden 506 gammastråler, og detektorene 508, 510 detekterer de returnerende gammastrålene etter at gammastrålene og formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61 gjensidig har påvirket
hverandre. I en tredje utførelse produserer kilden akustiske bølger, og detektorene 508, 510 detekterer de returnerende akustiske bølger etter at de akustiske bølger har blitt reflektert av formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61.1 en fjerde utfø-relse produserer kilden neutroner, og detektorene 508, 510 detekterer de returnerende gammastrålene etter at neutronene eksiterer formasjonen (ikke vist) og/eller slammet 61 til å produsere gammastråler. I en annen utførelse behøver verktøyet 100 ikke å roteres for å måle egenskaper i to sektorer. I en annen utførelse kan verktøyet 100 roteres for å måle egenskaper i to eller flere ytterligere sektorer.
I en utførelse kan data fra en hvilken som helst eller alle sektorene prosesseres ved bruk av en "ryggrad og ribbens" -teknikk (spine and ribs technique) for tetthetsmålingen, og en teknikk med et standard nær/fjern-forhold kan brukes for å beregne en neutronporøsitet. Alternative utførelser inkluderer en teknikk med en borehulls-invariantporøsitet (BIP) for neutronmålingen og en enkel inversjonstek-nikk for tettheten. BIP-teknikken er beskrevet i US patent nr 5.767.510, utstedt til Evans. Teknikker for å utføre en inversjon er velkjent innen faget; se for eksempel H.Chapellat og L. Jammes, "Logging Method and Apparatus Using a Pad to Mea-sure Density", US patent nr 5.528.029, juni 18, 1996 og F. Allioli, O. Faivre, L. Jammes og M. Evans, "A New Approach to Computing formation Density and Pe Free of Mudcake Effects", SPWLA 38th Annual Logging Symposium Transactions, paper K. side 1-14 (11997). Disse eller lignende teknikker kan også brukes til andre målinger så som: fotoelektrisk faktor, hydrogenindeks, sigma og saltholdighet i formasjonen; fotoelektrisk faktor, hydrogenindeks, sigma og saltholdighet i slammet; verktøyavstand og borehullsdiameter.
I en utførelse kan alle sensorsignalene lagres i masselagerinnretninger i en datamaskin (ikke vist) for gjennomgang og mulig videre analyse på tolkning når bunnhullsbore-sammenstillingen returneres til overflaten. Visse data, begrenset i mengde på grunn v båndbreddebegrensninger, kan sendes til overflateinstrumentering via borestrengens slamløp fra kommunikasjonsrørstykket 400, eller med en kabel eller andre egnede midler. I en annen utførelse kan dataene som er et resultat av verktøyets målinger lagres for postprotestering isteden for at de sendes tilbake oppover i hullet. I en annen utførelse kan dataene prosesseres nedihulls.
Selv om oppfinnelsen har blitt beskrevet med hensyn til et begrenset antall utførelser, vil fagpersoner innen området, som har støtte i denne beskrivelse, for-stå at det kan tenkes ut andre utførelser som ikke avviker fra oppfinnelsens ramme slik den her er beskrevet. Oppfinnelsens ramme skal følgelig kun avgrenses av de vedføyde krav.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte til bestemmelse av en karakteristikk for en slamblanding (61) som omgir et boreverktøy i et borehull (12) hvor et boreverktøy er mottatt, karakterisert ved: dreiing av verktøyet i borehullet (12); påføring av energi i borehullet (12) fra en energikilde anordnet i verktøyet; registrering av målesignaler som er mottatt ved en sensor (112) som er anordnet i verktøyet, fra en lokalisering rundt borehullet (12); separering av et tverrsnitt av borehullet (12) hovedsakelig vinkelrett på en lengdeakse i borehullet (12), i minst én første sektor og en annen sektor, hvor et første målesignal fra den første sektor hovedsakelig er en respons på returnerende energi som er et resultat av interaksjonen mellom den påførte energi og slamblandingen (61); og et andre målesignal fra den annen sektor hovedsakelig er en respons på returnerende energi som er et resultat av interaksjonen mellom den påførte energi og formasjonen; og utleding av en indikasjon på en intrinsikk karakteristikk i slamblandingen (61) fra det første målesignal som er assosiert med den første sektor i borehullet (12).
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor en indikasjon på en karakteristikk i slamblandingen (61) utledes for minst to av sektorene.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
hvor den intrinsikke karakteristikk er valgt fra gruppen bestående av tetthet, hydrogenindeks, saltholdighet, sigma, neutronbremselengde, neutronbremsetid, sammensetningsinformasjon fra neutronindusert gammastrålespektroskopi, og fotoelektrisk effekt.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor energien som påføres i borehullet (12) omfatter gammastråler, og den returnerende energi omfatter gammastråler som er et resultat av interaksjon med slamblandingen (61).
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor energien som påføres i borehullet (12) omfatter neutroner, og den returnerende energi omfatter stråling som er et resultat av interaksjon mellom neutronene og slamblandingen (61).
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den annen sektor inkluderer et punkt som er definert ved krysning mellom jordens gravitasjonsvektor og tverrsnittet.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den første sektor inkluderer et punkt som befinner seg motsatt i brønnhullet i forhold til et punkt som er definert ved krysning mellom jordens gravitasjonsvektor og tverrsnittet.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor energien som påføres i borehullet (12) omfatter ultrasoniske pulser, og den returnerende energi omfatter ultrasoniske pulser som gjensidig påvirker slamblandingen (61).
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor energien som påføres i borehullet (12) omfatter gammastråler, og den returnerende energi omfatter gammastråler som er et resultat av interaksjon med slamblandingen (61), idet fremgangsmåten videre omfatter registrering av identiteten til hver av de sektorer som sensoren (112) er i samtidig som verktøyet dreier seg i borehullet (12), og registrering av antallet gammastråletellinger i en flerhet av energivinduer for sensoren (112), som opptrer i hver av sektorene.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor sensoren (112) omfatter gammastråledetektorer (108,110) som befinner seg i kort og lang avstand fra en energikilde som emiterer gammastråler, og videre omfatter registrering av antallet gammastråletellinger pr. sektor for gammastråledetektoren som befinner seg i en kort avstand, og registrering av antallet gammastråletellinger pr. sektor for gammastråledetektoren som befinner seg i en lang avstand.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US24533500P | 2000-11-02 | 2000-11-02 | |
| US10/040,701 US6648083B2 (en) | 2000-11-02 | 2001-10-26 | Method and apparatus for measuring mud and formation properties downhole |
| PCT/IB2001/002847 WO2002048499A2 (en) | 2000-11-02 | 2001-11-02 | Method and apparatus for measuring mud and formation properties downhole |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20031975D0 NO20031975D0 (no) | 2003-04-30 |
| NO20031975L NO20031975L (no) | 2003-06-30 |
| NO324295B1 true NO324295B1 (no) | 2007-09-17 |
Family
ID=26717307
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20031975A NO324295B1 (no) | 2000-11-02 | 2003-04-30 | Fremgangsmate for nedihulls maling av boreslamegenskaper |
| NO20073327A NO336631B1 (no) | 2000-11-02 | 2007-07-02 | Fremgangsmåte for måling av slam- og formasjonsegenskaper nedihulls. |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20073327A NO336631B1 (no) | 2000-11-02 | 2007-07-02 | Fremgangsmåte for måling av slam- og formasjonsegenskaper nedihulls. |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6648083B2 (no) |
| CA (1) | CA2424514C (no) |
| GB (1) | GB2391308B (no) |
| NO (2) | NO324295B1 (no) |
| WO (1) | WO2002048499A2 (no) |
Families Citing this family (64)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6480118B1 (en) * | 2000-03-27 | 2002-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of drilling in response to looking ahead of drill bit |
| FR2839531B1 (fr) * | 2002-05-13 | 2005-01-21 | Schlumberger Services Petrol | Procede et dispositif de determination de la nature d'une formation en tete d'un outil de forage |
| US6891777B2 (en) * | 2002-06-19 | 2005-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface borehole evaluation and downhole tool position determination methods |
| US6944548B2 (en) * | 2002-12-30 | 2005-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation through azimuthal measurements |
| EP1441105B1 (en) * | 2002-12-31 | 2006-03-08 | Services Petroliers Schlumberger | Methods and apparatus for ultrasound velocity measurements in drilling fluids |
| US6995500B2 (en) * | 2003-07-03 | 2006-02-07 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Composite backing layer for a downhole acoustic sensor |
| US7513147B2 (en) * | 2003-07-03 | 2009-04-07 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Piezocomposite transducer for a downhole measurement tool |
| US7036363B2 (en) * | 2003-07-03 | 2006-05-02 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Acoustic sensor for downhole measurement tool |
| US7075215B2 (en) * | 2003-07-03 | 2006-07-11 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Matching layer assembly for a downhole acoustic sensor |
| US7253401B2 (en) * | 2004-03-15 | 2007-08-07 | Weatherford Canada Partnership | Spectral gamma ray logging-while-drilling system |
| US7284605B2 (en) * | 2004-09-28 | 2007-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for reducing stand-off effects of a downhole tool |
| US7619007B2 (en) | 2004-11-23 | 2009-11-17 | Adamas Pharmaceuticals, Inc. | Method and composition for administering an NMDA receptor antagonist to a subject |
| US7669668B2 (en) * | 2004-12-01 | 2010-03-02 | Schlumberger Technology Corporation | System, apparatus, and method of conducting measurements of a borehole |
| DE602006016934D1 (de) | 2005-04-06 | 2010-10-28 | Adamas Pharmaceuticals Inc | Verfahren und zusammensetzungen zur behandlung von zns-erkrankungen |
| US20080047337A1 (en) * | 2006-08-23 | 2008-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Early Kick Detection in an Oil and Gas Well |
| US8794062B2 (en) * | 2005-08-01 | 2014-08-05 | Baker Hughes Incorporated | Early kick detection in an oil and gas well |
| US9109433B2 (en) | 2005-08-01 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Early kick detection in an oil and gas well |
| JP2009503306A (ja) * | 2005-08-04 | 2009-01-29 | シュルンベルジェ ホールディングス リミテッド | 坑井遠隔計測システム用インターフェイス及びインターフェイス方法 |
| US7464588B2 (en) * | 2005-10-14 | 2008-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for detecting fluid entering a wellbore |
| WO2007089338A2 (en) * | 2005-12-16 | 2007-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for fluid influx detection while drilling |
| US7573027B2 (en) * | 2006-10-04 | 2009-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Measurement of standoff corrected photoelectric factor |
| US8194497B2 (en) * | 2007-01-16 | 2012-06-05 | Precision Energy Services, Inc. | Reduction of tool eccentricity effects on acoustic measurements |
| US7587936B2 (en) * | 2007-02-01 | 2009-09-15 | Smith International Inc. | Apparatus and method for determining drilling fluid acoustic properties |
| EP1953571B1 (en) * | 2007-02-05 | 2015-06-03 | Services Pétroliers Schlumberger | Nuclear tool used in a borehole to determine a property of the formation |
| US8244473B2 (en) * | 2007-07-30 | 2012-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for automated data analysis and parameter selection |
| US7814782B2 (en) * | 2007-08-13 | 2010-10-19 | Baker Hughes Incorporated | Downhole gas detection in drilling muds |
| US7894767B2 (en) * | 2007-08-17 | 2011-02-22 | Mitsubishi Kagaku Imaging Corporation | Methods and devices for evaluating print quality |
| US8146415B2 (en) * | 2008-05-27 | 2012-04-03 | Baker Hughes Incorporated | Downhole gas chromatograph |
| EP2324374A2 (en) * | 2008-08-26 | 2011-05-25 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and apparatus for determining formation water saturation during drilling |
| US8117907B2 (en) * | 2008-12-19 | 2012-02-21 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Caliper logging using circumferentially spaced and/or angled transducer elements |
| GB201001833D0 (en) * | 2010-02-04 | 2010-03-24 | Statoil Asa | Method |
| US9267359B2 (en) * | 2009-07-01 | 2016-02-23 | Ge Oil & Gas Logging Services, Inc. | Method and apparatus for interrogating a subterranean annulus |
| US8528429B2 (en) * | 2010-01-20 | 2013-09-10 | Babcock & Wilcox Power Generation Group, Inc. | System and method for stabilizing a sensor |
| US9031790B2 (en) * | 2010-03-23 | 2015-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for correction of borehole effects in a neutron porosity measurement |
| US9372277B2 (en) * | 2010-04-21 | 2016-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Neutron porosity downhole tool with improved precision and reduced lithology effects |
| US8581580B2 (en) * | 2010-06-02 | 2013-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole orientation sensing with nuclear spin gyroscope |
| US20120326017A1 (en) * | 2011-06-22 | 2012-12-27 | Baker Hughes Incorporated | Method of calculating formation characteristics |
| US9074467B2 (en) | 2011-09-26 | 2015-07-07 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for evaluating rock properties while drilling using drilling rig-mounted acoustic sensors |
| US10180061B2 (en) | 2011-09-26 | 2019-01-15 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and a downhole broadband transmitting system |
| US10551516B2 (en) | 2011-09-26 | 2020-02-04 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus and methods of evaluating rock properties while drilling using acoustic sensors installed in the drilling fluid circulation system of a drilling rig |
| US9624768B2 (en) | 2011-09-26 | 2017-04-18 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and telemetry system |
| US9903974B2 (en) | 2011-09-26 | 2018-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus, computer readable medium, and program code for evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and telemetry system |
| US9234974B2 (en) | 2011-09-26 | 2016-01-12 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus for evaluating rock properties while drilling using drilling rig-mounted acoustic sensors |
| US9447681B2 (en) | 2011-09-26 | 2016-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus, program product, and methods of evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and a downhole broadband transmitting system |
| US8965703B2 (en) | 2011-10-03 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Applications based on fluid properties measured downhole |
| US20140034822A1 (en) * | 2011-12-30 | 2014-02-06 | Schlumberger Technology Corporation | Well-logging apparatus including axially-spaced, noble gas-based detectors |
| US9052404B2 (en) | 2011-12-30 | 2015-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Well-logging apparatus including azimuthally-spaced, noble gas-based detectors |
| US9366133B2 (en) | 2012-02-21 | 2016-06-14 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic standoff and mud velocity using a stepped transmitter |
| US9983276B2 (en) * | 2012-06-25 | 2018-05-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole all-optical magnetometer sensor |
| US20140052376A1 (en) * | 2012-08-15 | 2014-02-20 | Pingjun Guo | Method for Cement Evaluation with Acoustic and Nuclear Density Logs |
| AU2012393570B2 (en) | 2012-11-01 | 2016-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for detecting epithermal and thermal neutrons |
| MY176714A (en) * | 2013-02-20 | 2020-08-19 | Roke Tech Ltd | Directional measurements using neutron sources |
| WO2015102617A1 (en) | 2013-12-31 | 2015-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Field emission ion source neutron generator |
| EP2932508A4 (en) | 2013-12-31 | 2015-12-23 | Halliburton Energy Services Inc | NEUTRON GENERATOR WITH NANOEMITTER ION SOURCE |
| WO2015102615A1 (en) * | 2013-12-31 | 2015-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tritium-tritium neutron generator and logging method |
| DE102014003552A1 (de) | 2014-03-12 | 2015-09-17 | Frank-Michael Jäger | Vorrichtung und Verfahren zur frühen Erkennung von Zuflüssen in Untergrundbohrungen |
| WO2016108908A1 (en) * | 2014-12-31 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time control of drilling fluid properties using predictive models |
| WO2016191026A1 (en) * | 2015-05-22 | 2016-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ borehole fluid speed and attenuation measurement in an ultrasonic scanning tool |
| WO2017030549A1 (en) * | 2015-08-17 | 2017-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and article for evaluating mud effect in imaging tool measurement |
| BR102015023982B1 (pt) | 2015-09-17 | 2022-01-25 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Método de correção de excentricidade de perfis de imagem ultrassônica |
| US20180120474A1 (en) * | 2017-12-18 | 2018-05-03 | Philip Teague | Methods and means for azimuthal neutron porosity imaging of formation and cement volumes surrounding a borehole |
| US10927659B2 (en) | 2015-12-11 | 2021-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mud cake correction of formation measurement data |
| US10823876B2 (en) | 2016-10-21 | 2020-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geochemical photoelectric logging systems and methods |
| MX2019009320A (es) * | 2017-02-08 | 2019-12-11 | teague Philip | Métodos y medios para la obtención de imágenes de porosidad azimutal de neutrones de volúmenes de formación y cemento que rodean un pozo. |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2838730A (en) * | 1953-06-23 | 1958-06-10 | Schlumberger Well Surv Corp | Method and apparatus for determining the resistivity of the mud in a bore hole |
| US3688115A (en) | 1970-06-08 | 1972-08-29 | Schlumberger Technology Corp | Borehole fluid density logging tool with non-turbulent measuring chamber flow |
| US4479564A (en) | 1979-04-12 | 1984-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for monitoring drill string characteristics during drilling |
| US4412130A (en) | 1981-04-13 | 1983-10-25 | Standard Oil Company | Downhole device to detect differences in fluid density |
| US4492865A (en) | 1982-02-04 | 1985-01-08 | Nl Industries, Inc. | Borehole influx detector and method |
| US4698501A (en) | 1985-05-16 | 1987-10-06 | Nl Industries, Inc. | System for simultaneous gamma-gamma formation density logging while drilling |
| US4637479A (en) | 1985-05-31 | 1987-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for controlled directional drilling of boreholes |
| US4879463A (en) | 1987-12-14 | 1989-11-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for subsurface formation evaluation |
| US5017778A (en) | 1989-09-06 | 1991-05-21 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for evaluating formation characteristics while drilling a borehole through earth formations |
| US5144126A (en) | 1990-04-17 | 1992-09-01 | Teleco Oilfied Services Inc. | Apparatus for nuclear logging employing sub wall mounted detectors and electronics, and modular connector assemblies |
| US5237540A (en) | 1992-08-21 | 1993-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Logging while drilling tools utilizing magnetic positioner assisted phase shifts |
| CA2133286C (en) | 1993-09-30 | 2005-08-09 | Gordon Moake | Apparatus and method for measuring a borehole |
| US5473158A (en) | 1994-01-14 | 1995-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Logging while drilling method and apparatus for measuring formation characteristics as a function of angular position within a borehole |
| US5767510A (en) | 1996-04-15 | 1998-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole invariant porosity measurement system |
| US6176323B1 (en) | 1997-06-27 | 2001-01-23 | Baker Hughes Incorporated | Drilling systems with sensors for determining properties of drilling fluid downhole |
| US6032102A (en) | 1997-07-31 | 2000-02-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring well characteristics and formation properties |
| US6285026B1 (en) * | 1999-03-30 | 2001-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole caliper derived from neutron porosity measurements |
-
2001
- 2001-10-26 US US10/040,701 patent/US6648083B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-11-02 CA CA2424514A patent/CA2424514C/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-11-02 WO PCT/IB2001/002847 patent/WO2002048499A2/en active Application Filing
- 2001-11-02 GB GB0306222A patent/GB2391308B/en not_active Expired - Fee Related
-
2003
- 2003-04-30 NO NO20031975A patent/NO324295B1/no not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-07-02 NO NO20073327A patent/NO336631B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20020096363A1 (en) | 2002-07-25 |
| CA2424514C (en) | 2011-01-04 |
| CA2424514A1 (en) | 2002-06-20 |
| US6648083B2 (en) | 2003-11-18 |
| WO2002048499A3 (en) | 2003-01-09 |
| NO20031975L (no) | 2003-06-30 |
| GB2391308B (en) | 2004-09-08 |
| NO336631B1 (no) | 2015-10-12 |
| NO20073327L (no) | 2003-06-30 |
| GB0306222D0 (en) | 2003-04-23 |
| GB2391308A (en) | 2004-02-04 |
| WO2002048499A2 (en) | 2002-06-20 |
| NO20031975D0 (no) | 2003-04-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO324295B1 (no) | Fremgangsmate for nedihulls maling av boreslamegenskaper | |
| US6768106B2 (en) | Method of kick detection and cuttings bed buildup detection using a drilling tool | |
| AU724756B2 (en) | Borehole invariant neutron porosity measurement system | |
| US7301852B2 (en) | Methods of generating directional low frequency acoustic signals and reflected signal detection enhancements for seismic while drilling applications | |
| EP3167155B1 (en) | Behind pipe evaluation techniques for well abandonment and complex annular environments | |
| NO340032B1 (no) | Forbedring av kvaliteten og oppløsningen av bilder generert ved logging under boring i undergrunnen | |
| NO315388B1 (no) | Fremgangsmåte for logging under boring, samt apparat for å måle formasjonsegenskaper som funksjon av vinkelstilling inne i et borehull | |
| NO337982B1 (no) | Asimut gruppering av tetthets- og porøsitetsdata fra en jordformasjon | |
| US6285026B1 (en) | Borehole caliper derived from neutron porosity measurements | |
| NO339136B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for bestemmelse av formasjonsresistivitet foran og asimutalt rundt borekronen | |
| US20070040110A1 (en) | Measuring wellbore diameter with an LWD instrument using compton and photoelectric effects | |
| US6907944B2 (en) | Apparatus and method for minimizing wear and wear related measurement error in a logging-while-drilling tool | |
| US8321132B2 (en) | Combining LWD measurements from different azimuths | |
| US10041343B2 (en) | Micro-sonic density imaging while drilling systems and methods | |
| NO331447B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for a fastsla kjennetegnene til en geologisk formasjon | |
| NO333890B1 (no) | Avstandskompensering for kjerneverktøy ved logging av borehull | |
| US8975574B2 (en) | Well-logging tool with azimuthal and spectral radiation detectors and related methods | |
| NO172662B (no) | Anordning for aa maale parametere nede i et borehull samt fremgangsmaate for aa logge et borehull | |
| SG187720A1 (en) | Micro-sonic density imaging while drilling systems and methods | |
| US20140346337A1 (en) | Well-Logging Tool With First And Second Azimuthal Radiation Detectors And Related Methods | |
| BRPI0717168A2 (pt) | Interpretação e resistividade de banda larga | |
| US10921486B2 (en) | Integrated logging tool | |
| Maranuk | Development of an MWD hole caliper for drilling and formation evaluation applications | |
| Maranuk | Acoustic MWD caliper improves accuracy with digital-signal technology | |
| SA02220637B1 (ar) | طريقة لقياس خواص الطمى mud والتكوين formation بقاع البئر downhole |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |