NO333516B1 - Fremgangsmate for optimalisert formasjonslogging under boring - Google Patents
Fremgangsmate for optimalisert formasjonslogging under boring Download PDFInfo
- Publication number
- NO333516B1 NO333516B1 NO20034229A NO20034229A NO333516B1 NO 333516 B1 NO333516 B1 NO 333516B1 NO 20034229 A NO20034229 A NO 20034229A NO 20034229 A NO20034229 A NO 20034229A NO 333516 B1 NO333516 B1 NO 333516B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling
- drill string
- measurements
- mode
- borehole
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 84
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title description 32
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 16
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 15
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 71
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 5
- 230000005923 long-lasting effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 31
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 15
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 11
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 4
- 230000005415 magnetization Effects 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 230000005534 acoustic noise Effects 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000002075 inversion recovery Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 238000001472 pulsed field gradient Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
-
- 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
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
Det finnes mange naturlige pauser under rotasjonsboringsoperasjoner hvor en del av borestrengen er stasjonær. Pausene omfatter borerørtilkoplinger, sirkuleringstid og fiskeoperasjoner. Disse pausene blir brukt til å utføre målinger for evaluering av formasjonene som tar lang tid eller som drar nytte av en stille omgivelse i stedet for de naturlig støyende boreomgivelsene. Forskjellige teknikker som er følsomme for slamstrømningen, borestrengens hengende vekt eller bevegelsen til borestrengen kan brukes hver for seg eller i kombinasjon for å identifisere boremodus og styre sekvensen for anskaffelse av data.
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører i hovedsak en anordning og en fremgangsmåte for å måle egenskapene til en jordformasjon som gjennomtrenges av et borehull, og særlig en anordning og en fremgangsmåte for å bestemme en boremodus for å optimalisere målinger for evaluering av formasjoner. For å utføre nedihullsmålinger under boringen av et borehull er det kjent systemer for måling-under-boring- (MWD) og/eller logging-under-boring- (LWD) som måler forskjellige anvendelige parametere og egenskaper, eksempelvis formasjonenes motstand og den naturlige gammastråleutsendelsen fra formasjonene. Signaler som representerer disse nedihullsmålingene blir sendt til overflaten med en slampuls-telemetri-anordning som koder informasjonen i trykkpulser innvendig i borestrengen og kontrollerer slamstrømmen. Pulsene går oppover via slammet til overflaten hvor de blir detektert og dekodet slik at nedihulls-målingene er tilgjengelige for observa-sjon og tolkning ved overflaten hovedsakelig i sanntid. Alternativt har det også vist seg å være nyttig å anbringe en datamaskin med tilstrekkelig minne for å lagre disse målingene midlertidig nedihulls, inntil borestrengen blir fjernet fra borehullet.
US patent nr. 5.130.950, 5.241.273, 5.017.778, 5.148.407, 5.585.556 og 5.705.927, beskriver MWD-verktøy som benytter seg av kjernemagnetisk resonans-, soniske, seismiske, nukleære eller elektromagnetiske målinger. Verktøyene ifølge teknikkens stilling har ulemper som begrenser deres anvend-barhet innenfor bruksområdene MWD og/eller LWD. Soniske, resistivitets, nukleære, elektromagnetiske, og seismiske målinger er direkte påvirket av borestøyen. For eksempel, kan energien som må bli detektert ved borekronen være svært liten selv om den akustiske energien som blir generert ved overflaten vanligvis er svært stor, p.g.a. geometrisk spredning og demping av de akustiske bølgene i undergrunnsformasjonen. I mange tilfeller er borestøyen flere størrelsesordener større enn den akustiske bølgeenergien som sprer seg fra overflaten til undergrunns-MWD-detektoren. I tillegg, er MWD og LWD kjerne-magnetiske resonansmålinger direkte influert av verktøyets vertikale og sideveis bevegelse. For eksempel, p.g.a. tiden som foreskrives for å oppnå TV og T2-målinger, kan formasjonsegenskapene forandre seg under målingssekvensen. Disse tidligere nevnte faktorene påvirker MWD- og/eller LWD-målinger på en negativ måte.
Fra US5242020 fremgår det en fremgangsmåte for å sette i drift en uttrekkbar arm for et formasjonsevaluerende MWD-verktøy. En arm er inkorporert i en formasjonsevaluerende MWD-krage eller rørdel for å strekke seg utover fra verktøyet og for å opprettholde direkte og kontinuerlig kontakt med borehullsveggen (for eksempel formasjonen)
I en støyende boreomgivelse, gjør verktøy i henhold til kjent teknikk kjernemagnetisk resonans-, soniske, elektromagnetiske, nukleære og seismiske målinger som er direkte påvirket av den vertikal bevegelse, sideveis bevegelse og borestøyen. Ingen av MWD- og/eller LWD-verktøyene bestemmer boremodusen og modifiserer sekvensen for anskaffelse av data for å optimalisere målinger for evaluering av formasjoner i samsvar med dette.
Den kjente teknikkens tidligere nevnte ulemper blir overvunnet ved hjelp av oppfinnelsens fremgangsmåte for bestemmelse av boremodus for å optimalisere målingene for evaluering av formasjoner. En borestreng som omfatter et MWD-verktøy, et LWD-verktøy eller et antall verktøy, borer et borehull i formasjonen. Vanlige operasjoner ved roterende boring omfatter mange naturlige pauser der verktøyet er stasjonært: tid for forbindelses når en ny seksjon med borerør blir lagt til borestrengen, sirkuleringstid når slam blir sirkulert og borerøret kan bli rotert og fiskings- eller rykkingstid (fishing or jarring time) mens borestrengen sitter fast og må bli frigjort før boringen kan gjenopptas. Disse naturlige pausene som vil oppstå uten å forstyrre vanlige boringsoperasjoner, blir brukt for å gjøre tidkrevende målinger for evaluering av undergrunnsformasjonen eller som gjør seg nytte av en stille omgivelse, eksempelvis kjernemagnetisk resonans-, seismiske, soniske, nukleære eller elektromagnetiske målinger. En overlagt pause som forårsaker at en del av borestrengen er stasjonær kan bli satt i gang. Den foreliggende oppfinnelsen vedrører således en fremgangsmåte for modifisering av en sekvens for ervervelse av data. Fremgangsmåten omfattende trinn med å tilveiebringe en sekvens for ervervelse av data for ett borehull som skal bores. Sekvensen for ervervelse av data utføres under boring av borehullet. Ett eller flere gjeldende nedihullsforhold detekteres under boring av borehullet. En gjeldende modus av boreprosessen identifiseres basert på den ene eller de flere detekterte gjeldene nedihullsforhold under boring av borehullet. Den gjeldende sekvens for ervervelse av data modifiseres basert på den identifiserte gjeldende modus av boreprosessen under boring av borehullet.
For å utnytte pauseintervallet til å optimalisere formasjonsevalueringsmålingene detekterer foreliggende oppfinnelse forhold nede i borehullet, bestemmer boreprosessens driftsmodus og modifiserer sekvensen for tilveiebringelse av data. De detekterte forholdene nedihulls omfatter strømning av boreslam, borestrengens akselerasjon, bøying av borestrengen, borestrengens hengende vekt (weight-on-bit) og borestrengens rotasjon. Modusene for borefremgangsmåten omfatter boring, glidning, inn-/utkjøring, sirkulering, fisking, en kort tur (opp eller ned) og borerørforbindelser.
Fordelene med den foreliggende oppfinnelsen vil fremgå fra den følgende beskrivelse av de vedlagte tegninger. Det legges vekt på at tegningene kun er ment som en illustrasjon og er ikke ment å definere oppfinnelsen.
Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere i tilknytning til tegningene, hvor Fig. 1 forestiller en foretrukket utførelsesform av en MWD-borestreng som utnytter pauser i boringen til å utføre målinger for evaluering av formasjonene til en jordformasjon; og Fig. 2 er en grafisk fremstilling av den foreliggende oppfinnelsen brukt til bestemmelse av en boremodus.
Med henvisning til fig. 1 er en borestreng 10 plassert i et borehull 16 og omfatter lengder med borerør 12 og vektrør 14. En borekrone 18 ved borestrengens 10 nedre ende blir rotert av en motorsammenstillings 20 utgangsaksel som igjen blir drevet av borefluid eller boreslam som blir sirkulert ned via en kanal i borestrengen 10. Borefluidet går ut av borestrengen 10 via dysen i borekronen 18 og sirkuleres så oppover i området mellom utsiden av borestrengen 10 og borehullets 16 periferi. Motorsammenstillingen 20 omfatter en drivseksjon 22 (rotor/stator eller turbin) og en sammenstilling av borerørsledd 24 som gir en liten avbøyd vinkel i størrelsesorden 0,5 - 2 grader. Som man kjenner til på fagområdet vil borekronen 18 avvike i en retning som er bestemt av verktøyover-flatens retning som borestrengen 10 blir rettet etter når borekronen 18 kun blir drevet av borekronemotoren 20 (med en ikke roterende borestreng) [heretter kalt "glidning"]. Når det er ønskelig å bore hovedsakelig rett, blir både borestrengen 10 og borekronemotoren 20 rotert i passende hastigheter.
Et verktøy 32, forbundet med borestrengen 10, er konstruert for evaluering av formasjoner under boring (LWD), karakterisering av borestrengen under boring (MWD) eller en kombinasjon av disse (LWD/MWD). Det er innenfor forståelsen av oppfinnelsens gjenstand å ha en rekke verktøy 32 forbundet med borestrengen
10. Et LWD-verktøy eller et verktøy som kombinerer både LWD- og MWD-egenskaper drives for å måle undergrunnsformasjonens kjernemagnetisk resonans-, seismiske, soniske, elektromagnetiske eller nukleære egenskaper. Eksempler på verktøy med disse egenskapene er omfattet i for eksempel US patent nr. 5.055,787, 5.017.778, 5.448.227, 5.280.243 og 5.148.407. Den forutgående teknologien for evaluering av formasjoner under boring er i hovedsak kjent av de som kjenner fagområdet. Et typisk MWD-verktøy 32 kan eksempelvis måle nedihullsforhold som borestrengens hengende vekt, dreiemomentet som er påført borekronen, borehullets helning og asimutmessige retning, slamets motstand, borehullstrykk og -temperatur, samt forskjellige andre egenskaper i forbindelse med undergrunnsformasjonen som blir gjennomboret av borekronen. MWD-verktøyet 32 drives for å telemetere informasjon til overflaten hovedsakelig i sanntid. Boreslam som blir pumpet ned gjennom borestrengen 10 passerer gjennom en anordning som modulerer slamstrømmen for å lage en strøm med trykkpulser som blir detektert av en føler ved overflaten. Ventilens drift blir modulert av en styreenhet i respons til elektriske signaler fra en innsats som mottar målingsdata fra sensorer inne i verktøyet 32. Følgelig er trykkpulsene som blir detektert ved overflaten over en viss tidsperiode direkte tilknyttet spesielle målinger som er gjort nedihulls. Den tidligere nevnte teknologi som gjør bruk av slampulstelemetri er kjent av de som kjenner fagområdet. Andre systemer for telemetri med slampuls eksempelvis de som lager positive pulser, negative pulser eller en kombinasjon av positive og negative pulser er også dekket av oppfinnelsens gjenstand.
En delsammenstilling med sensorer 26 er omfattet i borestrengen 10 og huser eksempelvis elementer som sensorer, kretskort, batterier og forskjellige andre gjenstander. Undersammenstillingen med sensorer 26 omfatter magnetometere og/eller akselerometere for å detektere rotasjonsmessig, sideveis og aksiell bevegelse av borestrengen 10. Delsammenstillingen med sensorer 26 kan være forbundet med verktøy 32 eller være laget som en integrert del av verktøyet. En øvre stabilisator 28 er plassert for hovedsakelig å sentrere verktøystrengen i borehullet ved dette punktet. En nedre stabilisator 30 er plassert for å stabilisere motorens utgående aksel og borekronens 18 rotasjon.
Standard operasjoner i forbindelse med rotasjonsboring omfatter mange naturlige pauser der verktøyet 32 er stasjonært: forbindelsestid når en ny seksjon av borerør 12 blir lagt til borestrengen 10, sirkuleringstid der slam blir sirkulert og der borerøret 12 blir rotert eller ikke, og fiskings- eller rykkingstid når borestrengen 10 sitter fast og må bli frigjort før boring kan gjenopptas. I samsvar med den foreliggende oppfinnelsen blir disse naturlige pausene som oppstår uten å forstyrre vanlige boreoperasjoner, brukt for å gjøre målinger for evaluering av formasjoner, ved hjelp av verktøy 32 eller en rekke verktøy 32 som bruker lang tid eller som drar nytte av rolige omgivelser eksempelvis kjernemagnetisk resonans-, seismiske, soniske, nukleære eller elektromagnetiske målinger. Alternativt kan man ta en overveid pause istedenfor å vente på en naturlig pause under boringsoperasjonen og gjøre at et stykke av borestrengen er stasjonært.
En forbedret evalueringsmåling av formasjonen kommer til sin rett under pauseintervallet siden støy og vibrasjoner forårsaket av boringsoperasjonen er eliminert og verktøyet 32 er stasjonært med hensyn til formasjonen slik at formasjonens egenskaper ikke blir forandret under måleoperasjonen. Den regelmessige avstanden mellom borerørforbindelsene muliggjør at kvalitets-kontroller og kalibreringsoperasjoner blir utført ved jevne dybdeintervaller. For å bruke pauseintervallene til optimalisering av målinger for evaluering av formasjoner er det nødvendig å detektere nedihullsforhold, bestemme driftsmodus og modifisere sekvensen for innhenting av data for å gjøre stasjonære målinger under pauseintervallet. Driftsmodus kan omfatte, men er ikke begrenset til boring, glidning, inn-/utkjøring, sirkulering, forbinding, korte turer og fisking. Gjenstander omfattet inne i borestrengen 10 og som blir brukt for å bestemme boremodus er eksempelvis sensorer, kretskort, batterier og magnetometere og/eller akselo-metere. Disse gjenstandene kan være inne i verktøyet 32 eller i delsammenstillingen med sensorer 26. Disse gjenstandene kan imidlertid være plassert hvor som helst inne i borestrengen 10.
I sensorens delsammenstilling 26 eller i verktøyet 32, brukes målingene om nedihullsforhold enkeltvis eller i forskjellige kombinasjoner, i et kretskort som inne-holder digitale logiske kretser, for automatisk å bestemme modus for boringens fremgangsmåte:
I tabell I indikerer et "ja" at en modus for boringens fremgangsmåte er detektert av den oppfangede nedihullstilstanden, "nei" indikerer at modus for boreprosessen ikke er detektert av den oppfangede nedihullsomstendighet, og "N/A" indikerer at en modus for boringens fremgangsmåte ikke er konkluderbart bestemt av det oppfangede nedihullsforholdet. Modus for boreprosessen angitt med et halvskritt opp foreskriver ytterligere målinger og/eller historien til strømnings-, akselerasjons-, borestrengens hengende vekt-, rotasjons- eller bøyingsmålinger for å skille mellom disse modusene.
Fig. 2 illustrerer på en grafisk måte et representativt flytskjema for å bestemme boremodus. Verktøy 32 detekterer nedihullsforhold, for eksempel slammets strømning, akselerasjon (aksiell og tverrgående), bevegelse (rotasjon og sideveis), borestrengens hengende vekt og bøying. En som kjenner fagområdet vil forstå at fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse bestemmer boremodus så fremt det er gitt én eller flere målinger av nedihullsforhold. Flytskjemaet vil variere etter antallet og type målinger av nedihullsforhold som blir gitt faktorer for å bestemme boremodus.
For eksempel gjenspeiler flytskjemaet på fig. 2 en fremgangsmåte for å bestemme boremodus gitt de følgende målingene av nedihulls-forhold: slammets strømning, rotasjon og akselerasjon. Ved steg 110 føler en detekteringsanordning slamstrømning. Et kretskort som er forbundet med databussen for kraft og kommunikasjon mellom verktøyene, kan bli brukt for å detektere energi kutt eller datatrafikk til databussen og derved signalisere en pause forårsaket av en driftsmodus hvor en del av borestrengen er stasjonær, dvs. borerørforbindelser, korte turer (opp eller ned) inn-/utkjøring eller en fiskeoperasjon. Trykksensorer for å undersøke slamstrømmen eller rotasjon av borekronens aksel kan bli brukt for å detektere kontinuerlig driftsmodus, dvs. boring, glidning eller slammets strømningssirkulasjon.
Hvis slamstrøm er detektert, føler en detektor borestrengens 10 (steg 120) rotasjonsbevegelse. Verktøyoverflatens retningen til blir målt ved hjelp av magnetometere og/eller akselerometere i sensorrørdelen 26 eller MWD-verktøyet 32. Hvis det er slamstrømning, indikerer rotasjonsbevegelse kontinuerlig driftsmodus, dvs. boring eller sirkulasjon av slamstrømmen. På den andre siden, tilskrives fraværet av rotasjonsbevegelse glidning eller sirkulasjon av slam-strømmen. Detektering av rotasjonsbevegelse av borestrengen bestemmer ikke driftsmoduser, eksempelvis slammets strømningssirkulasjon der borerøret er stasjonært, på en endelig måte.
Hvis rotasjonsbevegelse detekteres, føler et akselerometer borestrengens 10 (steg 130) tversgående akselerasjon. Hvis det er tverrgående akselerasjon, bestemmes driftsmoduset å være borende (steg 140). Hvis det ikke er tversgående akselerasjon, blir driftsmoduset bestemt å være slammets strømnings-sirkulasjon (steg 150).
Hvis det ikke er detektert rotasjonsbevegelse ved steg 120, føler et akselerometer borestrengens 10 tverrgående akselerasjon (steg 160). Når det finnes tverrgående akselerasjon, blir driftsmoduset bestemt å være sleidende (steg 170). Hvis det ikke er tverrgående akselerasjon, blir driftsmoduset bestemt å være sirkulasjon av slamstrøm (steg 180).
Hvis slamstrøm ikke blir detektert ved 110, føler en detektor, eksempelvis et akselerometer, borestrengens 10 aksielle akselerasjon (steg 190). Undervisse forhold, gjennomgår borerøret aksiell bevegelse selv når slamstrømmen er stoppet, for eksempel ved uttrekning av drivrøret ved den øvre enden av borestrengen. Hvis det ikke er slamstrøm, indikerer aksiell akselerasjon ved steg 200 kontinuerlig driftsmodus, for eksempel inn-/utkjøring eller korte turer (opp eller ned). På den annen side, hvis det ikke er slamstrøm, tilskrives fraværet av akselerasjon ved steg 210 modus for drift til å være borerørforbindelse- eller fiske. Ytterligere målinger og/eller historien til strømnings-, akselerasjons- og rotasjons-målingene er nødvendige for ytterligere å skille driftsmodusene identifisert ved steg 200 og 210.
I den foreliggende oppfinnelse føler en detektor, eksempelvis deforma-sjonsmålere i vektrøret, borestrengens hengende vekt, bøying eller torsjon. Målerne kan enten gi signal om kontinuerlig drift, dvs. boring eller glidning, eller et pauseintervall forårsaket av borerørforbindelser, sirkulasjon av slamstrøm, korte turer (opp eller ned) eller inn-/utkjøring (steg 210 eller 240). Detektering av borestrengens hengende vekt, torsjonen eller bøyingen bestemmer ikke på en endelig måte enkelte driftsmodus eksempelvis en fiskeoperasjon hvor borerøret stasjonært.
Etter automatisk bestemmelse av en boremodus, for eksempel en pause under boringsoperasjonen, gjør verktøy 32 kjernemagnetisk resonans-, seismiske, soniske, nukleære eller elektromagnetiske målinger ved å bruke en anskaffelses-modus for målingene passende for det detekterte boremoduset. Det er en rekke anvendelige formasjonsmålinger som kan bli gjort under pauseintervallet. Hvis verktøyet 32 fremskaffer NMR-målinger, kan pauseintervallet bli brukt for å optimalisere verktøyets NMR-målinger. Pauseintervallet blir fortrinnsvis brukt for innstilling av verktøyet 32. Feltet B0kan forandre seg på en uforutsigbar måte p.g.a. oppsamling av magnetiske rester eller bruddstykker på verktøyet 32 eller på en mer forutsigbar måte p.g.a. forandringene i temperatur. Innstilling av verktøyet 32 er lettere når verktøyet er stasjonært og blir gjennomført på forskjellige måter avhengig av om det blir brukt en salpunkt- (saddle point) eller en gradientgeometri.
I tilfellet der det er en salpunktgeometri, har NMR-signalet et maksimum for coo = yBoved salpunktet. Ved å feie over frekvenser på leting etter Larmorfrekvensen, er den samme geometrien og volumet sikret for det sensitive området. Ved bruk av et gradientverktøy, er leting etter Larmorfrekvensen verken nødvendig eller mulig. Målingen blir alltid gjort ved resonansfrekvensen og derved unngår man den tidkrevende letingen etter Larmorfrekvensen. Ulempen med gradientmålingen er at det kan være nødvendig å gjøre en korreksjon hvis volumet til det sensitive området forandrer seg ettersom B0forandrer seg. En mulig løsning av dette problemet for et gradientverktøy består av de følgende steg: 1. Optimalisering av pulsvarigheten for en gitt frekvens©0ved å variere 90° og/eller 180° pulsvarigheter, henholdsvis t90og ti8o, for å oppnå maksimumssignalet. For eksempel for 180°-pulsen,
180 180
n = JyBi/(t)dt = yBif/(t)dt * t-iaoyB-iF, der funksjonen f(t) og faktoren F
0 0
er kjent. Dette fremskaffer Bi i det sensitive volumet.
2. Bestemme av antennens kvalitetsfaktor Q enten ved å bruke en liten innsprøytningssløyfe (injection loop) som induserer et signal i antennen og bestemmer den totale forsterkningen til mottakerstien (receiver path), retting forden kjente forsterkningen til mottakerelektronikken, eller ved måling av
styrken til antennens signal i en liten oppsamlingssløyfe (pickup loop).
3. Siden B-i <r Ql<f>(r) hvor <f>(r) beskriver den kjente radielle avhengigheten av feltet B-i, kan man finne <f»(r) og invertere den for å få den effektive radiusen og følgelig volumet til det sensitivet området.
Som et annet eksempel, kan pauseintervallet bli brukt for å fremskaffe T2-målinger med et NMR-verktøy 32. De bråkete boringsomgivelsene, og spesielt sideveis bevegelse av borerøret, gjør NMR-målinger vanskelig. NMR-målinger er nødvendigvis trege og kan bestå av en temmelig lang sekvens med pulser og ekkoer. Med oppfinnelsens gjenstand, gir pauseintervallet under boringsoperasjoner en utmerket mulighet til å skaffe seg formasjonsdata.
En passende måling under pauseintervallet er typebestemmelse av hydrokarboner (hydrocarbon typing), hvor det gjøres en måling som reagerer på hydrokarbonets bulkegenskaper. Dette kan ofte omfatte Ti og T2i en størrelses-orden på noen få sekunder, og målingstiden er svært lang og kan være flere titalls sekunder eller mer. De følgende eksemplene på Ti og T2-målinger med NMR-anordninger fremgår i R. Akkurt, H. J. Vinegar, P.N. Tutunjian, og A. J. Guillory, NMR Logging of Natural Gas Reservoirs, THE LOG ANALYST (November-Desember 1996).
I tabell 2 er T2-egenskapene basert på en kabelanordning med høy gradient (17 Gauss/cm) og med mellom-ekkotiden (inter-echo time), Te, omtrent lik 1,2 millisekunder. Referansen omfatter ikke den totale anskaffelsestiden eller antallet ekkoer. I tabell 3 er et totalt antall på 1200 ekkoer som svarer til 1,44 sekunder simulert og representerer omtrent 3<*>T2(olje) verdi av data.
I tabell 4, er egenskapene til T2basert på et loggingsverktøy av en lav-gradient type (1,7 Gauss/cm) med mellom-ekkotiden, Te, omtrent lik 6 millisekunder. Mellom-ekkotiden blir økt for å skaffe god separasjon mellom olje og gass. Ved en gradient på 1,7 Gauss/cm får man en separasjon på omtrent 1 dekade. P.g.a. redusert diffusjon er egenskapene T2forskjellige for et lav-gradientsverktøy. I henhold til tabell 5 tilsvarer det totale antallet på 750 ekkoer til omtrent 4,5 sekunder og representerer omtrent 3<*>T2(olje) verdt med data. Siden signalet i forhold til støyen varierer som en funksjon av kvadratroten til gjennom-snittet av det totale antallet målinger, kan det være ønskelig å repetere disse målingene flere ganger og sette resultatene oppå hverandre (stack the results). Enten det er en høygradients- eller lavgradients-NMR-anordning, kan boringsomgivelsene være for støyende til å gjøre lange T2-målinger. En hendelse som utløser et pauseintervall eksempelvis en borerørsforbindelse, en fiskeoperasjon eller sirkulasjon av boreslam gir en mulighet for å tillate seg en forbedret måling av T2fordi støy og vibrasjoner forårsaket av boringsoperasjonen ikke er tilstede under pauseintervallet.
Som et annet eksempel kan pauseintervallet bli brukt for å skaffe Trmålinger med et verktøy 32. Ti blir hovedsakelig kontrollert av mekanismer for overflaterelaksasjon (surface relaxation mechanisms) og blir ikke påvirket av diffusjon. Derfor er det ønskelig å kjenne til formasjonens Ti-fordeling fordi denne kan være lettere å tolke enn det tilsvarende spektret for T2. De to T2-målingene med forskjellige ventetider drøftet med referanse til tabell 2 og tabell 4 kan bli invertert for å skaffe en indikasjon på formasjonens T-i. Disse målingene kan enten lages sekvensielt ved bruk av en enkel NMR-anordning, for eksempel logging ved hjelp av en flerventingsstasjon (multi-wait station logging) eller de kan bli gjort samtidig på to forskjellige volumer av formasjonen. I begge tilfellene an-tyder de lange måletidene og behovet for et høyt forhold mellom signal og støy at målingen utføres stasjonært.
En annen teknikk for å måle Ti er inversjonsutvinning (inversion recovery). Inversjonsutvinning foreskriver en tidkrevende serie med eksperimenter. I hvert eksperiment blir ekvilibrium-magnetiseringen invertert av en 180° puls. Etter en varierende gjenvinningstid blir magnetiseringen lest fra en 90° puls som roterer det delvis gjenvunnede magnetiseringen i det tverrgående planet og produserer et målbart signal. Siden magnetiseringen må bli dempet (relaxed) i en tid som er lang i forhold til Ti mellom disse eksperimentene er disse målingene svært tidkrevende og blir vanligvis bare utført som laboratorieeksperimenter. For eksempel foreskriver en serie med 30 eksperimenter med en ventetid på 5 sekunder mellom hvert eksperiment minst 150 sekunder. En hendelse som utløser et pauseintervall eksempelvis en borerørsforbindelse, en fiskeoperasjon eller slamsirkulasjon gir en mulighet til å skaffe en forbedret måling av T-i fordi verktøyet er stasjonert under pauseintervallet.
Hvis verktøyet 32 gir akustiske målinger, kan pauseintervallet bli brukt for å skaffe en vertikal seismisk profilering under boringsmåling (VSPWD). Boringsprosessen genererer et vidt spekter av akustisk støy ettersom borekronen ødelegger fjellet for å lage et borehull. Støynivået ved seismiske frekvenser er høyt nok for detektering ved hjelp av geofoner eller hydrofoner ved overflaten mange hundre meter borte (thousands of feet away). Støynivåene avtar raskt ved høye frekvenser mens det fortsatt finnes betydelige nivåer i det soniske frekvens-båndet. Akustiske målinger under boring blir direkte influert av borestøyen. Dette er særlig tilfelle for målingene som foreskriver registrering av små ankomster eller ekkoer. VSPWD er teknikken der en kraftig akustisk kilde eksempelvis en luft-hammer (air gun) blir avfyrt ved overflaten og de seismiske bølgenes reisetid fra overflaten til borekronen blir målt ved å registrere de seismiske bølgene ved hjelp av en nedihulls akustisk mottager, eksempelvis en hydrofon eller en geofon. Selv om den akustiske energien som blir generert ved overflaten vanligvis er svært stor, kan energien som må bli detektert ved borekronen være svært liten på grunn av geometrisk spredning og dempning av de akustiske bølgene i undergrunnen. I mange tilfeller forventes borestøyen å være mange størrelsesordener større enn signalene som blir sent fra overflaten. I disse tilfellene er derfor VSPWD type målinger bare mulige når boringsprosessen har stoppet.
En annen akustisk måling som foreskriver registrering av til dels svært små energinivåer er måling med borehullssonar. I denne målingen, blir en akustisk kilde plassert nedihulls ved sammenstillingen ved bunnen av hullet og sender lydbølger inn i formasjonen. Disse bølgene reflekterer tilbake fra lagenes grenser og ekkoene blir registrert av en akustisk mottager som også er plassert i sammenstillingen i bunnen av hullet. Ekkoets styrke avhenger av avstanden fra reflektoren til borehullet, reflektiviteten til reflektoren, kildens styrke og mediets dempings-egenskaper. Siden kilden nedihulls har begrenset effekt kan refleksjonenes styrke i mange tilfeller være lavere enn boringens støynivå og sonarekkoene kan derfor bare bli detektert når boringen er stoppet.
Hvis verktøy 32 fremskaffer elektromagnetiske målinger, kan pauseintervallet bli brukt for å skaffe dyptlesende elektromagnetiske målinger. Potensielle bruksområder strekker seg fra tradisjonelle 2 MHz resistivitetsmålinger til lavere frekvensresistivitetsmålinger til grunnpenetrerende radar. Disse teknikkene foreskriver høy effekt og resulterer i relativt lave signaler. Oppfinnelsens gjenstand fremskaffer tre betydelige fordeler. For det første, blir under boring, en del av effekten fra nedihullsturbinen og/eller batterier brukt for å lade opp en elektrisk lagringsanordning eksempelvis, en kondensatorbank. Under pauseintervallet blir den lagrede energien brukt til å drive den dyptlesende EM-anordningen eller andre anordninger eksempelvis en akustisk sender. På denne måten blir høy effekt fremskaffet uten at det er nødvendig å bruke høy effekt turbin- eller batterisystemer. For det andre, når det blir gjort elektromagnetiske målinger blir mottakere som er plassert med en relativt lang avstand fra hverandre brukt til å lage de dype målingene. De lave signalnivåene som blir registrert ved disse mottakerene foreskriver omgivelser med lav støy som en har ved pauser under boringen. For det tredje, foreskriver elektromagnetiske prosesseringsteknikker nær borehullet en ubevegelig kilde for mottakerposisjonene. Ved å gjøre målingene under pauser sikres at kilden til mottakerposisjonen ikke er i bevegelse og kjent.
Den forutgående beskrivelsen av den foretrukne utførelsesformen av den foreliggende oppfinnelsen er kun for illustrasjons- og beskriveIsesformåI. Den er ikke ment å være uttømmende eller å begrense oppfinnelsen til den utførelses-formen som er vedlagt. Mange modifikasjoner og varianter vil være åpenbare for de som kjenner fagområdet. Utførelsesformene ble valgt og beskrevet for på en best mulig måte forklare prinsippene i henhold til oppfinnelsens og deres praktiske bruk for derved å gjøre det mulig for andre som kjenner fagområdet å forstå opp-finnelses forskjellige utførelsesformer og de forskjellige modifikasjoner som passer til det bestemte bruksområde man støter på. Det er ment at oppfinnelsens ramme skal defineres av de vedlagte krav og deres ekvivalenter.
Claims (6)
1. Fremgangsmåte for modifisering av en sekvens for ervervelse av data, omfattende følgende trinn: tilveiebringe en sekvens for ervervelse av data for ett borehull (16) som skal bores; utføre sekvensen for ervervelse av data under boring av borehullet (16); detektere ett eller flere gjeldende nedihullsforhold under boring av borehullet (16);karakterisert ved: å identifisere en gjeldende modus av boreprosessen basert på den ene eller de flere detekterte gjeldene nedihullsforhold under boring av borehullet (16); og å modifisere den gjeldende sekvens for ervervelse av data basert på den identifiserte gjeldende modus av boreprosessen under boring av borehullet (16).
2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
videre omfattende å bruke flere av de gjeldende nedihullsforhold og en historie av de tidligere detekterte nedihullsforhold for å identifisere den gjeldende modus av boreprosessen.
3. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
videre omfattende å bruke flere av de gjeldende nedihullsforholdene og en historie av de tidligere identifiserte modus av boreprosessen for å identifisere den gjeldende modus av boreprosessen.
4. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
hvori det ene eller de flere detekterte nedihullsforhold omfatter slamstrømning, akselerasjonen til borestrengen (10), bøyning av borestrengen (10), borestrengens hengende vekt eller rotasjonen til borestrengen (10).
5. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
hvori modus av boreprosessen omfatter boring, glidning, inn-/utkjøring, sirkulering, fisking, en kort tur eller en borerørsforbindelse.
6. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, hvori boreprosessmodusen automatisk detekteres av et kretskort.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/031,926 US6237404B1 (en) | 1998-02-27 | 1998-02-27 | Apparatus and method for determining a drilling mode to optimize formation evaluation measurements |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20034229L NO20034229L (no) | 1999-08-30 |
| NO20034229D0 NO20034229D0 (no) | 2003-09-23 |
| NO333516B1 true NO333516B1 (no) | 2013-06-24 |
Family
ID=21862153
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19990928A NO317680B1 (no) | 1998-02-27 | 1999-02-26 | Anordning og fremgangsmate for a bestemme boremodus med formal a optimalisere formasjonsevalueringsmalinger |
| NO20034229A NO333516B1 (no) | 1998-02-27 | 2003-09-23 | Fremgangsmate for optimalisert formasjonslogging under boring |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19990928A NO317680B1 (no) | 1998-02-27 | 1999-02-26 | Anordning og fremgangsmate for a bestemme boremodus med formal a optimalisere formasjonsevalueringsmalinger |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6237404B1 (no) |
| EP (2) | EP0939195B1 (no) |
| JP (1) | JPH11326313A (no) |
| CN (2) | CN100538005C (no) |
| AR (1) | AR014513A1 (no) |
| AU (1) | AU723248B2 (no) |
| BR (1) | BR9900528A (no) |
| CA (1) | CA2259853C (no) |
| DE (1) | DE69920078T2 (no) |
| ID (1) | ID22085A (no) |
| MY (1) | MY119938A (no) |
| NO (2) | NO317680B1 (no) |
| RU (1) | RU2229023C2 (no) |
Families Citing this family (101)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6566874B1 (en) * | 1998-07-30 | 2003-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting tool motion effects on nuclear magnetic resonance measurements |
| US6492809B1 (en) * | 1998-12-04 | 2002-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Preconditioning spins near a nuclear magnetic resonance region |
| US6891369B2 (en) * | 1998-08-13 | 2005-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance method and logging apparatus for fluid analysis |
| US6347292B1 (en) | 1999-02-17 | 2002-02-12 | Den-Con Electronics, Inc. | Oilfield equipment identification method and apparatus |
| GB9904010D0 (en) * | 1999-02-22 | 1999-04-14 | Radiodetection Ltd | Controlling an underground object |
| ATE290156T1 (de) * | 1999-04-27 | 2005-03-15 | Stephen John Mcloughlin | Verfahren und vorrichtung zur informationsübertragung und kommunikation mit einem bohrlochwerkzeug |
| AU6359401A (en) * | 2000-08-28 | 2002-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system of a given formation |
| US6518756B1 (en) | 2001-06-14 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for determining motion tool parameters in borehole logging |
| US6528995B1 (en) * | 2001-09-10 | 2003-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same |
| US6774628B2 (en) * | 2002-01-18 | 2004-08-10 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance imaging using phase encoding with non-linear gradient fields |
| US6968909B2 (en) * | 2002-03-06 | 2005-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Realtime control of a drilling system using the output from combination of an earth model and a drilling process model |
| US6990045B2 (en) * | 2002-03-28 | 2006-01-24 | Baker Hughes Incorporated | Methods for acquiring seismic data while tripping |
| US7668041B2 (en) | 2002-03-28 | 2010-02-23 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for acquiring seismic data while tripping |
| US7114578B2 (en) * | 2002-04-19 | 2006-10-03 | Hutchinson Mark W | Method and apparatus for determining drill string movement mode |
| EA007499B1 (ru) * | 2002-04-19 | 2006-10-27 | Марк У. Хатчинсон | Способ улучшения измерений глубины бурения |
| US7278540B2 (en) * | 2004-04-29 | 2007-10-09 | Varco I/P, Inc. | Adjustable basket vibratory separator |
| US20050242003A1 (en) | 2004-04-29 | 2005-11-03 | Eric Scott | Automatic vibratory separator |
| US7331469B2 (en) * | 2004-04-29 | 2008-02-19 | Varco I/P, Inc. | Vibratory separator with automatically adjustable beach |
| US6714009B2 (en) * | 2002-05-16 | 2004-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method for the inversion of CPMG measurements enhanced by often repeated short wait time measurements |
| US6892812B2 (en) * | 2002-05-21 | 2005-05-17 | Noble Drilling Services Inc. | Automated method and system for determining the state of well operations and performing process evaluation |
| US6765380B2 (en) * | 2002-05-23 | 2004-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Determining wettability of an oil reservoir using borehole NMR measurements |
| US6937013B2 (en) * | 2002-06-19 | 2005-08-30 | Schlumberger Technology Corporation | NMR tool for making formation evaluation measurements using gradient echoes |
| US6782322B2 (en) | 2002-09-30 | 2004-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method, apparatus and computer program product for creating ream section from memory data based on real-time reaming |
| US6956370B2 (en) * | 2002-10-04 | 2005-10-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method for reducing ringing in NMR measurements by combining NMR signals having a spin echo and spurious signal component |
| US8312995B2 (en) * | 2002-11-06 | 2012-11-20 | National Oilwell Varco, L.P. | Magnetic vibratory screen clamping |
| US7571817B2 (en) * | 2002-11-06 | 2009-08-11 | Varco I/P, Inc. | Automatic separator or shaker with electromagnetic vibrator apparatus |
| US20060113220A1 (en) * | 2002-11-06 | 2006-06-01 | Eric Scott | Upflow or downflow separator or shaker with piezoelectric or electromagnetic vibrator |
| US6808028B2 (en) * | 2002-12-03 | 2004-10-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus utilizing NMR measurements to gather information on a property of the earth formation surrounding a wellbore |
| US7128167B2 (en) * | 2002-12-27 | 2006-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for rig state detection |
| GB2396697A (en) * | 2002-12-27 | 2004-06-30 | Schlumberger Holdings | Depth correction of drillstring measurements |
| US6868920B2 (en) * | 2002-12-31 | 2005-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for averting or mitigating undesirable drilling events |
| US7463027B2 (en) * | 2003-05-02 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for deep-looking NMR logging |
| US6958604B2 (en) * | 2003-06-23 | 2005-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for J-edit nuclear magnetic resonance measurement |
| GB2403488B (en) | 2003-07-04 | 2005-10-05 | Flight Refueling Ltd | Downhole data communication |
| CA2540791C (en) | 2003-10-03 | 2013-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for t1-based logging |
| US7100708B2 (en) * | 2003-12-23 | 2006-09-05 | Varco I/P, Inc. | Autodriller bit protection system and method |
| US7422076B2 (en) * | 2003-12-23 | 2008-09-09 | Varco I/P, Inc. | Autoreaming systems and methods |
| US7299884B2 (en) * | 2004-03-17 | 2007-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Seismic measurements while drilling |
| US7946356B2 (en) * | 2004-04-15 | 2011-05-24 | National Oilwell Varco L.P. | Systems and methods for monitored drilling |
| ITUD20040207A1 (it) * | 2004-11-08 | 2005-02-08 | Istituto Naz Di Oceanografia E | Dispositivo di misura per un'apparecchiatura di perforazione |
| US7650269B2 (en) * | 2004-11-15 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for surveying a borehole with a rotating sensor package |
| US6978658B1 (en) * | 2004-12-20 | 2005-12-27 | Asml Holding N.V. | Proximity sensor with self compensation for mechanism instability |
| US7551516B2 (en) | 2005-03-09 | 2009-06-23 | Aram Systems, Ltd. | Vertical seismic profiling method utilizing seismic communication and synchronization |
| US7251566B2 (en) * | 2005-03-31 | 2007-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Pump off measurements for quality control and wellbore stability prediction |
| US8004421B2 (en) | 2006-05-10 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore telemetry and noise cancellation systems and method for the same |
| US7425827B2 (en) * | 2005-10-03 | 2008-09-16 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for formation evaluation and borehole size determination |
| US7468679B2 (en) * | 2005-11-28 | 2008-12-23 | Paul Feluch | Method and apparatus for mud pulse telemetry |
| US7969819B2 (en) * | 2006-05-09 | 2011-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method for taking time-synchronized seismic measurements |
| US7877211B2 (en) * | 2006-09-18 | 2011-01-25 | Schlumberger Technology Corporation | Downlink based on pump noise |
| US8015868B2 (en) * | 2007-09-27 | 2011-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Formation evaluation using estimated borehole tool position |
| US7966874B2 (en) * | 2006-09-28 | 2011-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Multi-resolution borehole profiling |
| US20080083566A1 (en) | 2006-10-04 | 2008-04-10 | George Alexander Burnett | Reclamation of components of wellbore cuttings material |
| US20090195408A1 (en) * | 2007-08-29 | 2009-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatus for high-speed telemetry while drilling |
| US8622220B2 (en) | 2007-08-31 | 2014-01-07 | Varco I/P | Vibratory separators and screens |
| US8527204B2 (en) * | 2007-12-06 | 2013-09-03 | Exxonmobile Upstream Research Company | Volume of investigation based density image processing |
| US8794350B2 (en) * | 2007-12-19 | 2014-08-05 | Bp Corporation North America Inc. | Method for detecting formation pore pressure by detecting pumps-off gas downhole |
| NO327949B1 (no) * | 2008-07-04 | 2009-10-26 | Peak Well Solutions As | Triggerinnretning for a aktivere en hendelse |
| US8960329B2 (en) * | 2008-07-11 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Steerable piloted drill bit, drill system, and method of drilling curved boreholes |
| US9073104B2 (en) | 2008-08-14 | 2015-07-07 | National Oilwell Varco, L.P. | Drill cuttings treatment systems |
| US9079222B2 (en) | 2008-10-10 | 2015-07-14 | National Oilwell Varco, L.P. | Shale shaker |
| US8556083B2 (en) | 2008-10-10 | 2013-10-15 | National Oilwell Varco L.P. | Shale shakers with selective series/parallel flow path conversion |
| US7897914B2 (en) | 2008-12-19 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole nuclear tool |
| NO338750B1 (no) | 2009-03-02 | 2016-10-17 | Drilltronics Rig Systems As | Fremgangsmåte og system for automatisert styring av boreprosess |
| AR078991A1 (es) * | 2009-03-16 | 2011-12-21 | Univ Texas | Sistemas y metodos vibratorios de sismologia electromagneticos |
| US8757254B2 (en) * | 2009-08-18 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Adjustment of mud circulation when evaluating a formation |
| US8554483B2 (en) * | 2010-01-11 | 2013-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to process measurements associated with drilling operations |
| RU2456643C2 (ru) * | 2010-06-01 | 2012-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Геофизик" | Устройство для проведения каротажа в рудных скважинах |
| MX2013005175A (es) * | 2010-11-08 | 2013-07-29 | Schlumberger Technology Bv | Sistema y método para la comunicación de datos entre instrumentos de hoyo y dispositivos de superficie. |
| US9222352B2 (en) | 2010-11-18 | 2015-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Control of a component of a downhole tool |
| US8960330B2 (en) | 2010-12-14 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for directional drilling |
| US8757986B2 (en) | 2011-07-18 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Adaptive pump control for positive displacement pump failure modes |
| US9228430B2 (en) | 2011-08-26 | 2016-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for evaluating cuttings density while drilling |
| US20130049983A1 (en) | 2011-08-26 | 2013-02-28 | John Rasmus | Method for calibrating a hydraulic model |
| US9394783B2 (en) | 2011-08-26 | 2016-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for evaluating inflow and outflow in a subterranean wellbore |
| CN109899059B (zh) * | 2012-01-05 | 2023-07-28 | 默林科技股份有限公司 | 钻柱通信系统、部件和方法 |
| US9024778B2 (en) * | 2012-09-07 | 2015-05-05 | Hugh Winkler | Systems and methods for processing drilling data |
| US9022140B2 (en) | 2012-10-31 | 2015-05-05 | Resource Energy Solutions Inc. | Methods and systems for improved drilling operations using real-time and historical drilling data |
| US9643111B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-05-09 | National Oilwell Varco, L.P. | Vector maximizing screen |
| US10174569B2 (en) | 2013-06-20 | 2019-01-08 | Aspect International (2015) Private Limited | NMR/MRI-based integrated system for analyzing and treating of a drilling mud for drilling mud recycling process and methods thereof |
| EA035751B1 (ru) | 2013-08-28 | 2020-08-05 | Эволюшн Инжиниринг Инк. | Оптимизация передачи сигналов электромагнитной телеметрии |
| US9494503B2 (en) | 2013-11-06 | 2016-11-15 | Aspect Imaging Ltd. | Inline rheology/viscosity, density, and flow rate measurement |
| MX2014015407A (es) * | 2014-03-23 | 2015-09-22 | Aspect Internat 2015 Private Ltd | Medios y metodos para el analisis multimodal y el tratamiento del lodo de perforacion. |
| US10062044B2 (en) * | 2014-04-12 | 2018-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for prioritizing and allocating well operating tasks |
| US10670574B2 (en) | 2015-01-19 | 2020-06-02 | Aspect International (2015) Private Limited | NMR-based systems for crude oil enhancement and methods thereof |
| DE112015006191T5 (de) * | 2015-02-19 | 2017-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gammaerfassungssensoren in einem lenkbaren Drehwerkzeug |
| CN106053299B (zh) | 2015-04-12 | 2020-10-30 | 艾斯拜克特Ai有限公司 | 非圆形横截面管道中的流体的nmr成像 |
| CN107905781B (zh) * | 2015-04-23 | 2021-01-15 | 宋协翠 | 一种钻井工程机械设备 |
| CN106324010A (zh) | 2015-07-02 | 2017-01-11 | 艾斯拜克特Ai有限公司 | 使用mr设备对在管道中流动的流体的分析 |
| US20170114630A1 (en) * | 2015-10-22 | 2017-04-27 | MicroPulse, LLC | Integrated measurement while drilling directional controller |
| US10550682B2 (en) | 2015-10-22 | 2020-02-04 | Micropulse, Llc. | Programmable integrated measurement while drilling directional controller |
| US10337295B2 (en) | 2015-12-28 | 2019-07-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods to determine composite vibration indices of a drilling assembly |
| US10655996B2 (en) | 2016-04-12 | 2020-05-19 | Aspect Imaging Ltd. | System and method for measuring velocity profiles |
| US10830033B2 (en) | 2017-08-10 | 2020-11-10 | Motive Drilling Technologies, Inc. | Apparatus and methods for uninterrupted drilling |
| EP3665355A4 (en) | 2017-08-10 | 2021-05-19 | Motive Drilling Technologies, Inc. | AUTOMATIC SLIDE DRILLING APPARATUS AND METHODS |
| CN109594945A (zh) * | 2019-01-30 | 2019-04-09 | 中国地质科学院水文地质环境地质研究所 | 一种高采取率的岩心样品采集方法 |
| CA3133783A1 (en) | 2019-03-18 | 2020-09-24 | Magnetic Variation Services, Llc | Steering a wellbore using stratigraphic misfit heat maps |
| US11946360B2 (en) | 2019-05-07 | 2024-04-02 | Magnetic Variation Services, Llc | Determining the likelihood and uncertainty of the wellbore being at a particular stratigraphic vertical depth |
| EP3973143A4 (en) * | 2019-05-21 | 2023-01-25 | Services Pétroliers Schlumberger | DRILL CONTROL |
| US11480049B2 (en) | 2020-01-29 | 2022-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling mode sequence control |
| US11885212B2 (en) | 2021-07-16 | 2024-01-30 | Helmerich & Payne Technologies, Llc | Apparatus and methods for controlling drilling |
| CN113253340B (zh) * | 2021-07-19 | 2021-09-17 | 合创博远(北京)科技有限公司 | 一种铁轨铺设用三维地震勘探测量点坐标处理装置 |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2677790A (en) * | 1951-12-05 | 1954-05-04 | Jan J Arps | Borehole logging by intermittent signaling |
| US2973471A (en) * | 1953-05-08 | 1961-02-28 | Texaco Development Corp | Analysis techniques based on nuclear magnetic resonance |
| US3115774A (en) * | 1960-06-27 | 1963-12-31 | Shell Oil Co | Magnetostrictive drill string logging device |
| US3237093A (en) * | 1964-10-12 | 1966-02-22 | Sun Oil Co | Bore hole logging apparatus having rate of descent controlling means and a flexible cable member carrying a detector element |
| US3865201A (en) | 1974-01-04 | 1975-02-11 | Continental Oil Co | Acoustic emission in drilling wells |
| US4223399A (en) * | 1978-07-12 | 1980-09-16 | Union Oil Company Of California | Seismic exploration method |
| US4474250A (en) * | 1982-07-16 | 1984-10-02 | David Dardick | Measuring while drilling |
| US4549431A (en) * | 1984-01-04 | 1985-10-29 | Mobil Oil Corporation | Measuring torque and hook load during drilling |
| US4763258A (en) * | 1986-02-26 | 1988-08-09 | Eastman Christensen Company | Method and apparatus for trelemetry while drilling by changing drill string rotation angle or speed |
| NO166903C (no) | 1987-06-02 | 1991-09-11 | Geco As | Fremgangsmaate ved vertikal seismisk profilering (vsp). |
| 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 |
| US5130950A (en) | 1990-05-16 | 1992-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Ultrasonic measurement apparatus |
| WO1992010768A1 (en) | 1990-12-05 | 1992-06-25 | Numar Corporation | System for logging a well during the drilling thereof |
| US5241273B1 (en) | 1991-06-24 | 1996-02-20 | Schlumberger Technology Corp | Method for controlling directional drilling in response to horns detected by electromagnetic energy progagation resistivity measurements |
| NO306522B1 (no) | 1992-01-21 | 1999-11-15 | Anadrill Int Sa | Fremgangsmaate for akustisk overföring av maalesignaler ved maaling under boring |
| US5705927A (en) | 1992-07-30 | 1998-01-06 | Schlumberger Technology Corporation | Pulsed nuclear magnetism tool for formation evaluation while drilling including a shortened or truncated CPMG sequence |
| US5349337A (en) * | 1992-12-15 | 1994-09-20 | Eoa Systems, Inc. | Apparatus and method for controlling peck drilling |
| DE69425008T2 (de) * | 1993-03-26 | 2000-11-02 | Halliburton Energy Serv Inc | Digitale Schlammpulstelemetrieanordnung |
| US5581024A (en) * | 1994-10-20 | 1996-12-03 | Baker Hughes Incorporated | Downhole depth correlation and computation apparatus and methods for combining multiple borehole measurements |
| NO301095B1 (no) | 1994-12-05 | 1997-09-08 | Norsk Hydro As | Metode og utstyr for utforelse av malinger under boring etter olje og gass |
| CA2165017C (en) * | 1994-12-12 | 2006-07-11 | Macmillan M. Wisler | Drilling system with downhole apparatus for transforming multiple dowhole sensor measurements into parameters of interest and for causing the drilling direction to change in response thereto |
| US5842149A (en) | 1996-10-22 | 1998-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop drilling system |
| US5774420A (en) | 1995-08-16 | 1998-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for retrieving logging data from a downhole logging tool |
| DK0857249T3 (da) | 1995-10-23 | 2006-08-14 | Baker Hughes Inc | Boreanlæg i lukket slöjfe |
-
1998
- 1998-02-27 US US09/031,926 patent/US6237404B1/en not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-01-21 CA CA002259853A patent/CA2259853C/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-01-21 MY MYPI99000227A patent/MY119938A/en unknown
- 1999-01-27 AU AU13224/99A patent/AU723248B2/en not_active Ceased
- 1999-01-27 ID IDP990058A patent/ID22085A/id unknown
- 1999-01-28 AR ARP990100345A patent/AR014513A1/es active IP Right Grant
- 1999-02-04 DE DE69920078T patent/DE69920078T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1999-02-04 EP EP99400260A patent/EP0939195B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-02-04 BR BR9900528-0A patent/BR9900528A/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-02-04 EP EP03076154A patent/EP1335108A3/en not_active Ceased
- 1999-02-23 JP JP11045081A patent/JPH11326313A/ja active Pending
- 1999-02-26 RU RU99104147/03A patent/RU2229023C2/ru not_active IP Right Cessation
- 1999-02-26 NO NO19990928A patent/NO317680B1/no not_active IP Right Cessation
- 1999-02-26 CN CNB021557438A patent/CN100538005C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1999-02-26 CN CN99102542A patent/CN1117918C/zh not_active Expired - Fee Related
-
2003
- 2003-09-23 NO NO20034229A patent/NO333516B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0939195A3 (en) | 2000-11-22 |
| CN1236860A (zh) | 1999-12-01 |
| NO20034229D0 (no) | 2003-09-23 |
| NO990928D0 (no) | 1999-02-26 |
| CA2259853C (en) | 2004-05-04 |
| EP0939195B1 (en) | 2004-09-15 |
| DE69920078D1 (de) | 2004-10-21 |
| AU723248B2 (en) | 2000-08-24 |
| BR9900528A (pt) | 2000-03-14 |
| NO20034229L (no) | 1999-08-30 |
| RU2229023C2 (ru) | 2004-05-20 |
| MY119938A (en) | 2005-08-30 |
| AR014513A1 (es) | 2001-02-28 |
| US6237404B1 (en) | 2001-05-29 |
| EP1335108A3 (en) | 2004-06-16 |
| CA2259853A1 (en) | 1999-08-27 |
| NO317680B1 (no) | 2004-12-06 |
| JPH11326313A (ja) | 1999-11-26 |
| CN100538005C (zh) | 2009-09-09 |
| ID22085A (id) | 1999-09-02 |
| NO990928L (no) | 1999-08-30 |
| EP0939195A2 (en) | 1999-09-01 |
| EP1335108A2 (en) | 2003-08-13 |
| CN1117918C (zh) | 2003-08-13 |
| DE69920078T2 (de) | 2005-09-22 |
| CN1515785A (zh) | 2004-07-28 |
| AU1322499A (en) | 1999-09-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO333516B1 (no) | Fremgangsmate for optimalisert formasjonslogging under boring | |
| US7770663B2 (en) | Apparatus for making quality control measurements while drilling | |
| CA2519822C (en) | Apparatus and method of identifying rock properties while drilling | |
| US6769497B2 (en) | Use of axial accelerometer for estimation of instantaneous ROP downhole for LWD and wireline applications | |
| US7970544B2 (en) | Method and apparatus for characterizing and estimating permeability using LWD Stoneley-wave data | |
| US5726951A (en) | Standoff compensation for acoustic logging while drilling systems | |
| AU2002301925B2 (en) | Method for Determining Wellbore Diameter by Processing Multiple Sensor Measurements | |
| GB2447304A (en) | Electromagnetic and magnetostatic shield to perform measurements ahead of the drill bit | |
| NO336659B1 (no) | Fremgangsmåte for å eliminere ledende boreparasittisk påvirkning på målingen av transiente elektromagnetiske komponenter i MWD verktøy | |
| US20060180349A1 (en) | Time and depth correction of MWD and wireline measurements using correlation of surface and downhole measurements | |
| NO324295B1 (no) | Fremgangsmate for nedihulls maling av boreslamegenskaper | |
| NO335038B1 (no) | Likhetsprosessering for et akustisk måle-under-boringssystem for avbildning av laggrenser ved gjenkjenning av signallikheter | |
| WO2007022116A1 (en) | Method and apparatus for detecting overpressured zone ahead of a drill bit using resistivity and seismic measurements | |
| CN101460868A (zh) | 用于在钻头前方以及在钻头处按照方位角确定地层电阻率的方法和设备 | |
| NO335812B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for måling av skjærbølgehastighet ved logging under boring | |
| WO2010120600A2 (en) | Strength (ucs) of carbonates using compressional and shear acoustic velocities | |
| US20090000859A1 (en) | Method and Apparatus for Phased Array Acoustic Well Logging | |
| CA2448714C (en) | Apparatus and method for determining a drilling mode to optimize formation evaluation measurements | |
| US20170343694A1 (en) | System and method to determine communication line propogaton delay | |
| WO2007116317A2 (en) | Electromagnetic and magnetostatic shield to perform measurements ahead of the drill bit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |