NO327960B1 - Bruk av et aksialakselerometer til nedihulls estimering av oyeblikkelig borehastighet, for kabel- og LWD-anvendelser - Google Patents
Bruk av et aksialakselerometer til nedihulls estimering av oyeblikkelig borehastighet, for kabel- og LWD-anvendelser Download PDFInfo
- Publication number
- NO327960B1 NO327960B1 NO20035561A NO20035561A NO327960B1 NO 327960 B1 NO327960 B1 NO 327960B1 NO 20035561 A NO20035561 A NO 20035561A NO 20035561 A NO20035561 A NO 20035561A NO 327960 B1 NO327960 B1 NO 327960B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- accelerometer
- downhole
- measurements
- drilling
- rop
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title abstract description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 48
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 45
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 22
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 4
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 abstract description 10
- 238000004441 surface measurement Methods 0.000 abstract description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 36
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 36
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 10
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 9
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 3
- 239000003550 marker Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 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
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005534 acoustic noise Effects 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 235000001729 chan in Nutrition 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 238000012625 in-situ measurement Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect 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
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
- E21B44/005—Below-ground automatic control systems
-
- 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
- E21B45/00—Measuring the drilling time or rate of penetration
-
- 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
- E21B47/04—Measuring depth or liquid level
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Bestemmelse av inntrengningshastighet (ROP) ved utboring har vanligvis vært basert på. overflatemålinger, og det kan da hende at man ikke oppnår en nøyaktig angivelse av den faktiske ROP-verdi. Dette kan forårsake problemer ved logging-under-utboring (LWD). På grunn av manglende høyhastighetskommunikasjon mellom overflate og nedhulls under utboring, vil en vanlig fremgangsmåte for måling av ROP på overflaten ikke kunne gi en løsning på dette problem. Den momentane ROP-verdi kan imidlertid utledes nede i borehullet med en viss grad av nøyaktighet ved å utnytte et akselerometer som anbringes på (eller nær) verktøyet for å måle akselerasjon i aksial retning. Når et trekomponents akselerometer brukes, kan fremgangsmåten benyttes for å bestemme borehullets sanne vertikale dybde.
Description
OPPFINNELSENS BAKGRUNN
1. Oppfinnelsens område
Denne oppfinnelse gjelder fremgangsmåter for å bestemme inntrengningshastigheten for en borkrone og brukes for å bestemme fremdriftshastigheten for det formål å styre driften av nedhulls loggeverktøyer. Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan benyttes for bruk både med verktøyer for måling-under-utboring (MWD) og ledningskabelverktøyer.
2. Beskrivelse av beslektet teknikk
Ved roterende utboring av brønner, slik som hydrokarbonbrønner, bringes en borkrone som er plassert ved ytterenden av en borestreng i rotasjon for derved å drive borkronen til boring inn i vedkommende formasjon. Inntrengningshastigheten (ROP) avhenger av borkronens vekt (WOB), utboringens rotasjonshastighet samt en foreliggende formasjon og også borkronens tilstand. De tidligste kjente fremgangsmåter for måling av ROP var basert på overvåkning av den hastighet hvormed borestrengen senkes ned i brønnen fra jordoverflaten. På grunn av at borestrengen, som er sammensatt av stålrør, er forholdsvis lang, vil imidlertid borestrengens elastisitet eller ettergivenhet føre til at den faktiske ROP er forskjellig fra den takt hvormed borestrengen senkes ned i borehullet.
US-patent nr. 2,688,871 til Lubinski og US-patent nr. 3,777,560 til Guignard angir fremgangsmåter for å korrigere denne forskjell ved modellering av borestrengen til å være en elastisk fjær, hvor strengens elastisitet beregnes teoretisk ut i fra borestrengens lengde og Youngs modul for det rør som anvendes til å danne vedkommende streng. Denne informasjon blir så brukt for å beregne ROP ut i fra den belastning som påføres kroken som borestrengen er opphengt i og en hastighet hvormed borestrengen senkes ned i brønnen. Disse fremgangsmåter tar imidlertid ikke med i beregningen den friksjon som borestrengen er utsatt for som en følge av kontakt med brønnens sidevegger. FR patent nr. 2,038,700 til Gosselin angir en fremgangsmåte for å korrigere for denne virkning ved å utføre en måling på stedet av modul og elastisitet. Dette oppnås ved å bestemme de spennings-variasjoner som borestrengen er utsatt for etter hvert som borkronen beveger seg nedover i brønnen inntil den berører bunnen. Da det er vanskelig å bestemme nøyaktig når borkronen berører bunnen ut i fra overflatemålinger, er strekklapper anordnet nær borkronen og telemetriutstyr er da påkrevet for å overføre den nød-vendige informasjon til jordoverflaten. Ved MWD-anvendelser vil datatakten for dette telemetri utstyr nødvendigvis være begrenset. I tillegg er denne fremgangsmåte fremdeles ikke i stand til å frembringe målinger når utboring finner sted.
Det har vært flere beskrivelser av bruk av Kalman-filtrering før å bestemme en borkrones inntrengningshastighet. Sengbush (FR 2,165,851 og AU 44,424/72), bruker en matematisk modell som kan benyttes for rullekonus-borkroner for å angi borkronens skjæringstakt. Denne modell krever kjennskap til boredybden, borkronens rotasjonshastighet og borkronens vekt. Chan i US 5,551,286 omtaler et beslektet problem for et ledningskabel-loggeverktøy på en elastisk kabel.
I US-patent nr. 4,843,875 til Kerbart, er under en innledende periode brøn-nen vedvarende utboret under en midlere tilstand, hvor verdien av borestrengens vekt F målt på jordoverflaten, er relativ konstant, og momentanverdiene av borestrengens inntrengningshastighet Vs og vekt F blir målt på jordoverflaten med forskjellige påfølgende tidspunkter. Verdien av borestrengens midlere inntrengningshastighet Vsm ved overflaten bestemmes ut i fra de målte verdier av Vs og de på-følgende verdier av dF/dt for den første deriverte med hensyn på tiden. Borestrengens tilsynelatende stivhetskoeffisient under denne innledende periode blir da fastlagt ut i fra verdiene av Vsm, Vs og dF/dt. Endelig blir hastigheten VF bereg-net. I US-patent nr. 5,551,286 til Boet blir en tilstandsrom-formulering av modellen i Ke/i>a/f-patentet anvendt sammen med et Kalman-filter for å bestemme ROP nede i borehullet. Den kvantitet som observeres i Booerer overflateforskyvningen. Fagkyndige på området vil erkjenne at et grunnleggende problem ved Kalman-filtrering er fastleggelse av den tilstandsovergangsmatrise som styrer utviklingen av tilstandsrom-modellen. Kalman-filtrering krever også intens beregningsinnsats.
US-patent 5,585,726 til Chau angir bruk av et trekomponents-akselerometer nær en borkrone som anvendes for utboring i et nært horisontalt borehull. Integrering av akselerometerutgangene utføres for å bestemme borkronens posisjon. Denne integrering er imidlertid følsom for integreringsfeil. I henhold til Chau blir, ved spesifiserte tidspunkter, en dipolantenne benyttet i forbindelse med en EM-sender på overflaten for å komme frem til en absolutt angivelse av borkronens posisjon og for å korrigere for integreringsfeil. Dette er mulig i et borehull nær hori-sontalretningen, men er upraktisk for dype brønner som utbores i forbindelse med hydrokarbonleting.
Bestemmelse av ROP er av særlig viktighet ved måling av trykk- og skjær-hastigheter i formasjoner ved verktøyer for måling-under-utboring (MWD). Ved ledningskabellogging blir flere akustiske sendere brukt i samvirke med rekker av akustiske mottakere for å bestemme disse hastigheter, idet senderne eksiteres med jevne mellomrom som har sammenheng med loggehastigheten for derved å kunne gi overtallige målinger av disse hastigheter. Ved MWD-anvendelser ved bruk av slike innretninger som er beskrevet i US-patent nr. 6,088,294 til Leggett et al, hvis innhold herved tas inn her som referanse, vil eksitering med jevne tidsmel-lomrom ikke nødvendigvis være ønskelig hvis ROP er tidsvarierende. Fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse gjør det mulig å bestemme ROP ved hjelp av forholdsvis enkle beregninger og således styre arbeidsfunksjonen for vedkommende akustiske loggeverktøy.
Vanligvis er dybdebestemmelse et mindre problem ved ledningskabelverk-tøyer. Én av de tidligste vurderinger av dette er de som fremgår av Bowers et al (US-patent 3,365,447). I henhold til Bowers blir spenningen mellom verktøyet og dets bærekabel målt, sammen med målingen av kabelens bevegelse ved jordoverflaten. Spenningen og kabelbevegelsen blir da kombinert i en datamaskin sammen med flere konstanter som representerer forskjellige egenskaper ved kabelen og dets omgivende medium for derved å frembringe et utgangssignal som representerer verktøyets bevegelse og har sammenheng med spenningsforandringene. Eksempler på bruk av akselerometere for anvendelse i ledningskabler er gitt i Chan (US-patent 4,545,242) og angir da en fremgangsmåte som gir høy oppløs-ning og apparatur for å måle dybdeposisjonen av et verktøy som er opphengt på en kabel. Verktøyet omfatter akselerometere for å måle verktøyets akselerasjon og denne måling blir kombinert med en måling av kabelens dybdeposisjon, slik at den foreliggende kabelmengde i borehullet kan bestemmes. Et Kalman-filter anvendes for kontinuerlig å anslå verktøyets hastighet og dybdeposisjon ut i fra akselerometermålinger og målinger av kabeldybde. En filtermodifikator forandrer fil-terets arbeidsfunksjon under diskontinuerlig bevegelse av verktøyet, slik at når det kjører seg fast og slipper løs igjen. En detektor festet til verktøyet avføler når verk-tøyet har kjørt seg fast og hvor lenge filteret skal modifiseres tilsvarende ved å drive detektoren til i sterkere grad å basere seg på akselerometermålinger når verktøyet er fastkjørt og gradvis vender tilbake til normal filterfunksjon når verktøy-et gjenopptar sin bevegelse etter fastkjøringen. Som angitt ovenfor, er det imidlertid spesielt når et verktøy har kjørt seg fast at integreringen av akselerometermålingene har en tendens til å bli upålitelige.
Det er videre kjent fra GB 2 352 818 A (Freedman, R et al) en fremgangsmåte fro å bestemme bevegelsene av et loggeverktøy under et målingsintervall for loggeverktøyet i et borehull inkluderende å oppnå et sett av akselerometersignaler korresponderende til akselerasjoner for loggeverktøyet langs hver av tre ortogona-le akser for loggeverktøyet under målingsintervallet. Fremgangsmåten inkluderer videre å beregne en nedre grense for bevegelsene for loggeverktøyet ved målingsintervallet når den initiale hastigheten og gravitasjonsakselerasjonen er ukjent. Den nedre grense for bevegelsen av loggeverktøyet blir brukt for å flagge gyldigheten av målingene utført av loggeverktøyet.
Det er derfor et behov for en fremgangsmåte for å bestemme et verktøys dybdebeliggenhet i et borehull og som ikke blir gjenstand for de feil som er angitt ovenfor. Foreliggende oppfinnelse vil da kunne tilfredsstille dette behov.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
Foreliggende oppfinnelse gjelder en fremgangsmåte for å bestemme nedhulls inntrengningshastighet for en boresammenstilling som fremføres i et borehull under utboring av hullet. Et akselerometer på nedhullssammenstillingen anvendes for å utføre målinger som angir den aksiale bevegelse av boresammenstillingen. I en viss utførelse av oppfinnelsen brukes disse målinger til å bestemme den aksiale bevegelseshastighet. Hastighetens maksimale- og minimale verdier fastlegges ut i fra disse målinger, og inntrengningstakten bestemmes ut i fra den antagelse at inntrengningen finner sted i diskrete trinn. Alternativt kan maksimal- eller minimalverdier for denne aksiale forskyvning bestemmes og disse verdier benyttes for å utlede en dybdekurve som en funksjon av tiden. I en alternativ utførelse av oppfinnelsen blir inntrengningshastigheten bestemt ut i fra den midlere akselerasjon for nedhullssammenstillingen og dens momentane frekvens. Den fastlagte inntreg-ningshastighet kan da brukes til å styre arbeidsfunksjonen for et verktøy for logging under utboring. Spesielt styres aktiveringen av en sender på loggeverktøyet for å gi målinger ved ønskede dybdeverdier. Disse er særlig ønskelige i matrise-loggeverktøyer, av den art som anvendes i borehullskompensert akustisk logging. Drift av andre nedhullsverktøyer kan også reguleres på grunnlag av dybdebestemmelse.
I en alternativ utførelse av oppfinnelsen blir målinger utført av akselerometere også brukt til å anslå dybdebeliggenheten av et nedhullsverktøy som fremfø-res på en ledningskabel.
Ytterligere trekk og fordeler ved den foreliggende oppfinnelse vil fremkom-me av de tilhørende patentkravene.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
Fig. 1 (kjent teknikk) viser en skjematisk skisse av boreutstyr med nedhulls sensoranordninger og akselerometere. Fig. 2a visere en utførelse av en akustisk sensoranordning for bruk i forbindelse med utstyret i henhold til foreliggende oppfinnelse. Fig. 2b viser en alternativ utførelse av en akustisk sensoranordning for bruk i sammenheng med utstyret i henhold til foreliggende oppfinnelse. Fig. 3 viser posisjonene for en sender og mottakere som anvendes for å utlede akustiske hastigheter i formasjoner. Fig. 4 viser en sammenligning mellom ROP bestemt ved fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse og ROP-målinger utført på jordoverflaten. Fig. 5a, 5b og 5c viser eksempel på akselerometersignaler, fastlagte hastigheter og fastlagt forskyvning i nedhullssammenstilling. Fig. 6a og 6b viser et eksempel på det fastlagte ROP og boredybden for data i fig. 5a.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
Fig. 1 viser en skjematisk skisse av et eksempel på boreutstyr 10 med ned-hullsutstyr som inneholder en akustisk sensoranordning og overflateinnretninger. Dette er en modifisering (omtalt nedenfor) av den anordning som er omtalt i US-patent nr. 6,088,294 til Leggettei al. Som vist omfatter utstyret 10 en vanlig derrik 11 bygget opp på et derrikgulv 12 som understøtter et rotasjonsbor 14 som drives i rotasjon ved en primær bevegelsesinnretning (ikke vist) med ønsket rotasjonshastighet. En borestreng 20 som omfatter en borerørseksjon 22 strekker seg nedover fra rotasjonsboret 14 inn i et borehull 26. En borkrone 50 er festet til borestrengen nede i borehullet og bryter ned de geologiske formasjoner når den rote-res. Borestrengen 20 er koplet til et trekkverk 30 via en drivrørkopling 21, en svivel 88 og en line 29 gjennom en sammenstilling av trinser 27. Under boreoperasjo-nene blir trekkverket 30 drevet til å regulere vekten på borkronen samt inntreg-ningshastigheten for borestrengen 20 innover i borehullet 26. Driften av trekkverket 30 er vel kjent innenfor fagområdet og vil således ikke bli nærmere beskrevet her.
Under borearbeidene blir et egnet borefluid (vanligvis betegnet som "slam" på fagspråket) 31 fra en slamgrop 32 sirkulert under trykk gjennom borestrengen 20 ved hjelp av en slampumpe 34. Borefluidet 31 passerer fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en avsuger 36, fluidledning 38 og drivrørsledd 21. Borefluidet blir avgitt ved borehullets bunn 51 gjennom en åpning i borkronen 50. Borefluidet strømmer så opphulls gjennom ringrommet 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 26 og løper ut i slamgropen 32 gjennom en returledning 35. Fortrinnsvis er mange forskjellige sensorer (ikke vist) hensiktsmessig lagt ut på jordoverflaten i samsvar med kjente fremgangsmåter innenfor fagområdet for å frembringe informasjon om de forskjellige borerelaterte parametere, slik som fluidmengdestrøm, vekt på borkrone, kraklast, etc.
En overflatereguleringsenhet 40 mottar signaler fra nedhullssensorene og
-innretningene via en sensor 43 plassert i fluidledningen 38 og behandler slike signaler i samsvar med programmerte instruksjoner som avgis til reguleringsenheten på jordoverflaten. Denne reguleringsenhet på overflaten fremviser ønskede boreparametere og annen informasjon på en fremviser/monitor 42, og den informasjon anvendes av en operatør for å styre borearbeidene. Reguleringsenheten 40 på overflaten inneholder en datamaskin, minne for datalagring, dataregistrerer og andre periferiske enheter. Reguleringsenheten 40 på overflaten inkluderer mo-deller og behandler data i samsvar med programmerte instruksjoner og responser på brukerkommandoer som føres inn gjennom egnede enheter, slik som et tasta-tur. Reguleringsenheten 40 er fortrinnsvis innrettet for å utløse alarmer 44 når visse usikre eller uønskede arbeidsforhold opptrer.
Eventuelt er en boremotor eller slammotor 55 koplet til borkronen 50 over en drivaksel (ikke vist) som er anordnet i en lagersammenstilling 57 og roterer borkronen 50 når borefluidet 31 passerer gjennom slammotoren 55 under trykk. Lagringssammenstillingen 57 tar opp de radiale og aksiale krefter på borkronen 50, det nedoverrettede trykk på boremotoren 55 og den reaktive oppoverrettede motkraft fra den påførte vekt på borkronen. En stabilisator 58 som er koplet til lagringssammenstillingen 57 gjør tjeneste som sentraliserer for det nederste parti av slammotorsammenstillingen.
Delsammenstillingen 59 nede i borehullet (også betegnet som bunnhullssammenstillingen eller "BHA"), som da inneholder de forskjellige sensorer og MWD-innretninger for å utlede informasjon om vedkommende formasjon og nedhulls boreparametere samt slammotoren, er da innkoplet mellom borkronen 50 og borerøret 22. Nedhullssammenstillingen 59 er fortrinnsvis en modulær konstruk-sjon, hvor de forskjellige bestanddeler utgjøres av sammenkoplede seksjoner slik at hver enkelt slik seksjon kan utskiftes når så ønskes.
Fremdeles under henvisning til fig. 1, er det vist at BHA også fortrinnsvis inneholder sensorer og innretninger i tillegg til de ovenfor omtalte sensorer. Slike innretninger omfatter en innretning for å måle formasjonens resistivitet nær inntil og/eller foran borkronen 50, en gammastråleinnretning for å måle formasjonens gammastråleintensitet, samt innretninger for å bestemme helning og asimut for borestrengen 20. Innretningen 64 for måling av formasjonsresistivitet er fortrinnsvis koplet på oversiden av den nedre brønnspark-undersammenstilling 62 som avgir signaler hvorfra formasjonens resistivitet i nærheten av eller forut for borkronen 50 kan bestemmes. En dobbelt forplantnings-resistivitetsinnretning med én eller flere par senderantenner 66a, 66b i avstand fra én eller flere mottakeranten-ner 68a og 68b kan da anvendes. Det anvendes da magnetiske dipoler som ar-beider nedenfor det midlere og lavere høyfrekventspektrum. I drift, bli de utsendte elektromagnetiske bølger avbøyd etter hvert som de forplanter seg gjennom en formasjon som omgir resistivitetsinnretningen 64. Mottakerantennene 68a og 68b detekterer de avbøyde bølger. Formasjonens resistivitet kan da utledes fra fase og amplitude for de detekterte signaler. De detekterte signaler behandles av en ned-hullskrets som fortrinnsvis er plassert i huset på oversiden av slammotoren 55 og oversendes til reguleringsenheten 40 på jordoverflaten ved bruk av et egnet tele-metrisystem 72.
Helningsmåleren 74 og gammastråleinnretningen 76 er hensiktsmessig plassert langs resistivitetsmåleenheten 64 for henholdsvis å bestemme skråstil-lingen av det parti av borestrengen som ligger nær inntil borkronen 50 og formasjonens gammastråleintensitet. En hvilken som helst helningsmåler og gammastråleinnretning kan imidlertid anvendes for formålene i forbindelse med denne oppfinnelse. I tillegg kan en asimutinnretning (ikke vist) slik som et magnetometer eller en gyroskopinnretning, anvendes for å bestemme borestrengens asimut-stilling. Slike innretninger er kjent innenfor fagområdet og vil således ikke bli beskrevet her mer detaljert. I den ovenfor omtalte konfigurasjon overføres slammotoren 55 effekt til borkronen 50 gjennom ett eller flere hule aksler som forløper gjennom den resistivitetsmålende innretning 64. Den hule akse gjør det mulig for borefluid å passere fra slammotoren 55 til borkronen 50.1 en alternativ utførelse av borestrengen 20, kan slammotoren 55 være koplet på undersiden av den resistivitetsmålende innretning 64 eller på et hvilket som helst annet egnet sted.
Borestrengen 20 innholder en sensorsammenstilling oppdelt i moduler, en motorsammenstilling og brønnspark-enheter. I en foretrukket utførelse omfatter sensorsammenstillingen en resistivitetsinnretning, en gammastråleinnretning og en helningsmåler, som alle befinner seg i et felles hus mellom borkronen og slammotoren. Slike sensorsammenstillinger i henhold kjent teknikk vil være velkjent for fagkyndige på området og vil derfor ikke bli nærmere omtalt her.
Nedhullssammenstillingen omfatter i henhold til foreliggende oppfinnelse fortrinnsvis en MWD-seksjon som i sin tur underholder en nukleær innretning for måling av formasjonsporøsitet, en nukleær densitetsmålende innretning og en akustisk sensoranordning plassert på oversiden av slammotoren 55 for å utlede formasjon som kan være nyttig for å evaluere og utprøve underjordiske formasjoner langs borehullet 26. De foretrukne konfigurasjoner av den akustiske sensoranordning vil senere bli beskrevet under henvisning til fig. 2a og 2b. I henhold til foreliggende oppfinnelse kan det anvendes en hvilken som helst av de kjente innretninger for å måle formasjonsdensitet. En hvilken som helst tidligere kjent måle-innretning for måling av densitet ved bruk av en gammastrålekilde kan anvendes. I bruk vil gammastråler som sendes ut fra kilden trenge inn i formasjonen hvor de kan vekselvirke med formasjonen og svekkes. Svekkingen av gammastrålene må-les ved hjelp av en egnet detektor og ut i fra dette kan formasjonens densitet bestemmes.
Den porøsitetsmålende innretning utgjøres fortrinnsvis av en innretning som generelt er omtalt i US-patent nr. 5,144,126, som er overdratt til innehaveren av foreliggende oppfinnelse og tas inn her som referanse. Denne innretning omfatter en nøytronemitterende kilde og en detektor for å måle de resulterende gammastråler. I bruk blir høyenerginøytroner sendt ut i den omgivende formasjon. En egnet detektor måler nøytronenergiens forsinkelse på grunn av dens vekselvirkning med hydrogen og atomer som foreligger i formasjonen. Andre eksempler og nukleære loggeinnretninger er omtalt i US-patenter nr. 5,126,564 og 5,083,124.
De ovenfor omtalte innretninger sender data til telemetriutstyret 72 nede i borehullet, og som i sin tur sender de mottatte signaler opphulls til reguleringsenheten 40 på jordoverflaten. Telemetriutstyret nede i borehullet mottar også signaler og data fra reguleringsenheten 40 på toppen av borehullet og viderefører slike mottatte signaler og data til de korrekte nedhullsinnretninger. I henhold til foreliggende oppfinnelse benyttes fortrinnsvis en slampuls-telemetriteknikk for å kommunisere data fra nedhullsensorer og innretninger under boreprosessene. En omformer 43 som er plassert i slamforsyningsledningen 38 detekterer de slampul-ser som er i samsvar med utsendte data fra telemetriutstyret 72 nede i borehullet. Omformeren 43 genererer elektriske signaler i samsvar med de mottatte slam-trykkvariasjoner og sender ut slike signaler over lederen 45 til reguleringsenheten 40 på jordoverflaten. Andre telemetriteknikker, slik som elektromagnetiske og akustiske teknikker eller en hvilken som helst annen egnet teknikk, kan da anvendes for formål i samsvar med denne oppfinnelse.
Et nytt særtrekk ved foreliggende oppfinnelse er bruk av én eller flere beve-gelsessensorer 80a, 80b for å utføre målinger av akselerasjon på komponentene i nedhullssammenstillingen. En foretrukket utførelse av oppfinnelsen er da bevegel-sesfølerne akselerometere. Akselerometeret 80a er fortrinnsvis plassert på den akustiske sensorsammenstilling 40 for å frembringe målinger av de akustiske sen-sorsammenstillingers bevegelse. Akselerometeret 80b er fortrinnsvis plassert nær inntil borkronen 50 for å utføre målinger av de bevegelser av borkronen som kan være forskjellig fra bevegelsen av den akustiske sensorsammenstilling på grunn av ettergivenhet av de mellomliggende partier av bunnhullssammenstillingen. For formål som går ut på å bestemme inntrengningshastigheten og regulere driften av den akustiske sensorsammenstilling (omtalt ovenfor), er tilstrekkelig for at aksele-rometerne er følsomme for aksial bevegelse. Hvis imidlertid informasjon om bore-forhold og borkronens tilstand er påkrevet, kan akselerometeret 80b utgjøres av et trekomponents-akselerometer.
Fig. 2a er en skjematisk skisse av et parti 200 av den undersammenstilling nede i borehullet som omfatter akustisk sensorutstyr i henhold til foreliggende oppfinnelse og anbrakt i den MWD-seksjon som er vist i fig. 1. Det underutstyr 200 som er vist i fig. 2a er fortrinnsvis plassert mellom slammotoren 55 og telemetri-seksjonen 72 nede i borehullet. Underutstyret 200 inneholder en nukleær densitetsmålende innretning 202 og en nukleær porøsitetsmålende innretning 204 av den type som er beskrevet tidligere, og innbyrdes atskilt av en akustisk isolator-seksjon 206. Densitetsinnretningen 202 og porøsitetsinnretningen 204 kan være innelukket i et felles hus 208 eller være utformet som individuelle seksjoner eller moduler. En første akustisk sender eller sett av sendere Ti er plassert mellom densitetsinnretningen 202 og den første isolator 206. En andre akustisk sender eller sett av sendere T2 er plassert på den andre siden av porøsitetsinnretningen 204 og en andre akustisk isolator 210. Flere akustiske mottakere Ri, R2, ... Rn er anbrakt i aksial avstand fra hverandre eller mellom senderne Ti og T2. Avstanden d2 mellom senderen Ti og midtpunktet av fjernmottakeren i mottakerrekken 212 er da fortrinnsvis mindre enn fire og en halv meter (4,5), mens avstanden di mellom senderen T2 og nærmottakeren i mottakerrekken 212 er ikke mindre enn ti centi-meter (10). Akselerometeret 80a kan være plassert på et hvilket som helst hensiktsmessig sted (ikke vist) nær inntil de akustiske sendere og mottakere for å ut-føre målinger av akselerasjonen av partiet 200 i nedhullssammenstillingen. Som det vil bli beskrevet nedenfor, kan akselerometermålingene anvendes for å bestemme en parameter av interesse for boresammenstillingen.
Hver av senderne og mottakerne er koplet til elektroniske kretser (ikke vist) som bringer de akustiske sendere til å generere akustiske pulser ved forut-bestemte tidsintervaller og mottakerne til å ta i mot akustiske signaler som har for-plantet seg gjennom formasjonen, samt også reflektert akustiske signaler fra bo-rehullsformasjonene. I en viss driftsmodus blir det akustiske utstyr, for å bestemme formasjonens akustiske hastigheter, selektivt aktivert når utboringen og det akustiske utstyr for å bestemme informasjon for leiegrenser blir aktivert når bore-aktiviteten stoppes, for derved i vesentlig grad å redusere akustisk støy som gene-reres av borkronen. I en alternativ driftsmodus, kan både målinger av hastighets-og leiegrenser utføres mens boringen er i gang. Andre egnede driftsmodi kan også benyttes i forbindelse med utstyret i henhold til foreliggende oppfinnelse.
I det foreliggende utstyr er en mottakerrekke på to eller flere mottakere å fo-retrekke fremfor et mindre antall mottakere for å kunne utføre flere akustiske målinger. Det er kjent at de akustiske målingers kvalitet kan forbedres ved å utnytte mottakerrekker med et stort antall mottakere. I drift blir senderne fortrinnsvis ener-gisert flere ganger innenfor en kjent tidsperiode og de mottatte signaler stakkes for å oppnå forbedret oppløsning. Slike databehandlingsteknikker ville være velkjent innenfor fagområdet og vil bare kort bli beskrevet her. Det skal henvises til fig. 3, hvor det ved henvisningstallet 305 er angitt plasseringen av senderen Ti og mottakerne R-i, R2l R3, R4, R5 og R6 ved et første tidstilfelle. Ved en dybde som er angitt ved 301 befinner det seg en utvasking i borehullsveggen 303 slik at diamete-ren av borehullet er større over den angitte dybde 301 enn nedenfor. Ved borehullskompensert logging blir formasjonshastigheter bestemt ved å måle tidsfor-skjeller mellom signaler som er avbøyd gjennom formasjonen. Det vil innses at forskjellen mellom ankomsttider ved henholdsvis mottaker R3 og mottaker R4 vil være påvirket av den angitte forandring av borehullsdiameteren ved 301, og derfor ikke gi noen nøyaktig måling av formasjonens akustiske hastighet. Et hvilket som helst mottakerpar som ikke forbinder seg på hver sin side av forandringen i borehullets diameter kan da gi en måling som angir formasjonshastigheten. Også vist i fig. 3 er det angitt posisjoner 307, 309 for den akustiske sammenstilling når boringen er ført videre frem. Ved aktivering av senderen i slike dybdenivåer som TN1 og TO1 kan det innses at ytterligere redundante målinger kan utføres, idet f.eks. 307 viser at mottakerne RN3 og R04 befinner seg i samme dybde som mottakerne R4 og R5 ved tidstilfellet 305. Stakking av signalene er således mulig for å forbedre signal/støy-forholdet. En viktig faktor når det gjelder å utføre dette er kjennskap til
ROP.
Senderen Ti drives fortrinnsvis ved en forut valgt frekvens mellom 5 og 20 KHz. Nedhullsdatamaskinen 150 bestemmer vandringstiden forde akustiske signaler og således også disse akustiske signalers hastighet gjennom formasjonen ved å behandle signaler fra senderen T-i og mottakerne under bruk av en hvilken som helst av de metoder som er kjent innenfor fagområdet. Ved de konfigurasjoner som er vist i fig. 2a-b er alle akustiske sensorer plassert på oversiden av slammotoren 55. Alternativt kan visse av mottakerne anbringes på oversiden av slammotoren mens de øvrige er plassert under slammotoren.
Det vil være åpenbart for fagkyndige på området at på grunn av den be-grensede funksjonsevne for slampulstelemetri, vil styring av sendernes igang-setting fra jordoverflaten ikke være mulig selv om ROP nede i borehullet kunne vært fastlagt på jordoverflaten ved bruk av en hvilken som helst av de metoder som er omtalt ovenfor. Av denne grunn blir i henhold til foreliggende oppfinnelse ROP bestemt nede i borehullet. Den omtale som nå følger vil gjelde for enhver av de akselerometerposisjoner som er omtalt ovenfor.
I en første utførelse av oppfinnelsen antas det at den faktiske boreprosess omfatter en serie av inntrengningstrinn for borkronen i vedkommende berggrunn under oppbryting av berggrunnen. For å anslå ROP blir akselerometerdata a(t) først integrert ved bruk av trapesoid-regelen for å utlede momentane hastigheter v(t), slik som ved:
Med den antagelse at inntrengningsprosessen finner sted i trinn, blir ROP så an-slått som en sum av alle lokale maksimal- eller minimumsverdier for disse hastigheter, slik som ved: eller fra
hvor v; = v(i ts) med ts som et punktprøvingsintervall, hvor n er det totale antall punktprøver og k" og k<+> er konstanter. Det faktiske valg avhenger av det tegn som vanligvis brukes for akselerometerutgangen. ROP defineres vanligvis med økende dybdeangivelse nedover. Hvis imidlertid akselerometerutgangen har en positiv
oppoverrettet retning, så vil imidlertid ligning (3) bli valgt, mens i det tilfelle akselerometerutgangen er positiv i retning nedover, så vil ligning (2) bli brukt. Integrering av ligning (2) eller ligning (3) vil da gi den relative dybdeforandring for nedhullssammenstillingen.
Det skal nå henvises til fig. 4, hvor det er angitt en sammenligning mellom de resultater som er oppnådd ved nedhullsmålinger 401 og overflatemålinger 403. Den horisontale akse er tidsaksen. Ved typiske arbeidsprosesser vil punktprøver bli tatt ved tidsintervaller som ligger 30-60 sekunder fra hverandre, mens ROP er angitt langs den vertikale akse. I det viste eksempel er skalaen fot/time. Den totale overensstemmelse er god, men nedhullsmålingene viser diskontinuiteter som ikke finnes i overflatemålingene. Dette er imidlertid å forvente da overflatemålingene vil bli utjevnet ut i fra ettergivenheten av den mellomliggende borestreng.
I henhold til den andre utførelse av oppfinnelsen utføres også en integrering av akselerometerdata. Som i ligning (1) utføres en integrering av akselerometermålingene for å gi hastigheten:
Det bør bemerkes at i ligning (4) er den innledende hastighet av borestrengen in-kludert med egen angivelse. Integreringen av ligning (4) gir da:
hvor d(t) angir tilbakelagt avstand. Ved integrering av a(t) og fjerning av den midlere verdi v(0), oppnås den dynamiske del av hastigheten v(t). På lignende måte kan den dynamiske del av den tilbakelagte avstand oppnås ved å fjerne dens middelverdi av forskyvning så vel som ved å subtrahere helningen t<*>v(0). Integreringen utføres ved hjelp av trapesoidmetoden. Feltet 501 i fig. 5a viser en opptegning av borkroneakselerasjon. Positiv akselerasjon defineres å være økende hastighet oppover. Betegnelsene 503 og 504 i fig. 5b og 5 c viser henholdsvis den dynamiske hastighet og den dynamisk tilbakelagte avstand ved bruk av den ovenfor angitte fremgangsmåte. Atter vil positiv hastighet og positiv dynamisk avstand være i retning oppover. 80 sekunder av data er vist.
Da borkronens inntrengning i formasjonen finner sted ved knusing (berg-grunnskroner) eller skjæring (PDC-kroner) av berggrunnsformasjonen kan borkronens kumulative avstandsforskyvning brukes til å beregne den resulterende ROP. Da borkronen vibrerer (aksialt) omkring en middelverdi, vil forskyvning nedover fra denne middelverdi være den som sørger for inntrengning i berggrunnen. Ved start fra den innledende posisjon og i henhold til denne fremgangsmåte vil borkronens forskyvninger på steder hvor den har en minimumsverdi bli addert i rekkefølge, for derved å utlede den kumulative avstandsforskyvning etter hvert som tiden skrider frem. Det bør bemerkes at i fig. 6b vil dybden være positiv i retning nedover og øke med tiden. Ved bruk av den tid som har forløpt ved hver av disse steder med maksimum nedoverrettet avstandsforskyvning, kan dybden og en inkremental ROP beregnes på følgende måte:
og eller
hvor i angir det sted hvor avstandsforskyvningen dj har et minimum på den måte
som er angitt i fig. 5c. Ligning (7a) gir en inkremental ROP-verdi, mens ligning (7b) gir en midlere ROP-verdi. Vist i fig. 6 er ROP og dybde utledet ved bruk av denne metode. Hvis akselerometerets utgang regnes om positiv nedover, så vil åpenbart maksimalverdier bli valgt.
I en annen utførelse av oppfinnelsen blir den momentane inntrengningshastighet fastlagt ved hjelp av en frekvensanalyse av vedkommende akselerometerdata. Den momentane ROP-verdi blir da fastlagt ved å bruke:
hvor k er en skalabestemmende faktor, A er den midlere akselerasjonsverdi og f er den mediane momentanfrekvens for akselerometersignalet. A bestemmes som den midlere verdi av omhylningen av akselerometerutgangen over et visst tidsvindu. f utledes først ved å bestemme den momentane frekvens på akselerometerutgangen for flere tidspunkter over et tidsvindu, hvorpå deres medianverdi utledes. Bestemmelse av den momentane frekvens for et signal vil være kjent for fagkyndige på området og er f.eks. omtalt i en artikkel av Barnes med tittelen "The Calculation of Instantaneous frequency and Instantaneous bandwidth", Geophy-sics bind 57 nr. 11, sidene 1520-1524.
I en annen utførelse av oppfinnelsen blir trekomponents-akselerometere brukt for å angi tre bevegelseskomponenter av nedhullsverktøyet i stedet for bare den aksiale komponent. De tre komponenter utgjøres fortrinnsvis av de tre innbyrdes bevegelseskomponenter vinkelrett på hverandre. Ved bruk av den metodologi som er beskrevet ovenfor, kan da tre komponenter av nedhullssammenstillingens bevegelse utledes. Disse kan da kombineres for å angi den sanne vertikale dybde (TVD) for nedhullssammenstillingen.
Det skal nå henvises tilbake til fig. 2a, 2b og 3, hvor i henhold til en viss ut-førelse av oppfinnelsen ROP og den avstand som tilbakelegges av nedhullssammenstillingen bestemmes ved bruk av metoder som er beskrevet ovenfor. Den således fastlagte ROP-verdi blir så brukt for å aktivere de foreliggende én eller flere sendere på nedhullssammenstillingen til enhver tid når nedhullssammenstillingen har vandret en spesifisert avstand langs borehullet. Dette gjør det mulig å behandle de akustiske data ved bruk av fremgangsmåter av samme art som blir anvendt ved ledningskabelanvendelser.
Fremdeles under henvisning til fig. 2a, 2b og 3, kan den utførelse av oppfinnelsen som er omtalt i et tidligere avsnitt også anvendes ved andre typer MWD-målinger hvor det er hensiktsmessig å utlede målinger som er påvirket av verk-tøyets posisjon i borehullet samt borehullets ujevnheter (innbefattet utvaskinger). Eksempler på disse er resistivitetsmålinger og nukleære målinger. Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan også anvendes i sammenheng med reservo-ar-punktprøvingsinnretninger. Eksempler på slike innretninger er gitt i US-patenter nr. 5.803.186, 6.047.239 og 6.157.893 (til Berger et al). Som det ville være kjent for fagkyndige på området, er kjennskap til den absolutte dybde hvor en forma-sjonsfluidprøve blir tatt ut av stor viktighet ved reservoarevaluering og -utvikling. Punktprøvingen av fluidet er typisk ferdig utført når dybden i punktprøvingsinnret-ningen for formasjonsfluid blir lik en spesifikk verdi. Alternativt kan fluidpunkt-prøvingsinnretningen drives i et dybdeområde som er tilnærmet fastlagt ut i fra overflatemålinger. Foreliggende oppfinnelse er spesielt egnet for pålitelige dybde-bestemmelser i slike tilfeller.
For å bestemme sann formasjonsdybde på pålitelig måte, startes i henhold til foreliggende oppfinnelse i det tilfelle den benyttes i sammenheng med en MWD-utføreise ved en referansedybdemåling hvorifra utboringen er satt i gang. Denne kan bestemmes ved hjelp av en hvilken som helst av flere fremgangsmåter. En slik fremgangsmåte benytter et egnet navigeringsverktøy, slik som en gyroinnret-ning eller et magnetisk leteverktøy, på en nedhullsinnretning for å bestemme en absolutt måling av det sted hvor boringen startet. Referansemarkeringer, slik som radioaktive eller magnetiske markører på foringen kan også benyttes. Deretter blir ved bruk av akselerometerbaserte målinger som beskrevet ovenfor den absolutte dybde og/eller den sanne vertikale dybde fastlagt etter hvert som utboringen skrider frem.
Fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse er også egnet for bruk sammen med ledningskabelverktøyer. Som angitt i avsnittet med overskrift "Oppfinnelsens bakgrunn", vil ledningskabelverktøyer ha lett for å bli fastklemt. I tillegg kan strekningen i kabel være ikke-uniform når kabelen selv er oppbundet inne i borehullet. Fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse er også egnet for bruk sammen med ledningskabel-loggeverktøy. Som det vil være kjent for fagfolk på området, blir loggeverktøyer i et borehull vanligvis senket ned til en spesifisert dybde og deretter trukket ut fra borehullet. Dette sikrer at det alltid vil foreligge stramming på ledningskabelen og verktøyet beveges med en hastighet som er lik den hastighet hvorved ledningskabelen blir viklet opp en opptaksspole på overflaten. Hvis målingene skulle utføres mens verktøyet ble senket ned i borehullet, ville det foreligge en mulighet for at den faktiske verktøybevegelse ville være meget langsommere enn den hastighet hvormed ledningskabelen slippes ut fra overflaten. Dette vil da resultere i en eventuelt betydelig forskjell mellom målte dybder på overflaten og den faktiske dybdebeliggenhet av verktøyet. I sjeldne tilfeller kan målinger utføres ved hjelp av et ledningskabelverktøy mens verktøyet nedsenkes. I begge tilfeller vil foreliggende oppfinnelsesgjenstand kunne utføres hovedsakelig som beskrevet ovenfor med den forskjell at uttrykket "inntrengningshastighet" ikke vil ha den samme mening som det har i forbindelse med en utbo-ringssammenstilling. Når det brukes sammen med et ledningskabelverktøy ville følgelig et mer nøyaktig uttrykk være "verktøyets bevegelseshastighet" og dette burde da bli brukt.
Det finnes også situasjoner hvori den relative dybde regnet fra bunnen av hullet vil være av spesiell interesse. Denne verdi vil da kunne bestemmes enten ved å trekke en borestreng eller en ledningskabel ut av et utboret hull, eller den kan også være relativ dybde utledet fra en tidligere fastlagt brønnbunn. I en annen situasjon hvor relativ dybdeangivelse er av viktighet i seg selv er med referanse til en stratigrafisk markør. Denne stratigrafiske markør kan være opprettet ved hjelp av andre loggeverktøyer og indikerer når et bestemt geologisk grensenivå er blitt passert. I mange situasjoner er det ønskelig å innlede en formasjonsevaluering med en spesifisert dybde regnet fra toppen av en bestemt stratigrafisk markør. Foreliggende oppfinnelse vil da være nyttig i slike situasjoner.
Skjønt fremstillingen ovenfor er rettet på de foretrukne utførelser av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner fremgå klart for fagkyndige på området. Det er da tilsiktet at alle slike utførelsesvariasjoner innenfor omfanget av og idéinnhol-det i de etterfølgende patentkrav skal omfattes av den fremstilling som er gitt ovenfor.
Claims (3)
1. Fremgangsmåte for å bestemme en dybdebeliggenhet for et loggeverktøy som innføres på en ledningskabel i et borehull under utførelse av fremgangsmåten, idet fremgangsmåten omfatter: (a) utførelse av målinger ved hjelp av minst ett akselerometer (80a,80b) på loggeverktøyet ved flere tidspunkter, slik at disse målinger angir minst én aksial bevegelseskomponent for loggeverktøyet, (b) bestemmelse ut i fra akselerometermålingene en aksial hastighet for loggeverktøyet ved de flere tidspunkter, (c) identifisering av flere maksimalverdier og flere minimalverdier for den aksiale hastighet, og (d) bestemmelse av en inntrengningstakt fra de flere maksimalverdier eller flere minimalverdier.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,
karakterisert ved at det minst ene akselerometer (80a,80b) omfatter et trekomponentakselerometer, og fremgangsmåten videre omfatter bestemmelse av en sann vertikal dybde for loggeverktøyet.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1 eller 2,
karakterisert ved videre å omfatte å integrere nevnte inntrengningstakt og å oppnå den relative dybdeforandring.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US29829901P | 2001-06-14 | 2001-06-14 | |
PCT/US2002/018912 WO2002103158A1 (en) | 2001-06-14 | 2002-06-13 | Use of axial accelerometer for estimation of instantaneous rop downhole for lwd and wireline applications |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20035561D0 NO20035561D0 (no) | 2003-12-12 |
NO20035561L NO20035561L (no) | 2004-02-12 |
NO327960B1 true NO327960B1 (no) | 2009-10-26 |
Family
ID=23149903
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20035561A NO327960B1 (no) | 2001-06-14 | 2003-12-12 | Bruk av et aksialakselerometer til nedihulls estimering av oyeblikkelig borehastighet, for kabel- og LWD-anvendelser |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6769497B2 (no) |
CA (1) | CA2450653C (no) |
GB (1) | GB2393520B (no) |
NO (1) | NO327960B1 (no) |
WO (1) | WO2002103158A1 (no) |
Families Citing this family (78)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7688306B2 (en) * | 2000-10-02 | 2010-03-30 | Apple Inc. | Methods and apparatuses for operating a portable device based on an accelerometer |
US6520013B1 (en) * | 2000-10-02 | 2003-02-18 | Apple Computer, Inc. | Method and apparatus for detecting free fall |
GB2385422B (en) * | 2002-02-18 | 2004-04-28 | Schlumberger Holdings | Depth correction |
US7026950B2 (en) * | 2003-03-12 | 2006-04-11 | Varco I/P, Inc. | Motor pulse controller |
US8185365B2 (en) * | 2003-03-26 | 2012-05-22 | Smith International, Inc. | Radial force distributions in rock bits |
US7234539B2 (en) | 2003-07-10 | 2007-06-26 | Gyrodata, Incorporated | Method and apparatus for rescaling measurements while drilling in different environments |
WO2005071225A1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-08-04 | Cmte Development Limited | Automated drill string position survey |
US6957580B2 (en) | 2004-01-26 | 2005-10-25 | Gyrodata, Incorporated | System and method for measurements of depth and velocity of instrumentation within a wellbore |
GB2411726B (en) * | 2004-03-04 | 2007-05-02 | Schlumberger Holdings | Downhole rate of penetration sensor assembly and method |
US7204308B2 (en) * | 2004-03-04 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole marking devices and methods |
US7299884B2 (en) * | 2004-03-17 | 2007-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Seismic measurements while drilling |
US7117605B2 (en) | 2004-04-13 | 2006-10-10 | Gyrodata, Incorporated | System and method for using microgyros to measure the orientation of a survey tool within a borehole |
US7647182B2 (en) * | 2004-07-15 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Apparent dip angle calculation and image compression based on region of interest |
US7200492B2 (en) | 2004-07-15 | 2007-04-03 | Baker Hughes Incorporated | Apparent dip angle calculation and image compression based on region of interest |
US7283910B2 (en) * | 2004-07-15 | 2007-10-16 | Baker Hughes Incorporated | Incremental depth measurement for real-time calculation of dip and azimuth |
US7196516B2 (en) | 2004-08-16 | 2007-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Correction of NMR artifacts due to constant-velocity axial motion and spin-lattice relaxation |
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 |
US8376065B2 (en) * | 2005-06-07 | 2013-02-19 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring drilling performance in a sub-based unit |
US7604072B2 (en) * | 2005-06-07 | 2009-10-20 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for collecting drill bit performance data |
US7849934B2 (en) * | 2005-06-07 | 2010-12-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for collecting drill bit performance data |
US8100196B2 (en) * | 2005-06-07 | 2012-01-24 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for collecting drill bit performance data |
US7639016B2 (en) * | 2005-08-10 | 2009-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Downhole multi-phase flow imager |
US7804302B2 (en) | 2005-08-10 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for enhancing formation resistivity images obtained with downhole galvanic tools |
US7857046B2 (en) * | 2006-05-31 | 2010-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for obtaining a wellbore schematic and using same for wellbore servicing |
WO2007146350A2 (en) * | 2006-06-14 | 2007-12-21 | Baker Hughes Incorporated | Pileup rejection |
US8122954B2 (en) * | 2006-09-20 | 2012-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Downhole depth computation methods and related system |
US8528637B2 (en) | 2006-09-20 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Downhole depth computation methods and related system |
US8899322B2 (en) * | 2006-09-20 | 2014-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Autonomous downhole control methods and devices |
US8065085B2 (en) | 2007-10-02 | 2011-11-22 | Gyrodata, Incorporated | System and method for measuring depth and velocity of instrumentation within a wellbore using a bendable tool |
US7823658B2 (en) * | 2008-05-09 | 2010-11-02 | Baker Hughes Incorporated | Analyzing resistivity images for determining downhole events and removing image artifacts |
US8004279B2 (en) * | 2008-05-23 | 2011-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Real-time NMR distribution while drilling |
US7946357B2 (en) * | 2008-08-18 | 2011-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with a sensor for estimating rate of penetration and apparatus for using same |
US8245792B2 (en) * | 2008-08-26 | 2012-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with weight and torque sensors and method of making a drill bit |
US8210280B2 (en) * | 2008-10-13 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Bit based formation evaluation using a gamma ray sensor |
US8095317B2 (en) | 2008-10-22 | 2012-01-10 | Gyrodata, Incorporated | Downhole surveying utilizing multiple measurements |
US8185312B2 (en) | 2008-10-22 | 2012-05-22 | Gyrodata, Incorporated | Downhole surveying utilizing multiple measurements |
US8215384B2 (en) * | 2008-11-10 | 2012-07-10 | Baker Hughes Incorporated | Bit based formation evaluation and drill bit and drill string analysis using an acoustic sensor |
US8065087B2 (en) | 2009-01-30 | 2011-11-22 | Gyrodata, Incorporated | Reducing error contributions to gyroscopic measurements from a wellbore survey system |
US8392340B2 (en) * | 2009-03-13 | 2013-03-05 | Apple Inc. | Method and apparatus for detecting conditions of a peripheral device including motion, and determining/predicting temperature(S) wherein at least one temperature is weighted based on detected conditions |
US8330459B2 (en) * | 2009-05-08 | 2012-12-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for NMR measurements in small boreholes |
US20100300755A1 (en) * | 2009-06-02 | 2010-12-02 | Baker Hughes Incorporated | System and method for estimating velocity of a downhole component |
US8162077B2 (en) * | 2009-06-09 | 2012-04-24 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with weight and torque sensors |
US8245793B2 (en) * | 2009-06-19 | 2012-08-21 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for determining corrected weight-on-bit |
US9238958B2 (en) * | 2009-09-10 | 2016-01-19 | Baker Hughes Incorporated | Drill bit with rate of penetration sensor |
US20110108325A1 (en) * | 2009-11-11 | 2011-05-12 | Baker Hughes Incorporated | Integrating Multiple Data Sources for Drilling Applications |
US8573327B2 (en) | 2010-04-19 | 2013-11-05 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for estimating tool inclination using bit-based gamma ray sensors |
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 |
US9041547B2 (en) | 2011-08-26 | 2015-05-26 | Baker Hughes Incorporated | System and method for stick-slip correction |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
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 |
US9024633B2 (en) | 2012-02-06 | 2015-05-05 | Baker Hughes Incorporated | NMR data accuracy and resolution by formation modeling |
US9097818B2 (en) | 2012-02-06 | 2015-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Kerogen porosity volume and pore size distribution using NMR |
US8912916B2 (en) | 2012-02-15 | 2014-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Non-uniform echo train decimation |
US9027670B2 (en) | 2012-06-21 | 2015-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling speed and depth computation for downhole tools |
US11480705B2 (en) * | 2013-04-01 | 2022-10-25 | Oliden Technology, Llc | Antenna, tool, and methods for directional electromagnetic well logging |
US9593571B2 (en) * | 2013-05-30 | 2017-03-14 | Schlumberger Technology Coproration | Determining correct drill pipe length and formation depth using measurements from repeater subs of a wired drill pipe system |
WO2015050841A1 (en) * | 2013-10-03 | 2015-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole measurement and survey tools with conformable sensors |
GB2535930B (en) * | 2014-01-02 | 2020-07-08 | Shell Int Research | System and method for making downhole measurements |
CA2953575C (en) * | 2014-08-21 | 2020-04-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling a wellbore |
MX2017003098A (es) * | 2014-09-11 | 2017-05-23 | Halliburton Energy Services Inc | Aleaciones de tierras raras como marcadores de agujeros. |
CN104500038B (zh) * | 2014-12-31 | 2017-07-07 | 郑州光力科技股份有限公司 | 钻机打钻深度测量仪及使用该测量仪的钻机 |
US10724359B2 (en) * | 2015-06-19 | 2020-07-28 | Conocophillips Company | System and method for event detection using streaming signals |
US10393904B2 (en) * | 2015-11-06 | 2019-08-27 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Predicting stress-induced anisotropy effect on acoustic tool response |
GB2569083B (en) * | 2016-12-07 | 2021-08-04 | Halliburton Energy Services Inc | Measuring invisible lost time in drilling operations |
GB2581550B (en) | 2017-05-15 | 2022-01-05 | Landmark Graphics Corp | Method and system to drill a wellbore and identify drill bit failure by deconvoluting sensor data |
WO2019067987A1 (en) | 2017-09-29 | 2019-04-04 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | HOLE DOWN SYSTEM FOR DETERMINING A PENETRATION RATE OF A DOWNHOLE TOOL AND ASSOCIATED METHODS |
WO2019118963A1 (en) | 2017-12-15 | 2019-06-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Systems and methods for downhole determination of drilling characteristics |
AU2019207660A1 (en) * | 2018-01-10 | 2020-07-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Apparatus and method for downhole measurement |
US10989828B2 (en) | 2018-02-17 | 2021-04-27 | Datacloud International, Inc. | Vibration while drilling acquisition and processing system |
US20190257964A1 (en) * | 2018-02-17 | 2019-08-22 | Datacloud International, Inc. | Vibration while drilling acquisition and processing system |
US11028685B2 (en) | 2018-07-02 | 2021-06-08 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole rate of penetration measurement |
US11920459B2 (en) | 2019-12-20 | 2024-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Estimating rate of penetration using pad displacement measurements |
US12044117B2 (en) | 2022-03-03 | 2024-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for estimating downhole weight on bit and rate of penetration using acceleration measurements |
Family Cites Families (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB252818A (en) | 1925-03-12 | 1926-06-10 | Hector Arthur Hughes | A new or improved advertising device |
US2688871A (en) | 1949-01-03 | 1954-09-14 | Lubinski Arthur | Instantaneous bit rate of drilling meters |
GB1058243A (en) | 1963-07-12 | 1967-02-08 | Ici Ltd | Thiophen derivatives |
FR2038700A5 (en) | 1969-03-26 | 1971-01-08 | Inst Francais Du Petrole | Determination of the velocity of advance- - ment of a drilling tool at its cutting edge |
FR2119862B1 (no) | 1970-12-30 | 1973-11-23 | Schlumberger Prospection | |
NL7209281A (no) | 1971-09-15 | 1973-03-19 | ||
US4545242A (en) | 1982-10-27 | 1985-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring the depth of a tool in a borehole |
US4783742A (en) * | 1986-12-31 | 1988-11-08 | Sundstrand Data Control, Inc. | Apparatus and method for gravity correction in borehole survey systems |
US4797822A (en) | 1986-12-31 | 1989-01-10 | Sundstrand Data Control, Inc. | Apparatus and method for determining the position of a tool in a borehole |
FR2614360B1 (fr) | 1987-04-27 | 1989-06-16 | Forex Neptune | Procede de mesure de la vitesse d'avancement d'un outil de forage |
US4794822A (en) * | 1987-12-14 | 1989-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Rock bit manufacturing method |
US5019978A (en) | 1988-09-01 | 1991-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Depth determination system utilizing parameter estimation for a downhole well logging apparatus |
FR2670531B1 (fr) * | 1990-12-12 | 1993-02-19 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour mesurer la vitesse d'avancement d'un equipement progressant dans un puits. |
GB2264562B (en) | 1992-02-22 | 1995-03-22 | Anadrill Int Sa | Determination of drill bit rate of penetration from surface measurements |
FR2703727B1 (fr) | 1993-04-09 | 1995-06-30 | Schlumberger Services Petrol | Procédé et dispositif pour déterminer une correction de profondeur pour un outil de diagraphie dans un puits de pétrole. |
US5720355A (en) | 1993-07-20 | 1998-02-24 | Baroid Technology, Inc. | Drill bit instrumentation and method for controlling drilling or core-drilling |
US5657547A (en) * | 1994-12-19 | 1997-08-19 | Gyrodata, Inc. | Rate gyro wells survey system including nulling system |
US6088294A (en) | 1995-01-12 | 2000-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with an acoustic measurement-while-driving system for determining parameters of interest and controlling the drilling direction |
US5585726A (en) | 1995-05-26 | 1996-12-17 | Utilx Corporation | Electronic guidance system and method for locating a discrete in-ground boring device |
GB9818117D0 (en) * | 1998-08-19 | 1998-10-14 | Halliburton Energy Serv Inc | Surveying a subterranean borehole using accelerometers |
US6459992B1 (en) * | 1999-07-12 | 2002-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining logging tool displacements |
AU774168B2 (en) | 1999-08-05 | 2004-06-17 | Baker Hughes Incorporated | Continuous wellbore drilling system with stationary sensor measurements |
US6484819B1 (en) * | 1999-11-17 | 2002-11-26 | William H. Harrison | Directional borehole drilling system and method |
US6742604B2 (en) * | 2002-03-29 | 2004-06-01 | Schlumberger Technology Corporation | Rotary control of rotary steerables using servo-accelerometers |
-
2002
- 2002-06-11 US US10/167,332 patent/US6769497B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-06-13 WO PCT/US2002/018912 patent/WO2002103158A1/en not_active Application Discontinuation
- 2002-06-13 GB GB0328883A patent/GB2393520B/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-06-13 CA CA002450653A patent/CA2450653C/en not_active Expired - Fee Related
-
2003
- 2003-12-12 NO NO20035561A patent/NO327960B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2393520B (en) | 2005-03-16 |
NO20035561L (no) | 2004-02-12 |
WO2002103158A1 (en) | 2002-12-27 |
NO20035561D0 (no) | 2003-12-12 |
CA2450653A1 (en) | 2002-12-27 |
GB0328883D0 (en) | 2004-01-14 |
US20020195276A1 (en) | 2002-12-26 |
US6769497B2 (en) | 2004-08-03 |
GB2393520A (en) | 2004-03-31 |
CA2450653C (en) | 2007-12-04 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO327960B1 (no) | Bruk av et aksialakselerometer til nedihulls estimering av oyeblikkelig borehastighet, for kabel- og LWD-anvendelser | |
US10539001B2 (en) | Automated drilling optimization | |
US10982526B2 (en) | Estimation of maximum load amplitudes in drilling systems independent of sensor position | |
US4662458A (en) | Method and apparatus for bottom hole measurement | |
US7063174B2 (en) | Method for reservoir navigation using formation pressure testing measurement while drilling | |
NO342789B1 (no) | Boring av brønnboringer med optimale fysiske borestrengforhold | |
EP3055502B1 (en) | Downhole closed loop drilling system with depth measurement | |
US20060180349A1 (en) | Time and depth correction of MWD and wireline measurements using correlation of surface and downhole measurements | |
US20110234230A1 (en) | Azimuthal At-Bit Resistivity and Geosteering Methods and Systems | |
NO317680B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for a bestemme boremodus med formal a optimalisere formasjonsevalueringsmalinger | |
CN103998713A (zh) | 用于自动钻压传感器校准和调节钻柱的屈曲的系统和方法 | |
WO1993007514A1 (en) | System for real-time look-ahead exploration of hydrocarbon wells | |
US11867051B2 (en) | Incremental downhole depth methods and systems | |
EP3724447B1 (en) | Systems and methods for downhole determination of drilling characteristics | |
US10526886B2 (en) | Systems and methods employing an acoustic caliper tool with tool inclination correction | |
US20200277823A1 (en) | Drilling apparatus and method for the determination of formation location | |
NO321332B1 (no) | Anordning for akustisk maling av lydhastighet og laggrense-posisjoner i grunnformasjoner under boring av et borehull | |
US20230193740A1 (en) | Estimation of maximum load amplitudes in drilling systems using multiple independent measurements | |
US11079513B2 (en) | Evaluation of formation composition using neutron induced gamma spectroscopy tools | |
NO324741B1 (no) | Fremgangsmate for kalibermaling av en bronnboring ved bruk av et gamma/gamma-tetthetsmaleinstrument |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |