NO334222B1 - System og fremgangsmåte for bestemmelse av verktøy-bevegelsesparametere ved logging av borehull - Google Patents
System og fremgangsmåte for bestemmelse av verktøy-bevegelsesparametere ved logging av borehull Download PDFInfo
- Publication number
- NO334222B1 NO334222B1 NO20035567A NO20035567A NO334222B1 NO 334222 B1 NO334222 B1 NO 334222B1 NO 20035567 A NO20035567 A NO 20035567A NO 20035567 A NO20035567 A NO 20035567A NO 334222 B1 NO334222 B1 NO 334222B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- tool
- borehole
- acceleration
- coordinate system
- parameters
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 39
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 111
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 37
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 31
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 claims description 20
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 15
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 13
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 9
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 claims description 8
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 7
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 3
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 claims description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 15
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 13
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 11
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 10
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 9
- 238000013461 design Methods 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 6
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 6
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 5
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 4
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000013139 quantization Methods 0.000 description 3
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 238000012805 post-processing Methods 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methoxyethoxy)benzohydrazide Chemical compound COCCOC1=CC=CC(C(=O)NN)=C1 GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 Chemical compound C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 1
- 230000000739 chaotic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002301 combined effect Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000007620 mathematical function Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000009987 spinning Methods 0.000 description 1
- 230000009885 systemic effect Effects 0.000 description 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution 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
- G01V3/32—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electron or nuclear magnetic resonance
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
- G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant
- G01V11/005—Devices for positioning logging sondes with respect to the borehole wall
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Description
Oppfinnelsens område
Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt borehullogging og mer spesielt systemer og fremgangsmåter for fastleggelse av parametere for bevegelsen av et loggings-verktøy i et borehull og kompensering av denne bevegelsen i loggingsdataene.
Oppfinnelsens bakgrunn
Kunnskap om bevegelsesparametrene for et loggeverktøy i forhold til et borehull er viktig for fremskaffelse av nøyaktige nedihulls målesignaler. For eksempel kan en endring i følsomhetsomfanget av loggingsverktøyet bevirket av sidebevegelse av verktøyet i forhold til borehullet, således forvrenge det mottatte signalet og frembringe unøyaktige målinger. Slike forvrengninger kan være spesielt problematiske ved logging under boring (LWD - logging-while-drilling) og miljøer med måling under boring (MWD - meassurement-while-drilling), der selve verktøyet utsettes for kraftig vibrasjon. I noen tilfeller kan målingene måtte forkastes fullstendig, slik som for eksempel når en tilstand med fastsitting-sluring skjer (der borekronen stopper å rotere momentant på grunn av høy friksjon og deretter raskt akselererer, når momentet utøvet av borestrengen overstiger den statiske friksjonen). Det ville være klart gunstig dersom verktøyoperatøren had-de adgang til informasjon om bevegelsene av verktøyet, slik at målinger gjort under sterke sideveise og aksiale bevegelser forkastes eller endog ikke initieres.
I mange tilfeller er det i tillegg viktig å velge optimale aktiveringstider for loggingsmå-lingen og muliggjøre korrigering, om mulig, av det mottatte signalet basert på bevegelsesparametrene for loggingsverktøyet. I slike anvendelser er det nødvendig nøyaktig å fastlegge den sideveise verktøyhastigheten for verktøyet i sann tid.
Patentsøknad WO-9936801-A1 omhandler en losning for borehullsmåling hvor laterale verktøybevegelser bestemmes fra akselerometermålinger med korreksjon for gravitasjon og hvor signal gis hvis målte parametre overskrider grenseverdier.
I det enkleste systemet for måling av den sideveise verktøyhastigheten i forhold til et borehull kan to innbyrdes ortogonale akselerasjonsmålere plasseres på verktøyaksen, slik at de er følsomme for sideakselerasjonen. Slik plassering er imidlertid generelt ikke mulig i nedihulls verktøy på grunn av utformingsbegrensninger som i særdeleshet skyl-des behovet for å ha et åpent rom innenfor midten av verktøyet for en slamstrømkanal.
I tidligere kjente systemer for fastleggelse av sidehastigheten til et boreverktøy er to par akselerasjonsmålere som sådan fastgjort til diametralt motsatte sider av verktøyet, van-ligvis nær overflaten av verktøyet. Se fore eksempel verserende søknad nr. 09/232.072, innlevert 15. januar 1999, og overdratt til søkerne for den foreliggende søknad. Denne søknaden innlemmes her med henvisning for alle formål. Akselerasjonsmålerne frem-skaffer sammen radiale akselerasjonskomponenter, ari og ar2, og tangentielle akselerasjonskomponenter, ati og at2, for verktøyet. Ettersom akselerasjonsmålerne roterer med verktøyet er deres målinger i koordinatsystemet til det roterende verktøyet, dvs. det roterende systemet. Under forutsetning av deres motsatte plassering registrerer aksele-rasjonsmålerparene like, men motsatte akselerasjoner på grunn av sideveis verktøybe-vegelse og like radiale (sentrifugale) likesom vinklede akselerasjoner på grunn av verk-tøyrotasjon. De radiale og tangentielle kreftene på grunn av verktøyrotasjon kompenseres for de motsatte akselerasjonene ved fratrekking av avlesningen for en akselerasjonsmåler fra avlesningen for den diametralt motsatte (ar2trekkes fra ari, og at2trekkes fra au). Det resterende signalet er to ganger den faktiske sideveise verktøyakselerasjo-nen i retningen av henholdsvis ari og ati, slik som sett i det roterende systemet. Akselerasjonskomponentene kompensert for den sentrifugale og den vinklede akselerasjonen gis derfor med uttrykkene:
ar = ( ar]- ar2)/ 2 for den radiale akselerasjonen; og
at = ( ati- at2)/ 2 for den tangentielle verktøyakselerasjonen.
Sidehastigheten beregnes ved integrering av akselerasjonskomponentene over. Det er to hovedproblemer knyttet til denne tidligere kjente tilnærmingen. For det første vil signalet målt med akselerasjonsmålerne også inneholde en gravitasjonskomponent dersom verktøyorienteringen ikke er vertikal. Størrelsen av gravitasjonskomponenten er Gsina, der a er vinkelen av verktøyhelling i forhold til vertikalen, og G er konstanten for gravi-tasjonsakselerasjon. Frekvensen av gravitasjonskomponenten knyttes til verktøyrotasjo-nen. Verktøyvipping bort fra vertikalen avføles med akselerasjonsmålerne og introduse-rer således en unøyaktighet i de sideveise verktøyakselerasjonsavlesningene.
Gravitasjonsakselerasjonskomponenten fjernes svært ofte fra signalet ved anvendelse av et høypassfilter. Frekvensen avskåret av filteret innstilles for å skille frekvenser av gravitasjonskomponenten modulert med verktøyets rotasjon fra de kraftigere frekvensene antatt skal forårsakes med verktøyets sidebevegelse. Denne teknikken er imidlertid ikke effektiv dersom verktøyets rotasjonsrate er stor eller ikke konstant, for eksempel i en situasjon med fastsitting-sluring frembringes komponenter mht. gravitasjonsakselera-sjon innenfor båndet av de tilknyttet verktøyets sidebevegelse.
Et annet problem oppstår fordi akselerasjonsmålerne som er plassert på verktøyet måler verktøyets sidehastighet i verktøykoordinatsystemet snarere enn det ønskede borehullkoordinatsystemet.
Med henvisning til fig. IB er det, selv om bevegelsesparametrene ar og at er anbrakt i det roterende koordinatsystemet, ønskelig å bestemme de tilsvarende bevegelsesparametrene for verktøyet i borehullkoordinatsystemet XYZ. Det vil forstås at dersom verk-tøyet ikke roterer, da er verktøykoordinatparametrene ar og at ekvivalente med borehull-koordinatparametrene ax og ay, og ingen konvertering er nødvendig. Dersom verktøyet roterer, da er imidlertid ar og at forskjellige fra ax og ay, og konvertering til borehullkoordinatsystemet vil kreves.
Det vil liknende være nødvendig å konvertere hastighetskomponenter vrog vttil vxog vy for å svare til borehullkoordinatsystemet.
Oppnåelse av nøyaktig sideveis verktøyhastighet er viktig for å ivareta at nøyaktigheten av NMR-porøsitetsmålinger ikke forringes med mer enn omtrent 5%. For eksempel bør den sideveise forskyvningen av verktøyets tyngdepunkt begrenses til omtrent 0,1 mm i forhold til borehullet innenfor en måletidsramme på 500 usekund. I praksis er det ønskelig at den sideveise verktøyhastigheten ikke bør overstige 0,2 m/sekund under en typisk NMR-avlesning. Verktøyforskyvninger som er større enn omtrent 0,25 mm kan introdusere en systemfeil tilknyttet faseendring av NMR-ekkoet. I tillegg til systemisk feil kan også signal i forhold til støy forringes.
Det finnes derfor et behov for å fremskaffe et system og en fremgangsmåte for nøyaktig bestemmelse av den sideveise verktøyhastigheten og å overvinne manglende knyttet til den tidligere kjente teknikken. Ved å vite verktøyets hastighet kan NMR-signalet korri-geres. Sammen med hastighetsinformasjon kan i tillegg en awiksestimator beregnes for å gi sikre nivåer ved målingene.
Sammenfatning av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse rettes mot et system og en fremgangsmåte for fremskaffelse av sideveise verktøyhastighetsmålinger korrigert for en komponent mht. gravita- sjonsakselerasjon og for sideveise hastighetsmålinger i borehullkoordinatsystemet. Oppfinnelsen tillater korrigering av hver enkelt uavhengig.
Systemet i henhold til den foreliggende oppfinnelse omfatter to par akselerasjonsmålere, et par plassert på motsatte radiale sider av verktøyets rotasjonsakse. Hvert enkelt av de
to parene med akselerasjonsmålere påviser både radiale og tangentielle verktøyakselera-sjonskomponenter. Systemet omfatter videre: to magnetomålere plassert ortogonalt med hensyn til hverandre for å påvise verktøyets magnetiske fase (også kalt magnetisk verk-tøyytterflate); en innretning for prøvetaking av signalene fra akselerasjonsmåleren og magnetomåleren; samt en innretning for samtidsprosessering og beregning av den korrigerte sideveise verktøyhastigheten.
Fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse innbefatter: samtidig oppnåelse av verktøyets momentane, radiale og tangentielle akselerasjonsmålerdata, likesom verktøyets momentane, magnetiske fasedata; bestemmelse av verktøyets gravita-sjonsfasedata, og ved hjelp av disse dataene å fremskaffe en korrigert sideveis verktøy-hastighet.
I et aspekt er følgelig oppfinnelsen en anordning for utøvelse av borehullmålinger ved hjelp av et loggingsverktøy som omfatter: i det minste to akselerasjonsmålere som måler bevegelsesparametere for verktøyet i et borehull, idet borehullparametrene måles i et verktøykoordinatsystem; to eller flere magnetiske induksjonsfølere som måler magnetisk induksjon avhengig av orienteringen til akselerasjonsmålerne i forhold til gravitasjonsfeltet; og en prosessor som beregner bevegelsesparametrene for verktøyet i et bo-rehullkoordinatorsystem ved å ta i betraktning orienteringen av akselerasjonsmålerne i forhold til gravitasjonsfeltet.
I et annet aspekt er oppfinnelsen en fremgangsmåte for utøvelse av borehullmålinger med et loggingsverktøy som beveger seg langs et borehull utsatt for et gravitasjonsfelt,
omfattende: (a) måling av bevegelsesparametere for verktøyet i et verktøykoordinatsys-tem; (b) anslåelse av komponenter for de målte bevegelsesparameterne på grunn av gravitasjonsfeltet i borehullet; (c) beregning av et sett med korrigerte bevegelsesparametere, idet trinnet med beregning omfatter fjerning de anslåtte komponentene på grunn av gravitasjonsfeltet; og (d) fremskaffelse av i det minste én måling langs borehullet med loggingsverktøyet, idet den minst ene målingen tar i betraktning det beregnede settet med korrigerte bevegelsesparametere.
Kort omtale av tegningene
Den foreliggende oppfinnelse forstås best med henvisning til de vedføyde tegningene, i hvilke: Fig. IA viser et skjematisk diagram av prosesseringssystemet; Fig. IB illustrerer et generalisert riss av det roterende boret plassert inne i et borehull; Fig. 2A og 2B viser tverrsnittriss av et roterende boreverktøy med akselerasjonsmålere i
alternative plasseringer,
Fig. 3 viser variasjonen av den magnetiske verktøy fasen oppnådd i samsvar med opp
finnelsen med to magnetomålere plassert på verktøyet; Fig. 4 er et blokkdiagram som viser prosesseringen påkrevd for å bestemme gravita
sjonskomponenten av akselerasjonssignalene i en foretrukket utførelse; Fig. 5 er et skjematisk diagram som illustrerer prosesseringstrinnene for beregning av
hastighet ved hjelp av en sammensatt vindustilnærming; Fig. 6 er en graf for momentan vinkelhastighet med liten vibrasjon; Fig. 7 er en graf for momentan vinkelhastighet ved tilstander med fastsitting-sluring; Fig. 8 er en graf for spektraleffekttettheten av sideveis akselerasjon under tilstander
med fastsitting-sluring; Fig. 9 er en graf for et computersyntetisert, frekvensmodulert signal i en imitert til
stand med fastsitting-sluring; Fig. 10 er en graf for spektrumet av et computersyntetisert, frekvensmodulert signal; Fig. 11 er en graf for en Fourier-omforming av akselerasjonsmålersignalet under bo-
rekronespinning; Fig. 12 er en graf for imiterte akselerasjoner under kollisjon av vektrøret med en stiv
barriere; Fig. 13 er en graf for maksimumsakselerasjon kontra innlednings- eller støthastighet; Fig. 14 er en graf for virkningen av begrenset båndbredde på akselerasjonssignalet
etter at det passerer gjennom et 500 Hz lavpassfilter; Fig. 15 er en graf for hastighetsfeil på grunn av gruppeforsinkelse fra et enkelt passfil-
ter; Fig. 16 er en graf som illustrerer hastighetsfeil på grunn av gruppeforsinkelse kontra
båndbredde; Fig. 17 er et skjematisk riss av verktøyaksen i borehullet, idet verktøyet har et vektrør
og en stabilisator; Fig. 18 illustrerer NMR-antennemagnetinnvirkningen på magnetiske følermålinger; Fig. 19 er en graf for forbindelsen mellom magnet-magnetomålerstrekningen og By-
komponenten; Fig. 20 er en graf som viser følsomheten av By-magnetomålerkomponenten kontra deformering av magnet-magnetomålersammenstillingen uttrykt i magnet-magnetomålerstrekning; og Fig. 21 er en graf for hastighetsawik som kombinerer alle tre virkninger knyttet til
magnetomåleren.
Detaljert omtale av de foretrukne utførelsene
Strukturen og funksjonen til den foretrukne utførelsen kan best forstås med henvisning til de vedføyde tegninger. Der de samme henvisningstallene kommer til syne på mang-foldige figurer henviser henvisningstallene til den samme eller en tilsvarende struktur på disse figurene.
A. Systemet i henhold til oppfinnelsen
I en foretrukket utførelse omfatter systemet i henhold til den foreliggende oppfinnelse for bestemmelse av den sideveise hastigheten til et boreverktøy i det minste to par med akselerasjonsmålere plassert motsatt hverandre over verktøyrotasjonsaksen, en første og en andre magnetomåler plassert på verktøyet for å besørge påvisning av verktøyets rota-sjonsmagnetiske fase i forhold til jordens gravitasjonsfelt, et grensesnitt for avlesning av signaler fra akselerasjonsmålerne og magnetomålerne og en dataprosessor for å besørge en korrigert verdi av sideveis verktøyhastighet i borehullkoordinatsystemet.
Slik som vist på fig. IA omfatter i en foretrukket utførelse av systemet grensesnittet for avlesning av datasignaler et elektrisk eller elektronisk kretssystem (ikke vist) som er knyttet til bruken av akselerasjonsmålere og magnetomålere, slik som kjent for de med erfaring innen området. Dataprosessoren implementeres generelt ved hjelp av en mikro-prosessor 11 som kjører et programvareprogram 10 for akseptering av digitale datasignaler fra akselerasjonsmålerne og magnetomåleren 13 og prosessering av ubearbeidede datasignaler for momentan konvertering. Grensesnittet innbefatter en analog til digital (A/D) signalkonverterer 9 brukt for å konvertere ubearbeidede datasignaler til digitale signaler. Passende programvareprogrammering 10 brukes for å prosessere og beregne korrigerte sideveise verktøyhastigheter ved hjelp av data. Systemet besørger videre en NMR-utmatingsutløser 14 og en terminalutmating 15 til en monitor, en printer eller en liknende utmatingsinnretning. Et valgfritt datalager 12 kan også brukes for lagring av ubearbeidede eller prosesserte data for senere gjenhenting og prosessering.
Eksempler på utstyr som kan brukes i samsvar med den foreliggende oppfinnelse innbefatter den digitale signalprosessormodell ADSP21060 SHARC databrikken fra Analog Devices, hvilken brikke prosesserer i en sekskanals A/D-konverterer for å oppta aksele-rasjons- og magnetiske signaler, mikromaskinerte silikonakselerasjonsmålere fra Silicon Designs med en båndbredde på 5kHz og magnetoresistive følere (magnetomålere) fra Honeywell (Modell HMC1002). Også innbefattet i en foretrukket utførelse av systemet er kommunikasjonskanaler (ikke vist) for å styre den digitale prosessoren og for å gjenhente sanntids hastighetsinformasjon, samt en digital synkroniseringslinje for å utløse NMR-målingene når den momentane sideveise verktøyhastigheten er langsom.
Med henvisning til fig. IB og fig. 2A og 2B er i samsvar med den foreliggende oppfinnelse XYZ-koordinatsystemet knyttet til borehullet 1, der verktøyet er plassert. På den annen side er (r-t-a)-koordinatsystemet knyttet til et verktøy 2 som generelt kan være roterende. Følgelig er logging under boring (LWD) og måling under boring (MWD) naturlige praktiske anvendelser av den foreliggende oppfinnelse. I en foretrukket utfø-relse av oppfinnelsen er to akselerasjonsmålere 3 og 4 plassert motsatt over hverandre over verktøyrotasjonsaksen 5, slik som vist på fig. 2A. Akselerasjonsmåleren 3 leverer ortogonale, radiale og tangentielle akselerasjonsavlesninger ari, atiog valgfritt den aksiale akselerasjonsverktøykomponenten aai(ikke vist). Akselerasjonsmåleren 4 leverer de radiale og tangentielle akselerasjonsavlesningene henholdsvis ar2, at2og valgfritt akselerasjonskomponenten aa2. Fig. 2 vier en alternativ foretrukket utførelse med fire særskilte akselerasjonsmålere 5, 6, 7 og 8, som hver enkelt leverer en eneste akselerasjonsavles-ning, og som driver sammen på den samme måten som de to akselerasjonsmålerne nevnt foran. De to akselerasjonsmålerne 3 og 4 leverer ari, a^, atiog at2, alle lokalisert i det samme planet. Dette arrangementet tildanner en innretning for måling av sideveis verktøyakselerasjon i verktøyets rotasjonssystem uten sentrifugale og vinklede akselera-sjons virkninger. I samsvar med den foreliggende oppfinnelse leverer en første og en andre magnetomåler (nøyaktig posisjon ikke vist) magnetiske avlesninger Bxog By. Magnetomålerne er montert på eller i borestrengen 2 for å levere verktøyets ortogonale magnetiske avlesninger Bxog By i forhold til jordens magnetiske feltvektor. Magnetomålerne bør fortrinnsvis plasseres på eller i verktøyet lineært innrettet med posisjonen av akselerasjonsmålerne og verktøyrotasjonsaksen 16.
Ytterligere deler i verktøyet for boresystemet illustreres på fig. 17, innbefattende vektrø-ret 17 og stabilisatoren 18.
B. Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen
I samsvar med den foretrukne utførelsen tillater fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen to uavhengige korrigeringer. Den første korrigeringen fjerner gravitasjonskomponenten fra akselerasjonsavlesningene, hvilken komponent resulterer når verktøyet vippes bort fra den vertikale retningen. Den andre korrigeringen leverer den sideveise hastigheten til boreverktøyet i forhold til et borehullkoordinatsystem.
I en foretrukket utførelse innbefatter fremgangsmåten som korrigerer begge unøyaktig-heter de følgende trinnene (drøftet igjen i større detalj senere): (a) avlesning av de momentane sideveise verktøyakselerasjonskomponentene ari, ai2, ati og at2, ved anvendelse av et akselerasjonsmålerpåvisningssystem og avlesning av verk tøyets momentane magnetiske verdier Bxog By; (b) kompensering for de sentrifugale og radiale akselerasjonskomponentene ved beregning av sideveise verktøyakselerasjoner i det roterende koordinatsystemet: ar = ( ari - ar2) f 2 verktøyakselerasjonen i retningen ari; at = ( au - at2) / 2 verktøyakselerasjon i retningen ati; (c) beregning av verktøyets momentane magnetiske fase i forhold til jordens magnetiske felt (verktøymagnetisk fase) cpm; (d) ved hjelp akselerasjonsmålerens og magnetomålerens momentane dataavlesninger bestemmelse av faseendringen cp0 som er forskjellen mellom den magnetiske fasen cpmog gravitasjon verktøyfasen cp, bestemmelse av borehullhellingens gravitasjonskomponent Gsin(oti) i forhold til vertikalen; og (e) beregning av verktøyets sideveise akselerasjonskomponenter og eventuelt korrigering for gravitasjonskomponenten eller konvertering av målingene til borehullkoordinatsystemet eller ved å gjøre begge deler; og (f) beregning av den innledende hastigheten og den momentane hastigheten ved integrering av akselerasjonskomponentene beregnet i trinn (e).
I samsvar med den foreliggende oppfinnelse er signalene registrert med akselerasjonsmålerne, knyttet til andre systemvariabler med den følgende uttrykkene:
der:
ax, ay og azer akselerasjonskomponentene til verktøyets typepunkt i forhold til borehullets XYZ-koordinatorsystem;
cp er den momentane fasen til det roterende verktøyet (cp = 0 når ari er innrettet med X-aksen);
ai er verktøyhellingsvinkelen i forhold til jordens gravitasjonsvektor (vertikal);
r er rotasjonsradiusen til akselerasjonsmåleren; og
G er akselerasjonskonstanten til jordens gravitasjonsfelt ( = 9,81 m/s<2>). Gsin(ai)sin((p) og Gsin(ai)cos((p) er gravitasjonskomponentene som oppstår fra verktøyvipping bort fra vertikalen.
Verktøyfasen cp er:
der © er den momentane vinkelhastigheten til verktøyet. Fra tidligere likninger for ari og ar2beregnes modulen til © som og vinkelakselerasjonen er
Ved tilpassing av både | © | og dw/dt kan © bestemmes.
Ved anvendelse av forholdene over og det omtalte maskinbare systemet og programme-ringsprogramvaren drøftes nå i detalj fremgangsmåten for oppnåelse av sideveis verk-tøyhastighet med korrigering for gravitasjonskomponenten og konvertering av hastigheten i forhold til et borehullkoordinatsystem. Fremgangsmåten innbefatter de følgende spesielle trinnene.
Trinn a. Skaff momentane sideveise verktøyakselerasjonskomponenter ari,
ar2, ati og at2 og verktøyets momentane magnetiske verdier Bxog By
I en foretrukket utførelse krever dette trinnet avlesning av sanntids datasignaler fra de to (eller de flere) akselerasjonsmålerne og de to magnetomålerne for å skaffe parametrene ari, ar2, ti, at2, Bxog By. Parametrene Bxog By er ortogonale magnetiske faseavlesninger i forhold til jordens magnetiske felt.
Trinn b. Kompenser for de sentrifugale og radiale akselerasjonskomponentene ved beregning av sideveise verktøyakselerasjoner i det roterende koordinatsystemet ved anvendelse av de følgende formlene: ar = ( art - ar2) f 2 verktøyakserlerasjonen i retningen ari;
at = ( au - at2) / 2 verktøyakselerasjonen i retningen ati.
Trinn c. Bestemmelse av cpm, verktøyets momentane magnetiske fase i forhold til jordens magnetiske felt (verktøymagnetisk fase).
De magnetiske faseavlesningene brukes for å bestemme verktøyets magnetiske fase med hensyn til jordens gravitasjon. Retningen av det magnetiske feltet i verdensrommet faller imidlertid ikke direkte sammen med gravitasjonen, det er en faseforskjell (faseendring) av (po-1 de fleste tilstander der den magnetiske feltforstyrrelsen ikke er kraftig, og borehullet har en forholdsvis konstant retning, vil faseendringen q>ovære en konstant innenfor tidsrammen på de få sekundene som er nødvendig for å bestemme verktøyhas-tigheten. Forholdet cp = cpm+ cp0, der cp0= a konstant kan derfor akseptabelt antas. Ved å vite Bxog By kan verktøyets magnetiske rotasjonsfase (pm skaffes i henhold til den foreliggende oppfinnelse ved hjelp av uttrykkene:
Der B er amplituden av det magnetiske induksjonssignalet, og Om er vinkelen mellom verktøyets akse og jordens magnetiske feltvektor.
Den verktøymagnetiske fasen cpmbestemmes direkte fra (5) forutsatt at borehullretningen ikke faller sammen med retningen til B-vektoren, slik at støynivået til de magnetiske målingene er sammenliknbar med signalene Bxog By. Ved å vite Bxog By kan verktøy-ets magnetiske rotasjonsfase cpmskaffes ved hjelp av funksjonen cp = atan2(By,Bx) felles for de fleste matematiske funksjonssamlinger. Funksjonen atan2 oppløser alle fire kvad-ranter i den fullstendige vinkelen (360 grader).
Trinn d. Bestem faseendringen cpoog gravitasjonskomponenten Gsin(ai) ti borehullhellingen i forhold til vertikalen ved hjelp av akselerasjonsmålerens og magnetomålerens momentane dataavlesninger og beregn cp.
Dersom en korreksjon for verktøyvipping ikke ønskes, da er det unødvendig å bestemme Gsin(ai) i dette trinnet. Det er imidlertid det vanlige tilfellet å korrigere for denne virkningen av verktøyvipping. Den følgende prosedyren brukes i en foretrukket utførel-se for å bestemme Gsin(ai) og cpo, der G er akselerasjonskonstanten til jordens gravitasjonsfelt («9,81 m/s<2>). Den verktøymagnetiske fasen cpmkjennes fra det tidligere trinnet. Gsin(aO kan beregnes under antagelsen at gravitasjonskomponenten ikke bidrar til den sideveise akselerasjonen av verktøyet.
Slik som vist på fig. 4 filtreres akselerasjonssignalene med den sentrifugale komponenten fjernet sammen med (pm-faseinformasjonen gjennom identiske lavpassfiltre som i en foretrukket utførelse har en 20 Hz avskjæringsfrekvens. 20 Hz-avskjæringen menes tilfredsstillende å passe alle gravitasjonstilknyttede komponenter, selv om det vil forstås at forskjellige frekvenser kan brukes i alternative utførelser.
Signalene desimeres deretter og mates til en kvadraturdetektor kjent for de med erfaring innen området. I kvadraturdetektoren multipliseres både akselerasjonssignaler ar og at med sin(cpm) og cos(cpm). Utmatingene midlet over tid (få sekunder i en foretrukket utfø-relse) leverer to sammensatte størrelser c og d, der:
Der: N er antallet signalprøveuttak prosessert under midlingen;
an og atier etterfølgende prøveuttak av henholdsvis ar og at; og (Pmi er etterfølgende prøveuttak av cpm.
Begge sammensatte størrelser er 90 grader ut av fase, ettersom gravitasjonskomponenten er 90 grader ut av fase i henholdsvis ar og at. Størrelsesordenen av disse sammensatte størrelsene er lik 0,5 Gsin(ai), og fasen av c er lik (p0>derfor er:
Når faseendringen cp0først er funnet fra trinn (d) kombinert med parameteren cpra kjent fra det tidligere trinnet kan cp beregnes i henhold til forholdet:
Den samme informasjonen kan skaffes fra den sammensatte størrelsen d ved å huske at det er en 90-grads faseendring mellom c og d. Dersom størrelsesordenen og fasen skaffes fra begge sammensatte utmatinger kan de i en foretrukket utførelse midles for å minske avvik.
Denne prosessen leverer både faseendringen cp0og størrelsesordenen av gravitasjonskomponenten Gsin(ai). Tidskonstantene ved midlingsprosessen kan være så lange som 30 sekunder eller mer, dersom faseinformasjonen fra magnetiske følere brukes, ettersom det ikke er noe systematisk avvik mellom (pm og cpoannet enn endringer av borehullretningen eller av det magnetiske feltet, hvilke endringer typisk er svært langsomme.
For å bedømme kvaliteten av sanntidsdataene kan standardavviket til hver enkelt målt/beregnet mengde bestemmes om mulig. Dersom den samme informasjonen er tilgjengelig fra flere kilder velges fortrinnsvis den ene med det laveste standardavviket. Basert på individuelle usikkerhetsestimater kan usikkerheten til hastighetsbestemmelsen beregnes og gjøres tilgjengelig for computersystemet for lagring.
Selv om fasepåvisning ønskelig skaffes ved bruk av magnetomålere er denne metoden ikke anvendelig når verktøyaksen faller sammen med den magnetiske vektoren. En alternativ, skjønt mindre nøyaktig, metode for fasepåvisning ved hjelp av akselerasjons-målersignalene er anvendelig i samsvar med en spesiell utførelse av den foreliggende oppfinnelse. I henhold til likning (2) kan gravitasjonsverktøyfasen 9 beregnes som et integral av den momentane vinkelhastigheten © som kan bestemmes fra likning (3) og likning (4). Det vil forstås at denne tilnærmingen er følsom for skalafeil ved akselerasjonsmåleren og kan lide av dårlig oppløsning for © ved lave hastigheter. Ikke desto mindre kan, i samsvar med oppfinnelsen, tilnærmingen fungere som en støttealgoritme i situasjoner der magnetisk informasjon ikke er tilgjengelig.
Trinn e. Beregn de sideveise verktøyakselerasjonskomponentene i borehullkoordinatsystemet, og valgfritt korriger gravitasjonskomponenten eller konverter målingene til borehullkoordinatsystemet, eller gjør begge deler.
For å skaffe sideveise akselerasjoner ax og ay fratrekkes de ubearbeidede akselerasjonssignalene, slik at sentrifugale og vinklede akselerasjonskomponenter slettes:
Signalene over inneholder også den modulerte gravitasjonskomponenten Gsin(ai)cos((p). Ettersom Gsin(oti) og cp er blitt bestemt i det tidligere trinnet kan, i samsvar med den foreliggende oppfinnelse, gravitasjonskomponenten trekkes fra begge signaler for å gi akselerasjoner korrigert for gravitasjonskomponenter arg og atg:
Trinn f. Transformering av akselerasjonene til formasjonskoordinatsyste-met XYZ.
Løsing av likning (7), gir:
Likning (9) brukes for å konvertere verktøyakselerasjonen fra (r-t-a)-koordinatsystemet til XYZ-borehullkoordinatsystemet. Alle variabler er tidligere blitt bestemt for å beregne ax og ay. Bemerk at likning (9) kan brukes når ingen korrigering ønskes for tyngde-kraftsvirkningen fra verktøyvipping på akselerasjonsmålerne og kun en konvertering til borehullkoordinatsystemet ønskes.
Trinn g. Beregn de sideveise hastighetskomponentene ved beregning av innledende hastighet og integrering av den momentane akselerasjonen påvist i trinn e.
Ved å vite ax og ay fra det tidligere trinnet kan de sideveise hastighetskomponentene vxog vy beregnes. Den sideveise hastighetsberegningen besørges i en foretrukket utførelse, slik som følger:
Der voxog voy er ukjente innledende hastigheter ved vilkårlig valgt tid To. Ettersom borehullet holder tilbake bevegelsen av verktøyet under hvilken som helst periode er den sideveise forskyvningen mindre enn eller lik dødgangen As mellom vektrøret og borehullveggen.
Ettersom verdier av ax og ay er kjent ved hvilket som helst tidspunkt kan de innledende hastighetene voxog voy beregnes av:
Med usikkerheten i målingsmetoden mindre enn As/(d-T0). For å få en usikkerhet på 0,02 m/s i et borehull som har en dødgang på 5 cm bør for eksempel den minimale integreringstiden være 2,5 sekunder.
Etter at de individuelle sideveise hastighetskomponentene er trukket ut beregnes modulen til sidehastigheten i samsvar med oppfinnelsen som:
Når den momentane hastigheten først er beregnet kan det bestemmes hvorvidt en NMR-måling skal innledes.
For å bruke hastighetsberegningen som omtalt med likningene (10-12) med computer-prosessering er det ønskelig å forenkle dataprosesseringen for minimering av beregningene. Således ved å anta et minimum To på 2,5 sekunder og en prøveuttaksfrekvens på 8 kHz ville antallet integrerte prøveuttak overstige 20.000. Minnebehovet for direkte implementering ville være betydelig. I en foretrukket utførelse gjennomføres derfor en flervindus tilnærming, der integralene beregnes over K som delvis overlapper tidsvin-duer, slik som vist på fig. 5. De individuelle prøveuttakene ville ikke måtte lagres, kun integralene og antallet integrerte prøveuttak. Når en integrator når antallet prøveuttak innstilt på forhånd, dvs. 2,5 sekunder dataverdi i en spesiell utførelse, blir dette kilden for hastighetsinformasjon for systemet, inntil integratoren deretter i linjen når det minimale antallet prøveuttak. Deretter reinnnstilles den første integratoren og påbegynner en ny integrering, mens den andre integratoren leverer hastighetsinformasjon. Denne pro-sesseringstilnærmingen tolererer noen avbrytelse i signalhastigheten som introduseres når skiftende integratorer i K øker under prosessering. Som forenklet bruk er imidlertid tilnærmingen over av beregningene håndterbare og gir akseptabelt nøyaktige resultater. Ytelsen til rekursive filtre under hastighetsgjenhenting kan også testes i en spesiell utfø-relse.
C. Typiske akselerasjonssignaler besørget i et verktøvkoordinatsvstem og den an-gjeldende svstembåndbredde
Et datasett skaffet fra J. Dudley's, "MRIL MWD Sensor Physics" DNMWD016 Rev. la, Security DBS, ble analysert for å bedømme størrelsesordenen og spektralsammen-setningen til typiske sideveise verktøyakselerasjoner. Denne referansen gir grafer av et fullstendig datasett i koordinatsystemet til det roterende verktøyet (borekronen), og inn lemmes herved med henvisning. Den følgende eksempelvise dataanalysen fokuserer kun på den radiale komponenten til verktøyakselerasjonen, og kun for utvalgte fragmenter. Ingen kalibreringsinformasjon gis.
Den sentrifugale akselerasjonen avhenger av radiusen og vinkelhastigheten til verktøyet. Akselerasjonsmålerens drivradius begrenses av verktøyets diameter. Den midlere vinkelhastigheten til verktøyet er lik drivingshastigheten. Under situasjoner med fastsitting-sluring kan imidlertid den momentane hastigheten endre seg ganske hurtig. Den naturlige frekvensen til verktøystrengen og kreftene på borekronen modulerer den momentane vinkelhastigheten til verktøyet. Selv under forholdsvis vibrasjonsfrie perioder er © til-bøyelig til å oscillere, slik som illustrert på fig. 6. Vinkelhastighetsmoduleringen er mye mer dramatisk i tilstander med fastsitting-sluring, der borekronen faktisk stopper rotering for fraksjoner på et sekund. Fra en forbigående stillstand akselererer borekronen når momentet utøvet av det buktede borerøret overstiger den statiske friksjonen. Spiss-vinkelhastigheten under forhold med fastsitting-sluring er mer enn dobbelt av den midlere hastigheten. Fig. 7 illustrerer denne tilstanden.
Akselerasjonsdata gitt av Sperry-Sun i en rapport av J.D. Jansen, "Whirl and Chaotic Motion of Stabilized Drill Collars" SPE 20930, s. 435-448, er i det roterende verktøy-koordinatsystemet. Referansen innlemmes herved med henvisning. Fig. 8 illustrerer den raske Fourier Transformen (FFT - Fast Fourier Transform) på to 16 sekunders fragmenter med akselerasjonsdata. Spektrumet inneholder kraftige spisser av frekvensmodulert basisrotasjonskomponent forårsaket med virkningen av tyngdekraft på det vippede verk-tøyet. Spissene er anbrakt i avstand på omtrent 0,7 Hz fra hverandre, noe som er modu-leringsfrekvensen sannsynligvis nærmest den naturlige frekvensen for den testede borestrengen. For sammenlikning ble et signal modellert med 0,92 Hz basisfrekvens modulert med 0,67 Hz ikke-harmonisk signal som likner det målte signalet, slik som illustrert på fig. 9. Dens FFT vises på fig. 10. Det modellerte signalet har et spektrum som likner på det til det målte signalet. Amplitudene til de individuelle spissene som styres av Bes-sel-funksjoner avhenger imidlertid av en awikskoeffisient. Begge FFT'er i dette ek-semplet ble beregnet fra et sett med 4.096 signaldatapunkter prøveuttatt ved en rate på 250 Hz.
Frekvensspektrumet på fig. 7 viser både gravitasjonskomponenten som dominerer ved lavere frekvenser, og en sideveis bevegelseskomponent. Et ideelt signal ville kun vise gravitasjonskomponenten. Gravitasjonskomponenten båndbredde-begrenses til tilnærmet 2(Af+2fm), der Af er det maksimale frekvensawiket og fm er den maksimale modu- leringsfrekvensen. Ved å anta et 5 Hz maksimalt frekvensawik under boring og en maksimal moduleringskomponent på 2,5 Hz ville båndbredden av gravitasjonssignalet strekke seg opp til 20 Hz.
Ettersom sidebevegelsen av verktøyet kan beskrives i frekvensdomenet som en sum av harmoniske bevegelser med forskjellige frekvenser er det mulig å bestemme den lave frekvensavskjæringen for målesystemet basert på en ønsket hastighetsnøyaktighet, og en maksimalt tillatt amplitude for verktøyets bevegelse som begrenses av borehullveg-gene. Se Tabell 1. For en typisk 2 cm eller 4 cm spiss-spiss amplitudebegrensning må for eksempel systemet passere akselerasjoner ned til 0,2 Hz for å skaffe en nøyaktighet på 0,025 m/s. Spissakselerasjonen i dette tilfellet ville være tilnærmet 3 mG, idet denne verdien gir en antydning om den nødvendige maksimale oppløsningen for akselerasjonsmåleren ved de laveste frekvensene.
Estimatet over er kun gyldig for et system som ikke roterer. Dersom verktøyet roterer med konstanten©0, da ville akselerasjonen indusert av den langsomme sidebevegelsen © moduleres etter hvert som rotasjonssignalet endrer seg til©0-© og©o +©. Det er imidlertid tilstander, under hvilke verktøyet stopper rotering samtidig som målinger gjennomføres.
Tabell 2 over viser spissakselerasjonene observert under harmonisk sidebevegelse. For å observere 50 G akselerasjonen må for eksempel verktøyet vibrere ved en frekvens på 50 Hz med en amplitude på 5 mm eller 10 mm spiss-spiss.
De kraftigste akselerasjonene ble observert under borekronebukting. Spissverdier på omtrent 13-14 G ble påvist i Dudley's prøveuttakakselerasjoner. Slik som vist på fig. 11 indikerer FFT for akselerasjonsmålersignalet under borekronebukting høye frekvens-komponenter som spisser seg rundt 15 Hz med betydelig innhold som strekker seg forbi 100 Hz. Frekvensen utenfor 100 Hz i dette prøveuttaket er upålitelig på grunn av en 250 Hz prøveuttaksrate og ytterligere bruk av et 125 Hz lavpassfilter for indre filtrering. Dersom oppløsning av høyere frekvenser utover 100 Hz ønskes bør data samles ved raskere prøveuttaksrater uten digital filtrering. Det er i tillegg tilrådelig å utforme fre-kvensreaksjonen til antialiasingsfilteret for å hindre ytterligere forstyrrelse av spekteret. Det bør bemerkes at den observerte spissakselerasjonen ville påvirkes av spektralreak-sjonen til hele målesystemet.
Close med flere, IADC/SPE 17273, side 559-568, utførte målinger av borehullsammen-stilling (BHA - Borehole Assembly) under boring ved hjelp av en prøveuttaksrate på 2 kHz. Referansen innlemmes herved med henvisning. Analysen avdekket sideveise spissakselerasjoner på 13 G under rømming, 2 G bak fortrengningsmotoren nedihulls og 25 G under boring gjennom en ledesko. Akselerasjoner utover 100 G ble også rapportert når BHA-rotasjonshastigheten motsvarte den sideveise resonansfrekvensen til BHA'en. Akselerasjoner av denne størrelsesorden er ofte ødeleggende.
Fra publiserte data er det åpenbart at rystelser som overstiger 50 G er sjeldne, og tas ikke i betraktning innenfor normale driftsforhold. Nøyaktigheten til et bevegelsespåvis-ningssystem under disse sjeldne tilstandene er derfor ikke avgjørende. Systemet bør imidlertid være i stand til å gjenhente seg fra slike alvorlige rystelser uten vedvarende ugunstige virkninger.
For å beregne akselerasjonsstørrelsen og formen under kollidering av verktøyet med et borehull ble en enkel modell brukt for å imitere en seksjon av vektrøret som kolliderer med en perfekt stiv barriere. Elastisitet K var tilnærmet basert på vektrørsstørrelsen og materialegenskapen. Den imiterte akselerasjonen ved rørets senter vises på fig. 12. Pulsvarigheten er avhengig av den innledende hastigheten og påvirkes kun av ledning-ens egenskaper. Slik som vist på fig. 13 øker amplituden for spissakselerasjonen lineært med den innledende hastigheten. Denne imiteringen av kollisjonen kan anses som et verste tilfelle, ettersom i realiteten borehullfluidet og knusingen av fjellet demper støtet. Ikke desto mindre gir det imiterte signalet et godt grunnlag for å beregne virkningen av båndbreddebegrensninger på nøyaktigheten til hastigheten.
Fig. 14 viser akselerasjonssignalet etter passering gjennom et 500 Hz lavpassfilter. Gruppeforsinkelsen av filteret bevirker en tidsendring mellom innmatings- og utma-tingssignalet. Den beregnede hastigheten vil følgelig belemres med en feil som vist på
fig. 15. Ingen etterprosessering kan kompensere for den gruppeforsinkelsesfeilen og en nøyaktig verktøyhastighet i sanntid kan ikke fås. En passende båndbredde for akselerasjonsmålerne, likeledes for de innmatende antialiasingsfilterne, velges på forhånd i samsvar med en foretrukket utførelse. Dersom en korrigering på den annen side av NMR-signalet basert på faktisk hastighet vurderes, da kan gruppeforsinkelsen kompenseres digitalt ved anvendelse av fasekorrigeringsinnretninger.
Estimater besørget i tabell 3 og fig. 16 angir at en båndbredde på 4 kHz forutsettes for å anta en presisjon av hastighetsmålingen på 0,05 m/s under støt på 50 G, eller ekvivalent som påvist ved imitering, en 0,35 m/s støthastighet. Hastighetsfeilen er proporsjonal med spissakselerasjon under støt.
D. Usikkerhet og feilanalvse
Nøyaktigheten av hastighetsberegninger basert på akselerasjonsmålinger påvirkes både av instrumentfaktorer og bevegelsesegenskaper. Noen faktorer frembringer rent systematiske feil, så som forsterkningsfeil, mens andre på tross av deres systematiske egen-skap oppvises som halwilkårlige feil på grunn av en tilfeldighetsutvalgt virkning fra tilstandene, for eksempel med båndbreddevirkning og kvantiseringsstøy. Noen faktorer, så som transduserstøy, er rent vilkårlige. På grunn av deres dobbeltnatur kan visse usik-kerhetskomponenter beskrives både statistisk og som et verste tilfelle.
Virkningen fra kvantiseringsstøy kan avrundes av en vilkårlig støy med en forskjell på l/12<*>q<2>, der q er den minste kvadratiske beste tilpasningsverdi med en konverterings-oppløsning i m/s<2>. Ettersom vxog vy integreres over perioden T som inneholder T/dT-prøver, med dT som prøveuttaksintervallet, er forskjellen i hastighet:
Faktoren på 1/2 er resultatet av midling av utmatingen fra to akselerasjonsmålere for å skaffe kompensert akselerasjonssignal (11). For en 14 bitt+sign A/D-konverterer og 50 G-området er q 0,03 m/s<2>. Ved å anta et T på 2,5 sekunder og et dT på 125 jxs er forskjellen i de individuelle hastighetskomponentene 1,17<*>IO"<8>for å resultere i et standardavvik på 0,00011 m/s. For å forenkle beregningene kan forskjellen av total hastighet v, slik som beskrevet med likning (14), beregnes til å være mindre enn 2a<2>Vx. Forskjellen er proporsjonal med hastighetsintegreringstid og prøveuttaksintervall, og med kvadratet av A/D-konvertererens oppløsning. Hver enkelt ytterligere bitt reduserer standardavviket med en faktor på 2.
Transduserstøyen ott kan transformeres på den samme måten som kvantiseringsstøyen i samsvar med uttrykket:
Unntatt innmatingsnivået er båndbreddeavhengig. Ved å anta et støynivå på 1
mG/kvadratrot(Hz) ved hjelp av en akselerasjonsmåler fra Silicon Designs ved en båndbredde på 4 kHz kan innmatingsstøynivået beregnes ved 0,62 m/s<2>rais. Ved å anvende likning (15) og multiplisere resultatet med 2 gir en hastighetsforskjell på 0,00012 m2/s2og et standardavvik på 0,01 lm/s.
Eventuell kalibreringsfeil for akselerasjonsmålerne vil få en proporsjonal virkning på den beregnede hastigheten. Ettersom gjennomsnittsakselerasjonen over en lang tidsperiode er null er virkningen fra forsterkningsfeil ikke kumulativ. For hvilken som helst tidsperiode er denne feilen proporsjonal med gjennomsnittsakselerasjonen for den tiden og tidsvarigheten. Som en første tilnærmelse kan direktekollisjonen med borehullveggen analyseres. For varigheten av kollisjonen er gjennomsnittsakselerasjonen tilnærmet 30 G, og pulsvarigheten er 2,2 ms. Hastighetsfeilen akkumulert under kollisjonen, og som resulterer fra 1% kalibreringsfeil er 0,0065 m/s. Forsterkningen fra akselerasjons målerne kan innledningsvis kalibreres til en målenøyaktighet bedre enn 0,5% ved bruk av jordens gravitasjonsfelt som en referanse. Kommersielt tilgjengelige mikromaskinerte silikon akselerasjonsmålere har temperaturkoeffisient av forsterkning i størrelsesor-den på 2% over et temperaturspenn på 125°C. Denne temperaturoppførselen er repeter-bar, slik at kompensering er mulig. Det er realistisk å anta en netto temperaturkoeffisient etter at kompensering skal være mindre enn 0,5%. Liknende ville den resulterende hastighetsfeilen være 0,0032 m/s.
Den begrensede integreringstiden resulterer i en feil, avhengig av graden av frihet verk-tøyet har i borehullet. Desto større borehullet er sammenliknet med verktøyets diameter, desto større er feilen i samsvar med likning (11).
Eventuell fluktuasjon av faseinformasjon brukt for å kompensere gravitasjonsfeltet kan forårsake en forstyrrelse i akselerasjonsmåleinformasjonen, ettersom gravitasjonskomponenten fjernes ved fratrekking av det følgende utrykket fra likning (7):
Følsomheten av denne korrigeringsfaktoren for fasestøy er:
Som spisser seg ved Gsin(a). Forskjellen i akselerasjonssignaler på grunn av fasestøyen er følgelig:
Liknende som i likning (14) er den resulterende hastighetsforskjellen på grunn av passe støy:
Støyen nærmer seg null når ai nærmer seg null for å utgjøre et perfekt vertikalt borehul-le.
Fluktuasjoner i fasesignalet kommer fra magnetomålerstøy, utvendige magnetfeltfor-styrrelser og fluktuasjoner av verktøyets rotasjonsakse i forhold til borehullaksen. Sys-temproblemer oppstår fra forstyrrelser og fluktuasjoner av verktøyets akse i forhold til borehullaksen. Bruk av magnetomålere for å påvise fase er problematisk når retningen av borehullet nærmer seg retningen av jordens magnetfeltvektor.
Ettersom fasen beregnes som:
Er følsomheten av <|>m for en By-forstyrrelse:
Som inntar dens minste verdi av 1/BXnår By = 0. Ved dette punkt er verdien av Bxsin(am)> der ccmer vinkelen mellom borehullet og jordens magnetfeltvektor. Et symmet-risk forhold finnes for Bx-støy, men et fornuftig estimat kan baseres på kun en magnet-feltkomponent, ettersom påvirkningen av en komponent spisser seg når påvirkningen av de andre er på det minste. Fasestøyen forårsaket av den magnetiske signalstøyen kan uttrykkes som:
I samsvar med likning (22) øker fasestøyen etter hvert som otmgår mot 0 for å utgjøre boring langs jordens magnetfeltvektor. Kombinering av likning (19) og likning (22) utleder en formel som kobler magnetisk feltstøy med hastighet:
Støyen av det magnetiske induksjons signalet har tre ukorrelerte komponenter: (1) mag-netomålerstøy som er en funksjon av innretningen brukt for å måle magnetfeltet; (2) fluktuasjoner av verktøyets akse i forhold til jordens magnetfelt; og (3) påvirkning av antennemagneten. Støyen av den magnetoresistive føler, i dette tilfellet en Honeywell HMC1002, for en båndbredde på 0,01-20 Hz, er under 6 uGauss rms med en forskjell på 36* IO12 Gauss2.
Verktøyets akse hemmes av borehullet og ved å anta en 30 fots strekning mellom stabi-lisatorer og maksimal dødgang på 2 tommer mellom borehullveggen og stabilisatoren, slik som vist på fig. 17, er den maksimale amplituden til p 2<*>arctan(2"/30')=0,64°. Ved å anta en ensartet fordeling av P innenfor ±p/2-området er forskjellen av denne forde-lingen p /12. For liten P er forskjellen av By på grunn av verktøyets aksefluktuasjoner:
der forskjellen av p er i radianer<2>.
Magnetfeltet frembrakt av NMR-magneten kan frembringe ytterligere støy dersom posisjonen av magneten endrer seg i forhold til magnetomåleren på grunn av deformeringen av verktøyets struktur eller magnetomålerens montering. Kun komponenter innenfor 20 Hz-båndbredden er vesentlige fordi høyere frekvenser vil filtreres ut.
Fig. 18 illustrerer virkningen av antennemagneten på de magnetiske føler målingene. Når magnetomåleren er på magnetens akse er den på linje med noe By-felt indusert av magneten. Magnetinduserte komponenter i andre retninger er null i denne konfigure-ringen. Fig. 19 viser forholdet mellom magnet-magnetomåleravstanden og By-komponenten. Ved en avstand på 70 tommer er magnetens felt lik jordens magnetfelt. Avstanden L bør velges slik at magnetens felt, sammen med jordens felt, ikke metter magnetomåleren ved noe tidspunkt. En avstand på 100 tommer synes passende i den spesielle utførelsen.
Når verktøyet bøyes ved en vinkel y, vil By-komponenten endre seg svakt. Fig. 20 viser følsomheten av By til y for inntil en deformering på 1°. Ved å anta et standardavvik av y som ikke overstiger 1° er den resulterende By-forskjellen 1,9<*>10"<9>Gauss<2>. For vektrøret er den maksimalt spesifiserte bøyeradiusen 18° 100 fot. Ved en avstand på 100 tommer er følsomheten omtrent 0,0025 Gauss/radian.
En kombinert virkning av alle 3 magnetomålertilknyttede virkninger beregnet i samsvar med (23) vises på fig. 21. Hastighetsusikkerheten (la-nivå) er under 0,015 m/s dersom retningen av borehullet er i det minste 1,5° bort fra retningen av jordens magnetfeltvektor. Dersom borehullretningen er hovedsakelig parallell med jordens feltvektor, da må ellers faseinformasjonen utledes fra selve akselerasjonssignalene.
Tabell 4 og 5 summerer usikkerhetsbudsjettet i samsvar med en spesiell utførelse. Det vil forstås at hovedbidragsyteren til vilkårlig støy er fasestøyen. Den systematiske feilen domineres av båndbreddegrensen. I samsvar med den foreliggende opprinnelse kan denne feilen reduseres ved etterprosessering med introduserende fasekorrigeringsinnretninger for å redusere gruppeforsinkelsen av filtrene.
Det vil lett forstås at de med erfaring innen området av forskjellige modifikasjoner kan gjøres uten fravikelse fra ideen eller omfanget av oppfinnelsen. Omfanget av oppfinnel sen skal ikke begrenses av utførelsene omtalt i beskrivelsen, men skal defineres av pa-tentkravene som er vedføyd.
Claims (34)
1.
Anordning for utøvelse av borehullsmålinger ved hjelp av et loggingsverktøy,karakterisert vedat anordningen omfatter: i det minste to akselerasjonsmålere (3, 4; 5, 6, 7, 8) fastgjort til verktøyet (2) og som måler bevegelsesparametere av verktøyet i et borehull for å frembringe måledata, av hvilke radiale og tangentielle akselerasjonskomponenter kan avledes, idet bevegelsesparametrene er målt i et verktøykoordinatsystem; to eller flere magnetiske induksjonsfølere fastgjort til verktøyet og som måler magnetisk induksjon, avhengig av orienteringen til akselerasjonsmålerne i forhold til gravitasjonsfeltet; og en prosessor (11) som beregner bevegelsesparametrene av verktøyet i et borehullkoordinatsystem, basert på målinger fra akselerasjonsmålerne og de magnetiske induksjonsfølerne, ved å ta i betraktning orienteringen av akselerasjonsmålerne i forhold til gravitasjonsfeltet, hvori de to magnetiske induksjonsfølerne er ortogonale magnetiske induksjonsfølere som måler størrelsene:
der B er amplituden av det magnetiske induksjonssignalet, x og y er koordinater i borehullkoordinatsystemet, otm er vinkelen mellom verktøyaksen og jordens magnetfeltvektor, og (pm er fasen av verktøyets rotasjon i jordens magnetfelt, hvilken fase kan måles direkte av Bxog By.
2.
Anordning ifølge krav 1,karakterisert vedat de minst to akselerasjonsmålerne (3,4; 5,6, 7, 8) måler parametrene ari, ar2, ati, at2,
der an er den radiale akselerasjonskomponenten til i-akselerasjonsmåleren og atjer den tangentielle akselerasjonskomponenten til j-akselerasjonsmåleren.
3.
Anordning ifølge krav 2,karakterisert vedat anordningen videre omfatter en innretning for beregning av den momentane fasen til verktøy-ets cp og størrelsen Gsin(a), der G er akselerasjonen av jordens gravitasjonsfelt og a er vinkelen mellom verktøyets akse og jordens tyngdekraftvektor.
4.
Anordning ifølge krav 3,karakterisert vedat prosessoren beregner de sideveise akselerasjonsparametrene ax og ay av verktøyet i et borehullkoordinatsystem som følger:
5.
Anordning ifølge krav 4,karakterisert vedat prosessoren beregner sideveise hastighetsparametere vxog vy av verktøyet i borehullkoordinatsystemet som følger:
der voxog voy er innledende verktøyhastigheter ved tidspunktet T0.
6.
Anordning ifølge krav 5,karakterisert vedat prosessoren beregner de innledende verktøyhastighetene vxog vy ved hjelp av uttrykkene:
7.
Anordning ifølge krav 6,karakterisert vedat prosessoren beregner amplituden av den sideveise verktøyhastigheten ved hjelp av uttrykket:
8.
Anordning ifølge krav 7,karakterisert vedat usikkerheten av målingsmetoden er mindre enn As / (t-To), der As er avstanden mellom verk-tøyet og veggen i borehullet.
9.
Anordning ifølge krav 1,karakterisert vedat log-gingsverktøyet er et NMR-loggingsverktøy.
10.
Anordning ifølge krav 9,karakterisert vedat bevegelsesparametrene av verktøyet i borehullkoordinatsystemet er beregnet i sann tid.
11.
Anordning ifølge krav 9,karakterisert vedat de beregnede bevegelsesparametrene av verktøyet i borehullkoordinatsystemet er brukt for å bestemme maksimale aktiveringstider for NMR-målinger.
12.
Anordning ifølge krav 9,karakterisert vedat de beregnede bevegelsesparametrene av verktøyet i borehullkoordinatsystemet er brukt for å kompensere NMR-målinger for bevegelsen av verktøyet.
13.
Anordning ifølge krav 9,karakterisert vedat de beregnede bevegelsesparametrene av verktøyet i borehullkoordinatsystemet er brukt for å beregne sikkerhetsintervaller for forskjellige NMR-målinger langs borehullet.
14.
Anordning ifølge krav 13,karakterisert vedat de beregnede bevegelsesparametrene av verktøyet i borehullkoordinatsystemet er brukt for å kassere NMR-målinger utført ved sideveise verktøyhastigheter som overstiger 0,2 m/s.
15.
Anordning ifølge krav 1,karakterisert vedat akselerasjonsmålerne er anbrakt diagonalt motsatt hverandre på verktøyet.
16.
Anordning ifølge krav 1,karakterisert vedat de to eller flere magnetiske induksjonsfølerne måler magnetfeltkomponenter som er vinkel-rette i forhold til aksen av borehullet.
17.
Anordning ifølge krav 3,karakterisert vedat innretningen for beregning av den momentane fasen av verktøyets cp omfatter et kvadraturpå-visningssystem som multipliserer sinus og cosinus av magnetfasen (pramed den målte akselerasjonen for å gi forskjellen mellom magnet- og gravitasjonsfase.
18.
Anordning ifølge krav 17,karakterisert vedat innretningen for beregning av den momentane fasen av verktøyets cp videre omfatter en innretning for kurvetilpasning.
19.
Fremgangsmåte for utøvelse av borehullmålinger med et loggingsverktøy som beveger seg langs et borehull utsatt for et gravitasjonsfelt,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter: (a) bevegelsesparametere av verktøyet måles i et verktøykoordinatsystem for frembringe måledata, av hvilke radiale og tangentielle akselerasjonskomponenter kan avledes; (b) komponenter av de målte bevegelsesparametrene på grunn av gravitasjonsfeltet i borehullet anslås ved bruk av minst to magnetiske induksjonsfølere; (c) et sett korrigerte bevegelsesparametere beregnes, idet trinnet med beregning om
fatter at de anslåtte komponentene på grunn av gravitasjonsfeltet fjernes; og i det minste én måling fremskaffes langs borehullet med loggingsverktøyet, idet den minst ene målingen tar i betraktning det beregnede settet med korrigerte bevegelsesparametere, hvori de minst to magnetiske induksjonsfølerne er ortogonale magnetiske in-duksjonsfølere som benyttes for måling av størrelsene:
der B er amplituden av det magnetiske induksjonssignalet, x og y er koordinater i borehullkoordinatsystemet,dmer vinkelen mellom verktøyaksen og jordens magnetfeltvektor, og (pm er fasen av verktøyets rotasjon i jordens magnetfelt, hvilken fase kan måles direkte av Bxog By.
20.
Fremgangsmåte ifølge krav 19,karakterisert vedat trinnet (a) omfatter at parametrene ari, ar2, ati, at2 måles,
der an er den målte radiale i-akselerasjonskomponenten og atier den målte tangentielle i-akselerasj onskomponenten.
21.
Fremgangsmåte ifølge krav 19,karakterisert vedat fremgangsmåten videre omfatter trinnet at den momentane fasen av verktøyets cp beregnes.
22.
Fremgangsmåte ifølge krav 21,karakterisert vedat fremgangsmåten videre omfatter trinnet at gravitasjonsfeltkomponenten Gsin(a) beregnes, der G er akselerasjonen av jordens gravitasjonsfelt og a er vinkelen mellom verk-tøyets akse og jordens tyngdekraftvektor.
23.
Fremgangsmåte ifølge krav 21,karakterisert vedati trinnet (c) beregnes sideveise akselerasjonsparametere ax og ay av verktøyet i borehullkoordinatsystemet som følger:
24.
Fremgangsmåte ifølge krav 23,karakterisert vedat i trinnet (c) beregnes sideveise hastighetsparametere vxog vy av verktøyet i borehullkoordinatsystemet som følger:
der voxog voy er innledende verktøyhastigheter ved tidspunktet To.
25.
Fremgangsmåte ifølge krav 24,karakterisert vedat de innledende verktøyhastighetene voxog voy beregnes ved hjelp av uttrykket:
26.
Fremgangsmåte ifølge krav 25,karakterisert vedat amplituden av den sideveise verktøyhastigheten beregnes som følger:
27.
Fremgangsmåte ifølge krav 19,karakterisert vedat målingen i trinnet (d) utgjøres av en NMR-måling.
28.
Fremgangsmåte ifølge krav 19,karakterisert vedat trinnene (a), (b), (c) og (d) gjennomføres i sann tid.
29.
Fremgangsmåte ifølge krav 27,karakterisert vedat de beregnede bevegelsesparametrene av verktøyet i borehullkoordinatsystemet brukes for å bestemme optimale aktiveringstider for NMR-målinger.
30.
Fremgangsmåte ifølge krav 27,karakterisert vedat i trinnet (d) brukes de korrigerte bevegelsesparametrene for å kompensere NMR-målinger for bevegelsen av verktøyet.
31.
Fremgangsmåte ifølge krav 27,karakterisert vedat i trinnet (d) brukes de korrigerte bevegelsesparametrene for å beregne sikkerhetsintervaller for forskjellige NMR-målinger langs borehullet.
32.
Fremgangsmåte ifølge krav 30,karakterisert vedat i trinnet (d) brukes de korrigerte bevegelsesparametrene for å kassere NMR-målinger utført ved sideveise verktøyhastigheter større enn omtrent 0,2 m/s.
33.
Fremgangsmåte ifølge krav 21,karakterisert vedati trinnet med beregning av den momentane fasen av verktøyets cp benyttes et kvadratur påvisningssystem som multipliserer sinus og cosinus av en magnetiske fasen (pm med den målte akselerasjonen for å gi forskjellen mellom magnet- og gravitasjonsfase.
34.
Fremgangsmåte ifølge krav 21,karakterisert vedat fremgangsmåten videre omfatter trinnene: (a) cpmberegnes som -atan2(By,Bx); og (b) konstant faseendring cp0bestemmes, og cp beregnes i samsvar med forholdet cp =
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/882,228 US6518756B1 (en) | 2001-06-14 | 2001-06-14 | Systems and methods for determining motion tool parameters in borehole logging |
PCT/US2002/018651 WO2002103394A2 (en) | 2001-06-14 | 2002-06-11 | Systems and methods for determining motion tool parameters in borehole logging |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20035567D0 NO20035567D0 (no) | 2003-12-12 |
NO334222B1 true NO334222B1 (no) | 2014-01-13 |
Family
ID=25380163
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20035567A NO334222B1 (no) | 2001-06-14 | 2003-12-12 | System og fremgangsmåte for bestemmelse av verktøy-bevegelsesparametere ved logging av borehull |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6518756B1 (no) |
EP (1) | EP1397704A4 (no) |
AU (1) | AU2002312474B2 (no) |
BR (1) | BR0210393A (no) |
CA (1) | CA2455330A1 (no) |
NO (1) | NO334222B1 (no) |
WO (1) | WO2002103394A2 (no) |
Families Citing this family (61)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6518756B1 (en) * | 2001-06-14 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for determining motion tool parameters in borehole logging |
US7301338B2 (en) * | 2001-08-13 | 2007-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Automatic adjustment of NMR pulse sequence to optimize SNR based on real time analysis |
US6776035B2 (en) * | 2002-09-12 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and device for calibration of dual-axis tilt meter |
WO2004090557A2 (en) | 2003-04-01 | 2004-10-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Abnormal pressure determination using nuclear magnetic resonance logging |
US7463027B2 (en) * | 2003-05-02 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for deep-looking NMR logging |
CA2852097A1 (en) * | 2003-10-03 | 2005-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for t1-based logging |
WO2005053146A2 (en) * | 2003-11-20 | 2005-06-09 | University Of Virginia Patent Foundation | Method and system for enhanced resolution, automatically- calibrated position sensor |
JP2008510148A (ja) * | 2004-08-12 | 2008-04-03 | ユニヴァースティ オブ ヴァージニア パテント ファウンデイション | エンコーダ・インターフェイス用のディスクリミネータをエイリアシングするための方法、装置およびコンピュータ・プログラム・プロダクト |
US20080052033A1 (en) * | 2004-08-12 | 2008-02-28 | University Of Virginia Patent Foundation | Method, Apparatus and Computer Program Product of Aliasing Discriminator for Encoder Interfaces |
US7225078B2 (en) * | 2004-11-03 | 2007-05-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for predicting production of a well |
EP1693549A1 (en) * | 2005-02-17 | 2006-08-23 | ReedHycalog L.P. | Method and apparatus for measuring stick slip while drilling |
US7436184B2 (en) * | 2005-03-15 | 2008-10-14 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Well logging apparatus for obtaining azimuthally sensitive formation resistivity measurements |
US7681663B2 (en) * | 2005-04-29 | 2010-03-23 | Aps Technology, Inc. | Methods and systems for determining angular orientation of a drill string |
US8100196B2 (en) * | 2005-06-07 | 2012-01-24 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for collecting drill bit performance data |
BRPI0613349A2 (pt) * | 2005-06-20 | 2011-01-04 | Halliburton Energy Serv Inc | método de diagrafia de resistividade e aparelho de diagrafia de resistividade |
US7414405B2 (en) * | 2005-08-02 | 2008-08-19 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Measurement tool for obtaining tool face on a rotating drill collar |
US8818776B2 (en) * | 2005-08-09 | 2014-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for downhole tool system development |
US7696756B2 (en) * | 2005-11-04 | 2010-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oil based mud imaging tool with common mode voltage compensation |
EP1946152B1 (en) * | 2005-11-10 | 2014-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Displaced electrode amplifier |
US7426967B2 (en) * | 2005-11-14 | 2008-09-23 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Rotary steerable tool including drill string rotation measurement apparatus |
CA2611789C (en) * | 2005-12-13 | 2013-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple frequency based leakage current correction for imaging in oil-based muds |
US7571643B2 (en) * | 2006-06-15 | 2009-08-11 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Apparatus and method for downhole dynamics measurements |
US7606666B2 (en) * | 2007-01-29 | 2009-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing oilfield drilling operations using visualization techniques |
US7377333B1 (en) | 2007-03-07 | 2008-05-27 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Linear position sensor for downhole tools and method of use |
US7725263B2 (en) * | 2007-05-22 | 2010-05-25 | Smith International, Inc. | Gravity azimuth measurement at a non-rotating housing |
US8497685B2 (en) | 2007-05-22 | 2013-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Angular position sensor for a downhole tool |
GB2465120B (en) * | 2007-08-01 | 2013-05-08 | Halliburton Energy Serv Inc | Remote processing of well tool sensor data and correction of sensor data on data acquisition systems |
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 |
US8260554B2 (en) * | 2008-02-29 | 2012-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for motion correction to sensor measurements |
US8016050B2 (en) * | 2008-11-03 | 2011-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatuses for estimating drill bit cutting effectiveness |
US8131494B2 (en) * | 2008-12-04 | 2012-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Rotatable orientation independent gravity sensor and methods for correcting systematic errors |
US8028764B2 (en) * | 2009-02-24 | 2011-10-04 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatuses for estimating drill bit condition |
WO2010151252A1 (en) | 2009-06-24 | 2010-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for enhancing images of log data |
US9091151B2 (en) | 2009-11-19 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole optical radiometry tool |
CA2756285C (en) | 2009-12-23 | 2014-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interferometry-based downhole analysis tool |
GB2493652B (en) | 2010-06-01 | 2018-07-04 | Halliburton Energy Services Inc | Spectroscopic nanosensor logging systems and methods |
EP2583297A4 (en) | 2010-06-16 | 2013-10-02 | Halliburton Energy Serv Inc | BOREHOLE SOURCES WITH ADVANCED IR EMISSION |
US9574432B2 (en) | 2010-12-13 | 2017-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Optimized drilling |
GB2500359B (en) | 2011-01-18 | 2018-05-02 | Halliburton Energy Services Inc | An improved focused acoustic transducer |
CA2849768C (en) * | 2011-10-14 | 2018-09-11 | Precision Energy Services, Inc. | Analysis of drillstring dynamics using a angular rate sensor |
US9483607B2 (en) | 2011-11-10 | 2016-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole dynamics measurements using rotating navigation sensors |
US9926779B2 (en) | 2011-11-10 | 2018-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole whirl detection while drilling |
US9410377B2 (en) * | 2012-03-16 | 2016-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for determining whirl of a rotating tool |
WO2014105025A1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining gravity toolface and inclination in a rotating downhole tool |
US10301924B2 (en) | 2013-08-25 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Correction of motion effect in nuclear magnetic resonance (NMR) logging |
US9567844B2 (en) | 2013-10-10 | 2017-02-14 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Analysis of drillstring dynamics using angular and linear motion data from multiple accelerometer pairs |
US9625609B2 (en) | 2013-11-25 | 2017-04-18 | Mostar Directional Technologies Inc. | System and method for determining a borehole azimuth using gravity in-field referencing |
US20160040526A1 (en) * | 2014-08-05 | 2016-02-11 | National Oilwell Varco, L.P. | System and method for communicating complex downhole information |
US10053913B2 (en) | 2014-09-11 | 2018-08-21 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of determining when tool string parameters should be altered to avoid undesirable effects that would likely occur if the tool string were employed to drill a borehole and method of designing a tool string |
US9645267B2 (en) | 2014-09-26 | 2017-05-09 | Quartz Seismic Sensors, Inc. | Triaxial accelerometer assembly and in-situ calibration method for improved geodetic and seismic measurements |
CN108291440B (zh) * | 2015-11-11 | 2022-03-29 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 估算核磁共振测量质量 |
US11174720B2 (en) | 2017-02-22 | 2021-11-16 | Evolution Engineering Inc. | Automated drilling methods and systems using real-time analysis of drill string dynamics |
CN110199087A (zh) * | 2017-03-09 | 2019-09-03 | 哈利伯顿能源服务公司 | 具有对动生效应的主动补偿的井下核磁共振工具 |
US11519255B2 (en) | 2018-10-16 | 2022-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool dynamic and motion measurement with multiple ultrasound transducer |
CA3119266A1 (en) * | 2018-11-08 | 2020-05-14 | Quest Integrity Group, Llc | System and method to detect an inline tool in a pipe |
WO2020209874A1 (en) | 2019-04-12 | 2020-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Speed of tool assessment via speed kernels |
US10895659B2 (en) * | 2019-04-18 | 2021-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detecting nuclear magnetic resonance logging tool motion |
US11435496B2 (en) | 2019-10-07 | 2022-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reducing data bandwidth requirements in downhole nuclear magnetic resonance processing |
US11474126B2 (en) | 2020-03-05 | 2022-10-18 | Quartz Seismic Sensors, Inc. | High precision rotation sensor and method |
US11686191B2 (en) * | 2020-10-16 | 2023-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Identification of residual gravitational signal from drilling tool sensor data |
US11808100B2 (en) | 2022-03-04 | 2023-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubular cut monitoring systems and methods to cut a tubular |
Family Cites Families (99)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1158959A (en) * | 1912-07-16 | 1915-11-02 | Edward W Beach | Centrifugal separator. |
US3395337A (en) * | 1952-01-03 | 1968-07-30 | Varian Associates | Apparatus and method for identifying substances |
US2973471A (en) | 1953-05-08 | 1961-02-28 | Texaco Development Corp | Analysis techniques based on nuclear magnetic resonance |
US3617867A (en) * | 1953-07-17 | 1971-11-02 | Texaco Inc | Method and apparatus for well logging utilizing resonance |
US3360716A (en) | 1956-08-06 | 1967-12-26 | Varian Associates | Gyromagnetic resonance methods and apparatus |
US3205477A (en) | 1961-12-29 | 1965-09-07 | David C Kalbfell | Electroacoustical logging while drilling wells |
US3213357A (en) * | 1962-10-22 | 1965-10-19 | California Research Corp | Earth formation and fluid material investigation by nuclear magnetism relaxation rate determination |
US3402344A (en) * | 1965-08-02 | 1968-09-17 | Chevron Res | Nuclear magnetism well logging method and apparatus |
US3453433A (en) | 1966-12-08 | 1969-07-01 | Schlumberger Technology Corp | Combined sidewall neutron porosity gamma-gamma tool |
US3508438A (en) | 1967-06-27 | 1970-04-28 | Schlumberger Technology Corp | Well logging apparatus and method |
US3590228A (en) * | 1967-10-02 | 1971-06-29 | Schlumberger Technology Corp | Methods and apparatus for processing well logging data |
US3567935A (en) * | 1968-02-07 | 1971-03-02 | Schlumberger Technology Corp | Measuring apparatus and method |
US3567936A (en) * | 1968-02-07 | 1971-03-02 | Schlumberger Technology Corp | Multiple neutron detector borehole logging tool |
US3638484A (en) * | 1968-11-05 | 1972-02-01 | Schlumberger Technology Corp | Methods of processing well logging data |
US3593116A (en) * | 1969-07-29 | 1971-07-13 | Schlumberger Technology Corp | Nuclear magnetic logging apparatus coil configuration |
US3657730A (en) * | 1970-01-14 | 1972-04-18 | Shell Oil Co | Method for determining residual hydrocarbons present in a subterranean earth formation |
US3667035A (en) | 1970-03-17 | 1972-05-30 | Texaco Development Corp | Nuclear magnetism logging |
FR2119862B1 (no) | 1970-12-30 | 1973-11-23 | Schlumberger Prospection | |
US3784898A (en) * | 1972-02-16 | 1974-01-08 | Shell Oil Co | Method for reducing borehole signals in nuclear magnetic logging |
US4310887A (en) | 1972-08-28 | 1982-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Verification and calibration of well logs and reconstruction of logs |
US3896668A (en) * | 1973-10-05 | 1975-07-29 | Schlumberger Technology Corp | Methods and apparatus for determining characteristics of subsurface earth formations |
US4479564A (en) | 1979-04-12 | 1984-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for monitoring drill string characteristics during drilling |
USRE32913E (en) * | 1982-04-16 | 1989-04-25 | Schlumberger Technology Corp. | Shields for antennas of borehole logging devices |
US4528508A (en) * | 1982-06-10 | 1985-07-09 | Paramagnetic Logging, Inc. | Nuclear magnetic resonance method and apparatus for remote detection and volumetric measurement of petroleum reserves |
US4761889A (en) * | 1984-05-09 | 1988-08-09 | Teleco Oilfield Services Inc. | Method for the detection and correction of magnetic interference in the surveying of boreholes |
US4686364A (en) * | 1985-07-19 | 1987-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | In situ determination of total carbon and evaluation of source rock therefrom |
US4728892A (en) * | 1985-08-13 | 1988-03-01 | Shell Oil Company | NMR imaging of materials |
US4710713A (en) | 1986-03-11 | 1987-12-01 | Numar Corporation | Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques |
US4700142A (en) * | 1986-04-04 | 1987-10-13 | Vector Magnetics, Inc. | Method for determining the location of a deep-well casing by magnetic field sensing |
US4714881A (en) | 1986-07-15 | 1987-12-22 | Mobil Oil Corporation | Nuclear magnetic resonance borehole logging tool |
US4717876A (en) | 1986-08-13 | 1988-01-05 | Numar | NMR magnet system for well logging |
US5055788A (en) | 1986-08-27 | 1991-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole measurement of NMR characteristics of earth formations |
US4933638A (en) | 1986-08-27 | 1990-06-12 | Schlumber Technology Corp. | Borehole measurement of NMR characteristics of earth formations, and interpretations thereof |
US4717877A (en) | 1986-09-25 | 1988-01-05 | Numar Corporation | Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques |
US4717878A (en) | 1986-09-26 | 1988-01-05 | Numar Corporation | Nuclear magnetic resonance sensing apparatus and techniques |
US4783742A (en) * | 1986-12-31 | 1988-11-08 | Sundstrand Data Control, Inc. | Apparatus and method for gravity correction in borehole survey systems |
US4899112A (en) | 1987-10-30 | 1990-02-06 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus and method for determining formation resistivity at a shallow and a deep depth |
US4949045A (en) | 1987-10-30 | 1990-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus having a cylindrical housing with antennas formed in recesses and covered with a waterproof rubber layer |
US4987368A (en) | 1987-11-05 | 1991-01-22 | Shell Oil Company | Nuclear magnetism logging tool using high-temperature superconducting squid detectors |
US5230387A (en) * | 1988-10-28 | 1993-07-27 | Magrange, Inc. | Downhole combination tool |
US4885540A (en) * | 1988-10-31 | 1989-12-05 | Amoco Corporation | Automated nuclear magnetic resonance analysis |
GB2228326B (en) * | 1988-12-03 | 1993-02-24 | Anadrill Int Sa | Method for determining the instantaneous rotation speed of a drill string |
US5350925A (en) * | 1988-12-08 | 1994-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for determining values for earth formation properties |
US4956921A (en) * | 1989-02-21 | 1990-09-18 | Anadrill, Inc. | Method to improve directional survey accuracy |
US5122746A (en) | 1990-06-12 | 1992-06-16 | Gas Research Institute | Hydrocarbon gas measurements using nuclear magnetic resonance |
US5212447A (en) * | 1990-12-03 | 1993-05-18 | Numar Corporation | Apparatus and technique for nmr diffusion measurement |
RU2104566C1 (ru) | 1990-12-05 | 1998-02-10 | Ньюмар Корпорейшн | Устройство для каротажа буровой скважины |
US5412320A (en) * | 1991-05-16 | 1995-05-02 | Numar Corporation | Nuclear magnetic resonance determination of petrophysical properties of geologic structures |
US5309098A (en) * | 1991-05-16 | 1994-05-03 | Numar Corporation | Nuclear magnetic resonance detection of geologic structures |
US5557200A (en) * | 1991-05-16 | 1996-09-17 | Numar Corporation | Nuclear magnetic resonance determination of petrophysical properties of geologic structures |
US5387865A (en) * | 1991-09-20 | 1995-02-07 | Exxon Research And Engineering Company | Permeability determination from NMR relaxation measurements for fluids in porous media |
US5235285A (en) | 1991-10-31 | 1993-08-10 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus having toroidal induction antenna for measuring, while drilling, resistivity of earth formations |
US5379216A (en) * | 1992-05-27 | 1995-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for producing a new output record medium illustrating a quantitative description in the volume dimension of mud filtrate invasion into permeable zones of a formation in a wellbore |
DK0581666T3 (da) | 1992-07-30 | 1997-10-27 | Schlumberger Ltd | Impulsmoduleret kernemagnetisk værktøj til formationsevaluering 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 |
US5629623A (en) | 1992-07-30 | 1997-05-13 | Schlumberger Technology Corporation | Pulsed nuclear magnetism tool for formation evaluation while drilling |
US5923167A (en) | 1992-07-30 | 1999-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Pulsed nuclear magnetism tool for formation evaluation while drilling |
US5291137A (en) | 1992-11-02 | 1994-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Processing method and apparatus for processing spin echo in-phase and quadrature amplitudes from a pulsed nuclear magnetism tool and producing new output data to be recorded on an output record |
US5432446A (en) * | 1992-11-02 | 1995-07-11 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole measurement of NMR characteristics of earth formation |
US5486762A (en) | 1992-11-02 | 1996-01-23 | Schlumberger Technology Corp. | Apparatus including multi-wait time pulsed NMR logging method for determining accurate T2-distributions and accurate T1/T2 ratios and generating a more accurate output record using the updated T2-distributions and T1/T2 ratios |
US5363041A (en) | 1992-12-31 | 1994-11-08 | Schlumberger Technology Corporation | Determining bound and unbound fluid volumes using nuclear magnetic resonance pulse sequences |
EG20489A (en) * | 1993-01-13 | 1999-06-30 | Shell Int Research | Method for determining borehole direction |
US5349184A (en) * | 1993-01-21 | 1994-09-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for reducing matrix density effects on porosity measurements during epithermal neutron porosity well logging |
US5376884A (en) | 1993-04-01 | 1994-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance measuring apparatus |
US5517115A (en) * | 1993-12-16 | 1996-05-14 | Numar Corporation | Efficient processing of NMR echo trains |
US5497087A (en) * | 1994-10-20 | 1996-03-05 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas reservoirs |
US5498960A (en) * | 1994-10-20 | 1996-03-12 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas in reservoirs |
US5565775A (en) * | 1995-06-23 | 1996-10-15 | Exxon Research And Engineering Company | Producible fluid volumes in porous media determined by pulsed field gradient nuclear magnetic resonance |
US5757186A (en) | 1996-02-23 | 1998-05-26 | Western Atlas International, Inc. | Nuclear magnetic resonance well logging apparatus and method adapted for measurement-while-drilling |
US6005389A (en) * | 1996-03-15 | 1999-12-21 | Numar Corporation | Pulse sequences and interpretation techniques for NMR measurements |
US5767674A (en) | 1996-04-17 | 1998-06-16 | Griffin; Douglas D. | Apparatus for protecting a magnetic resonance antenna |
US5831433A (en) | 1996-12-04 | 1998-11-03 | Sezginer; Abdurrahman | Well logging method and apparatus for NMR and resistivity measurements |
US6531868B2 (en) * | 1996-12-30 | 2003-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for formation evaluation while drilling |
US5977768A (en) | 1997-06-23 | 1999-11-02 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution |
US6255817B1 (en) | 1997-06-23 | 2001-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution |
US6166543A (en) | 1997-09-25 | 2000-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring nuclear magnetic resonance |
US5992519A (en) * | 1997-09-29 | 1999-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Real time monitoring and control of downhole reservoirs |
US6133734A (en) | 1997-12-30 | 2000-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for evaluating an earth formation using nuclear magnetic resonance techiques |
US5869755A (en) * | 1997-12-31 | 1999-02-09 | Schlumberger Technology Corporation | Porosity estimation method in carbonate rock |
AR015217A1 (es) * | 1998-01-16 | 2001-04-18 | Numar Corp | UNA HERRAMIENTA DE RESONANCIA MAGNETICA NUCLEAR (RMN) PARA CONDUCIR MEDICIONES DE UNA FORMACION DE TIERRA QUE RODEA UN POZO DE SONDEO, UN METODO PARA EFECTUAR DICHAS MEDICIONES MIENTRAS SE EFECTUA EL TALADRO Y UNA DISPOSICIoN PARA HACER MEDICIONES DE RMN. |
US6237404B1 (en) | 1998-02-27 | 2001-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for determining a drilling mode to optimize formation evaluation measurements |
US6246236B1 (en) | 1998-03-03 | 2001-06-12 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for obtaining a nuclear magnetic resonance measurement while drilling |
US6140817A (en) | 1998-05-26 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic resonance well logging method and apparatus |
GB2348506B (en) * | 1998-06-09 | 2001-09-19 | Schlumberger Holdings | Nuclear magnetic resonance logging |
US6121774A (en) | 1998-06-22 | 2000-09-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method for eliminating ringing during a nuclear magnetic resonance measurement |
US6065219A (en) * | 1998-06-26 | 2000-05-23 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for determining the shape of an earth borehole and the motion of a tool within the borehole |
US6566874B1 (en) | 1998-07-30 | 2003-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting tool motion effects on nuclear magnetic resonance measurements |
US6115671A (en) | 1999-02-03 | 2000-09-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method for estimating rock petrophysical parameters using temperature modified NMR data |
US6459992B1 (en) * | 1999-07-12 | 2002-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining logging tool displacements |
US6297632B1 (en) * | 1999-07-19 | 2001-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting tool motion effects on spin echoes obtained with nuclear magnetic resonance measurements |
US6661226B1 (en) * | 1999-08-13 | 2003-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | NMR apparatus and methods for measuring volumes of hydrocarbon gas and oil |
US6255819B1 (en) * | 1999-10-25 | 2001-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for geologically-enhanced magnetic resonance imaging logs |
US6541969B2 (en) * | 1999-12-15 | 2003-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for improving the vertical resolution of NMR logs |
US6646437B1 (en) * | 2000-04-07 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for clay typing using NMR-based porosity modeling |
US6577125B2 (en) * | 2000-12-18 | 2003-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Temperature compensated magnetic field apparatus for NMR measurements |
US6737864B2 (en) * | 2001-03-28 | 2004-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetic resonance fluid analysis apparatus and method |
US6518756B1 (en) * | 2001-06-14 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for determining motion tool parameters in borehole logging |
US6525534B2 (en) * | 2001-06-15 | 2003-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for NMR signal processing without phase alternated pair stacking |
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 |
-
2001
- 2001-06-14 US US09/882,228 patent/US6518756B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-06-11 BR BR0210393-1A patent/BR0210393A/pt not_active Application Discontinuation
- 2002-06-11 WO PCT/US2002/018651 patent/WO2002103394A2/en not_active Application Discontinuation
- 2002-06-11 EP EP02739851A patent/EP1397704A4/en not_active Withdrawn
- 2002-06-11 CA CA002455330A patent/CA2455330A1/en not_active Abandoned
- 2002-06-11 AU AU2002312474A patent/AU2002312474B2/en not_active Ceased
-
2003
- 2003-02-11 US US10/713,923 patent/US6975112B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-12-12 NO NO20035567A patent/NO334222B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1397704A2 (en) | 2004-03-17 |
US6975112B2 (en) | 2005-12-13 |
US6518756B1 (en) | 2003-02-11 |
NO20035567D0 (no) | 2003-12-12 |
US20040251898A1 (en) | 2004-12-16 |
WO2002103394A2 (en) | 2002-12-27 |
WO2002103394A3 (en) | 2003-03-27 |
EP1397704A4 (en) | 2012-11-21 |
BR0210393A (pt) | 2004-06-29 |
CA2455330A1 (en) | 2002-12-27 |
AU2002312474B2 (en) | 2006-11-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO334222B1 (no) | System og fremgangsmåte for bestemmelse av verktøy-bevegelsesparametere ved logging av borehull | |
AU2002312474A1 (en) | Systems and methods for determining motion tool parameters in borehole logging | |
US5058077A (en) | Compensation technique for eccentered MWD sensors | |
US5159577A (en) | Technique for reducing whirling of a drill string | |
EP1735592B1 (en) | Measuring borehole survey tool orientation using microgyros | |
US5606124A (en) | Apparatus and method for determining the gravitational orientation of a well logging instrument | |
GB2225118A (en) | Method and apparatus for measurement of azimuth of a borehole while drilling | |
US10392921B2 (en) | Downhole tool for measuring accelerations | |
NO20110865A1 (no) | Stedsbestemmelse av fôringsror i sanntid og avstand fra tiltede antennemalinger | |
CN104453857B (zh) | 一种小井斜下井斜和工具面角动态测量方法及装置 | |
US7252144B2 (en) | Magnetometers for measurement-while-drilling applications | |
NO311236B1 (no) | Fremgangsmåte for undersökelse av et brönnhull | |
US5128867A (en) | Method and apparatus for determining inclination angle of a borehole while drilling | |
US10711592B2 (en) | Downhole tool for measuring angular position | |
EP3039436A1 (en) | Method for multiplexing wheatstone bridge measurements | |
GB2581688A (en) | Noise robust algorithm for measuring gravitational tool-face | |
RU2105952C1 (ru) | Инклинометр |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |